新时期进一步推进电力体制改革的几个关键问题

杨 平

(四川省投资集团有限责任公司，四川成都 610015)

0 引言

本轮电力体制改革始于2002年，按照“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”的原则，对原国家电力公司进行了拆分和重组，组建了两大电网公司、五大发电集团，剥离了电力辅业并于2011年9月整合为两大辅业集团;2003年成立了履行电力市场监管职能的国家电监会。发电侧形成竞争态势已有时日，与发电密切相关的煤炭生产、销售也实现了市场化，但由于能源工业体制机制方面的深层次矛盾没有得到化解(市场煤计划电只是原因之一)，有效的市场竞争格局没有形成，近年来火电企业生产经营难以为继，政府宏观调控左右为难，上网电价和销售电价一涨再涨，广大人民群众成为资源价格大幅上涨的主要承担者。我国许多地区占全部用电量85%左右的工业和商业用电实际支付的可比价格水平已高于美国等发达国家［1］。

新时期，在“科学发展观”的引领下，应该坚决贯彻“以人为本”的指导思想，按照“全面协调可持续”的发展原则，排除不同利益主体的干扰，坚定不移地推进电力体制改革，改变“改得动就改、改不动缓改”的局面和“头痛医头、脚痛医脚”的模式。中国共产党十六大、十七大都明确提出:要尽快建立和完善社会主义市场经济体系，因此，构建有中国特色的竞争性的电力市场，最终通过改革使人民得到实惠，确保整个电力工业持续健康平稳发展应是电力体制改革的主要目标，为此，应围绕以下几个关键问题进行全面、系统、深入的改革。

1 理顺资源获得成本是推动电力体制改革的前置条件

传统意义上将煤炭、石油、天然气、页岩气、煤层气、铀矿、水能、风能、太阳能、地热、潮汐等划分为一次能源，电力等划分为二次能源。煤炭、石油、天然气等矿产资源是有限的，《中华人民共和国资源税暂行条例》规定了这类资源开发需缴纳资源税，且实现了由从量征收向从价征收的转变。水能、风能、太阳能等虽是可再生的，但有经济开发价值的资源点也是有限的，优质电源点越来越少，而国家对这类资源还没有征收资源税，致使水电、风电、光伏发电企业的实际生产成本低于其正常成本，这是近年来国企、民企哄抢水电开发权以及众多水电项目大幅溢价转让的原因。由于央企开发各省水电资源未缴纳资源税(属于地税)，地方政府和当地群众也有相当大的意见。而燃煤发电、燃气发电、核电等发电企业的主要成本是燃料采购，煤炭、天然气已征资源税，这类发电企业的生产成本是全成本。

因此应启动水电、风电、光伏发电等企业的资源税征收工作，建立科学合理的评估体系和详细的计算公式。宜采用前低后高的方式征收资源税，因为这类企业在刚投产时固定资产折旧和财务费用最高，后逐步递减，提完折旧和还完贷款后年运行成本几乎为零，可以加大征税幅度，否则在上网电价不变情况下利润过高。水电资源税应综合参考水电项目的投产年限、有效利用落差和流量、实际年发电量、装机规模等因素进行设计，移民数量、移民区的经济社会发展水平、环境恢复成本等作为减免资源税的因素加以考虑。

目前受国家产业政策扶持的风电、光伏发电等在出现多数企业盈利前可缓征资源税，并由国家按照风电、光伏发电平均上网利用小时数和各省标杆电价给予补贴，但应提出这类企业通过技术进步和管理提升降低补贴标准的分年度目标。

