“就像什剎海的滑冰場，傍晚已有很多劃痕，第二天似乎又光滑如鏡。”有人這樣形容近年來我國電價改革難以實質(zhì)推進的局面。

但冬去春來，“氣溫”正在回升，煤電頂牛、電力企業(yè)虧損、單位GDP電耗高企等種種情形，使人們確信，電價改革再次破冰已是必然。溫家寶總理在兩會政府工作報告中明確提出電價改革要求，更是給業(yè)界以極大信心。

記者采訪中得出兩個印象：一是電價之復雜，“真正能把國內(nèi)電價情況說清楚的人，不多”；二是雖然改革大方向已有共識，但仍需要“政府下極大的決心進行利益調(diào)整”。

“時機問題還有爭論，尚不能預測改革時間表，但是，它應該是一攬子方案，集中解決煤電矛盾及電力行業(yè)深層矛盾，改革力度可能大于2003年的《電價改革方案》�！币晃粚＜疫@樣判斷。

“世界最復雜的電價機制”

我國電價機制隨著電力工業(yè)的發(fā)展和電力管理體制的變革不斷改進和完善。2003年以來，國務院頒發(fā)了《電價改革方案》，國家發(fā)改委出臺了《電價改革實施辦法》，明確了發(fā)電、售電價格由市場競爭形成，輸配電價格由政府制定的改革方向。但是，受多種原因影響，電價機制改革進展緩慢，電價仍然由政府統(tǒng)一制定。總體水平低，機制不合理的矛盾非常突出。一廠一價，甚至一機一價的上網(wǎng)電價，一直沒有獨立的輸配電價，交叉補貼嚴重的銷售電價，共同構(gòu)成了“世界上最復雜的電價機制”。

看得見的手，看得見的矛盾

電價，應該聽市場的還是政府的？換言之，它應該受控于看不見的手還是看得見的手？

著名經(jīng)濟學家張卓元一針見血地指出，價格是市場最基本的信號，價格改革是基礎(chǔ)性改革，價格信號如果扭曲了，何談資源優(yōu)化配置？

廈門大學能源經(jīng)濟專家林伯強則認為，電價應該回歸市場，“它不是宏觀調(diào)控的手段和工具”。

業(yè)界更是把電價改革不到位與我國依賴資源高投入的粗放型經(jīng)濟發(fā)展方式、電力工業(yè)可持續(xù)發(fā)展的瓶頸問題聯(lián)系起來。具體到電價的各個環(huán)節(jié)，矛盾越發(fā)突出。

上網(wǎng)電價不能及時反映燃料、投資和脫硫等成本變化。

2008年電價調(diào)整僅解決了當年電煤價格漲幅的50%，沒有完全疏導2006年煤電聯(lián)動以來的電煤價格上漲矛盾，導致發(fā)電企業(yè)普遍虧損。

燃煤電廠單位造價大幅下降，發(fā)電煤耗持續(xù)降低，但標桿上網(wǎng)電價沒有及時調(diào)整，對發(fā)電技術(shù)落后和小火電機組的制約作用沒有發(fā)揮。

要求電網(wǎng)企業(yè)為發(fā)電企業(yè)墊付燃煤機組脫硫成本，但沒有及時全額疏導終端銷售電價，電力用戶沒有承擔環(huán)境資源成本。

上網(wǎng)電價機制還不能滿足鼓勵清潔能源發(fā)展和資源優(yōu)化配置的要求。目前以省級范圍核定標桿電價，不利于在更大范圍優(yōu)化煤電布局和促進跨區(qū)跨省電力交易；大型水電站在發(fā)電、航運等綜合利用方面的投資分攤政策尚未明確，制約了水電的集約化開發(fā)；跨區(qū)跨省送電工程按“受電地區(qū)平均上網(wǎng)電價扣減輸電電價和線損”核定上網(wǎng)電價，沒有反映坑口電廠的成本特點，影響外送電力的競爭優(yōu)勢。

輸配電價形成機制尚未落實，制約了資源優(yōu)化配置。

盡管電價改革方案明確要建立獨立的合理的輸配電價形成機制，但目前輸配電價仍以購銷差價方式體現(xiàn)。

2003年以來，國家共提高銷售電價10.74分/千瓦時，其中解決電網(wǎng)還本付息的部分只有1.68分/千瓦時。2008年火電上網(wǎng)電價提高2分/千瓦時后，電網(wǎng)電價累計反而下降了0.22分/千瓦時。電網(wǎng)環(huán)節(jié)電價僅占銷售電價的26%，遠低于國外50％～60%的平均水平。如不能及時疏導這一矛盾，預計2009年國家電網(wǎng)公司將出現(xiàn)大約500億元的巨額虧損。

