我国电力价格形成机制改革研究，本文主要内容关键词为：机制论文,我国电力论文,价格论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
一、我国电力概况 电力是重要的基础性能源，在现代社会中具有不可替代的地位。电力价格水平的高低和涨跌对国民经济和居民生活都有显著的影响。随着工业化、城镇化和农业现代化的加速，我国对电力的需求呈现快速增长的趋势，同时电力的供应也快速增长，供需基本平衡。2010年，全社会用电量41923亿千瓦时，其中，第一产业用电量984亿千瓦时，占总用电量的2.3％；第二产业用电量31318亿千瓦时，占总用电量的74.7％；第三产业用电量4497亿千瓦时，占总用电量的10.7％；居民生活用电量5125亿千瓦时，占总用电量的12.2％。同年，全国发电量41413亿千瓦时，同比增长13.3％。就全国电力的供求情况来看，西部电力丰富而东部电力紧缺，西部电力需求小而东部电力需求大，为了解决东西部电力供需的不平衡，国家实施了西电东送的战略规划。从电力的来源及其发展速度来看，火电的发展较慢，但占比最大，2010年约为80.76％；新能源电力的发展很快，但规模依然较小，2010年占比约19.24％。2010年全国发电量41413亿千瓦中的34145亿千瓦时为火电，同比增长11.7％，6863亿千瓦时为水电，同比增长18.4％，734亿千瓦时为核电，同比增长70.3％，430亿千瓦时为风电，同比增长73.4％。另外，太阳能发电、地热能发电、生物质能发电发展也较快，但总量还比较低。 二、我国电力价格形成机制的问题 我国电力价格的改革经历了计划经济到市场经济的转轨，体制机制方面发生了深刻的变革，也暴露出了一些突出的问题。 (一)上网电价和销售电价没有形成竞争机制 我国电力价格依据电力不同环节自然垄断的程度，采取不同的形成机制。其中发电和售电环节实行市场机制，输电和配电环节实行政府监管。但上网电价由于产权界限不清、厂网未彻底分开和发电企业与电网的地域分隔特性，实际上竞争有限，市场机制未能充分发挥作用，仍然执行政府定价模式。销售电价由于信息不对称和供需双方被输配环节阻隔不能直接协商的原因，实际上也没有形成竞争机制。由于竞争机制不充分，现行的电力价格不能及时反映市场供求情况，造成了电力资源配置的扭曲和低效。 (二)输配电价规制不科学 现行的输配电价采取的是成本加成定价方式，价格由成本加合理利润得到，但由于企业和政府之间的信息不对称，企业有虚报成本的动机，而政府由于时间、成本和专业等方面的原因，很难核实企业的真实成本，就使得这种定价方式存在先天的制度性缺陷。不管是基于平均成本定价还是边际成本定价，都存在这样的问题。现行的输配电价规制没有采用国际上先进的激励性规制方法，规制依据不科学，规制程序不透明，规制结果不合理，不能有效激励电网企业的投资积极性，使得国家电网的建设大大滞后。 (三)电价结构不合理 电价结构不合理，表现在两个方面。首先，输配电价在终端电价中的比重不合理。2010年我国平均上网电价为0.38元/千瓦时，平均输配电价为0.19元/千瓦时，平均销售电价为0.57元/千瓦时[1]，由此计算，输配电价占销售电价的比重约为33％。国外正常的输配电价占销售电价的比重约为50％，发达国家如英国、德国、丹麦都在60％以上[2]。可以看出，我国输配电价的比重是偏低的。偏低的输配电价不利于电网的建设。其次，在大工业企业的两部制电价中，容量电价(按电压等级计算，用于收回固定资产投资)和电量电价(按实际用电量计算，用于收回原料、工资等可变成本)应保持一个合理的比例关系，但我国现行的容量电价严重偏低，并不能抵偿设备等的折旧。 (四)电价分类及分担不合理，存在交叉补贴 现行的销售电价按用电性质和电力用途分为九大类，分别是居民生活用电电价、商业电价、非居民照明用电电价、大工业电价、普通工业电价、非工业电价、农业生产电价、趸售电价和其他电价[2]。