国家发展改革委市场所：发售电价“有序放开”的方式与路径

目前，英国、北欧、美国各州的电力市场均采用“双边交易”模式。“双边交易”模式更接近普通商品市场属性，市场出清有需求约束，价格不易扭曲，加之有中长期交易与现货交易的结合，市场流动性高，但市场构架复杂，对法制、诚信及售电商控制负荷的能力均有更高的要求。随着实践经验的累积及法制及市场诚信等条件的成熟，我国也可在适当的时机，改市场构架更为复杂但竞争效率也更高的“双边交易”模式。为此，现在就应“未雨绸缪”，在电力的行业结构改革及相关法治建设方面做出努力。

(二)近期可在部分省间建立联合的“双边交易”市场

目前跨省送电市场化的有利条件较多：一是“地方”有需要。现行的省间电力交易矛盾累积随经济下行愈演愈烈，各方都有“长治久安”的强烈诉求;二是有符合“双边交易”模式要求的买方。现行的省间电力交易主体是各省电网公司，具备管理供电负荷的能力，相互间可竞争性购电，不会影响系统的实时平衡。加之“跨省、区”交易一直有负荷曲线考核，“平衡机制”较易执行。因此，近期可考虑在南网、西北网区域建立跨省的日前市场。该市场的卖方暂定为发电企业，买方暂定为各省电力公司或独立的地方配电公司。由于买方为在位的各省电网公司及地方配电公司，系统平衡容易控制，近期可能也暂不需要设立平衡机制。

三、我国售电价格“有序放开”的方式与路径

(一)售电侧价格放开不必与批发竞争同步

如前所述，售电侧的市场化以发电侧市场化为依据。如果批发市场采用“强制性电力库”模式，则不需要售电商参与批发市场竞争，售电商既可与客户单独约定价格合同，也可实施基于政府管制价格的浮动价格合同，售电价格放开不必须与售电侧市场化改革同步。因此，只要政府管制价格能够与批发市场价格联动，则售电价格是否放开以及何时放开并非急需做出的决定。

(二)按电压等级高低确定售电价格放开的对象或范围

一般而言，用户接入的电压等级越高，其负荷率也越高，系统的可调度性越好，其交易与系统平衡的关系也较易控制。此外，接入高电压等级的用户，用电量也较大，单位交易成本相对较低，从而也较易接受市场化的用电选择方案。因此，国外的售电价格放开大多以此原则为据。我国如果决心在零售侧引入竞争，价格放开的范围也应以用户接入系统的电压等级为依据。工商业等高电压等级用户可先期给予购电选择权，可向售电商购电，也可直接向批发市场购电，其用电价格自然放开。那些未获购电选择权的小用户，仍需在位的电网企业供电，其购电价格由政府基于“合理成本、合理盈利”原则核定。

(三)暂行保底供电商和保底电价制度

监管机构指定或通过竞争选择保底供电商，是国外先期电力市场化改革国家和地区通用的做法，目的是让那些虽有选择权但因种种原因未获供电保证的小用户也能获得可靠的电力供应。我国如在售电侧进入竞争，因市场诚信度低等原因，在相当长的时期内，小用户的供电纠纷可能长期存在，因而有必要实施保底供电商制度。

保底供电商可由在位的供电公司承担。保底供电的范围应随零售电价放开的步伐而逐步缩小，最终限定在低电压等级的小用户范围。保底供电价格应基于供电成本核定，且应与批发市场价格联动，周期可设为半年或三个月。

(四)在输、配、售分开核算基础上引入供电公司间的零售竞争

目前无论在“国网”还是“南网”区域内，供电服务的主体都是其所辖的供电分公司或子公司。我国如要引入零售竞争，首先应在这些供电公司间进行。可考虑在输、配、售分开核算基础上，允许在位的供电分公司或子公司到对方的营业范围内竞争性售电，使供电分公司或子公司的收入不再局限于原有的供电营业区，既可促进在位供电企业提高效率，也有利于向价格全面放开的竞争性售电体制过渡。

(五)建立适用于售电商的信用和交易保证金制度

法治、诚信是市场经济的基石。我国售电侧市场化的最大障碍是诚信缺失。因而完善的“售电侧改革”方案，应包括约束售电公司遵守契约的制度设计。所谓“诚信中国”的建设，可率先在电力市场化交易中实施，并使之真正落到实处。近期可参考我国互联网金融的成功经验，对售电商实施与“支付宝”类似的信用和交易保证金制度。

四、几个相关问题的看法和建议

我国现行的再生能源支持政策、用户间电价的交叉补贴、随电价征收的政府性基金等，虽不属电价市场化范畴，但均对电价水平及其形成机制有较大影响，进而影响电价市场化的成败。因而，发、售电价格放开必须与之统筹安排。

(一)关于风、光等可再生能源发电政策的合理调整

在市场经济条件下，支持可再生能源发电有三种可选择的方式：一是单位电量定额补贴制，即无论市场价格高低，政府只按实际售电量与单位电量补贴标准的乘积给予补贴;二是“差价合约”制，即可再生能源发电实际售价低于政府合约价格的差额，政府给予差价补贴(合约价格可招标确定)。三是“配额+绿证交易”制，即政府强制要求负荷方(售电商和大用户)必须购买占总购电量一定比例的可再生能源电量，发电企业通过售卖可再生能源电量获得绿证，绿证价格由市场供求关系决定。我国地域广阔，地区间能源的资源禀赋差异大，加之可再生能源发电“差价合约”制和强制配额制都对法治条件和政府管理能力有较高的要求，因而“定额补贴基础上的市场决定价格”制度可能更为适宜。

