我国电价形成机制分析

7.2.3　我国电价形成机制分析

长期以来，我国电价一直处于政府规制之下，既没有反映电力企业的真实成本，也难以根据市场需求变化及时做出调整。因此，价格形成机制的非市场化成为电力改革的一个难点，也是未来电力产业改革难以回避的核心问题。

一、我国电力价格形成机制与改革目标

在计划经济时代，政府通过成本加成原则对工业品实行统一定价，电力定价也是这种体制下的产物。1980年代，为解决电力短缺瓶颈，政府决定放开发电市场，上网电价采取“高来高走”以保证还本付息的原则，吸引各种资金投资电厂建设。以1985年为界，我国发电企业被分为新老两类。1985年以前建设的老电厂全部由国家投资，上网电价相对统一。但1985年以后建设的新电厂有合资、外商独资等多种成分，因此，在很多区域，上网电价出现了一厂一价、一厂多价的现象。考虑到计划外电煤价格对发电成本的影响，政府对不具有成本竞争力的老电厂进行了补偿，提高了它们的上网电价，以燃料附加费的形式转移到终端销售电价上。政府当时调整这部分电价的基本指导思想是：在煤炭价格上涨时通过适当提高电价、煤炭价格下降时取消燃料附加费的方式达到调整电价的目的，发电企业不承担任何电煤涨价的风险。这些措施使得我国的电价机制演变成了最复杂的单一同质产品的价格体系。目前，我国的电力价格体系包括两部分：一部分是由政府物价部门核定的发电企业上网电价，另一部分是国家物价部门公布的各地电网终端用户的目录电价。

2000年前后，我国电力出现了供过于求的局面。部分省网在核定电厂年度上网电量计划的基础上，从中拿出10％—15％的计划上网指标进行竞价。当时煤炭市场价格相对较低，这一做法取得了明显的成效，辽宁等地的上网电价下降了15％。但由于国家在上网电价与终端销售电价之间没有建立起良好的价格联动机制，终端销售电价并没有得到相应的下降，发电企业的利润被转移到了电网公司。

2001年后，政府以“经营期电价”取代“还本付息电价”，这在促进电力企业加强管理、提高效率等方面取得一定的成效。2003年9月《电价改革方案》面世。这标志着我国电价改革已经走出了实质性步伐。

我国的电价一直是根据历史水平以及需要新增的费用（燃料、建设、运营与维修成本以及规定利润的平均值）而行政性地决定（添加）。电价调整是一个特别复杂而又敏感的问题，各级政府的许多职能部门以及各方的利益主体都参与协商过程。电费方案由省电力公司与省政府（主要是省物价局）联合起草，并报上级（主要是发改委）审批，需要较长时间的评估与协商。此外，历史形成的电价缺乏科学性，例如，分类过多^[10]；峰谷分时电价力度不够；分类电价不反映用户的用电成本；交叉补贴严重，无法正确引导电力投资等。

总体看来，目前我国电价改革方案呈现出三个层次^[11]。第一个层次是2003年7月颁布的《电价改革方案》，对电价改革的原则及上网电价、输配电价、销售电价等各环节电价改革提出了原则性规定，但它仅仅是国家宏观性的电价政策，缺乏具体的可操作性方法和措施。第二个层次是3个配套管理办法，即2005年4月初出台的《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》；这3个办法的正式实施不仅需要具体的实施办法，更需要合适的“时机”。第三个层次是逐步出台的若干实施办法。煤电价格联动就是其中之一。三个管理办法的公布标志着电价改革向长期目标迈出了重要一步。但目前真正在全国范围实施的只有煤电价格联动这一项具体办法。

电价改革的中短期目标是：建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价形成机制；建立有利于促进电网发展的输配电价格形成机制；实现销售电价与上网电价联动；改善终端电价结构（按用电特性分类），并全面推行峰谷电价、丰枯电价等科学的电价制度；推进大用户与发电企业间的双边交易。

电价改革的长期目标是：将电价分解为发电价格（上网电价）、输配电价格和终端销售电价，其中，上网电价与终端电价由市场竞争形成；输配电是垄断业务，价格仍由政府管制。对于发电企业的上网电价，在竞价上网前，将由政府价格主管部门按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定，或通过政府招标确定。上网电价中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。各区域电力市场可以实行全部电量集中竞价上网，也可以同时允许大用户和独立核算的配电公司与发电公司进行双边交易。

