国内电力定价机制改革研究与建议

刘力昌 夏 梦

内容提要：电力定价机制改革是电力体制改革的核心问题。在研究发达国家电力定价改革的基础上，结合我国的实际情况，分析了国内目前电力定价的弊端，并在此基础上提出未来电力定价改革的一些建议。

关键词：电价；定价机制；改革

中图分类号：F424.3文献标识码：A 文章编号：1003-4161（2015）01-0133-04

DOI：10.13483/j.cnki.kfyj.2015.01.032

电力价格的合理制定是一个比较复杂的问题，过高的电价一方面增加了市场的成本、影响一国对外竞争的能力，另一方面也会抑制消费需求，降低社会福利水平；电价偏低则会引起电力企业财务状况发生困难，影响电力事业的持续稳定发展。因此，建立一个既能促进经济发展和保障社会福利，同时又能保证电力部门本身稳定健康运行的电力定价机制，一直是各国研究的重点和追求的目标。

一、电力定价机制的相关研究

对于我国电力定价机制设计，我国学者做了很多研究，大多数学者偏重于对定价方式和模型的研究，也有些学者从市场机制建设的角度对定价机制展开了研究。比如，扈凝（2008）比较了成本加成机制（公正报酬率机制）与价格上限机制的优劣，认为目前成本加成定价模式更适合当前的市场情况，待市场条件成熟后，试使用价格上限制度，促进企业提高生产效率。廖红伟（2013）提出构建适合我国电价监管依据的价格上限模型和分时电价模型的设想，认为应加大对电力企业的成本监控力度，将分时定价作为适合我国国情的价格方法予以推广和完善。于洋（2013）认为“厂网分离”只是一个开始，只有完善的交易平台和市场规则，供求双方才能够透过市场机制进行交易，形成均衡。正确的市场规则设计和价格形成机制才能让价格成为正确指导资源配置的指挥棒。朱成璋（2013）认为在当前中国还不具备搞电力竞争性市场的条件，不要幻想用竞争定价来解决中国当前的电价问题，应当下决心搞好成本加成定价模式来解决中国当前电价水平严重偏低、电价结构不合理等问题。

在充分借鉴国内研究的基础上，本文从定价模型、电力交易机制、社会资本参与以及新能源等多个方面对电力定价机制展开研究，并充分借鉴国际经验，探讨如何建设适合我国国情的电力定价机制。

二、国际电力定价机制

（一）常规电力定价机制

常规电力定价机制主要有三种：双边交易模式、电力库模式以及管制定价模式。

双边交易模式即通过完全自由竞争的电力市场，上游电厂与下游用户自由签订双边合同规定电价和供电量。双边交易模式的前提是打破电力行业发电、输电、配电、售电垂直一体化垄断经营模式，形成发电以竞价机制为核心、输配电以管制机制为核心、售电以用户参与机制为核心的充分竞争的市场化环境。

电力库模式即电厂在交易时段向“电力库”提供供给报价（数量、价格），下游用户也向“电力库”提供需求报价（数量、价格），电厂报价形成的“价格vs供应”曲线与用户报價形成的“价格VS需求”曲线的交点即市场“均衡点”，也就是“电力库”的系统边际电价（System Marginal Price，简称SMP），双方按照系统边际电价进行交易。与双边交易模式不同，电力库模式的交易是系统性的集中撮合。

电力管制定价模式分为成本加成定价、价格上限管制定价两种形式。成本加成定价（又称公正投资回报率法）是指政府在一定期间严格审核成本，并按社会正常的资本报酬率来核定利润；价格上限管制法，是指政府不再核定成本和利润，而是在上年价格的基础上，规定一个上浮幅度，这个幅度主要由预期通货膨胀与政府规定的企业效率提高率来构成。

（二）新能源电力定价机制

新型能源电力具有清洁、可再生的优点，但目前发电成本明显高于常规电力；各国政府从环保出发，鼓励和支持新型能源电力的发展，体现在定价机制上，基本采取了补贴等倾斜政策。新型能源电力的定价机制主要有5类：固定电价、溢价电价、招标电价、市场电价和绿电电价。

