“就像什剎海的滑冰場，傍晚已有很多劃痕，第二天似乎又光滑如鏡�！庇腥诉@樣形容近年來我國電價改革難以實質推進的局面。

　　但冬去春來，“氣溫”正在回升，煤電頂牛、電力企業虧損、單位GDP電耗高企等種種情形，使人們確信，電價改革再次破冰已是必然。溫家寶總理在兩會政府工作報告中明確提出電價改革要求，更是給業界以極大信心。

　　記者采訪中得出兩個印象：一是電價之復雜，“真正能把國內電價情況說清楚的人，不多”；二是雖然改革大方向已有共識，但仍需要“政府下極大的決心進行利益調整”。

　　“時機問題還有爭論，尚不能預測改革時間表，但是，它應該是一攬子方案，集中解決煤電矛盾及電力行業深層矛盾，改革力度可能大于2003年的《電價改革方案》�！币晃粚＜疫@樣判斷。

　　“世界最復雜的電價機制”

　　我國電價機制隨著電力工業的發展和電力管理體制的變革不斷改進和完善。2003年以來，國務院頒發了《電價改革方案》，國家發改委出臺了《電價改革實施辦法》，明確了發電、售電價格由市場競爭形成，輸配電價格由政府制定的改革方向。但是，受多種原因影響，電價機制改革進展緩慢，電價仍然由政府統一制定�？傮w水平低，機制不合理的矛盾非常突出。一廠一價，甚至一機一價的上網電價，一直沒有獨立的輸配電價，交叉補貼嚴重的銷售電價，共同構成了“世界上最復雜的電價機制”。

　　看得見的手，看得見的矛盾

　　電價，應該聽市場的還是政府的？換言之，它應該受控于看不見的手還是看得見的手？

　　著名經濟學家張卓元一針見血地指出，價格是市場最基本的信號，價格改革是基礎性改革，價格信號如果扭曲了，何談資源優化配置？

　　廈門大學能源經濟專家林伯強則認為，電價應該回歸市場，“它不是宏觀調控的手段和工具”。

　　業界更是把電價改革不到位與我國依賴資源高投入的粗放型經濟發展方式、電力工業可持續發展的瓶頸問題聯系起來。具體到電價的各個環節，矛盾越發突出。

　　上網電價不能及時反映燃料、投資和脫硫等成本變化。

　　2008年電價調整僅解決了當年電煤價格漲幅的50%，沒有完全疏導2006年煤電聯動以來的電煤價格上漲矛盾，導致發電企業普遍虧損。

　　燃煤電廠單位造價大幅下降，發電煤耗持續降低，但標桿上網電價沒有及時調整，對發電技術落后和小火電機組的制約作用沒有發揮。

　　要求電網企業為發電企業墊付燃煤機組脫硫成本，但沒有及時全額疏導終端銷售電價，電力用戶沒有承擔環境資源成本。

　　上網電價機制還不能滿足鼓勵清潔能源發展和資源優化配置的要求。目前以省級范圍核定標桿電價，不利于在更大范圍優化煤電布局和促進跨區跨省電力交易；大型水電站在發電、航運等綜合利用方面的投資分攤政策尚未明確，制約了水電的集約化開發；跨區跨省送電工程按“受電地區平均上網電價扣減輸電電價和線損”核定上網電價，沒有反映坑口電廠的成本特點，影響外送電力的競爭優勢。

　　輸配電價形成機制尚未落實，制約了資源優化配置

　　盡管電價改革方案明確要建立獨立的合理的輸配電價形成機制，但目前輸配電價仍以購銷差價方式體現。

　　2003年以來，國家共提高銷售電價10.74分/千瓦時，其中解決電網還本付息的部分只有1.68分/千瓦時。2008年火電上網電價提高2分/千瓦時后，電網電價累計反而下降了0.22分/千瓦時。電網環節電價僅占銷售電價的26%，遠低于國外50％～60%的平均水平。如不能及時疏導這一矛盾，預計2009年國家電網公司將出現大約500億元的巨額虧損。

　　2007年末，我國發電資產占電力資產的比例為65％，電網資產為35％，而國外電源、電網的投資比例普遍約4∶6，法國等國家及地區達3∶7。各級電網的輸配電成本不能合理地傳導到終端用戶，不僅制約各級電網的持續發展，也嚴重制約了能源資源更大范圍的優化配置。

　　銷售電價不能合理反映成本，水平偏低，影響節能減排和經濟發展方式轉變。

　　2006年，我國工業電價與歐美56個國家比較，處于倒數第9位，居民電價處于倒數第4位。我國電價增長速度較低，2000年以來，全國電價年均增長率4.8%，而同期商品煤、電煤、汽油、柴油、民用液化石油氣價格增長率分別為13.6%、10.2%、8.2%、7.1%和8.0%；與歐美56個國家比，我國居民電價增長率處于較低水平，工業電價年均增長率處于偏下水平。

　　我國能源價格水平偏低導致資源利用效率較低。近年來我國單位GDP電耗由降轉升，從1999年的1127千瓦時/萬元，反彈到2007年的1414千瓦時/萬元（2005年不變價），這與我國高耗能、高污染排放、低附加值產品行業，能夠依靠低電價獲取利潤具有密切的關系，嚴重影響節能減排和經濟發展方式轉變，危及我國經濟社會持續健康發展。