这个分类的依据是原水利电力部1975年12月颁布的《电热价格》，种类繁多、科学性差，但一直沿用至今。从分类销售电价看，2010年我国商业电价最高，为0.8元/千瓦时，其他电价从高到低依次为非工业、普通工业用电0.77元/千瓦时，非居民照明用电0.73元/千瓦时，大工业用电0.62元/千瓦时，贫困县农村用电电价最低，为0.19元/千瓦时。从以上数据可以算出，居民生活用电价格与大工业用电价格之比为0.79∶1。根据国际能源署2010年的电力行业统计数据，我们可以得到世界几个主要发达国家居民生活用电价格与工业用电价格的比值数据，见表1。可见我国居民生活用电价格是严重偏低的。
事实上，我国的分类电价制度是用低电压电价补贴高电压电价，用工商业电价补贴居民和农业电价，这种补贴与电价公平分担的原则是相悖的，也与国际惯例不符。偏低的居民生活电价造成了居民节约意识的淡薄和电力的浪费，与低碳、绿色的生活方式是相互矛盾的。 三、国外电力价格形成机制及借鉴 英国是电力市场化改革的先驱，早在上世纪80年代就开始了电力市场化的改革，主要的改革举措是对电力市场进行私有化改革并引入竞争机制[3]。英国将原垄断经营的英国中央发电局改组为3个发电公司、1个国家电网公司，12个地区的电力局改组为地区电力公司，各公司均为私营的股份制企业。英国电价形成机制的改革先后经历了两种模式，一种是1990年启动的POOL(电力库)模式，另一种是2001年建立的NETA(全新电力交易安排)模式。POOL模式有一些缺陷，后被NETA模式取代。NETA模式不采用实时电价机制，而是采用合约电价机制，该电价形成机制包括远期期货市场、短期双边市场和平衡结算机制。在该模式中，配电、售电分开，对用户完全开发，发电公司、供电公司和电力用户可以直接交易。NETA模式是国际上典型的电力改革的成功模式，改革成效显著，发电市场竞争增强，成本降低，效率提高。 美国电力市场化改革的核心是放松管制、引入竞争，从而提高效率[3]。从1993年开始的电力市场化改革具有代表性的主要有PJM(即宾夕法尼亚—新泽西—马里兰的简称)电力模式和加州电力模式。加州电力模式采取激进的改革方式，电价完全放开，导致了2000年的“加州电力危机”。PJM电力模式则成为世界上最大的竞争性电力批发市场改革的成功范例。在该模式中，发电市场和售电市场都引入竞争机制，电价由拍卖竞价方式形成，售电市场既有实时市场，也有隔天市场；在输电环节实行严格价格管制；在配电环节则采取特许经营的方式。 尽管各个国家对电力和电价改革的内容和方法不尽相同，但也有一些共同的趋势，即市场竞争机制和政府管制相结合，打破发、输、配、售纵向一体化，努力提高效益和降低成本。总结世界上一些发达国家的改革经验，有以下几点值得我们借鉴[2]。第一，在发电侧和销售侧引入竞争机制，在输配环节实行政府管制。第二，立法先行，为改革提供法制保障。第三，电力改革与电价改革同步进行，协同配合。 四、我国电力价格形成机制改革历程及启示 电力价格形成机制改革是电力体制改革的核心内容，我国的电力产业在改革中发展，经历过曲折，也取得了很大的成就。截至2009年年底，我国电力装机容量达8.7亿千瓦，当年发电量3.6万亿千瓦时，两项指标均居全球第二。我国电价改革的历程大体可以分为三个阶段，具体如下。 (一)计划经济时期(1949-1984) 这一时期大体可分为两个阶段，改革开放前和改革开放后。改革开放前实行的是高度集中统一的计划经济，电力体系统一，电价水平稳定。改革开放后为缓解电价中存在的一些不合理现象，进行了有限的结构性调整。这些调整主要有：1.取消或降低高耗能工业企业的电价优惠。2.调整东北地区和新增用户电价政策，使其价格水平与华东地区一致。3.修改《功率调整电费办法》，重新制定了《功率因素调整电费办法》，更加明确了功率因素考核标准并扩大了实施范围。4.在西南地区试行丰枯季节电价，在福建、西南和华中地区试行峰谷电价。5.大工业企业实行两部制电价。6.实行分类电价制度。