固定电价模式是政府选择适合的新能源电力类型，以其发电成本为基础，给出固定的市场价格。在这种模式下，政府可以基于各自的资源禀赋、经济实力选择合适的新能源类型。例如，风力资源丰富的国家选择风电作为首要发展方向；政府也可以选择经济性较高或接近商业化的新能源类型，降低政策的实施成本，提高政策效果。目前实施固定电价政策的国家达到40个，主要分布在欧洲。

溢价电价定价机制结合了标准成本法和机会成本法，既考虑了可再生能源电力的高成本，又与电力竞价挂钩。这种模式主要以常规电力价格为计价基础，同时给予奖励性电价（有的是固定奖励，有的是与常规电力价格挂钩的浮动奖励）。西班牙和美国一些州采用这种模式。

招标电价模式是由政府发布，对特定的一个或一组可再生能源发电项目进行公开招标，确定项目电价和项目开发者。不同的项目电价并不相同。国内2003年以来实施的特许权招标制度就属于这种模式，政府与中标者签署特许权经营协议、购售电合同和差价分摊规则。

市场电价模式是通过强制配额（即要求能源企业在生产或销售常规电力的同时，必须生产或销售规定比例的可再生能源电量）和交易制度（政府对企业的可再生能源电力核发绿色交易证书，该证书可以在能源企业之间买卖，价格由市场决定），达到提升可再生能源电力产品价格的目的。可再生能源电价实质上是平均上网电价与绿色交易证书价格之和。市场电价机制是采用机会成本法来制定价格政策的典型，体现的是化石能源电力的外部成本。目前采用这种机制主要是英国、日本、意大利、澳大利亚和美国大部分州。

绿电电价模式是政府规定了能源消费者必须购买最低限量绿色电力，同时颁发认购证书（类似于荣誉证书，一般不可买卖）。这种定价模式取决于消费者对绿色能源的认同，只有在公众环保意识比较高的国家和地区才有效果。荷兰采取的是这种模式。

三、国内电力定价机制

国内电价长期被政府管制。电力体制的沉疴宿疾以及电力定价机制的种种弊端促使国务院在2002年拉开了国内电力体制改革的序幕，改革的最终目的是实现电力定价的市场化。

（一）市场化改革进展缓慢

国内的电力定价市场化改革始于2002年国务院颁发的《关于印发电力体制改革方案的通知》。通知提出“厂网分开、主辅分离、输配分离、竞价上网”的改革方针，同时成立了电监会和国务院电力体制改革领导小组。这就是著名的5号文，它第一次以国务院文件的方式明确了电力改革的市场化方向，是指导电力体制的纲领性文件。

5号文的第一步“厂网分开”开局良好：当年即实现发电、输电环节的纵向拆分，成立五大发电公司以及两大电网公司。目前在发电环节基本上形成了以5大发电集团为主，众多地方小中发电企业形成的市场化竞争格局。但是在输电环节目前還主要以国家电网与南方电网形成的寡头垄断竞争局面一

但之后的改革步履维艰。“厂网分开”之后的任务是“主辅分离”。“主辅分离”是将电力设计、修造、施工等辅助性业务单位脱离电网企业，达到厘清电网运营成本的日的.为下一步的输配单独定价做准备。但这项本该在2004年完成的工怍直到2010年才形成方案，延宕多年并被大打折扣。

“输配分开”是将输电和配电环节实施产权分开、法人分开、财务分开，输电环节由电网管理，而配售电环节，将地方供电局变身为独立的购电主体，参与市场竞争但由于无法核清输配电成本，“输配分开”未迈出实质步伐。

在这样的背景下，虽然在发电环节基本上形成了市场竞争的态势，但是在输电、配售电环节的市场化价格竞争机制还没有真正建立起来，“主辅分离”的效果被打折扣，因此“竞价上网”难以有效实施。