  　理性回歸 反映資源稀缺

　　什么樣的電價最為合理？答案非常簡單：能反映電力資源稀缺程度、環境損害成本和供求關系的電價。

　　要疏導電價矛盾，促進節能減排目標實現，需要采取統籌兼顧的辦法。首先應落實煤電聯動機制，解決電煤漲價推動發電成本上升問題；根據電廠造價下降、發電煤耗降低、大型燃煤機組利用小時有較大提高等情況，對燃煤機組標桿電價進行全面調整，激勵電源結構優化；及時解決電網供電成本上升和發展能力不足問題，合理提高電網環節電價水平；盡快解決電網墊付燃煤機組脫硫電價補貼問題，合理反映電力生產的環境資源成本。

　　如此一來，有可能提升電價總體水平，有研究表明，電價每千瓦時調整1分，對CPI的影響不到0.1%。對此，專家們認為，“這是一種理性的回歸”，不僅能夠合理反映電力生產和供應成本，還能促使消費者節約資源。上網電價機制，應有利于能源資源合理布局和結構優化。結合跨區、跨省送電電源成本特性，建立合理的跨省區送電價格機制，促進全國能源優化配置；完善水電價格機制，促進流域水能開發；將可再生能源電價附加轉為政府性基金，適度提高生物質能發電等可再生能源電價補貼標準，促進能源結構優化。

　　輸配電價機制，應有利于更大范圍資源優化配置和電網安全可靠供電。建立有利于促進電網可持續發展，激勵電網企業加強管理、提高效率的輸配電成本監審辦法；健全輸配電價體系，建立特高壓電網和跨區、跨省電網的投資回收機制，促進各級電網協調發展；貫徹落實《電價改革方案》，建立成本加收益輸配電價形成機制，扭轉電網發展滯后局面，保障電力安全可靠供應。

　　銷售電價機制，則應有利于促進節能環保目標實現、引導用戶合理用電。建立合理反映能源資源稀缺程度、環境損害成本和電力發展需求的銷售電價機制，實施銷售電價與電力生產、供應成本聯動機制；調整兩部制電價結構，增加基本電費比重，擴大基本電費收取范圍，引導用戶合理用電。■

    記者觀察：電價改革的往日鏡鑒

　　對于電價改革的必要性和迫切性，政府、企業、公眾基本形成共識，改革的呼聲已有很多年，為什么遲遲難有實質性推進？對這個問題的審視，可以幫助我們開啟新起點上的新征程。

　　首先，改革的延遲表面看是利益博弈的結果，但深層來看，和政府觀念轉變有關。著眼長期利益，不再單純追求經濟高速發展，放棄高代價的能源補貼，是一件從中央到地方都需要下決心的事情。國際金融危機向實體經濟蔓延之后，許多地方出臺了優惠電價以催熱經濟，但被及時叫停，中央政府對保增長、擴內需、調結構的關系判斷由此彰顯。

　　從這個角度說，當前中央政府危中尋機，順勢而為，大力推進經濟發展方式轉變，給了電價改革新的機遇。

　　第二個原因，對能源產業鏈的體制銜接尚無好的思路。市場煤，計劃電，煤不好調控，電好調控，那么，在能源這個特殊的產業鏈上，國家宏觀調控的著力點究竟是什么？專家認為，不是具體價格的核定，而是通過煤價、上網電價、輸配電價、銷售電價各環節比價的合理設計，促使產業鏈各環節共同落實宏觀調控任務。而比價關系的合理設計，不影響價格隨行就市，可以協調微觀與宏觀，兼顧有形與無形之手。

　　一個突出的例證是，我國經濟社會呈城鄉二元結構，工業補貼農業是一項長期方針，對農業用電的交叉補貼成本，應該由電網、發電、煤炭企業共同承擔。

　　第三個原因，是對改革時機的極度慎重。事實上，我們已經錯過了2005～2006年的低CPI期，而目前的CPI下降并不能長久持續，因為經濟危機后的全球通脹陰影將在不確定的時候出現。

　　在這種情況下，與其等待時機，不如創造時機，積極向公眾充分、透明地解釋電價現狀和改革必要性，并精心設計居民階梯電價政策，對特殊困難群體進行補貼。

　　對民意的尊重，首先是對公眾知情權、選擇權的尊重。從國際通行情況看，居民生活用電的負荷性差、電壓等級低，價格本應高于工業和商業電價，但我國的情況恰恰相反。2008年，上網電價調整，而居民電價不調，更是加劇了這種不合理性。專家認為，對于居民電價聽證會，也應有區別對待，如果是上游成本上漲的剛性因素導致的電價上調，應由市場自行調節，如果是大的政策調整、比價關系的重新設計，則應該多次召集聽證會，開誠布公，慎之又慎。

　　博學之、審問之、慎思之、明辨之、篤行之。從電價改革的往日鏡鑒中可以看出，無謂的遲疑和延誤，已經使國家和民眾付出了巨大的機會成本。如果我們真的確信價格對引導資源配置的核心作用，就應該果斷行動，使改革盡快進入明辨、篤行的關鍵階段。

來源：21世紀經濟報