水电火电到底该不该同价？

　　能源问题是中国现代化进程和全面建设小康社会的主要约束条件，并具体表现为总量约束（ＧＤＰ增长需要能源支撑）、结构约束（石油对外依存度不断攀升）、人口约束（人均商品性用能稳步提高）和环境约束（以煤为主的能源消费排放温室气体引发国际争端）。解决能源问题的过程就是一个缓解和放松能源四项约束的过程，根本的途径就是提高能源效率，调整能源结构，使能源发展由以不可再生的化石能源为主向可再生的非化石能源为主转变。水电作为清洁的可再生能源，成为能源结构调整的主要力量之一。

水电价格怎么了？

　　价格机制是市场经济体制的运行基础，是市场引导电力结构调整的基本力量，也是发挥市场在资源配置中的基础性作用的基本力量。在电力体制改革进程中，电价和投资是两个高度相关的问题；在市场经济条件下，电价是引导投资者、激励投资者进入电力行业的主要市场信号。近年来，随着水电的快速开发，伴随于水电开发的移民补偿问题和环境保护问题日益凸显。为解决水电开发移民资金问题，有关部门提出了“水火电同网同价”的命题。怎么看？怎么办？水电价格到底怎么了？
　　我国目前的电能商品价格还不属于“供求价格”，价格机制也不属于自由价格机制，而是基于生产成本的“成本价格”，属于政府管制的价格机制。现行的水电上网电价定价政策主要有三种：一是标杆电价，由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定，同一地区新建发电机组上网电价实行同一价格，并事先向社会公布。二是经营期电价，执行政府价格主管部门按补偿成本原则核定的上网电价，主要针对老机组。三是跨区送电电价，一种是按受电省份平均购电价扣除输电电价和损耗后，采用倒推的方法核定；另一种是由送电、受电双方参考送端电网平均上网电价和受端平均购电价、销售电价协商确定。西电东送、皖电东送、三峡等跨区送电项目均由国家根据已确定的分电方案，按倒推的方式定价。
　　从执行结果看，水电上网电价政策主要问题有三：一是标杆电价制度设计存在缺陷。水电开发受水文、地质条件、调节性能、库区移民、综合利用程度等多种因素的影响，建设成本和发电能力差异较大，不同项目缺乏可比性，执行统一的标杆电价不足以有效发挥水电投资引导作用。二是计价成本的不完全性。一方面，外部成本内在化，对那些具有防洪、航运、旅游、水产养殖等功能的水电项目，由于没有相应的补偿机制而内在化；另一方面，内部成本外在化，对于那些对植被、生物多样性产生负面影响的水电项目，由于没有相应的环境损害成本核算机制而外在化。三是水资源价值的低值化。水电上网电价除了依法计入的税金外并没有真正反映水资源价值的成本科目。
　　尽管水电上网价格存在上述体制和机制缺陷，但由于水资源所有权主体的缺位，水资源价值的缺项并没有影响水电项目的盈利能力。相反，现行的水电上网电价决定的水电项目盈利能力总体上优于社会平均水平。
　　围绕资源性产品价格改革，党中央、国务院已经有明确方针，那就是建立能够充分反映市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本的资源要素价格形成机制。早在２００３年，国务院《电价改革方案》就提出了电价改革的基本思路：电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定；上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成；过渡时期上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成，容量电价逐步过渡到由市场竞争确定。方案要求，电价改革应注重价格信号对电力投资的引导作用，并把提高效率、促进增长和保护环境有机结合起来。现行的水电上网价格不足以支撑移民补偿和环境保护成本，其根本原因在于水电价格形成机制未能全面反映电力供求关系、水资源价值和水电开发环境损害成本。

为什么要扯上火电？

　　电能在能源系统中属于二次能源，由煤、石油、天然气等化石能源和水能、风能、太阳能等可再生能源转化而来。换句话说，电能的属性取决于一次能源。所谓同网同价，其基本前提是同质。《电力法》第三十七条明确规定：上网电价实行同网同质同价。水电和火电分别来源于不同的一次能源，水火电不同质，因而也就没有同价的物质基础，又怎么会有“水火电同网同价”的命题呢？为什么要扯上火电呢？
　　我国是一个以煤为主的能源消费大国。根据国家统计局统计公报，２００８年全年能源消费总量为２８．５亿吨标准煤，约占全球的１６％；其中，煤炭消费量２７．４亿吨，约占全球的４０％，大约有一半的煤炭被用于发电。截至２００８年底，全国发电装机容量达到７９２５３万千瓦，其中７５．９％为火电，水电仅占２１．６％；在全部３４３３４亿千瓦时的发电量中，火电占８０．９％，水电仅占１６．４％。火电成为我国电力供应的唯一主力。在以成本为基础的政府定价机制中，由于水电机组的运行成本远低于火电机组，致使我国水电上网电价长期低于火电。２００７年，全国平均水电机组上网电价为２４４．０４元／千千瓦时，火电机组为３４６．３３元／千千瓦时，水电机组上网电价每千瓦时电大体上要比火电低１毛钱。这是提出“水火电同网同价”的基本政策背景。
　　价格问题的核心是利益问题，价格管制的关键是平衡各类市场主体的利益关系。撇开水电与火电“不同质”这一前置性条件，水火电同网同价还面临来自两方面的挑战：一是电网，水电的低上网电价是目前电网公司的主要利润源泉，“１毛钱”政策电网公司难以消化；在单一购买者电力市场模式下，一旦销售价格疏导延滞，将产生电力“堰塞湖”。二是水电，“１毛钱”的利好信号将强力推进水电开发，如何防止新一轮水电无序开发和“跑马圈水”，如何防止水电开发带来的生态环境灾难，以及如何分配由“１毛钱”形成的超额利润，同样面临挑战。
　　进一步看，火电上网电价的形成机制本身也存在问题。现行的标杆电价总体上还是以成本加成定价法为基础的，未能有效反映市场供求关系、资源稀缺性和环境损害成本。尽管已经采取了脱硫加价政策，但若进一步加上脱硝、脱碳的成本，每千瓦时电至少还需要加价１毛钱，水电又如何跟进呢？