（二）现行的定价机制

国内电价仍属于政府管制定价，定价模式主要采用成本加成法。首先，按照电力的不同类型区别定价。例如，水电基于水电成本定价，火电基于火电成本定价，由于水电成本明显低于火电，因此水电上网电价也明显低于火电。其次，将同一类型电力的平均发电成本作为标杆成本，再考虑合理收益、相关税金后核定成本，其中，合理收益以资本金内部收益率为指标，参考长期国债利率。最后，当煤价大幅上涨时，实现煤电联动。2004年12月出台的煤电价格联动机制措施规定，以不少于六个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。

（三）现行机制的弊端

1.未建立现代企业制度

纵观发达国家电力市场化改革，第一步就是真正建立起自主经营、自负盈亏、产权清晰、责任明确的现代企业制度，而国内电力行业以国有企业为主，难以逃脱计划经济模式下所固有的弊病：企业效率低下、对企业盈利不敏感、缺乏有效的约束机制

2.缺乏多元化竞争

国内电力市场目前还没有建立起多元化的市场竞争格局，还不具备市场化定价的基础。发电环节基本形成了5大发电集团为主、多种所有制、多个市场主体的竞争格局；而在输电环节形成了国家电网公司、南方电网公司为主导的寡头垄断格局：配售电环节形成了由当与地行政垄断性质的企业所垄断，难以形成竞争态势。

3.成本不透明

国内主要采取成本加成法核定电价，定价的基准是发电成本、输电成本和配电成本。“主辅分离”、“输配分开”的目的就是为了准确核定各环节的成本，更准确地进行定价、“主辅分离”、“输配分开”进展的缓慢，导致各环节成本不透明，只能以企业的上报成本作为主要参考依据，对成本和造价缺少明确的约束机制，导致部分企业盲目扩大资本规模，甚至把其他行业投资资本亦转嫁到电力企业成本当中。

4.煤电联动无法有效实施

发电成本受煤炭价格影响很大，这是煤电联动的基础和出发点。但是国内电价一直受政府管制，而煤炭基本实现了市场化，当“计划电”遭遇了“市场煤”，两个不在同一轨道上但却联系十分紧密的产品怎么可能得到有效办调？这种看似市场化的手段，实际上是缺乏市场因素的行政手段。

5.行政干预过多

各级政府普遍将电价作为政府宏观调控的手段，人为制定差别价格，造成电价偏离其内在价值。需要鼓励就降电价，需要惩罚就加电价，没有体现“同电同价”的原则，使得电价严重扭曲。

四、完善国内电力定价机制

（一）根据电力行业市场化需求深入推进改革

市场化改革包括多层含义：一是市场化的竞争机制，即形成有利于该行业企业竞争的规则制度环境；二是市场化的定价机制，即政府不需要对该行业产品价格过多干预，而要形成价格能反映较好反映市场供求关系，以利于资源优化配置；三是要形成市场化的供求机制，即要在供给环节形成有利于形成竞争的市场格局，又要在需求上形成有利于竞争的市场格局，如果供求一方形成垄断力量，则容易形成买方垄断或卖方垄断，这无疑会削弱共至破坏市场竞争。

反观我国电力行业，在发、输、配、售上都没有很好形成市场化竞争格居，这与我国电力行业发展的现实情况相关就Fj前来说，我国电力行业市场化改革在积极推进，但还难以-步到位，许多现实条件还不具备，大国电力行业不同于北欧一些小国经济，中国面临着如何建立多区域多层次的市场化电力体系，即能够充分保证全国各个地区的电力需求供应，又能够形成方便高效的市场化竞争环境，这在世界卜都是一个较大而待破解的难题。

从美国、澳大利亚等发达国家的电力行业市场化改革来看，要选择与本国的经济发展阶段、电力市场格局、相关立法的完善程度及民众的生态环境意识相适应的改革方式和定价模式，并且随着行业发展不断调整。而就我国而言，虽然还缺乏完全市场化定价的基础，但推进市场化改革的方向是坚定明确的，目前迫切需要从以下几方面来形成有利于竞争的市场化环境，首先要打破电力行业发电、输电、配电、售电的纵向一体化垄断；其次要建立和完善相关法律法规的制定，规范行业健康有序的发展；还要在政策上鼓励多种资本参与到各个环节，实现多元化竞争。