2 变革电价形成机制是电力体制改革的核心内容

市场经济需要政府的宏观调控，货币、财政、税收、补贴等政策是宏观调控的主要手段，但价格不是市场经济中的调控手段，因为价格竞争是市场经济的基础和市场竞争的本质。在竞争性市场中供求关系决定市场均衡价格，个别产品质量决定个别产品价格，个体成本决定企业盈利能力。“质优价高、质次价低”是市场竞争的必然结果。而我国至今在电价领域实行行政审批制，不同电力产品的上网电价差别巨大，光伏发电1元/千瓦时(曾经为1.15元/千瓦时)，风电平均0.55元/千瓦时，核电0.41～0.46元/千瓦时，燃气发电约0.54元/千瓦时，循环流化床机组约 0.48 元/千瓦时，脱硫火电约0.44元/千瓦时，有调节性能水电约0.32元/千瓦时，径流式水电约0.30元/千瓦时，建成时间较早已完成还贷和提完折旧的水电厂以及地方小水电保护性上网电价约0.15元/千瓦时(部分电价以某省代表性电厂为例)。现在又出现了按照建设成本审批新建水电项目电价的苗头，“一厂一价”有重新取代标杆电价的趋势。虽然“同网、同质、同价”写入了《电力法》，有识之士也呼吁了多年，但始终没有得到落实。

对不同电能上网电价实行行政审批的初衷是因为不同电厂的成本差别较大，加上一些成本未反映到企业生产经营中，比如水电、风电、光伏发电企业应缴纳的资源税，核电企业应缴纳的核电安全基金等，政府有关部门从平衡不同能源品种利益的角度出发人为制造了价格差别。这样既不利于市场竞争，又容易出现权利寻租，企业也将工作重点放在争取高电价上而不是苦练内功降低工程建设造价和生产运行成本。实际上各种电力产品的成本得到真实全面的体现后，成本只是个体竞争力的问题，市场竞争会自动进行优胜劣汰。

对新能源产业给予政策支持是必要的，但不能是价格特殊化。经过市场竞争选择出来应享受高价的电能应该是承担电力系统调频、调峰、电压支撑、旋转备用、黑启动等职能的电能。风电、光伏发电等具有不可预测性和逆调峰等特点，风电还有低电压穿越甚至高电压穿越等问题，集中送出需要其它电源为其提供调峰服务，通过政策指令给予它们高电价是对其它电力品种的不公平。举个例子:国家需要扶持某革命老区或某国家级贫困县支柱产业－柑桔生产，如果市场价是5元/斤，国家规定该地区的柑桔卖价7元/斤，市场是不会认可这个价格的，只有随行就市，国家对老区柑桔的生产环节进行补贴才能真正起到扶持作用。

“同网、同质、同价”的实质是发挥同样作用的电力是同样的商品，给使用者带来的效用相同，从消费者那里讨到的价格也必然相同。放开对发电、用电价格的政府管制是电力体制改革的核心内容。

在发电侧应根据各省现在的实际加权平均上网电价形成各省新的唯一的上网标杆电价(避免对当地销售电价产生冲击)，起到价格中枢的作用，围绕标杆电价设置一个上下浮动的区间(比如±20%)，各类发电企业按照电网公司提前公布的负荷需求在该区间内进行竞量竞价。不可预测的电能报低价，承担基荷的电能报中间价，能够为系统提供调频、调峰、电压支撑、旋转备用、黑启动等辅助服务的优质电能报高价，具有社会公益性质的水利项目上网电价可以适当高于标杆电价。这样企业根据自身盈亏情况决定竞量竞价策略，争取在有边际利润的情况下多发电，市场就实现了有效竞争。供大于求时电价低位运行，供不应求时电价高位运行。如申报的总电量大于负荷需求，则报价处于最高价的电厂按比例发电上网;如果因煤价高，主网的某些主力燃煤电厂亏损严重不参与竞量竞价，所有申报电量不能满足负荷需求，短期可以采用限制用电负荷的方式解决，长期则由电网公司书面报该省政府主管部门批准上调标杆电价;反之，如果所有申报电量长期大于负荷需求，则相应下调该省标杆电价。

火电企业满足脱硫、脱硝要求不应实行电价加价，而是对不满足脱硫、脱硝环保要求的企业进行罚款，由电网公司在其发电收入中代扣代缴，实质就是增加这些企业的成本。由于电力市场竞争是价格竞争，企业获利主要通过降低成本来实现，他们会积极主动地进行脱硫、脱硝技术改造。基于所发电能的特殊性，风电、光伏发电报价低于水火电，电网公司从自身利益出发优先调用低价的电能，这样迫使电网公司优化运行方式、提高供电质量。有效的价格竞争体系运转起来后，发电企业就不必沟兑调度部门，因为电网公司会从企业利益最大化的角度出发，在确保满足负荷需求的前提下实现购电成本最低。

