□ 国家发改委经济研究所副所长 刘树杰

　　●即使不搞电力市场化，我国的电价体制和电力监管体制也需要改革。

　　●电价改革方向———非自然垄断环节的市场化与自然垄断环节的监管现代化。

　　●新一轮电价改革需研究解决七大问题。

　　强调因地制宜

　　以2003年6月国务院印发“电价改革方案”（国办发[2003]62号）文件为标志，我国开始了新一轮电价改革。

　　八十年代的新电新价，确实是摸着石头过河，形势和实践逼迫着你向前走，只要可以缓解缺电的矛盾，先做起来再说。而2003年这次电价改革，应该说理论准备比较充分，相关部门的同志们，最近这两三年在认认真真地学习、调研；还专门为电价改革方案开展了很多国际交流，总体上是力图以新的理念做指导。

　　这次电价改革与以往很重要的区别是，它不是应急，不是就事论事，不是从发电一直到终端电价。应该说这次是一个整体安排，相互衔接。

　　方案一般是比较具体的，所以，也有人说电价改革方案实际上是一个指导性意见，或者叫基本思路，这样更加准确。现在的方案定位，实际已考虑到我国地域广大，地区间差别突出的国情，不可能所有的地区都按照一种方式去做。

　　新一轮电价改革的主要内容更系统

　　电价改革方案确定了7个方面的内容，包括深化电价改革的必要性；电价改革的目标与基本原则；离网电厂临时上网电价的确定；上网电价改革；输、配电价改革；销售电价改革；电价监管权的配置。

　　电价改革的方向性目标明确。首先是非自然垄断环节的市场化———发、售电价由市场竞争形成。根据调查，电力改革在发达国家，在先行电力改革的国家，认识也在深化，也在变化，也在发展。还没有听到哪个国家表示他们的电力体制已经定型了，不变了。最典型的是英国，最初的方案设计是“强制电力库”，后来逐渐发现“强制电力库”有很多问题，于是2000年以后搞了新交易制度，又叫双边交易，但在交易中发现发电方和售电方的风险很大，于是又从结构上制定了规则，允许发电商收购配电公司，允许发电商拥有发电公司和售电公司。我国在研究自己的电价改革时，也一直都是在参照国外的做法。因此，现在就确定将来具体的终极目标，本身也不符合认识的发展规律。

　　另外：自然垄断环节监管现代化———输、配电价监管规范化、科学化、法制化。关于自然垄断环节的输电和配电，我们的改革方向是监管现代化。在目前的认识阶段，输、配环节首先要做的是管制规范化、科学化、法制化，然后再考虑引入竞争、如何竞争。

　　在上网电价环节全面竞争。由于过渡期间上网电价是双轨制，每个地区的过渡方式应因地制宜，而主要因素取决于电力市场的设计。

　　从市场结构与市场布局来看，厂网分开，五大发电集团的市场份额是以区域电网为依据的，并没有考虑五大集团在省内的份额，因此，这种市场结构使电力市场设计客观上受到制约。因为市场内交易模式的选择，竞价的方式，市场进出价如何决定，是按边际成本价还是按竞争报价，都与市场结构的设计与判定有关。关于市场布局，是省级市场还是区域市场，应该说是基础，是电力市场交易制度的总成。而电价是核心，因为电力市场化改革的核心是价格形成机制的转换，这是整体布局问题，并非是简单地价格由谁定的问题。交易是一个系统工程，电价应该放在整体的交易模式上去做。

　　未来不是梦：电价的双轨制与双边交易

　　根据国际经验和我国先期试点经验，我认为双轨制大体可以有三种形式：第一种是两部制下的全电量竞争，这在文件上没有规定，是我们在讨论和研究的基础上提出的。第二种是部分电量竞争，如上海的做法，拿出10％、20％，逐步加大市场份额，最终全部电量进入竞争。第三种是浙江式的“全电量竞争＋差价和约”。浙江方案是澳大利亚人帮助设计的，澳大利亚实行的就是差价和约。基本的指导思想，一方面要引入竞争，一方面希望市场有可控性。我认为浙江方式是先进的，是国内搞得最好的。

　　在电价改革方案中提到了双边交易。如果配电公司和大用户可以直接和发电公司进行交易，价格由双方协商，这就是双边交易制度。我国地域辽阔，地区之间硬件条件有很大差别，但应该相信市场设计者、市场管理者的知识和智力水平，会设计出一个操作性比较精巧的方案或制度。所以，双边交易制度不会被排除，作为改革的过渡，也不会被排除。特别是大用户直购，在电价改革方案中有相当大的份量，很多相关部门和人士主张这件事情必须做。大用户直购电要做到什么程度？什么时候试点？应该在解决认识问题的基础上鼓励推行。

　　新一轮电价改革之路并非坦途

　　对于新建电厂上网电价如何确定是首要问题。现在缺电局面严重，项目上得很快，但在批项目时电价由谁监管？过去是倒逼新厂电价。现在的过渡也不是一步到位，这个问题需要继续研究。

　　而未建电力市场地区的离网电厂（从电网分出来的电厂）的上网电价是一个老难题。电价改革方案对离网电厂是按成本费用、零利润设计的，当时从可以较快地进入市场竞争和便于操作考虑，而现在看，大部分地区建立电力市场还需要一段时间，而零利润是不可能长期维持的。因此，显然不应让离网电厂“临时价格”长期化。

　　暂时留在网内的电厂（几种类型加起来约3000万千瓦）的上网电价要不要定？这包括我们对下一步厂网关系的判断，电网公司要不要留这么多机组？甚至电网公司要不要留机组？这都是涉及到电力市场的很重要的问题。

　　部分电量竞争中的超发电量价格是个焦点。以浙江模式为例，实际上和约电量的比例大于85%，因为基数是按照核价的电量确定的。

　　除此还要逐步解决输配电价，第一步要按现行购销差价，确定差价实际是多少钱；第二步制定成本价差，最理想的目标是搞上限量，这样比较先进。另外，当前的输电价怎样定？按省网范围定还是按区域网来定？这个问题涉及到电网公司的构架。比如东北电网搞了统一的电力市场，一般来讲，东北电网公司的输电公司应该只有一家，省公司如果是独立法人应该只做配电公司；若不是独立法人，也可以做输电分公司。如果在统一市场上，输电价由省来定，首先就影响到总收入的管制，总收入和总成本不匹配。

　　对于过网费来讲，现在很多地区都要求搞试点，争论很大。过网费会影响购电成本的承重。过网费的基本原则，应是按实际成本核定，不能按照现行的价差，比如在终端售价4毛钱，购电价3毛钱，过网费交1毛钱，这样显然不合理，也行不通。

　　最令人关注的是关于终端售价。终端售价的方向性目标是消费者自由选择供电商，价格由市场决定。过渡期政府对终端售价的监管原则是合理成本、合理赢利、公平负担、兼顾公共政策目标。而近期的重点是合理分类，主要依据是公平负担，即反映用户用电负荷特性，便于与上网电价联动。具体的做法可以将用户分为“居民生活用电”、“农业生产用电”、“工商业及其他用电”三类；各类用户价格按电压等级和用电负荷特性确定。当前需要进一步研究、解决的问题，一是网公司投资回报过低如何解决？二是大用户“直购”后，搁浅成本及普遍服务责任如何负担？三是“公平负担系统成本”与“抑制高耗电产业迅猛发展”如何协调？

　　虽然新一轮电价改革的帷幕已经拉开，但是真正到操作层面已经不光是时间表的问题，还有诸多困难和问题等在前方。