新⼀轮电价改⾰的背景、理念及主要内容
2019-10-30
⼀、新⼀轮电价改⾰的背景
(⼀)先前电价改⾰所取得的进展
改⾰开放以来，我国电价体制⼀直处于变⾰之中，基本适应了国民经济和社会发展的要求，取得的主要进展可以概括为以下三点：
1、上⽹电价从⽆到有，从⽆序到初步规范。特别是1985年后推⾏的“还本付息电价”、“燃运加价”等项政策，对⿎励“多家办电”，增加电⼒产出，扭转我国长期存在的全⾯缺电局⾯，⽀持国民经济持续、快速增长，起到了关键性作⽤。2001年后推⾏以“经营期电价”取代“还本付息电价”的政策，在促进电⼒企业加强管理、提⾼效率⽅⾯，也取得了⼀定的成效。
2、终端售价体系合理化有了长⾜的进展。主要表现为：(1)新的“⽬录电价”取代“多种电价”；(2)“东⾼西低”的地区差价形成；(3)峰⾕分时电价、季节电价逐步推⼴。
3、管理权限⾼度集中的局⾯有所改观。通过长期的探索，初步形成了与体制现状相适应的决策机制，如政府管制与相关主体间的协调相结合、中央统⼀审批与委托地⽅管理相结合等。
(⼆)新⼀轮电价改⾰要解决的主要问题
⼀是价格监管的现代化。主要⽬标是：(1)以科学的理念为依据的兼顾效率与公平的电价体系；(2)明晰的监管规则；(3)运转有效的价格监管组织体系；(4)体现民主与法制的决策机制。
⼆是推进电⼒体制的市场化改⾰。上世纪90年代以来风靡全球的电⼒体制改⾰，先期实施的国家虽具体做法各不相同，但均以市场化为基本取向。我国国情与上述国家⼤不相同，但⾛市场化道路也有其必然性：(1)发电环节竞争性市场结构与政府统⼀定价在体制上⽆法兼容。其结果必然是：以个别成本为基础的定价，在有效刺激供给的同时，也导致了成本失控和系统效率下降。特别是前⼏年的电⼒过剩，使两种制度的冲突更为突出。为进⼀步提⾼资源配置效率，必须在体制上做⽅向性的选择。
(2)重回“垂直⼀体化”难以操作。经过近20年的“多家办电”，独⽴发电公司已占据“半壁江⼭”，且数量众多，产权结构复杂，重回“垂直⼀体化”，利益关系调整难度太⼤。⽽此时⼜恰逢国外电⼒市场化改⾰如⽕如荼，决策层⾃然会选择市场化的解决办法。电⼒市场化改⾰的核⼼是电价形成机制的转换，为适应电⼒体制改⾰的需要，新⼀轮电价改⾰⽅案，必须有与“垂直⼀体化”体制下不同的设计。
⼆、新⼀轮电价改⾰应遵循的基本理念
(⼀)电价改⾰的根本⽬的是提⾼效率，促进增长威尔士和英格兰的关系
这⾥所说的提⾼效率主要指以下三个⽅⾯：(1)电⼒企业的效率。主要指降低企业的投资和运营成本。(2)电⼒系统的效率。包括电源结构的优化和系统的⾼效运⾏。(3)电⼒消费的效率。要有助于形成合理的消费结构，进⽽形成合理的产业结构。
实现以上三个⽅⾯的效率预期，就可称之为健康发展。
因此，不宜简单将降低电价作为改⾰的主要⽬标。电价改⾰应注意⿎励电⼒的长期投资，特别是过渡阶段的改⾰措施，应充分考虑我国电⼒需求增长潜⼒及电⼒投资的特点，把提⾼效率与促进增长有机地结合起来。
(⼆)电价改⾰应循序渐进、平稳过渡
“分步实施”是所有先期改⾰国家的共同经验。电⼒的市场化必须以系统的安全、可靠为前提。因此，⽆论市场模式如何选择，各国的改⾰通常都是先从发电企业与⼤⽤户的价格竞争起步，在逐步扩⼤⽤户选择权的基础上，分期分批引⼊市场机制。如，英格兰和威尔⼠的终端售价放开，历经8年，根据事先确定的时间表分步实施。北欧及其他已进⾏电⼒体制改⾰的国家，也都遵循了“总体设计，分步实施”的改⾰战略。原因在于，电⼒的发、输、⽤互为条件，系统性极强，市场化进程每深⼊⼀步，都需要有⼀系列新的相关条件配套。与上述国家和地区相⽐，我国市场体系不健全，市场发育程度低，引⼊竞争所需的电⼒基础设施较差，政府监管能⼒也不够强。因此，必须正确处理改⾰、发展、稳定三者之间的关系，
既要有合乎市场经济⽅向的改⾰路径，⼜要有合乎中国国情的改⾰步骤，稳步推进。