这一时期的电价变化非常平缓，1979-1984年间发电用煤价格上升了52％，发电成本平均上涨了32.7％，但电价仅上涨4.8％[1]。 (二)市场化过渡时期(1984-2002) 这一时期也可以分为两个阶段，以1997年为界，前一阶段是集资办电时期，后一阶段是统一电价时期。这一时期的特点是高度集中统一的价格管制有所松动，市场化改革开始起步。主要的改革措施有：1.1985年为缓解电力短缺的状况，出台了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，鼓励多家办电和多渠道集资办电，但也带来了“还本付息电价”的问题，即“一机一价，一厂一价”的弊端。2.1992年《关于深化电价改革的报告》实施，提出制定统一电价的管理办法。3.1996年《电力法》实施，电价管理走上了法制化的轨道。4.1997年原电力工业部改制为国家电力公司，标志着市场化改革开始加速。5.1998年开始，“经营期电价”取代“还本付息电价”，电价制定的依据从个别成本转变为行业平均成本。6.1999年“厂网分开，竞价上网”试点。 (三)全面市场化改革时期(2002年至今) 从2002年开始，我国的电力和电价开始了全面的市场化改革。改革的主要特点是，借鉴发达国家电力改革的成功经验，把电力产业划分为发电、输电、配电和售电四个环节，发电和售电引入竞争，输电和配电进行管制。改革的主要内容有：1.2002年国家出台了《电力体制改革方案》，将国家电力管理公司重组为五大发电集团和两大电网公司。2.2003年国家电力监管委员会成立，标志着我国电力行业政企分开，管办分离正式启动。3.2003年《电价改革方案》出台，明确了电价改革的目标和原则。4.2004年“标杆电价”政策取代“经营期电价”政策，取消一机一价，实行统一的社会平均成本定价。2004年还临时性实施了煤电价格联动机制。5.2005年《电价改革实施办法》和《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》三部具体电价管理办法实施，标志着我国电价新的管理体制开始启动。6.2007年，《输配电定价成本监审暂行办法》和《关于调整销售电价分类结构的指导意见》出台。7.2010年国家电监会发布《输配电成本规制办法(试行)》和《电能交易基本规则》，进一步明确和细化了输配电价格规制和售电交易的办法。 从我国上述电价形成机制的改革历程中，我们可以得到一些启示。第一，市场化是电力和电价改革的取向。市场在资源配置中的作用是无可替代的。第二，监管必不可少。市场化并不排斥政府监管，在自然垄断环节必须实施价格规制，而且是激励性规制。第三，改革是一个协同和渐进的过程。电价的改革需要电力体制改革、现代企业制度改革、国有企业改革的配套推进，而且因为涉及各种体制机制的障碍和利益关系的洗牌，不可能一蹴而就。 五、我国电价改革的目标 我国电价改革是电力改革的关键节点，电价改革要兼顾电力企业和电力用户的利益，既要考虑效率，也要考虑公平。通过电力价格形成机制的改革，要实现电力企业降低成本、提高效率、合理利润、充足供给和健康发展的目标；也要实现电力用户价格合理、负担公平、能耗降低、技术提高的目标。 六、我国电价改革的原则 要实现上述改革目标，需要遵循一些原则。 (一)市场化取向 完善的市场经济能在制度的保障下通过自由竞争和价格信号高效地配置资源，实现效率优化和公平公正，这是市场的独特优势。电力改革的方向应该是使市场在资源配置中起决定性的作用，在非自然垄断的发电和售电环节引入竞争，实现资源的优化配置。 (二)必要的监管 市场能实现资源的高效配置是有前提的，在某些情况下，市场也会失灵。导致市场失灵的原因有垄断、外部影响、公共物品和公共资源、信息不完全和信息不对称。在市场失灵的情况下，政府的监管是有必要的。输电和配电环节由于电网投资巨大、成本沉没、网络独占等原因，事实上是自然垄断的。对自然垄断的产业和环节，世界各国的通行做法都是实施价格规制。 (三)立法先行 一项重大改革的推行，需要有顶层设计，也需要有实施方案的细化，这些都需要全局把握、统筹协调。谁是市场主体，由谁来监管，监管的目标、原则、方法、规则、程序如何，这些都需要通过立法明确。只有在法制的框架下进行改革，改革才有法律保障，从而具有权威性和执行力。在改革之初，可以借鉴先行的发达国家的法律制度，待改革过程中发现了问题、积累了经验之后，再根据具体情况修改和完善法律法规，使其更好地为改革保驾护航。 (四)综合配套 电价的改革与电力的改革应同步进行。此外，电力改革是一项系统工程，与之相关的改革，比如公有制企业的股份制改革(产权制度改革)、现代企业制度改革、国有企业薪酬制度改革、行业监管制度的改革，要协同推进、共同发力、相辅相成，电力及电价的改革才能取得成效。 七、我国电价改革的对策举措 基于电价改革的目标和原则，联系我国电价形成机制的问题，我们提出如下五个方面的对策举措。 (一)发售电环节市场化 电力的生产和供应需经过发电、输电、配电和售电四个环节，是垂直一体化经营。但发电和售电环节是可以引入竞争机制，依靠市场化的运作来降低成本、提高效率的[4]。发电环节多家电厂、多种电源可以充分自由竞争，竞价上网。在售电环节，应鼓励大用户与电厂直接交易，居民可以选择不同来源的电力和不同的电费套餐。 (二)输配电环节激励性规制 在高压输电和低压配电环节，由于存在自然垄断，市场会失灵，所以发达国家的普遍做法是成立专门的监管机构，进行政府管制。价格管制有传统的价格规制(平均成本定价和边际成本定价)和利润率规制，常用的定价方法是成本加成定价，其公式为P=C+π=C(1+r)，其中，P为价格，C为合理成本，π为合理利润，r为适当的利润率，可参照国外的情况和国内相似行业的情况确定。现在发达国家都倾向于采用激励性规制。激励性规制的方法有价格上限规制、收入上限规制和标尺竞争规制等[5]。激励性价格规制能克服传统价格规制由于信息不对称和成本虚报带来的监管不到位以及缺乏激励性带来的效率低下等缺陷。 (三)多种电价制度综合实施 由于电力的特殊性，世界各国很少采用单一的电价制度，往往是多种电价制度配合使用。常用的电价制度有二部制电价、季节电价、分时电价、分类电价和阶梯式电价[6]。这些电价制度的配合使用，能达到公平负担、电网安全、负荷平稳和节约用电的效果，我国应该加强试点和推行。 (四)不同来源电力结构优化、协调发展 电力根据来源的不同可以分为火力发电、水力发电、风力发电、太阳能发电、核能发电、生物质能发电、地热能发电、潮汐能发电等等。在绿色、低碳、循环经济的理念下，国际上火力发电(主要是燃煤发电)的占比在逐渐降低，而可再生能源发电的占比在逐渐提高。我国目前火力发电占总发电量的比重在80％左右，对资源和环境的影响很大。据2008年的数据，当年我国火力发电量为2.8万亿千瓦时，产生的二氧化碳就达24亿吨，造成的污染需要环境补偿成本1350亿元[7]。所以我国应该大力鼓励和支持可再生能源电力的发展[8]，特别是水电的发展。因为我国水力资源非常丰富，但利用率还不高，到2008年开发程度只达32％，可挖掘的潜力还很大。 (五)建立电力期货市场 电力期货市场的概念在上世纪80年代就被提出，1995年世界上第一份电力期货在北欧电力交易所出现，此后，美国、澳大利亚和德国等国家也先后推出了电力期货交易。电力期货市场具有价格发现和风险规避两大功能，是很好的风险管理工具，能较好地平抑现货市场的价格波动[9]。2004年初国家电监会颁布了《关于建立东北区域电力市场的意见》，提出了建立东北地区电力市场的远期目标：实现所有市场主体参与的全面市场竞争，建立电力期货、期权等电力金融市场[10]。我国应该加快研究和试点，尽快出台有关政策和法规，尽快建立高起点、高效率的电力期货市场。
标签：电力论文; 输配电价论文; 峰谷电价论文; 两部制电价论文; 价格机制论文; 大工业电价论文; 能源论文; 价格改革论文; 新能源论文; 电费论文; 千瓦时论文; 阶梯电价论文;