我们到底要什么？

　　尽管从消费者角度看，人们无从区分水电和火电，但由于产生电能的一次能源的差异，水电和火电从根本上讲却是不同质的，水火电“同网同价”违反了《电力法》“同网同质同价”的规定，以火电为参照系安排水电的价格改革是不可行的。对于水电的众多利益攸关方而言，或许需要明确的是：我们到底要水电什么？
　　作为清洁、低碳、可再生的能源，不同的利益主体对水电有不同的期待。作为全体公民利益代表的中央政府，期待通过有效的价格杠杆促进水电开发，借此改善能源结构和电源结构，缓解经济社会发展过程中的能源约束和气候变化约束；作为水电产品的总承销商，电网公司期待维持水电上网低价政策，以弥补居民生活用电和农业生产用电的低价亏损；西部水资源丰富省份期待统筹水火电价格以维持“西电东送”的价格竞争力。全面满足这些期待有赖于电力体制改革，特别是上网电价、销售电价的市场化改革。
　　当前，政府对上网电价、销售电价由市场定价还缺乏信心，担心市场定价给电力投资、电力供给带来不确定性；担心市场定价给企业生产、宏观经济带来不确定性；担心市场定价给居民生活、社会稳定带来不确定性。由于“三农”问题是全党工作的重中之重、政府工作的重中之重，还担心市场定价对农业生产带来不利影响。这些担心是有理由的，但不是不可克服的。
　　规范地看，电价市场化的障碍主要有五：其一，农业生产用电与农业生产资料生产用电的价格管制；其二，电力普遍服务；其三，公用事业价格听证制度；其四，电价的交叉补贴；其五，电价成为政府调控工具。撇开电价作为政府调控工具，电力市场化的上述障碍可以归结为一点，那就是农业生产、居民生活用电的价格约束，这些用户的用电价格由于受政府管制而难以市场化。既然这些障碍客观上不可避免，绕过这些障碍的根本办法就是将农业生产用电、居民生活用电从电价市场化中剥离出来。
　　现行的维持农业生产、居民生活用电“低价政策”的主要工具是电价交叉补贴，通过对水电上网电价的“低价政策”和对工商业用电的“高价政策”实现盈利业务与亏损业务相互弥补，以整个电力企业总体核算、“算总账”的形式实现盈亏平衡并取得一定利润。电价交叉补贴的主要形式有二：一是上网电价的交叉补贴，集中反映在水电与火电之间的交叉补贴；二是销售电价的交叉补贴，集中反映在农业生产用电和居民生活用电与工商业用电之间的交叉补贴。上网电价的交叉补贴与销售电价的交叉补贴具有“抵消效应”，即上网电价的低价政策形成的收益“抵消”了农业生产、居民生活用电低价政策产生的亏损。这就为我们绕开农业生产、居民生活电价，推进电价市场化创造了条件。
　　２００７年，在全国３２５５９亿千瓦时发电量中，水电４８６７亿千瓦时，占１５．０％，而包括农业生产、居民生活在内的电力需求仅占１３．６％，合计４４４４亿千瓦时，低于当年水力发电量，水电完全能够满足农业生产、居民生活用电的需要。事实上，从１９９５年～２００６年１２年的统计数据看，水力发电基本上能够满足农业生产和居民生活用电量需求。因此，如果从制度上对水力发电进行用途管制，水电专门用于农业生产和居民生活，价格实行政府管制；非水电资源形成的发电量实行电价市场化，让发电企业直接面对工商业用户开展市场营销，也就是走“部分市场化”电价改革路子，放开工商业用电市场，管制居民生活用电市场和农业生产用电市场，水电利益攸关方的各种期待将取得统一。
　　这或许就是我们所要的。