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价格机制是发挥市场在资源配置中的基础性作用的核心机制,其前提是价格具有足够弹性、市场具有充分竞争性;如果价格既不反映价值、也不反映供求,价格则仅仅是电能商品的计量单位而已,无法发挥资源配置功能。
我国在1985年以前的电价就是这种状况,实行全国统一管理的电价制度。1985年,为了缓解长期缺电局面、加速电力建设、搞活电力工业,国务院批转了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》(国发[1985]72号文),决定把国家统一建设电力和统一电价的办法,改为鼓励地方、部门和企业投资建设电厂,并对部分电力实行多种电价的办法。与当时的经济体制相适应,电力行业相继形成了指令性和指导性两种电量和两种电价;由于允许电力企业利用议价燃料发电并执行“燃运加价”,电价的价格杠杆作用开始显现。1990年以后,新建电厂普遍实行“还本付息电价”,即按个别成本加税金和合理利润确定电价,保障电厂投资者在相对较短时间内(一般为10年)偿还贷款本金和利息、并获得较高的投资回报,出现了“一厂一价、一机一价、同网同质不同价”现象。由于电厂是以财务上可偿还债务的价格向电网售电,在电力短缺时代,投资电厂无任何风险,还本付息电价促进了电力投资。1991~1995年连续5年每年投产容量超过1000万千瓦,成为同期世界上投产容量最多的国家。但由于资金来源、建设地点、建设方式的差异,加上缺乏有效的投资成本约束和经营成本控制,导致不同电厂的电价水平相差很大。1998年以后,随着电力供需矛盾的缓解,为克服还本付息电价的弊端,新建电厂开始改为“经营期电价”,将按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。根据原国家计委于2001年下发的《关于规范电价管理有关问题的通知》(计价格[2001]701号),电厂的成本按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本核定(即标杆上网电价)。从而实现了同类电厂上网电价相同,打破了“一厂一价”的还本付息定价模式,为电力市场公平竞争奠定了基础。2004年,为缓解煤炭价格市场化与电能价格计划刚性之间的矛盾,理顺煤电价格体系,国家发改委出台了《关于建立煤电价格联动机制的意见》(发改价格[2004]2909号),建立煤炭价格与电力价格的传导机制,上网电价、输配电价、销售电价与煤炭价格联动。目前共实施了两次煤电联动,但这一“补丁式”的过渡性制度安排明显受制于国家宏观调控。影响电价机制的决定性因素
电价形成机制的上述制度变迁,反映了我国电价问题的复杂性和改革的艰巨性,隐藏在其背后的决定性因素有三:一是经济体制。电价长期由政府主导与电力产业定位、体制选择密切相关。1998年以前,我国电力行业总体上是“政企合一”的,电力被视为“公用事业”,加上有中国特色的社会主义市场经济体制还处在成型和发展进程中,电力发展不可能跨越经济体制,电价形成机制也不可能跨越经济体制,特别是在计划与市场双轨制运行时期。二是利益攸关方。1985年以前,电力建设属于国家基本建设,利益主体单一;1985年以后,伴随着拨改贷、集资办电、买用电权、引进外资政策的实施,电力投资主体多元化,利益主体多元化,衍生出中央与地方、独立发电商与电网企业之间的利益联接与矛盾。在监管缺失条件下,利益攸关方矛盾协调困难重重。利益主体多元化限制了电价在资源配置中的基础性作用的发挥。三是主要矛盾。历史地看,我国电力直到1998年才告别短缺、实现低水平均衡。1998年以前,电力主要矛盾是供给不足,电力服务难以满足日益增长的生产、生活需要,电力工作的主要任务是扩大供给。由于国家财力限制,投融资体制改革和还本付息电价形成机制极大地调动了投资积极性、解放了电力生产力,出现了1988年至1998年连续11年每年新增1000万千瓦装机容量的大发展局面,同时也形成了小火电盲目发展、资源配置劣化、上网电价同网同质不同价等负面效果。2002年以来,伴随着电力体制改革的不断深化,电力市场化逐步走向深入,引导电力发展的主要矛盾也发生了根本性变化,一次能源的有效供应和环境保护成为电力发展的主要矛盾,政府正逐步从电力利益中脱离出来,按照市场经济的要求把电价主导权转移给各类市场主体,逐步形成在政府宏观调控和有效监管下的公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系和电价形成机制。
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