值得进⼀步指出的是，当今世界各国电⼒改⾰的设计者，⽆论是先⾏者，还是仿效者，对电⼒体制变化规律的认识过程并未完成。英国在1990年推⾏的电⼒体制改⾰⽅案，虽然规划了分阶段达到的⽬标，但并未包括⽬前实⾏的新交易制度(ne㈤的设想。经过10年的修改和补充，仍不能从根本上解决原强制性电⼒库的弊端，最终还是⽤新的“双边”交易制度取⽽代之。此外，关于电⼒的⾏业结构安排，从⼀开始就存在争议，近⼏年，发电与售电的⼀体化整合渐成趋势，并得到欧洲各国(包括英国)政府的允许，是由于“双边”交易成为市场运⾏的主导⽅式后，系统平衡的经济责任主要由发电商和售电商承担，双⽅风险⼤⼤增加，⼈们才开始达成共识：作为⼀种有效竞争的制度保障，这种纵向整合是合理的。由此可见，即使是那些电⼒市场化改⾰的先⾏者，对电⼒体制变化规律的认识过程也仍未完成。可见，诸如“毕其功与⼀役”、“快⼑斩乱⿇”⼀类的操作理念，是根本不适于电价改⾰的。
所以，我国的电价改⾰，必须从电⼒⾏业的技术、经济特性出发，特别是要根据所需解决问题的重要性和难易程度，确⽴分阶段的改⾰⽬标和与之相适应的操作⽅式。即使在发电环节，改⾰初期也仍须施以适当的⾏政控制。
(三)电价改⾰应与整个电⼒体制改⾰协调推进
电价改⾰作为电⼒体制改⾰的有机组成部分，既是电⼒体制改⾰的核⼼，也以电⼒体制改⾰其他⽅⾯的
设计与进展为条件。如：电⼒市场交易模式直接决定电价双轨制的具体形式；电⼒市场化进度影响电价管制的⽐重及临时上⽹电价⽔平及其持续的时间；电⼒市场布局影响电⽹公司构架，进⽽影响输电价的监管；发电企业重组则从两⽅⾯影响电价安排：⼀是市场结构决定交易模式进⽽影响电价；⼆是电⽹公司保留发电机组容量达到⼀定程度，直接影响上⽹电价的管制⽅式和输电价格的核定。此外，电⼒管制权配置则对以上各个⽅⾯都有影响，进⽽对电价改⾰产⽣全⽅位的影响。如：横向配置的⽅式决定协调的质和量；纵向配置的⽅式影响区域间具体模式、进度的差别。
因此，电价改⾰必须与电⼒市场布局、市场化进度、交易模式、企业重组、管制权的配置等其他⽅⾯改⾰互相衔接，协调推进，才能取得预期的效果。
(四)电价改⾰必须“因地制宜”
国际经验证明，电⼒⼯业的市场化改⾰没有统⼀的模式，必须“因地制宜”。例如，北欧电⼒市场、英格兰与威尔⼠2000年前的电⼒市场，均设有电⼒库，但⼆者在价格决定机制及系统价格的作⽤⽅⾯却⼤相径庭。英国2000年后实⾏的新交易规则采纳了北欧电⼒市场的⼀些做法，但在现货市场、平衡市场价格形成机制及系统价格的作⽤⽅⾯，与后者仍有很⼤的不同。纵观其他先期改⾰国家的做法，虽然都⼒图使电⼒价格像⼀般商品那样在竞争中形成，但由于改⾰前的经济与政治环境、电⼒⼯业所处的发展阶段及供求关系等诸多条件的差异，具体的⽅案设计尚未发现哪两个国家是相同的。即使在英国内部，苏格兰、北爱尔兰也未与英格兰和威尔⼠采⽤同⼀种模式。
我国电⼒改⾰的起始条件，所要解决的具体问题等很多⽅⾯都有特殊之处。从市场结构看，我国改⾰初期多数地区不具备跨省区域电⼒市场的条件，这些地区如先建省级电⼒市场，则多数省级电⼒市场中各发电公司规模可能差别很⼤；从供求状况看，我国⽬前⼤部分地区再次处于缺电局⾯。此外，还存在各独⽴发电公司上⽹电价⾼低悬殊、终端售价体系不合理等情况。这都决定了对我国⽽⾔，没有可套⽤的统⼀的模式。加之我国地域辽阔，⼈⼝众多，各地区经济社会发展⽔平、电⼒供求关系、资源条件、电源结构、⽹架结构等都有不同程度的差距，改⾰的起始条件及⾯临的问题也不完全⼀样，因⽽在改⾰的时间、步骤、具体的过渡⽅式等⽅⾯，决不能搞“⼀⼑切”，应允许各地“因地制宜”，才能减少失误，提⾼成功的⼏率。
三、新⼀轮电价改⾰的主要内容
新⼀轮的电价改⾰，应以“促进适度竞争、提⾼监管效率”为基本取向。
(⼀)关于上⽹电价改⾰