（二）实行电网独立和“第三方准入”

电力行业的发展经验表明：一方面输电行业具有自然垄断属性；另一方面，垂直一体化将阻碍竞争，成为定价市场化的阻力。因此，电力定价市场化国家不约而同选择打破电力行业的垂直一体化，实现电网的独立。

输电行业具有自然垄断的倾向，由单独一家或少数企业经营要比多家进入该市场效率更高。电网覆盖越完整越广泛，其运送能力就越强大，同时运送成本就越低。这符合自然垄断的特征。行业特点决定了输电行业必然走向垄断。

但同时垂直一体化经营将阻碍竞争。电网是沟通上游发电和下游售电的桥梁，中游输电的垄断意味着对上游的控制以及对下游的支配。

电网独立和无歧视的“第三方准入”既维持了行业的自然垄断，又破除了垂直一体化垄断。只有独立的电网，才能在发电侧、售电侧形成充分的竞争，进而形成充分竞争额电力市场。将电网定位为公用事业，发挥政府对中游的主导作用，输电价格透明化，公平放开电力输送服务。

（三）以直购电为抓手，规范电网过网费价格，构建市场电价

根据我国电力行业市場未来的市场化改革发展趋势，是要建立游用户或售电公司与上游发电企业直接进行协商交易的m场化模式，并通过直购电交易过程中所形成的市场化交易价格，来进一步核算反映输配电环节中的合理的市场化输配电价格，即规范电网的过网费价格，从而达到发、输、配、售各个环节市场化过合理的价格机制体系，最终达到构建我国现代市场化电力价格体系的作用。当然实行直购电交易模式，需要一系列相关的配套机制，包括电网放开、现代市场化的网上交易平台，交易过程中合同的价格形成机制以及科学准确的电量核算方法等，而这些都是我国电力市场化改革过程中需要直面的问题。

（四）以煤炭指数为基础，以煤定电，构建一省一标杆的区域上网电价，打破一机一价的传统电价行政审批制

过去我国许多地区由于没有形成有效的电力定价机制，为了鼓励电力企业的发展，出现了一厂一价、一机一价等现象，通过行政审批电力价格，这无疑是违背市场化定价过程。行政审批定价过高将直接损害广大用电用户的经济利盎，而更多的时候过低的电力价格将直接影响发电企业的生产积极性，发电价格难以反映煤炭原材料的实际成本，没有有效形成煤电价格联动机制 笔者建议可采取以煤炭市场价格指数为参照基础，来合理核算发电其余的实际发电成本，并科学核算发电企业的基本发电参照价格；同时考虑到我国不同地区煤炭、水利等资源的差异化较大，如我国煤炭资源丰富的…西、内蒙古、河南等省，水利资源丰富的云南、广西、四川等省，因此在进行发电价格核算时，可以以省区为单位，构建一省一标杆的区域上网也电价，以打破传统的一机一价的行政审批定价模式.同时，在标杆电价基础上考虑容量、技术等因素形成的机组价格，标杆电价随市场煤价变动而变，形成煤电同步的机制。

（五）加快输配分开，参照输气、运煤单价，核定有经营压力的输送单价

2002年的电力体制改革中提出的“主辅分离”、“输配分开”就是为了要划清输电、配电等环节并准确核算成本。这需要加快电网企业主辅分离，理清电网企业有效资产界面，在合理确定电网成本的基础上，确定输、配电价格。输、配电环节分开是电力行业市场化改革的必然要求，但分开之后如何核算输、配电环节的成本，是面临的一大难题。目前不同国家有不同做法，如法国是实行财务独立核算，而英国是实行分立模式等，我们认为中国亦可以参照国外成功的核算模式，同时可以参照国内同类似的能源输配送过程的成本核算方法，如煤炭、天然气等，由于输配电过程具有自然垄断的特性，规模经济效应能有效降低成本，而我国天然气管道输配送亦呈现出类似特点，可以参照单位平方公里天然气运输成本，并将天然气折算成单位能源单位（如标准煤），同时考虑单位距离建造管理输配电压与输送天然气管道的成本之间的关系，最终确定单位距离天然气成本与单位距离输送电成本之间的对比参照关系。虽然我国目前煤炭企业众多，煤炭运输已经基本实行市场化竞争，但是亦可参照大型煤炭企业在长距离煤炭运输过程中的单位距离成本，并与输配电运输成本之间的关系进行研究以合理确定两者之间的成本对比关系。同时可以考虑对电网企业进行财务独立核算，并向公众定期公布，做到透明、公开、公正，这对于上下游形成有效的市场化购电交易价格起到很好的参照作用。