在竞争性电力市场尚未建立的近期，可再生能源价格形成机制应改按资源区分类定价为“定额补贴+当地主力电源平均上网电价”。我国目前的可再生能源补贴额，由可再生能源标杆价(按资源区分类)与当地火电标杆价的差额决定，这导致了两方面的问题：一是火电价格随电煤价格浮动，由此导致补贴额的上下浮动，继续加收可再生能源基金的压力持续增大;二是云南、四川等地的主力电源已由火电变为水电，且平均上网电价承显著下降趋势，风、光等可再生能源在这类地区的替代价值大幅下降。为改变目前煤电标杆价变动对财政支出影响的不确定性，也为提高可再生能源基金的使用效率，促进可再生能源发电的合理布局，并使可再生能源政策与市场化改革相衔接，应摒弃现行的按资源区分类定价，改为按“定额补贴+当地主力电源平均上网电价”。定额补贴的标准，可基于可再生能源与常规能源平均发电成本间的差额，按风、光、生物质能分类确定，但同种可再生能源发电的定额补贴，标准应全国统一。“当地主力电源”的确定，应以发电量占比最大者为根据，如山东可以燃煤机组为主力电源，云南可以水电为主力电源。

(二)关于电价交叉补贴的“妥善处理”

所谓电价交叉补贴，是指因一部分电力用户价格低于成本而导致另一部分电力用户价格高于成本的定价行为。我国目前存在三种形式的电价交叉补贴：一是不同类用户之间的交叉补贴，主要表现为工商业用户对居民用户的交叉补贴;二是不同地区间的交叉补贴，典型的表现就是广东的“珠三角”地区对“两翼”地区的交叉补贴;三是居民类用户内部的交叉补贴，亦即递增式阶梯电价。

国际上(如“基于G20框架下的化石能源低效补贴审议”)只认可居民用户内部的交叉补贴——递增式阶梯电价，认为其具有“总预算约束下的社会福利最大化”作用，可在“基于G20框架下的化石能源低效补贴审议”中豁免。而前两种交叉补贴使价格关系扭曲，不利于资源的合理配置，均属低效补贴。尤其是工商业用户对居民用户的交叉补贴，因高收入人群用电量大大高于低收入人群，形成了国民收入分配的逆向调节，加剧了社会的分配不公。

妥善处理电价交叉补贴应采取两方面的措施：一是大幅提高阶梯电价第二、三档的价格，使居民类整体电价水平与之合理的供电成本相符，尽快消除工商业用户对居民用户的交叉补贴。二是建立电力普遍服务基金。对于低收入人群和“老、少、边、穷”地区的供电保障，应以财政定向补贴的方式解决，“暗补”改为“明补”。

(三)关于政府性基金的合理归位

我国随电价征收的政府性基金数额越来越大，目前已达5分/千瓦时以上，考虑到我国工商业的电价水平已经较高，政府性基金的总量控制与合理归位势在必行。

可再生能源发展基金的征收应有总量控制。可再生能源开发是保护地球家园的重要途径，其与常规发电的成本差额，为当代人所必付学费，因而通过电量加价而由所有电力消费者共同承担理所当然。现在的问题是：处于中等收入阶段且以制造业为主的我国，对可再生能源发电的财政补贴一直处于“敞口”状态，以至于随电价征收的可再生能源基金10年间5次上调(前4次上调均以翻番方式实施)，接近2分/千瓦时的强度，加上增值税等相关税费减免，年度补贴规模达千亿以上，不仅远超美国，在国际上也已“鹤立鸡群”。而与此同时，在大规模“弃凤、弃光”越演越烈的背景下，补贴资金缺口确越来越大(已达500亿以上)。可见，现行的可再生能源“敞口”补贴政策不可持续。为此，建议在国际责任与国力相平衡的基础上，确定可再生能源发展规划，并学习发达国家的做法，建立可再生能源补贴预算制度。

为“南水北调”、“库区后扶持”征收的基金应合理归位。“南水北调”用于解决北方部分地区(北京、天津、河北等)的缺水问题，所需资金应通过供水加价筹集。现在通过电价附加的方式筹资，是典型的“张冠李戴”，既加重了不相干地区电力用户的负担，有失公平公正，也使电价、水价信号严重扭曲，不利于水资源的合理利用。为此，建议将该项基金与电价脱钩，转为“南水北调”受益区的水资源费内加收，由北京、天津、河北等地的用水者承担。“库区后扶持”则是水利项目投资的必要组成部分，以基金的方式向全国的电力用户征收，扭曲了内部成本和外部成本的关系，也使部分水电企业获得了不该有的低成本竞争优势。因此，建议将库区扶持基金改在水电企业的运行费用中列支，通过提高该项目的发电价格或供水价格的方式，由受益地区的消费者承担。

(作者单位：刘树杰系国家发展改革委市场与价格研究所研究员;杨娟系国家发展改革委市场与价格研究所副研究员)