中国电价改革何去何从？-第2页-北极星火力发电网

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中国电力工业市场化改革于2000年前后起步，然而，厂网分开后，电力体制改革的核心任务--电价市场化形成机制改革却止步不前。当今世界上已没有几个国家还像我们一样，在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域，仍由行政审批来规定全部发电电价和用电电价，将市场上时刻变化的电力供求关系牢牢罩在审批制度之内。而对最该尽快实行政府单独定价单独监管的电网环节，在十年后的今天，却依然处于“全部电力的惟一购买方和销售方”的垄断地位，所有收入都来自发电企业上网电价和终端用户电费之间价差，这是一种落后模式，将我们与世界先进电力管理体制的距离越拉越远。

现在，中国的电价改革“千呼万唤不出来”，电力是商品的概念甚至都开始“被模糊”。改革不进则退，不少水电站被规定，江河里的水，流过不同的水轮机所发出的电量要执行不同的上网电价。在这样的环境下，只有想方设法做大成本去讨要电价了。

现在业界听到最多的是：“只要把水电电价提高一两分钱，就能解决许多移民困难。”这种天真的建议的出发点是希望加快水电发展，但客观效果却是夯实计划体制基础，在市场竞争领域内继续对商品价格实行行政管理、依赖官员裁量、按照成本定价的模式。

原能源部老部长黄毅诚在最近发表的《核电定价机制必须改革》的文章中谈到：“最最重要的一条，就是要改变现在核电价格的制定办法，不能谁的造价高，谁就能卖高价电。”因实行按项目的成本审批定价，导致人为抬高工程造价的现象在全国盛行，中国电力行业在上世纪90年代已经历过，常规火电厂每千瓦造价曾经向匪夷所思的8000元攀升！给国家造成了难以估量的巨大经济损失。

3．标杆电价最多是过渡性措施：

如果审批确定具有一定代表性的“分类标杆电价”，比起过去的“一厂一机一价”，似乎是个进步。但关键是，“标杆”仍旧是单独以企业成本为基础的人为安排，是一种不考虑用电户需求情况的单向规定。所以，“标杆”无法反映市场上时刻变化的电力供需关系。事实上，只要考虑成本因素，标杆电价就要设为多种，像水电、火电、核电，发电成本各不相同；水电还准备按各水库的调节性能，分为日调节、周调节、月调节、季调节、年调节、多年调节；火电要分为脱硫、不脱硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤、水冷、空冷、供热、凝汽、常规锅炉、循环流化床锅炉；核电要分新的、老的、进口的、国产的、轻水冷却的、重水冷却的；这么多种标杆电价，还规定了每个省各不相同，标杆总数还需再乘以30……这与过去的“一厂一价”有多大区别？可见，标杆电价最多是过渡性措施，是因电价改革滞后“不得已而为之”。还是要加快电价市场化改革进程，尽快转为由市场供需关系形成电价。若将过渡性措施作为常态管理和运行方式，或者用人为制定的、以成本审批为特征的“标杆电价”改头换面代替电价市场化形成机制，实不可取。

4．成本定价成为节能减排之累

发电环节成本定价模式，既浪费能源又污染环境，对国家的节能减排战略有重大负面影响。

一方面，由于每台发电机组运行的年度利用小时数是计算其发电成本的主要参数，为了执行审定的发电成本，迄今仍必须给各类各台发电机组平均分配发电量年度计划指标。也就是说，在实时电力调度中，高煤耗燃煤机组发电量计划指标尚未完成时，先进节能机组要减发让路；燃煤火电厂发电量计划尚未完成时，水电要弃水、核电要压减负荷。仅因执行这种与成本定价模式配套的计划发电调度方式，使中国电力系统生产同样的发电量，每年白白多烧煤炭近一亿吨。而国务院2007年批准试点的《节能发电调度办法》，也因没有改变成本定价模式，至今无法推行。

另一方面，烟气脱硫是燃煤电厂整体运行中的一个流程，建设和运行脱硫装置本来是火电企业必须遵守的行业规范。然而，对燃煤电厂的环保管理不是采用国际通行方式--根据火电厂运行实际排放烟气中的含硫量处以罚款，多排放多罚款，少排放少罚款，反而是增设一道行政审批程序，对各火电厂建设的各种类型的脱硫装置单独审核、额外加价，只要有脱硫装置，就能再多得几分钱电价，烧高硫煤还可得到更高电价。加价费用每年数百亿元，要由全体消费者“顺价”买单。这样的环保价格政策，尽管彰显了行政审批权力，却让排放污染物的发电方式得到远高于清洁电力的价格。由于加价与脱硫装置运行的可用率和实际排硫业绩并无关联，发电企业为节省运营费用会不定期的关闭脱硫设施，消费者增加了支出却难以收到减排实效。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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