在用电侧设置销售标杆电价和上下浮动的区间，除居民用户、农业灌溉、公用事业、军工生产等实行低电价并保证用电外，其它用户按价申报用电需求，价高的优先保证按需量用电，同一申报电价水平的用户按申报电量比例用电，这样可以通过市场竞争有效遏制高耗能工业等落后产能的发展。继续坚持在居民用电上推行阶梯电价制度。

价格实现了竞争，节能调度的问题也就迎刃而解。在丰水期，径流式水电站为避免弃水自然会选择报低电价，如报高了，燃煤火电在该价格水平能够盈利就会参与竞量竞价，总供给量增加，按报送比例上网则水电就会弃水。在枯水期，水电出力不足，燃煤电厂就报高价，大容量、高参数的机组煤耗低，当同一价格供大于求时就可凭借相对于中小机组的成本优势进行降价竞争，争取多发电。同样峰谷电价也可以通过竞价来实现。市场按质论价，抽水蓄能电站在发电调峰时执行高电价，在低谷时段电低价时蓄水，盈利有了保证，业主就有了建设的积极性，电力系统结构得到了优化，电网安全性更高。

我国以燃煤发电为主，各省火电企业能否维持正常的生产经营将决定各省上网标杆电价的价格水平，进而影响销售电价。

3 实现政府职能转变和竞争性国有企业内在职能回归是推动电力体制改革的必然要求

目前各级政府在能源工业微观运行中介入太深，在电价审批、煤价干预、电煤储备、限煤出省、强制企业发电、水电分摊火电亏损等方面频频干预，既越俎代庖又饱受争议，市场也未按政府设计的轨道良性运行，充分说明这种身兼规则制定者、裁判员又负责调遣运动员的角色定位必须改变。应坚决贯彻落实中央转变政府职能的有关精神，各级政府应淡出微观经济的细节，专注于市场规则的制定和宏观调控，让企业真正成为自主经营、自负盈亏的法人实体。从短期来看，政府直接干预能源生产的细节容易操作，也能发挥一定效果，但未从根本上化解矛盾，当矛盾积累到一定程度就会有总爆发的一天。政府管理应实现由粗放型向精细化的转变，从实际出发充分调研，制定公平合理、切实可行的市场游戏规则并加强市场监管。

而发电企业也应实现从二元主体目标向一元主体目标的回归。现在竞争性领域内的国有企业是履行社会责任和追求利润目标的综合体。“讲政治，讲国企社会责任”已经比追求利润目标居于优先地位。真正的市场经济体系中，无论国企、民企还是外资，表现都应该是趋同的。各企业在法律框架下，充分利用市场规则，追求利润最大化，给予投资人最大的回报应该是其首要目标。发电企业在重大事项(如北京奥运会)和关键时刻(如5·12地震和1998年洪水)必须讲政治，积极履行社会责任，但在日常生产经营中应实现向“讲法律，按市场经济规律办事，合理追求利润”的回归，企业有权自主决策在煤价高的时候不买煤或少买煤，在越发越亏的时候不发电。

我国目前装机规模略大于负荷需求，而电煤产能也略大于电煤需求，但为什么电煤价格没有显著下降呢?笔者在“煤电联动政策为何失灵”一文中对电煤的需求价格弹性和供给价格弹性进行了定性分析，一个很重要的原因是由于政府强力干预微观经济运行，电煤需求呈现刚性，煤企对煤价长期走高预期一致，因此煤价在产大于求的情况下没有下跌。只有实现了发电企业内在职能的转变，火电企业越发越亏时能自主决策不买煤不发电，煤企对电煤需求和煤价走势的预期发生了转变，通过一系列的市场博弈，电煤价格才能够真正实现上下浮动，长期电煤采购合同违约现象才能得到遏制。