2007年末，我國發(fā)電資產(chǎn)占電力資產(chǎn)的比例為65％，電網(wǎng)資產(chǎn)為35％，而國外電源、電網(wǎng)的投資比例普遍約4∶6，法國等國家及地區(qū)達3∶7。各級電網(wǎng)的輸配電成本不能合理地傳導到終端用戶，不僅制約各級電網(wǎng)的持續(xù)發(fā)展，也嚴重制約了能源資源更大范圍的優(yōu)化配置。

銷售電價不能合理反映成本，水平偏低，影響節(jié)能減排和經(jīng)濟發(fā)展方式轉(zhuǎn)變。

2006年，我國工業(yè)電價與歐美56個國家比較，處于倒數(shù)第9位，居民電價處于倒數(shù)第4位。我國電價增長速度較低，2000年以來，全國電價年均增長率4.8%，而同期商品煤、電煤、汽油、柴油、民用液化石油氣價格增長率分別為13.6%、10.2%、8.2%、7.1%和8.0%；與歐美56個國家比，我國居民電價增長率處于較低水平，工業(yè)電價年均增長率處于偏下水平。

我國能源價格水平偏低導致資源利用效率較低。近年來我國單位GDP電耗由降轉(zhuǎn)升，從1999年的1127千瓦時/萬元，反彈到2007年的1414千瓦時/萬元（2005年不變價），這與我國高耗能、高污染排放、低附加值產(chǎn)品行業(yè)，能夠依靠低電價獲取利潤具有密切的關(guān)系，嚴重影響節(jié)能減排和經(jīng)濟發(fā)展方式轉(zhuǎn)變，危及我國經(jīng)濟社會持續(xù)健康發(fā)展。

理性回歸 反映資源稀缺

什么樣的電價最為合理？答案非常簡單：能反映電力資源稀缺程度、環(huán)境損害成本和供求關(guān)系的電價。

要疏導電價矛盾，促進節(jié)能減排目標實現(xiàn)，需要采取統(tǒng)籌兼顧的辦法。首先應落實煤電聯(lián)動機制，解決電煤漲價推動發(fā)電成本上升問題；根據(jù)電廠造價下降、發(fā)電煤耗降低、大型燃煤機組利用小時有較大提高等情況，對燃煤機組標桿電價進行全面調(diào)整，激勵電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化；及時解決電網(wǎng)供電成本上升和發(fā)展能力不足問題，合理提高電網(wǎng)環(huán)節(jié)電價水平；盡快解決電網(wǎng)墊付燃煤機組脫硫電價補貼問題，合理反映電力生產(chǎn)的環(huán)境資源成本。

如此一來，有可能提升電價總體水平，有研究表明，電價每千瓦時調(diào)整1分，對CPI的影響不到0.1%。對此，專家們認為，“這是一種理性的回歸”，不僅能夠合理反映電力生產(chǎn)和供應成本，還能促使消費者節(jié)約資源。上網(wǎng)電價機制，應有利于能源資源合理布局和結(jié)構(gòu)優(yōu)化。結(jié)合跨區(qū)、跨省送電電源成本特性，建立合理的跨省區(qū)送電價格機制，促進全國能源優(yōu)化配置；完善水電價格機制，促進流域水能開發(fā)；將可再生能源電價附加轉(zhuǎn)為政府性基金，適度提高生物質(zhì)能發(fā)電等可再生能源電價補貼標準，促進能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化。

輸配電價機制，應有利于更大范圍資源優(yōu)化配置和電網(wǎng)安全可靠供電。建立有利于促進電網(wǎng)可持續(xù)發(fā)展，激勵電網(wǎng)企業(yè)加強管理、提高效率的輸配電成本監(jiān)審辦法；健全輸配電價體系，建立特高壓電網(wǎng)和跨區(qū)、跨省電網(wǎng)的投資回收機制，促進各級電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展；貫徹落實《電價改革方案》，建立成本加收益輸配電價形成機制，扭轉(zhuǎn)電網(wǎng)發(fā)展滯后局面，保障電力安全可靠供應。

銷售電價機制，則應有利于促進節(jié)能環(huán)保目標實現(xiàn)、引導用戶合理用電。建立合理反映能源資源稀缺程度、環(huán)境損害成本和電力發(fā)展需求的銷售電價機制，實施銷售電價與電力生產(chǎn)、供應成本聯(lián)動機制；調(diào)整兩部制電價結(jié)構(gòu)，增加基本電費比重，擴大基本電費收取范圍，引導用戶合理用電。

來源：中國電力報