1、電改十年緩慢前行-階梯電價需 切實推進電改十年緩慢前行階梯電價需切實推進電價改革是電力體制改革的核心和關鍵，也是我國電力發展和改革的標志。本網今天刊發河南電監辦匡寶珠、夏旭、楊根撰寫的電價改革十年間曲折緩慢前行，該文對十年來我國電價調整和政策演變進行了回顧，分析了十年電價改革存在的主要問題，提出了對電價改革的建議和展望，對 我國繼續深化電價改革，具有一定的思想價值和參考作用。一、我國電價改革十年簡要回顧（一）十年電價調整歷程 2004年1月1日，全國省級 及以上電網統調燃煤機組上網電價統一提高每千瓦時0.7分錢。2005年5月1日，全國銷售電價水平平均每千瓦時提高 2.52分錢。2006年6月

2、30日上調全國上網電價和銷售電價。 2007年12月，采取分步降價方式降低吉林、湖北等八省統 調小火電機組上網電價。2008年7月1日，全國平均銷售電 價每千瓦時上調 2.5分錢。2008年8月20日，全國火力發 電企業上網電價平均每千瓦時提高2分錢，銷售電價不調整。2009年11月20日，全國銷售電價每度平均提高2.8分錢，居民電價暫不調整。2011年4月10日和6月1日，國家調 整15個省市電價，上網電價平均調整2分，銷售價格平均提高1分67。2011年12月1日，國家發展改革委上調銷售電價和上網電價，其中銷售電價全國平均每千瓦時提高3分錢，上網電價每千瓦時提高2分6。（二）十年電價政策演

3、變歷程電價政策服務和服從于電 力改革發展，作為經濟杠杠和調節手段，在電力體制改革中具有重要作用。2004年國家在前期還本付息電價和經營期電價政策的 基礎上，分別確定了各地統一的上網電價水平，新機組投產 后按照當地標桿電價上網結算，改變了以前按照補償個別成本的一廠一價模式。2004年5月到2006年，國家在東北區 域、華東四省一市開始實行競價上網改革試點。2004年12月，經國務院批準，國家發展改革委會同電監會印發了關于 建立煤電價格聯動機制的意見。各種具體電價政策主要包括脫硫電價政策、可再生能源上網電價政策、峰谷電價和豐枯 電價政策、差別電價政策、懲罰性電價政策、階梯電價等。二、十年電價改革的

4、成果和問題（一）十年電價改革的主要成果2002年電力體制改革以來，我國電力工業從確保電力供應為主要目的，進入到更 加注重發展質量、更加注重綠色發展、更加注重資源優化配 置的新階段。隨著電力體制改革的發展，電價改革也取得了 積極成果。標桿電價出臺，突破了國家高度集中的行政審批 模式和一機一價定價方法，實現了從個別成本定價過渡到實 行社會平均成本定價的跨越。差別電價、脫硫電價和可再生能源電價政策，促進了經濟發展方式的轉變和結構調整，有 利于節能減排。煤電聯動政策，在一定程度上緩解了煤炭和 電力行業矛盾，疏導和改善了電煤價格形成機制。峰谷電價 和豐枯電價，提高了電力資源的利用和使用效率。同網同價 和

5、城鄉同價，減輕了農民負擔，促進了農村經濟的發展。輸 配電價的初步確定， 促使電網企業注重電網結構和輸配電線 路建設優化，促進了經濟社會的平穩健康發展和電力用戶的 正常用電。銷售電價類別的優化和完善，減少了交叉補貼， 體現了按照電力用電成本定價原則，促進了市場化改革的發展。（二）十年電價改革存在的主要問題十年電價改革有許 多可圈可點的地方，但是由于我國電力體制改革相對滯后， 各種體制機制的制約， 電價政策執行和電價改革也存在較多 問題和矛盾。1. 各種利益和矛盾交織， 電力體制改革和電價改革嚴重 滯后。2002年電力體制改革確定的目標和任務很明確，但是在方案實施過程中，牽涉的部門和企業的利益調整

6、很大，面 對調整變革，各種阻力層出不窮。廠網分開后市場化改革進 展就逐漸慢下來，近年來并未對電改做出實質性的推動和突 破，更多地停留在課題研究和政策建議層面，體制機制矛盾 依然存在，電價改革更是走走停停，曲折緩慢，落實和執行 大打折扣。2. 電價管理體制機制不適應形勢發展的需要。我國電價管理體制，是由國家價格主管部門統一集中審批管理，地方價格主管部門協助管理。而地方價格主管部門隸屬于地方政府，很難協調各方面關系，中央的有些電價政策也難以落實到位。同時電力法律法規不完善和調整滯后，電價管理 的法規更是欠缺，電價管理體制還沒有完全發展到依法管理 的階段，對電力企業電價行為作出一系列可以操作的法律規