改⾰的⽅向是全⾯竞争，结算价格为供需双⽅竞争确定的市场均衡价格。为避免电⼒投资与负荷需求增长脱节，也可考虑建⽴⼀个备⽤容量市场，以该市场价格信号来引导容量投资。但这⼀⽅向性⽬标的实现需要较长的过渡期。
在过渡期间，上⽹电价可实⾏双轨制，即⼀部分由政府制定，⼀部分由市场调节。双轨制的主要形式有三种：⼀是“两部制”，其中，容量电价由政府决定并同⽹同价，电量电价由市场竞争形成；⼆是部分电量竞争；三是浙江式的“全电量竞争+差价合约”。
⼀定时期内需保护或扶持的核电、风电等新能源及可再⽣能源发电，长期看，原则上也应参加市场竞争，竞争收⼊不⾜以维持正常运营的差额部分，通过税收减免或由政府进⾏定期、定量补贴解决。补贴资⾦来源，可采取在终端售价上加收附加筹集。近期因相关条件不具备，可仍实施⽬前的价格⽀持政策。
过渡期电量电价的形成机制，既要促进有效竞争，也应避免价格的⾮正常上涨或下降。现在看来，“双边”交易及强制性电⼒库的价格形成机制，对我国都有参考的价值。相⽐之下，“双边”交易制度由于有需求⽅约束，价格信号相对合理，因⽽更为先进，但它对配套体制条件如购买者的数量、结构及风险管理的⼿段等配套条件要求较⾼。强制性电⼒库的竞价⽅式(国内称“竞价上⽹”)，曾为我国业内⼈⼠普遍认可。主要原因是我国改⾰初期的⾏业结构为“单⼀买者”，即电⽹公司输、配、售不分，⼤部分地区不存在独⽴的售电商，绝⼤多数⽤户也⽆供电选择权。但强制电⼒库竞价⽅式，较难解决发电商操纵系统购⼈价格问题，也不能成功引⼊需求⽅约束，容易导致系统购⼈电价过⾼。
在我国，那些经济发展⽔平较⾼、电⼒趸售量较⼤、⼤⽤户较多的地区，可试⾏“双边”交易制度，即允
许趸售县供电企业、⼤的终端⽤户直接向发电企业或批发市场购电。但其他⼤部分地区，可能暂时还难以逾越强制电⼒库的交易模式。
(⼆)关于输配电价改⾰
电⼒输配业务具有⾃然垄断性，因⽽输配电价改⾰⽅向不是引⼊竞争，⽽是监管的规范化、科学化。监管的原则是：合理成本，合理盈利，公平分担，兼顾公共政策⽬标。
对电⼒输配价格总⽔平的监管，作为⽅向性⽬标，可选择激励性较强的“价格上限制”、“总收⼊上限制”等。在我国电⽹需要⾼速发展的中近期，为⿎励电⽹扩张，建议按“准许成本+准许利润”的公式核定输配电价总⽔平，即实⾏成本加成的管制⽅式。但同时应切实加强成本监控⽅⾯的制度建设，以有效抑制单位成本上升的趋势。
电⼒输配的⽤户价格，应按电压等级分类，同时实⾏“两部制”。同⼀电压等级的⽤户，从量计收的价格相同；基本电费按容量计收，负荷率不同的⽤户之间，按“峰荷责任法”分摊固定费⽤。为简便宜⾏，在市场化改⾰的初期，建议采⽤“邮票法”，输配电的距离因素暂不考虑。在相关条件具备后，可逐步引⼊“节点法”等更加科学的计价⽅式。
(三)关于终端⽤户电价改⾰
终端⽤户电价改⾰的⽅向，是在给全部⽤户以⾃由选择供电商权⼒的基础上，价格由市场决定。这⼀⽬标的实现，应与上⽹电价的全⾯竞争同步，因⽽也需要较长的过渡期。过渡期内，应根据售电市场开放的程度及⽤户⾃由选择供电商的交易成本，分批减少政府管制的范围。
过渡期政府管制终端售电价格的原则，与对输配电价的管制相同。
过渡期内，为间接引⼊需求⽅对发电市场价格的约束，避免出现美国加州式的能源危机，需建⽴终端售价与发电市场价格的联动机制。同时，终端售价的监管也要兼顾政府的公共政策⽬标。为此，必须调整终端⽤户的电价分类。“家庭⽤户”、“农业中的排灌⽤户”为“⾮联动”⽤户，“⼯商业及其他⽤户”为“联动⽤户”。“⾮联动”⽤户电价原则上每年调整⼀次。“联动”⽤户的电价在正常情况下可半年或⼀年校核⼀次，但如发电市场价格出现趋势性价格上涨或下降时，该类⽤户电价应及时调整。
为建⽴合理的电⼒消费结构，还应对“⼯商业及其他⽤户”按电压等级、⽤电特性分别核定不同的电价标准，扩⼤两部制的适⽤范围，全⾯推⾏峰⾕分时电价。
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