对当前我国电价机制的几点探讨

      陈焱王俊国电谏壁发电厂
      国家发改委于2008年7月1日起实施了电价调整，全国销售电价平均提高2.5分/千瓦时，最终落实到发电企业身上的上网电价全国平均提高1.7分/千瓦时。此次电价上调（同时出台了电煤限价措施）,对缓解发电企业经营危机起到了一定的积极作用，暂时缓解发电企业的资金压力，部分化解“电煤矛盾”，但与发电企业扭亏增盈、健康发展的目标还有较大差距，尚不能从根本上解决困扰发电企业的电价问题。
      我国电价机制目前处于是什么样的状况？在新形势下存在哪些问题？本文从多个角度对我国（上网）电价机制进行了探讨。

      1、我国电价机制简述
       对我国的上网电价而言，长期以来是以发电成本加上一定的利润回报作为定价基础，体现的是“成本决定价格”的经济思想，这也是我国电价与电煤价格保持同步增长的根本原因。尤其是80年代开始的“集资办电”，以各发电厂的成本叠加出电价，发电企业的电价五花八门甚至出现了“一厂（机）一价”，发电成本得不到有效控制。近年来政府实施各区域上网“标杆电价”政策，由于锁定了收益，发电企业开始注重控制工程造价和发电成本。从2003年开始，我国开始区域电力市场化建设，试图建立起电价的市场形成机制，但均以无果告终。2004年12月出台了衔接我国电煤成本与上网电价的“煤电价格联动”机制，并在2005、2006年实施了两次。由于2007年以来煤炭市场全面放开，煤价大幅上涨，煤电价格联动政策受制于CPI高企陷入停滞，发电企业的发电成本大幅上涨，而上网电价仍然维持在2006年水平，电力的成本信号不能有效的传递到终端销售侧，现行电价机制的弊端开始显现，价格出现扭曲。可见，煤电价格联动政策还不是真正意义上的市场机制，我国尚未能建立有效合理反映发电成本的上网电价的市场机制。在当今全球能源趋紧的大环境下，建立能及时反映成本信号的电价体系对实施节能减排及我国电力行业的稳定健康发展尤为重要。

      2、电价脱离供求关系
      从经济学的角度来看，决定商品均衡价格的首要因素是供需关系，成本仅是一个参考因素，作为对供需关系的反映，在特定的市场结构下，商品的价格有可能偏离其成本。作为成熟的电力市场化国家，美国在其区域电力市场中对发售电侧均实施了市场竞争，尤其在发电侧采用节点电价体系LMP来决定电价，节点电价主要反映短期供需关系和输电线路阻塞，各发电机组的节点电价都反映阻塞成本；英国早期采用电力库（POOL）模式集中竞价，目前采用大量双边合同和短期现货合同交易结合的模式（NETA）来决定电价。无论美国的节点电价还是英国的POOL或是NETA，都是市场机制形成电价，它不仅反映成本，更反映供求关系、线路阻塞等市场信息，发电商有机会根据垄断地位及各种物理、金融条件运用各种竞价策略参与发电报价有可能获得远远高出发电成本的超额利润。

      在我国，发电企业自身对供求关系无法做出敏感的反映，政府通过控制发电企业的发电量来达到供求均衡。我国不论是在电力紧张的“电荒”时期，还是在供大于求的电力供需缓和时期，对发电企业而言主要体现在发电利用小时的变化，缺电时期电厂的（基本）发电利用小时高，过剩时期（基本）发电利用小时低。对于存在市场交易电量的地区，缺电时交易电价高，过剩时交易电价低。市场经济条件下生产商对供求关系的反应主要由数量调整和价格调整两种，我国现阶段电力市场，发电企业对供求关系的反应主要体现为“数量调整”，即基本电量及总发电利用小时的增减（这种调整主要来自政府部门和电力电量实时平衡），而对应基本电量的上网电价因为受管制，不能及时反映煤价上升、供求关系的变化。“价格调整”主要体现基数外电量价格水平的变化（如江苏省电量替代交易市场的发电报价和成交价均随着煤价变动和供求关系而变动）。虽然基数外电量电价能够及时反映供需形势和成本信号，但其所占比例很小。当前，“数量调整”机制的特点是：一是不能传递煤价上涨信号（电价受管制）；二是实时反映缓和过剩的电力供求关系（发电利用小时大幅下降）。如此一来，发电企业的电价与成本关系出现严重扭曲，尤其是历史遗留低电价的老统配电厂已经出现发一度亏一度的成本与电价倒挂的局面，凸显了我国现行电价机制的弊端。