7、 定還有許多工作要做。隨著電力工業的發展，電價管理體制 機制已經不能適應電力發展和改革需要。3. 電價定價機制不順，煤電矛盾突出。突出表現在“計劃電”與“市場煤”矛盾，“一頭放開、一頭封死”價格雙 軌制嚴重制約電力發展。近年來由于煤炭價格大幅上漲，發 電企業經營持續嚴重虧損，雖然多次調整電價，但是考慮到 電價對經濟社會發展和物價水平影響，電價調整一再滯后于持續飆升的煤炭價格。以河南省為例，從2006年到2010年電煤漲幅高達82.5%，而電價上調幅度只有 23.5%，遠遠滯 后于煤炭價格上漲，導致發電企業近四年虧損超過200億元。另一方面由于煤電定價機制不合理，越是距離煤炭近的地方，越是有煤炭

8、資源的地方發電企業虧損越厲害。目前廣東 省到廠標煤單價基本和河南持平，然而標桿電價相差 0.1元/千瓦時左右，同樣的煤價不同的電價，效益差別很大。4. 發電企業上網電價問題較多。目前上網電價存在著上下游產業之間價格扭曲和終端用戶需求響應不足問題。標桿電價出臺從一定程度上推動了電力發展，但是隨著各類型各容量機組投產運營，統一標桿電價的弊端也逐漸顯現。近年 來各地裝機不斷增大，發電小時不斷變化，而標桿電價的核 價小時卻一直未變。由于各類型機組投產和運營成本不一 致，統一的標桿價格導致各發電企業經營效益差異不斷擴 大，為取得良好效益，部分地區沒有根據電力市場的需要， 而是貪圖和不合實際的上馬大容量機

9、組和大的供熱機組，導致社會資源浪費嚴重。特別是熱電聯產機組，綜合效益很大， 我們應該鼓勵引導發展，根據城市規模用熱需要，建設科學 合理的機組規模，同時獲得支持性的電價政策。5. 電網企業輸配電成本不透明，輸配電價難確定。目前 我國輸配環節沒有明確的成本核算機制和考核機制，相關辦法和制度嚴重滯后和不規范，輸配電成本很難明確界定，輸 配電價不透明不公開，電網環節沒有公開成本核算，最終輸 配電價很難確定。國家制定發電企業上網電價和終端用戶銷 售電價，中間的價差就是電網環節輸配電價。這樣問題就出 來了，上網電價加上輸配電價和政府基金及附加就是銷售電 價，銷售電價怎樣核定的，到底是先有“輸配電價”這只“

10、雞”，還是先有“銷售電價”這只“蛋”。6. 銷售電價種類繁多且復雜。目前我國各地銷售目錄電價種類過多，首先分為直供和躉售兩種，再按照電價種類分 為大工業電價、商業電價、農業生產、居民電價等，各種分 類中再按照不同電壓等級分類，同時目錄電價分類中還單獨列出電解鋁、化肥生產、貧困縣排灌等不同電價，還存在峰 谷電價、豐枯電價、可中斷電價、差別電價、功率因數考核 電費等不同形式的電價政策，這樣就導致一個省的銷售電價出現十幾種甚至幾十種不同電價數。交叉補貼現象嚴重，工 商業用戶補貼居民和農業、高電壓等級補貼低電壓等級，既 加重工業和商業企業用電負擔，又導致用電不公平和電力資源浪費。夸張一點說，我國銷售電

11、價種類不但多，而且亂， 銷售電價改革情況復雜，任重道遠。7. 居民梯級電價改革“猶抱琵琶半遮面”。居民用電階梯電價是市場化改革的重要體現，也是減少交叉補貼、理順電價關系、引導用戶節約用電的重要手段。國家對這一政策 的提出已經有很長時間了，由于各種原因階梯電價始終沒有充分推進，直到2011年底終于出臺了居民生活用電實施階 梯電價的指導意見，對居民階梯電價調整的有關原則、步驟 和程序進行了明確，梯級電價改革可謂是好事多磨，終于要 揭下含羞的面紗正式登上電價大舞臺。8. 部分地區或企業自行制定優惠電價政策和收費政策， 影響國家電價政策執行。按照管理權限，我國電價由中央政 府統一管理。由于各地經濟結構

12、和用電結構不一致，對電價 承受能力不一樣，地方政府為推動當地經濟發展，自行出臺 優惠電價，減輕企業用電負擔。從國家發展改革委和電監會 近年檢查看，地方政府直接出臺和變相實施優惠電價的情況 相當普遍。同時部分電力企業依然存在違反國家電價政策行為，如個別供電企業存在提高或變相提高銷售電價行為，個別電網企業存在自立收費項目、自定收費標準行為，部分電廠機組 脫硫投運率不咼但卻享受了脫硫電價等。三、電價改革的建議和展望改革是社會發展的動力，市場化改革是電力工業發展的必然趨勢。電價改革是電力體制改革的核心，要繼續深化，從長期目標來看，打破煤電雙軌制，實施發電競價上網，建 立和完善輸配電價，優化銷售電價體系

