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| “气温”回升 电价改革再度出征
4/9/2009 10:27:00 AM |
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“就像什刹海的滑冰场，傍晚已有很多划痕，第二天似乎又光滑如镜。”有人这样形容近年来我国电价改革难以实质推进的局面。
但冬去春来，“气温”正在回升，煤电顶牛、电力企业亏损、单位GDP电耗高企等种种情形，使人们确信，电价改革再次破冰已是必然。温家宝总理在两会政府工作报告中明确提出电价改革要求，更是给业界以极大信心。
记者采访中得出两个印象：一是电价之复杂，“真正能把国内电价情况说清楚的人，不多”；二是虽然改革大方向已有共识，但仍需要“政府下极大的决心进行利益调整”。
“时机问题还有争论，尚不能预测改革时间表，但是，它应该是一揽子方案，集中解决煤电矛盾及电力行业深层矛盾，改革力度可能大于2003年的《电价改革方案》。”一位专家这样判断。
“世界最复杂的电价机制”
我国电价机制随着电力工业的发展和电力管理体制的变革不断改进和完善。2003年以来，国务院颁发了《电价改革方案》，国家发改委出台了《电价改革实施办法》，明确了发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定的改革方向。但是，受多种原因影响，电价机制改革进展缓慢，电价仍然由政府统一制定。总体水平低，机制不合理的矛盾非常突出。一厂一价，甚至一机一价的上网电价，一直没有独立的输配电价，交叉补贴严重的销售电价，共同构成了“世界上最复杂的电价机制”。
看得见的手，看得见的矛盾
电价，应该听市场的还是政府的？换言之，它应该受控于看不见的手还是看得见的手？
著名经济学家张卓元一针见血地指出，价格是市场最基本的信号，价格改革是基础性改革，价格信号如果扭曲了，何谈资源优化配置？
厦门大学能源经济专家林伯强则认为，电价应该回归市场，“它不是宏观调控的手段和工具”。
业界更是把电价改革不到位与我国依赖资源高投入的粗放型经济发展方式、电力工业可持续发展的瓶颈问题联系起来。具体到电价的各个环节，矛盾越发突出。
上网电价不能及时反映燃料、投资和脱硫等成本变化。
2008年电价调整仅解决了当年电煤价格涨幅的50%，没有完全疏导2006年煤电联动以来的电煤价格上涨矛盾，导致发电企业普遍亏损。
燃煤电厂单位造价大幅下降，发电煤耗持续降低，但标杆上网电价没有及时调整，对发电技术落后和小火电机组的制约作用没有发挥。
要求电网企业为发电企业垫付燃煤机组脱硫成本，但没有及时全额疏导终端销售电价，电力用户没有承担环境资源成本。
上网电价机制还不能满足鼓励清洁能源发展和资源优化配置的要求。目前以省级范围核定标杆电价，不利于在更大范围优化煤电布局和促进跨区跨省电力交易；大型水电站在发电、航运等综合利用方面的投资分摊政策尚未明确，制约了水电的集约化开发；跨区跨省送电工程按“受电地区平均上网电价扣减输电电价和线损”核定上网电价，没有反映坑口电厂的成本特点，影响外送电力的竞争优势。
输配电价形成机制尚未落实，制约了资源优化配置
尽管电价改革方案明确要建立独立的合理的输配电价形成机制，但目前输配电价仍以购销差价方式体现。
2003年以来，国家共提高销售电价10.74分/千瓦时，其中解决电网还本付息的部分只有1.68分/千瓦时。2008年火电上网电价提高2分/千瓦时后，电网电价累计反而下降了0.22分/千瓦时。电网环节电价仅占销售电价的26%，远低于国外50％～60%的平均水平。如不能及时疏导这一矛盾，预计2009年国家电网公司将出现大约500亿元的巨额亏损。
2007年末，我国发电资产占电力资产的比例为65％，电网资产为35％，而国外电源、电网的投资比例普遍约4∶6，法国等国家及地区达3∶7。各级电网的输配电成本不能合理地传导到终端用户，不仅制约各级电网的持续发展，也严重制约了能源资源更大范围的优化配置。
销售电价不能合理反映成本，水平偏低，影响节能减排和经济发展方式转变。
2006年，我国工业电价与欧美56个国家比较，处于倒数第9位，居民电价处于倒数第4位。我国电价增长速度较低，2000年以来，全国电价年均增长率4.8%，而同期商品煤、电煤、汽油、柴油、民用液化石油气价格增长率分别为13.6%、10.2%、8.2%、7.1%和8.0%；与欧美56个国家比，我国居民电价增长率处于较低水平，工业电价年均增长率处于偏下水平。