二、电价与燃料成本的关系

电力企业对外供出1度电的总成本是燃料（燃煤、燃油）费用、水费、消耗材料费用（酸碱等化学用品、非燃料油等）、厂房及设备折旧、大小修费用、人员薪酬及国家规定提取交纳的各种费用等的总和。另外，部分电厂新增的脱硫、废水、污水处理等环保设施及运行费用也进一步增加了其运行成本。据估计，我国发电煤耗大约为550克标准煤/千瓦时^[12]，由此可以计算出，电力成本中的燃料成本仅占30％。而电力企业自报的煤炭费用在总成本中的比重为70％，比如，0.26元的上网电价，其中0.18元是燃料成本。这两个比例相差甚远。同时，电力企业的环境成本也比国外低，目前我国的电力企业很少有脱硫设备，外部经营环境相对宽松，然而我国的电价却与国外发达国家处在同一个水平，很多地方甚至还高于发达国家。这就说明，我国电厂效率提升空间还很大，特别是，由于电厂对燃煤成本估计过高而导致电厂报价的虚高，只有通过真正上网竞价，才能真正了解电厂的燃煤成本。

三、电力企业的煤炭采购模式

电力产业厂网分离改革以前，电煤采购一直是以中能电力燃料公司（单一资本所有者委托采购，以下简称中能公司）为采购主体的垄断模式。在煤炭订货会上，电力企业委托中能公司作为单一买方与煤炭企业进行谈判并签订购煤合同。其他大型独立发电企业也可能拿到计划内煤炭合同，但小型企业则只能按照市场价格采购电煤。

2002年，为了应对电煤政府指导价格放开的市场变化，当时的垄断电力企业——国电公司制定了《关于加强电力燃料系统工作的若干意见》^[13]，其具体措施是：①争取政府政策支持，建立煤电价格联动机制；②采取合同与市场采购相结合的手段，通过合同订货与招标采购相结合的办法，逐步建立煤炭买受方市场；③在各地以资本为主体的电力燃料公司相继成立的基础上，进一步组建了中能燃料配送有限公司，实现产业集中条件下的市场垄断采购。可选的运作方式为：代理订货、运输、结算；独家采购分销；委托代理集中采购、收购；集中招标采购；制定执行统一的垄断采购价格；电力产业组织煤炭订货会等；④电力产业在各地相继建立起煤炭收购中心，同时在这些地方建立运输分流中心。

国电公司的目标是：通过规模采购可以降低成本，当发展到一定规模后，再对运输中转资源进行逐步渗透，利用港口运输等市场资源，掌握市场主动权，最终全面夺取电煤市场，将煤矿变成电力燃料的生产车间。显然，电煤采购的垄断模式不但表现在市场适应性上，同时表现在通过采购调剂手段对市场结构、价格、运输以及竞争格局的影响上。此举将使电力产业从计划垄断、自然垄断发展到市场垄断，这是电力产业应对市场变化的自然反应。

2003年，电力产业改革后，五大发电集团的电煤采购模式仍延续传统的委托中能公司集中采购的模式，未来可能演化为几个具备一定规模的集团采购，其中，合同采购仍是市场采购的主体。而且，竞价上网必将引发电厂对成本的严格控制，其中最主要的是控制燃料成本。因此，在合同关系以外，电力集团采购将可能采取以下手段：竞价招标采购、签订议价合同、委托集中采购、兼并收购建设煤矿、在小煤矿集中地区或港口集散地自行采购、南方地区在条件具备的情况下利用国际资源调节、与铁路运输企业及港口和航空公司组建综合性公司等。

对于电力企业来说，实际存在着两个“煤炭市场”：一个是以市场定价为基础的“市场煤”，另一个则是以政府指导价为基础的“计划煤”。电力企业在这两个市场中“讨价还价”的对象是截然不同的主体，前者是煤炭企业，后者则是手握定价权的政府部门。在这种情况下，无论市场如何波动，电力企业在电煤竞价过程中都处于有利地位：当“市场煤”的价格低于“计划煤”时，电力企业可以通过少要计划煤的方式降低成本；而一旦市场煤价格上升，电力企业由于需求紧缺而缺乏市场还价能力时，其“讨价”对象便立刻转向政府，以“电荒”为由游说政府，从而获得大大低于市场价的“计划煤”供应。

电力产业的这种垄断性采购模式极大地提高了电力企业的讨价还价势力并压低了计划内发电用煤的价格，甚至也足以影响计划外煤炭的市场价格。这是政府在规制煤电产业链时必须关注的因素，即纵向外部性因素。