13、，實施銷售電價和上 網電價聯動。近期要盡快疏導電煤矛盾， 完善標桿電價政策， 明晰和確定輸配電成本，切實推進居民階梯電價。一是改革需要頂層設計，還需要頂層推動。我國電力工 業發展到現在，已經到了十字路口，破則立，變則通。其實改革本身并不難，難的是下不下決心。經過幾年發 展，普遍認識到政府在推進改革中具有不可替代作用。改革 需要頂層設計，需要頂層推動，現在改革是深層次改革，而不能再像過去那樣靠自下而上的嘗試，而需要自上而下推動 改革，需要制定改革路線圖并很好地貫徹落實。電價改革事 關經濟社會發展和人民生活，需要把握時機和節奏。二是理順電煤價格機制，推進電價形成機制改革。盡快 建立完善電煤協調管理

14、機構，建立電煤交易市場，加強煤電 聯營和資源優化整合，促進電煤交易數量和價格長期穩定。 煤電價格聯動需要進一步完善，在放開煤價基礎上，推進電 力雙邊和多邊交易，逐步放開上網電價，由發電企業根據成 本及市場供求自主確定上網電價，用市場倒逼機制約束煤炭和電力企業加強管理，降低成本。同時要加大對上游煤炭企 業的成本監管和市場監管力度，理順煤炭和發電之間關系， 建立良好的煤電價格形成機制。三是推進上網電價改革，實施差別標桿電價。目前國家 定價看似解決了一些問題，但是往往造成價格扭曲，對供求 雙方釋放出不正常的信號。從近期操作看，建議可以實施差 別標桿電價，也就是每個地區不再是統一的一個標桿電價， 可以

15、根據發電機組類型、機組容量不同制定差異標桿電價。例如純凝機組和熱電聯產機組的標桿電價就不應一致。一般來說熱電聯產機組要根據城市供熱實際確定，目前我國普遍是13.5萬、20萬和30萬等級的供熱機組， 裝機容量相 對較小，在供熱期發電煤耗還行，但是非供熱期發電煤耗就 相當的高，同時熱價還是由地方政府確定，由于保民生的問 題熱價普遍較低，供熱企業生產經營壓力很大。同樣燃煤發 電機組中100萬、60萬、30萬等級的生產經營情況也不一 致，統一的標桿電價會引導投資主體只想建設裝機容量更大 的機組，而實際上機組投產規模要和市場需求相適應，要科 學合理，不一定越大越好。我們提出差別標桿電價，不是說 要回到以

16、前一機一價的模式，而是要根據發電機組實際，確 定不同類型、不同等級的發電上網電價標準，真正引導和促 進發電機組科學合理建設和生產運營。四是探索制定輸配電體制綜合改革，加強輸配電成本監管。要盡快建立獨立和合理的輸配電價機制，實施電網的主 輔分離和主多分離改革，解決輸配電主業、輔業和多經混業 經營問題，清晰資產和成本，使得輸配電成本真實可控。加 快制定出臺電網輸配電成本監管辦法， 加強對電網輸配成本 合理性、合規性監管，形成有效 的輸配電成本約束機制， 要明確什么項目可以進成本，什么項目不能進成本，要有一 個清晰的指標和標準作為核定電網準許成本和準許收益的 基礎，然后再制定輸配電價。政府部門和監管

17、機構要抓住輸 配電網這個中間環節，加大成本監管力度。五是優化調整銷售電價結構，推行聯動銷售電價機制。 積極推進銷售電價體制改革，改革躉售電價為直供電價。要 進一步歸并電價種類，優化類別結構，建立有利于公平負擔 的銷售電價制度。擴大不同電壓等級價差，使電價真正反映 不同用戶不同成本的差別。進一步建立銷售電價和上網電價聯動機制，還原電價的本來面目和實質要素，真正讓電價反 映成本和供求關系， 盡量要減少乃至取消不同種類電價之間 的交叉補貼。同時銷售電價要考慮和其他能源的比價關系， 電價問題不只是電力行業的問題，還存在和其他能源行業的比價關系問題。六是積極推進大用戶直購電試點改革。發揮市場主體自主協商交易機制來發現和完善輸配電價機制，體現市場各方對電價的反應和接受程度，以更好更有效地推進電價改革。 要積極推進在高新技術產業園區開展大用戶直購電試點，確保高新技術產業用電，促進產業結構調整和地方經濟社會持 續健康發展。七是加強電價政策執行監管力度。政府價格主管部門和電力監管機構履行價格監督管理職責，維護電價政策嚴肅 性，確保電價政策執行到位。完善電力監管機構電價監督檢 查和依法