我国能源价格水平偏低导致资源利用效率较低。近年来我国单位GDP电耗由降转升，从1999年的1127千瓦时/万元，反弹到2007年的1414千瓦时/万元（2005年不变价），这与我国高耗能、高污染排放、低附加值产品行业，能够依靠低电价获取利润具有密切的关系，严重影响节能减排和经济发展方式转变，危及我国经济社会持续健康发展。
理性回归反映资源稀缺
什么样的电价最为合理？答案非常简单：能反映电力资源稀缺程度、环境损害成本和供求关系的电价。
要疏导电价矛盾，促进节能减排目标实现，需要采取统筹兼顾的办法。首先应落实煤电联动机制，解决电煤涨价推动发电成本上升问题；根据电厂造价下降、发电煤耗降低、大型燃煤机组利用小时有较大提高等情况，对燃煤机组标杆电价进行全面调整，激励电源结构优化；及时解决电网供电成本上升和发展能力不足问题，合理提高电网环节电价水平；尽快解决电网垫付燃煤机组脱硫电价补贴问题，合理反映电力生产的环境资源成本。
如此一来，有可能提升电价总体水平，有研究表明，电价每千瓦时调整1分，对CPI的影响不到0.1%。对此，专家们认为，“这是一种理性的回归”，不仅能够合理反映电力生产和供应成本，还能促使消费者节约资源。上网电价机制，应有利于能源资源合理布局和结构优化。结合跨区、跨省送电电源成本特性，建立合理的跨省区送电价格机制，促进全国能源优化配置；完善水电价格机制，促进流域水能开发；将可再生能源电价附加转为政府性基金，适度提高生物质能发电等可再生能源电价补贴标准，促进能源结构优化。
输配电价机制，应有利于更大范围资源优化配置和电网安全可靠供电。建立有利于促进电网可持续发展，激励电网企业加强管理、提高效率的输配电成本监审办法；健全输配电价体系，建立特高压电网和跨区、跨省电网的投资回收机制，促进各级电网协调发展；贯彻落实《电价改革方案》，建立成本加收益输配电价形成机制，扭转电网发展滞后局面，保障电力安全可靠供应。
销售电价机制，则应有利于促进节能环保目标实现、引导用户合理用电。建立合理反映能源资源稀缺程度、环境损害成本和电力发展需求的销售电价机制，实施销售电价与电力生产、供应成本联动机制；调整两部制电价结构，增加基本电费比重，扩大基本电费收取范围，引导用户合理用电。■
记者观察：电价改革的往日镜鉴
对于电价改革的必要性和迫切性，政府、企业、公众基本形成共识，改革的呼声已有很多年，为什么迟迟难有实质性推进？对这个问题的审视，可以帮助我们开启新起点上的新征程。
首先，改革的延迟表面看是利益博弈的结果，但深层来看，和政府观念转变有关。着眼长期利益，不再单纯追求经济高速发展，放弃高代价的能源补贴，是一件从中央到地方都需要下决心的事情。国际金融危机向实体经济蔓延之后，许多地方出台了优惠电价以催热经济，但被及时叫停，中央政府对保增长、扩内需、调结构的关系判断由此彰显。
从这个角度说，当前中央政府危中寻机，顺势而为，大力推进经济发展方式转变，给了电价改革新的机遇。
第二个原因，对能源产业链的体制衔接尚无好的思路。市场煤，计划电，煤不好调控，电好调控，那么，在能源这个特殊的产业链上，国家宏观调控的着力点究竟是什么？专家认为，不是具体价格的核定，而是通过煤价、上网电价、输配电价、销售电价各环节比价的合理设计，促使产业链各环节共同落实宏观调控任务。而比价关系的合理设计，不影响价格随行就市，可以协调微观与宏观，兼顾有形与无形之手。
一个突出的例证是，我国经济社会呈城乡二元结构，工业补贴农业是一项长期方针，对农业用电的交叉补贴成本，应该由电网、发电、煤炭企业共同承担。
第三个原因，是对改革时机的极度慎重。事实上，我们已经错过了2005～2006年的低CPI期，而目前的CPI下降并不能长久持续，因为经济危机后的全球通胀阴影将在不确定的时候出现。
在这种情况下，与其等待时机，不如创造时机，积极向公众充分、透明地解释电价现状和改革必要性，并精心设计居民阶梯电价政策，对特殊困难群体进行补贴。
对民意的尊重，首先是对公众知情权、选择权的尊重。从国际通行情况看，居民生活用电的负荷性差、电压等级低，价格本应高于工业和商业电价，但我国的情况恰恰相反。2008年，上网电价调整，而居民电价不调，更是加剧了这种不合理性。专家认为，对于居民电价听证会，也应有区别对待，如??由市场自行调节，如果是大的政策调整、比价关系的重新设计，则应该多次召集听证会，开诚布公，慎之又慎。
博学之、审问之、慎思之、明辨之、笃行之。从电价改革的往日镜鉴中可以看出，无谓的迟疑和延误，已经使国家和民众付出了巨大的机会成本。如果我们真的确信价格对引导资源配置的核心作用，就应该果断行动，使改革尽快进入明辨、笃行的关键阶段。
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