电价改革帷幕重启

来源：中国经济新闻网-中国经济时报

■本报记者 范思立

      中国经济新闻网讯：今年温家宝总理政府工作报告中提到要适时理顺煤电价格关系，以此为契机，电价改革的大幕重新开启。

      然而，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强３月２８日接受中国经济时报记者采访时表示：“我对电价机制改革表示谨慎乐观，虽然总理的政府工作报告明确提及电价改革，但是没有时间表，现在连已有的煤电价格联动机制都执行不到位，更不要谈其他。”

理顺煤电关系

      中国能源网信息总监韩小平向本报记者表示，业内极为关注的２００９年煤炭产运需衔接会以破裂收场，虽然此后双方多次谈判，目前仍无结果，“计划电”与“市场煤”之间的矛盾已到了难以调和的地步，再次凸显进行电价改革的必要性。

      电价改革是电力体制改革的核心任务，这在２００２年国务院批准的电力体制改革方案中已有明确表述。而且，国务院２００３年出台的《关于印发电价改革方案的通知》指出，电价改革的长期目标是在进一步改革电力体制的基础上，将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定。同时，建立规范、透明的电价管理制度。

      韩小平表示，现在电力体制改革陷于停滞，电价改革亦裹足不前。由于煤电联动政策的实施，倒逼电价逐年把煤价顺出去，导致电价政策在计划的道路上越走越远。他调侃：“煤电联动机制实质上成了煤炭和电力轮番涨价的机制。”

      而中电联秘书长王永干认为，目前煤炭需求下降，国际煤价也下降了，千万不要挑起煤炭价格的又一轮上涨。目前最主要的矛盾还是先解决火电企业能够维持简单再生产的矛盾，首先煤炭价格没有控制，煤电关系没有办法疏导；其次电网企业今年也开始陷入亏损，应当把煤炭价格控制在合理水平，再把电价适当进行疏导。

      国务院发展研究中心产业部研究员钱平凡对本报记者说，今年初出现的煤电僵局，实际上是发电行业在为“生存”而争，而煤炭行业则是为“效益”而争，这也是电煤价格博弈中双方现实地位的真实反映。目前大多数发电企业面临资金链断裂、生产难以为继的境地，如果今年电煤价格仍然呈上涨态势的话，许多发电企业将难以生存下去。

     平安证券煤炭行业分析师陈亮认为，在目前的经济形势之下，很多电力企业寄希望于能够收购煤矿或者能够和煤矿联营来降低自己的燃料成本，这样的做法并不可取。原先投资在电力的企业也因为电厂利润过少或者是亏损，逐渐将投资转向相对利润较多的其他行业。长期从事电力生产的企业在此时盲目转向其他行业投资，未必能够获得比较理想的回报，电力企业还是应该做强主业。

坚持煤电联动

国家发改委宏观经济研究院能源经济研究所研究员吴钟瑚表示，目前应该还是要坚持煤电联动的原则，在电价没有放开、煤价已经放开的情况下是必需的，但是由于价格扭曲后，煤价上升是无序的，导致电价要背负很多涨价带来的因素。要想弥补电力企业的亏损，就要大幅度地涨电价，这又是经济运行稳定所不允许的，所以煤电联动实施不下去的原因在于上游价格失控，造成煤电没有办法进行联动。

    “煤电联动原本要求煤价上升５％，连续６个月就要联动，而去年的情况是上升了５０％。”林伯强对本报记者说，煤电价格联动可以参考目前国内成品油定价机制，以２０天为周期进行联动。

     林伯强坚持认为：“如果连煤电联动都不愿意的话，那改革就更难推行，要理顺煤电关系，先要联动起来。至于电力行业改革，我的建议是，如果价格不改，那干脆就什么都不要改，因为所有实质性的改革都会牵涉到价格。”

     对此，秦皇岛市煤炭运销协会副理事长李学刚则表示，现在应该有新思路，应该先从电价改革入手。原来煤电联动那套机制完善的结果也不会太理想。现在电价没有进行市场化，纯粹联动不能根本解决问题。在电价逐步市场化的时候，可以适当地对煤炭价格进行调控。

