電價改革大方向已有共識 時間表尚不能預測

　　“就像什剎海的滑冰場，傍晚已有很多劃痕，第二天似乎又光滑如鏡。”有人這樣形容近年來我國電價改革難以實質推進的局面。

　　但冬去春來，“氣溫”正在回升，煤電頂牛、電力企業虧損、單位GDP電耗高企等種種情形，使人們確信，電價改革再次破冰已是必然。溫家寶總理在兩會政府工作報告中明確提出電價改革要求，更是給業界以極大信心。

　　記者採訪中得出兩個印象：一是電價之複雜，“真正能把國內電價情況説清楚的人，不多”；二是雖然改革大方向已有共識，但仍需要“政府下極大的決心進行利益調整”。

　　“時機問題還有爭論，尚不能預測改革時間表，但是，它應該是一攬子方案，集中解決煤電矛盾及電力行業深層矛盾，改革力度可能大於2003年的《電價改革方案》。”一位專家這樣判斷。

　　“世界最複雜的電價機制”

　　我國電價機制隨著電力工業的發展和電力管理體制的變革不斷改進和完善。2003年以來，國務院頒發了《電價改革方案》，國家發改委出臺了《電價改革實施辦法》，明確了發電、售電價格由市場競爭形成，輸配電價格由政府制定的改革方向。但是，受多種原因影響，電價機制改革進展緩慢，電價仍然由政府統一制定。總體水平低，機制不合理的矛盾非常突出。一廠一價，甚至一機一價的上網電價，一直沒有獨立的輸配電價，交叉補貼嚴重的銷售電價，共同構成了“世界上最複雜的電價機制”。

　　看得見的手，看得見的矛盾

　　電價，應該聽市場的還是政府的？換言之，它應該受控于看不見的手還是看得見的手？

　　著名經濟學家張卓元一針見血地指出，價格是市場最基本的信號，價格改革是基礎性改革，價格信號如果扭曲了，何談資源優化配置？

　　廈門大學能源經濟專家林伯強則認為，電價應該回歸市場，“它不是宏觀調控的手段和工具”。

　　業界更是把電價改革不到位與我國依賴資源高投入的粗放型經濟發展方式、電力工業可持續發展的瓶頸問題聯絡起來。具體到電價的各個環節，矛盾越發突出。

　　上網電價不能及時反映燃料、投資和脫硫等成本變化。

　　2008年電價調整僅解決了當年電煤價格漲幅的50%，沒有完全疏導2006年煤電聯動以來的電煤價格上漲矛盾，導致發電企業普遍虧損。

　　燃煤電廠單位造價大幅下降，發電煤耗持續降低，但標桿上網電價沒有及時調整，對發電技術落後和小火電機組的制約作用沒有發揮。

　　要求電網企業為發電企業墊付燃煤機組脫硫成本，但沒有及時全額疏導終端銷售電價，電力用戶沒有承擔環境資源成本。

　　上網電價機制還不能滿足鼓勵清潔能源發展和資源優化配置的要求。目前以省級範圍核定標桿電價，不利於在更大範圍優化煤電佈局和促進跨區跨省電力交易；大型水電站在發電、航運等綜合利用方面的投資分攤政策尚未明確，制約了水電的集約化開發；跨區跨省送電工程按“受電地區平均上網電價扣減輸電電價和線損”核定上網電價，沒有反映坑口電廠的成本特點，影響外送電力的競爭優勢。

　　輸配電價形成機制尚未落實，制約了資源優化配置。

　　儘管電價改革方案明確要建立獨立的合理的輸配電價形成機制，但目前輸配電價仍以購銷差價方式體現。

　　2003年以來，國家共提高銷售電價10.74分/千瓦時，其中解決電網還本付息的部分只有1.68分/千瓦時。2008年火電上網電價提高2分/千瓦時後，電網電價累計反而下降了0.22分/千瓦時。電網環節電價僅佔銷售電價的26%，遠低於國外50%～60%的平均水平。如不能及時疏導這一矛盾，預計2009年國家電網公司將出現大約500億元的鉅額虧損。

　　2007年末，我國發電資産佔電力資産的比例為65%，電網資産為35%，而國外電源、電網的投資比例普遍約4：6，法國等國家及地區達3：7。各級電網的輸配電成本不能合理地傳導到終端用戶，不僅制約各級電網的持續發展，也嚴重制約了能源資源更大範圍的優化配置。

　　銷售電價不能合理反映成本，水平偏低，影響節能減排和經濟發展方式轉變。

　　2006年，我國工業電價與歐美56個國家比較，處於倒數第9位，居民電價處於倒數第4位。我國電價增長速度較低，2000年以來，全國電價年均增長率4.8%，而同期商品煤、電煤、汽油、柴油、民用液化石油氣價格增長率分別為13.6%、10.2%、8.2%、7.1%和8.0%；與歐美56個國家比，我國居民電價增長率處於較低水平，工業電價年均增長率處於偏下水平。

　　我國能源價格水平偏低導致資源利用效率較低。近年來我國單位GDP電耗由降轉升，從1999年的1127千瓦時/萬元，反彈到2007年的1414千瓦時/萬元(2005年不變價)，這與我國高耗能、高污染排放、低附加值産品行業，能夠依靠低電價獲取利潤具有密切的關係，嚴重影響節能減排和經濟發展方式轉變，危及我國經濟社會持續健康發展。