有人担心一旦放松国企社会责任要求火电企业可能故意不发电，逼迫政府涨电价。实际上只要市场中有足够多、分属不同利益主体的竞争者，由于火电企业的折旧、财务费用、人工成本等是硬成本，按照“囚徒困境”博弈理论，受利益驱使单个企业在发电能产生边际贡献时会争取多发电，否则就是硬亏损，这种经营状态不可持久。现实的风险是煤企手中握有资源，趁机大势并购发电企业，局而五大发电集团也搞“煤电一体化”，但粤电力、申能、浙能、京能、川投等地方发电企业如何实现“煤电一体化”呢?地方发电企业的存在是确保各省电力市场有效竞争的重要因素，一旦由于体制性原因煤企和电力央企把他们挤垮，导致市场集中度不断提高，将竞争性的发电市场格导入寡头垄断格局，就存在“企业绑架政府”的风险。

4 垄断性、公益性国有企业成本透明化是确保电力体制改革成功的重要条件

在前述外部环境没有改变之前，即使把电网公司再拆分为几大区域公司、实行输配分开，也不能从根本上化解我国当前的电力矛盾。只有在发电侧和用电侧实现了价格竞争，中间输配环节实现了成本透明化、信息公开化，才能真正建立竞争性的电力生产、输送、使用体系。从国家安全、经济成本、我国地域广大等角度出发，负责电力输送的电网公司和负责主要电煤运输的铁路部门具有自然垄断属性，不会因拆分而改变，如拆分反而可能增加建设、运行、管理和监管成本。对电网公司这类公益性质的垄断国企，应要求其履行社会责任优先于实现利润目标，政策上应使各省上网电价和销售电价之差能保证电网公司消化成本并适度盈利。电网公司的成本是否透明是关系电力市场能否长期健康稳定运行的重要条件，必须由专门的政府部门对其成本进行监管。而处于竞争性行业领域的国有发电企业，出资人首要考核的是其利润目标，有效的市场竞争能约束其成本扩张。

现在社会公众对能源行业的成见主要是垄断企业(如石油、石化、电网等)的工资收入、福利待遇、集资分红、职务用车、职务消费等明显高于一般国企和全社会的平均水平，实现成本透明化是改变这种局面的主要方式。健康和谐的能源工业体系中多数企业都能靠主业盈利，既不是暴利也无大面积亏损，各行业干部职工能够获得与自身素质、受教育程度、劳动付出相匹配的收入。通过成本透明化和有效市场竞争，不同类型的能源国企收入差距应在全社会可接受的范围内。

5 加强领导、落实责任是确保电力体制改革成功的重要保障

从上述分析可以看出电力体制改革只是能源体制改革和资源体制改革的一个组成部分，而且涉及政府职能转变、央地关系、资源、价格、税收、国有企业管理、反垄断等多个方面，是一个庞大的系统工程。由于国家能源管理工作职能分散在国家多个部委，仅靠少数政府官员、人大政协代表、电力企业是无法推动此项工作的，因此应成立国家能源部和能源监督管理委员会来负责组织领导。更为重要的是，无论政府高层、电力企业还是社会公众都对电力体制改革寄予厚望，有了具体的负责部门就有了问责对象，在压力下才能排除利益集团的干扰真正实现预定目标。

6 结语

如何进一步推动电力体制改革，政府、企业、学术界已争论多年，有关部门对改革的利弊反复权衡、顾虑重重，一直没有实质性的动作。小平同志在我国建立证券交易所的构想阶段，公开表态大胆尝试，即便试后觉得不行，还可以再关掉。其实质是力排众议，先按改革的精神做起来，在规范中发展，在发展中规范。现在电力体制改革也应该按照小平同志的改革思路，大胆在部分省份开展试点工作特别是放开电价管制、实现市场竞争的尝试，尽快摸索出成熟的经验再加以推广。

［1］王骏.中国电价改革何去何从［J］.中国改革.2010(11).

［2］能源管理体制机制若干重大问题研究［M］.国务院发展研究中心产业经济研究部.2009.12.

［3］财政部 国家发展改革委 国家能源局.关于规范水能(水电)资源有偿开发使用管理有关问题的通知［Z］.财综〔2010〕105号

［4］牛晨.能源价格和税收改革面临的问题、成因和对策研究［C］.能源问题研究文集.中国环境科学出版社.2009.

［5］杨平.煤炭增值收益:解决煤电矛盾的另一种思路［J］.能源.2011(10).

［6］杨平.中国煤电体制机制改革现状与方向［J］.中国能源.2011(12).