多边电力交易

     电监会研究室一位高工向本报记者透露，电监会正在酝酿一份新的电价机制改革方案，新方案将积极推动大用户与发电企业多边交易，推动大用户直购电试点工作。

但是在韩小平看来，电力多边交易试点，是地方政府迫于发电能力过剩的压力，而试图推动电价改革的尝试，并非真正意义上的多边交易，因为其交易价格并不是由市场竞价而来，而是政府安排的。

     这位高工指出，２００２年电力改革之后，发电侧市场已引入竞争，而输配售电市场还没有放开，使得电力市场仍然只有电网公司一个购买者，缺乏竞争。

     对此，国家电网对大用户直购电等交易方式持谨慎态度。国家电网新闻处副处长刘心放对本报记者表示，国家电网积极支持电力体制改革，主动创造条件，加快完善交易规则和办法，在建立规范电力市场的前提下，应先做好试点和立法工作，有序推进大用户直购电工作。

     同时，国家电网也曾向国家发改委表示过：在目前国内法律法规、市场化水平和价格体系等环境下，开展大用户直购电将带来诸如交叉补贴、电网安全、电量电费计算结缴和行业不公平竞争等问题和矛盾，尚不具备大面积开展的条件。

     大用户直接交易给予用户自由选择发电厂的权力，并可以由双方协商定价，与其相比，在未开展发电侧竞争的情况下，代表中小用户购电的电网企业没有选择权，仍需按照政府制定的上网电价从发电计划购电，并按照政府定价向中小用户供电，这种安排将带来中小用户与大用户之间的不公平；其次，在大用户直接交易开展初期，在制定了统一的大用户准入条件后，由于市场建设尚未完善，如果仅允许部分符合准入条件的大用户开展直接交易，也将造成同类型大用户间的不公平竞争。

输配电价分开？

     国家电监会价财监管部主任邹逸桥说，当前我国还没实现输配分开，输配环节还没有做到独立核算，也没有独立的输配电价，严重制约了电力的跨省跨区交易和资源的优化配置。因此必须尽快建立起跨省跨区的输配电价，同时大力推动大用户直供电试点工作的开展。改进和规范输配电价管理办法，形成合理的定价和调价机制。

     在上网电价方面，中国近年采取的是平均成本定价。２００４年，中国按价区分别确定了各地水火电统一的上网电价水平，并事先向社会公布。新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价，即标杆电价。标杆电价政策的出台，摒弃了２００４年以前按照补偿个别成本的原则定价的模式，开始按照区域社会平均成本实行统一定价，不再实行一机一价。不过，下一步竞价上网的改革试点，近年进展并不顺利。

     虽然国家发改委近期出台了输配电价标准。不过，韩小平认为，上述问题使得实际执行中，输配环节所收取的费用要远高于标准。而跨省、跨区域电能交易价格和峰谷、丰枯电价政策，是电网盘剥发电企业的又一途径。

    有关方面的调查表明，跨省的交易规定不明确、不合理，交易中存在着上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题；峰谷、丰枯电价政策不尽完善、合理，不同程度地降低了发电企业上网电价水平；新建发电机组试运营期间上网电价较低，不足以弥补变动成本，而且试运行时间普遍较长；此外，可再生能源发电价格、接入工程价格及电价附加补贴支付等政策也还有待研究完善。在销售环节，销售电价偏于僵化。这种基于计划定价的方式，难以有效调节电力供求关系。

     从输配电价看，要尽快建立独立和合理的输配电价机制；尽快实施电网的主辅分离和主多分离改革，解决输配电主业、辅业和混业经营问题；理清资产和成本，使得输配电成本真实可控。

     而中电联一位刚刚从北欧考察回来的专家认为，输配不一定要分开，因为输配分开后的最大问题在于无法做到同网同价，因为配网之间的经济性相差很大，有的配网独立出来是亏损的，有的配网单位资产售电量高，单位资产用能少，盈利能力就强，反过来在落后地区，同样的资产，售电量少，用能也多，成本就高，如果输配全部分开后，配网就不是一个价格，这样到终端的价格就不一样了。