（六）打破垄断，形成多元化竞争格局

市场化竞争需要供求多方参与，在我国实行电网独立的基础上，需要积极打破传统垄断化市场竞争价格，在发电侧、配售电侧充分引进市场主体来参与市场化竞争：一方面应该进一步降低对上游发电环节的进入门槛，鼓励和支持民间、资本参与发电环节的竞争；另一方面，破除行政垄断，将省、市、县等地方供电局转变为多个独立的购电主体，建立起真正的产权明晰的现代企业制度，实现售电环节的充分竞争。同时允许用电大户通过互联网终端等形成直接参与到市场化需求端来参与，直接与上游企业进行协调谈判，形成有效的市场化竞争力量有竞争价格。最终形成电网独立，发电侧和售电侧充分竞争的多元竞争格局

（七）新能源采取不同定价模式

新能源目前发电成本明显高于传统电力，要扶持新能源行业的发展，必须继续采取区别于传统电力的定价模式。全球新能源电价的5种定价模式，哪一种最适合我国的国情呢？我们认为固定电价模式和溢价电价因其操作简单，比较适合于国内新能源发展初期阶段的定价；招标电价模式鼓励新能源企业间的竞争，有利于降低成本和促进产业发展，但也暴露出恶意竞争、招标成本高、合同履约率低等问题；市场电价模式的基础是完善的竞争性电力市场，国内还不具备大规模实施市场电价模式的基础；绿电电价模式的基础是较高的经济发展水平和较强的全民环保意识，短期内国内也不具备这样的基础。

新能源还处在发展的初级阶段，成本大幅高于传统电力，必须在一定程度上进行扶持。因此，在定价机制上，也要根据新能源发展的不同阶段，采取不同的价格政策，随着新能源行业的发展和电价市场化改革的不断深化，逐步在经济性上参与电力市场竞争。近期定价：基于新能源电力的发电成本，采用固定价格模式为主、其他模式（招标电价模式）为辅的方式，并配合强制上网，保障新能源企业的合理收益，促进新能源市场化的快速发展。中期定价：当新能源发展到一定阶段，逐步采用溢价电价模式，既顾及新能源电力的高成本，又在一定程度上鼓励新能源行业的竞争和优胜劣汰。远期定价：当新能源行业逐渐进入成熟期，在经济性上具备和传统电力竞争的能力，政府对新能源支持的重点将逐步从价格等经济政策转向电网建设、提高电网调度水平、储能技术等方面，通过消除新能源的上网技术障碍，让新能源直接参与市场竞争。

2014年底，新版的电力体制改革方案原则性获得国务院常务会议通过。该方案的重点是“四方开、一独立、一加强”，即输配意外的经营性电价放开、售电业务放开，公益性和调节性以外的发供电计划放开，交易平台独立，加强规划。此次电力改革方案的力度低于业界预期，电网输配环节的改革明显保守，未来输配电市场仍由国有电网公司控制，不会对电网企业进行横向拆分，但明确了电网企业的公共服务属性、改变了电网“吃差价”的盈利模式。培育多种售电主体是本次电改的最大亮点，网售分开，为实现售电领域的快速发展，政府倾向于鼓励民营资本进入售电领域。本次改革的方案低于预期是预料之中的，因为在具体实施过程中由于各方利益难以短时间内达到平衡，只能采取渐进的方式，在输配电未全面分开时，可以先允许民资进入售电端设立新的售电公司，加大直购电试点范围，这些措施是比较容易实现的。