      3、失衡的电力消费结构
      电力消费结构主要是指各个产业消费电能的分布，与国家产业结构息息相关。近年来，我国国民经济快速增长，电力消费旺盛，全社会用电量保持较快增长。2007年，我国全社会用电量达到32458亿千瓦时，同比增长14.42。其中工业用电仍是拉动电力消费增长的主要动力，主要是我国投资和消费的快速增长推动了制造业，特别是重化工业用电需求的快速增长。2007年，我国电力消费弹性系数（电力消费年均增速/GDP年均增速）为1.26，电力消费结构重型化趋势突出。第一产业用电量为860亿千瓦时，占总用电量2.6；第二产业用电量为24847亿千瓦时，占总用电量76.6，其中轻、重工业用电量分别为4502亿千瓦时和20064亿千瓦时（重工业用电占80.75）；第三产业用电量3167亿千瓦时，占总用电量9.8；居民生活用电量3584亿千瓦时占总用电量11。

      在当前的电力消费结构下，电力作为工业用户的主要能源，对工业企业的成本影响较大，国家每次电价调整都要充分考虑对PPI和CPI的影响；尤其在当前由于人民币升值、能源、粮食价格上涨给我国带来了输入性通胀，虽然电煤价格涨幅巨大，但考虑到CPI的压力，电价仍然不能轻易上涨，这其中跟我国物价水平对电价敏感有相当大的关联。另外，在销售电价方面，与发达国家相反，我国实行工业电价高于居民电价，由前者对后者补贴的政策，加重了工业用户的负担，也加大电价上调的难度。由于居民用电保持相对低水平，同时实施峰谷分时电价地区，大量的低谷用电加大了电力企业的成本，加之未能实施递进式电价，需求侧管理很难激励用户配合政府开展节能降耗，形成了工业用户向居民补贴、发电行业向社会补贴的局面。

      另一方面，由于我国工业装备水平、生产工艺、节能技术相对落后，我国与发达国家的单位GDP的电耗差距极大。据世界能源署统计，2004年我国的单位CDP电耗是世界平均水平的3.34倍，是德国的5.14倍，法国的4.51倍，意大利的5.18倍，日本的7.3倍，美国的4.16倍，英国的6.54倍。电力利用效率的低下造成了电力成本在工业产品价格中的比重高，电价的提高对我国工业企业将产生较大影响，电力用户对电价提高的承受力低，切身感受却十分强烈，给电价调整带来相当大的阻力。

      4、缺失的能源期货市场
      能源期货市场对电价也有重要影响，期货市场是现代市场体系发展的必然产物，它具有“价格发现”和“规避风险”的功能。期货市场可最大限度降低现货市场由于价格波动所造成的市场风险，保证了相关行业和整个经济系统能够正常运行。
       电力商品可以作为交易对象开展电力期货合约，对规避电价风险有重要作用。目前世界上先行开展电力市场化的国家都纷纷建立了电力期货市场。美国的纽约商品交易所（NYMEX）、北欧电力联营体（NordPool）、英国电力交易所（UKPX）以及新西兰、澳大利亚等国都纷纷开展了电力期货交易。电力期货可为发电商、售电商、用户提供竞争性的电力市场，通过套期保值（注：套期保值即买入(卖出)与现货市场数量相当、但交易方向相反的期货合约，以期在未来某一时间通过卖出(买入)期货合约补偿现货市场价格变动带来的实际价格风险）、电力期权等工具规避价格风险。但目前我国电力市场化改革处于发电侧竞争阶段，真正意义上的竞价上网至今仍未实现，其他环节如输、配、售电都还处于垄断阶段不存在竞争，用户只能被动的接受供电商提供的电力。在竞价上网情况下，发电商有套期保值的需求，但其他市场参与者都没有套期保值需求，更何况我国连竞价上网还未实现（只存在比例很小的市场交易电量如替代发电交易、双边交易等），因此在当前的电力市场阶段，我国尚不具备建立电力期货市场进行电力期货交易的条件。根据国外的经验，只有电力市场发展到零售竞争阶段，发输配售各个环节都存在竞争、电力价格可以自由浮动、终端用户也能够参与电价形成时，才可进行电力期货交易，而当前我国电力改革的实际情况距离零售竞争阶段还有很长的路要走，电力期货市场的建立尚需时日。

