电价改革大方向已有共识 时间表尚不能预测

　　“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。