      我国的电价与煤炭价格息息相关，长期以来电价主要跟着煤价走，煤价波动将直接影响到发电企业的利润空间。由于我国电力和煤炭行业每年采用电煤定货会的形式进行电煤交易，类似于短期现货交易，价格波动大。2005年煤炭行业市场化以来，煤价快速上升，发电企业每年都只能无奈接受不断上涨的煤价。而发达国家如美国，由于纽约商品交易所等开设煤炭期货市场，对稳定美国国内的煤炭市场和电力市场起到了重要作用。2003年以来，在全球经济复苏的带动下，世界能源需求明显增加，煤价大幅飙升。2003年世界煤炭价格上涨幅度高达80，但是美国的煤电市场并未受到严重影响。2004年6月美国发电厂购买的煤平均价格仅比2003年同月上升了4.7，2004年7月美国居民用电的平均零售价格为9.34美分／千瓦时，仅比2003年同月的9.15美分增长了2；商业用电价格8.58美分／千瓦时，比2003年同月的8.6美分还有所下降；工业用电价格也仅从5.28美分／千瓦时升至5.46美分／千瓦时，涨幅也只有3.4。纽约商品交易所还开设天然气期货交易，并推出期权交易和期权差价交易作为风险管理工具，有效的减少了电力市场的价格风险。

      我国目前尚未建立成熟完善的煤炭期货市场，发电企业购买电煤大都通过现货方式进行，虽然也可与煤炭企业签订长期合同，但由于缺乏机制保障，在煤价双轨制和市场煤价不断走高的形势下，电煤合同的兑现率严重不足。对发电企业而言，仍然缺乏有效控制电煤成本风险的手段，在电价管制情况下，其经营存在巨大的风险，2008年以来五大发电集团由于煤价暴涨陷入集体亏损即有力的印证了这一点。可以设想，随着煤炭市场化程度不断提高，如果国家能适时推出煤炭期货市场，发电企业可以通过套期保值有效规避电煤价格上涨，将会从一定程度上缓解当前我国煤、电之间存在的巨大矛盾。

     5、展望
      从绝对数值看，我国的电价在全球处于低水平，低廉的电价为我国经济的快速增长及工业化发展提供了低成本优势，也为稳定全社会物价水平做出了贡献，但也严重侵蚀了发电企业的利润空间。受资源禀赋影响，我国电力供应以煤电为主，其比例远远高于国际平均水平，结构较为单一，电煤价格对我国的电价有决定性的影响，长期以来，我国电价机制为行政审批制度，真正的市场电价机制尚未建立，与美英等国电价市场化相比，我国的电价体现成本水平，主要通过“数量调整”来反映市场供需变化。而在当前煤价飙升，又受制于通胀，现行电价逐步丧失其反映发电成本的基本功能。期货市场是现代市场体系发展的必然产物，它具有“价格发现”和“规避风险”的功能，而我国缺乏电力、煤炭期货市场，在计划电和市场煤的格局下，发电企业无法规避煤炭现货市场价格不断上涨发电利润下滑的市场风险。

       我国电价问题涉及因素众多、错综复杂，是一个跨行业跨学科的综合问题。现行的煤电价格联动或正在推行的煤电联营等政策也只是权宜之计，治标不治本。笔者认为，真正要解决我国电价问题，一是要从优化我国产业结构入手，二是要建立真正的电价的市场形成机制及相关配套体系，我国的电力工业才能又好又快的发展，为国民经济的发展提供能源保障。