概要：近年来，我国已实施的电价政策不存在一定的缺失，而且也无法有效地覆盖面积变化了的(厂、网分离)的电力行业。主要展现出在：煤、电价格同步没能充份地体现电力的燃料成本变化，网际网路电价以基于经营期成本重复使用方法的单一电量制居多，无法适应环境变化了的电力行业结构。调节性能好的水电及抽水机蓄能电价仍实施单一电量制，使该类电源的功能无法合理充分发挥。销售电价总水平监管仍未继续执行任何规范性方法，仍正处于“照相机决择”状态，调整不及时、不做到，电价结构不合理，“交叉补贴”更为相当严重。

针对这些问题，本文明确提出了完备我国电价政策体系的对策建议。　　关键词：电价结构；电价政策体系；改革 　　 　　在市场经济中，价格是生产和消费行为的基本依据。要构建节约能源、环保的电力可持续发展目标，首先必需有与之相适应的电价政策。

2003年以来，我国已实施多项增进节约能源及反对可再生能源发展的电价政策。如，峰谷电价、丰枯电价、煤电价格同步、差异电价、部分可再生能源全国统一补贴基础上的分区定价、随电价征税可再生能源可选等，使中国的节约能源及可再生能源发展获得了突飞猛进的进展。但从可持续发展的理念、坚决目标的统一及体系完整性的看作，目前的电价政策体系仍尚待完备。

本文将以变化了的电力行业结构为基础，以推展经济与社会的可持续发展为目标，对我国的电价政策不作系统性的思维。　　 　　一、基于可持续发展的电价政策评估 　　 　　基于可持续发展的理念来检视我国的电价政策体系，不仅已实施的电价政策大多不存在缺失，而且也无法有效地覆盖面积变化了的(厂、网分离)的电力行业。　　(一)关于“煤、电价格同步” 　　2004年，《国家发展改革委印发关于创建煤电价格联动机制的意见的通报》规定：当6个月内电煤出有矿价的变化多达5％后，在电力企业消化30％的煤价下跌因素基础上，火电网际网路价随之调整。水电价格也适当必要调整。

煤、电价格同步按区域电网或在区域电网内分价区实施。应以，一个价区统一计算出来。

目前的“煤、电同步”规则继续执行中有三大弊端： 　　1、煤价下跌的30％要由发电企业自己“消化”的规则不合理。短期(例如一年)内，如果煤价只上涨5％或再行低一些，其中的30％由发电企业“消化”，也许问题并不大。

但如果涨幅高达20％、30％，或倒数下跌几个5％(事实上也显然超过过这样低的涨幅)，又该如何?问题的关键是，发电企业“消化”的30％，是指减少煤耗?还是增加收益?如果是指减少煤耗，似乎与技术变革的潜力不过于吻合。而如果是指增加发电企业的收益，根据确有? 　　2、6个月煤价总计涨幅多达5％的规则没能坚决。2007年以来，煤价6个月总计涨幅多达5％有数多次，但电价未适当同步。尤其是通胀仍未再次发生的2007年上半年，煤价6个月总计涨幅相比之下多达5％，而电价如期敢同步，此举，被一些人抨击为“自己以定的规则自己不继续执行”。

为此，2007年上半年五大发电集团还公开信上奏拒绝政府有关部门继续执行规则，一度沦为舆论热点。　　3、居民电价下调需进听证会。由于煤、电价格同步的制度规定居民电价下调需进听证会，协商可玩性和时滞减少，地方政府和电网公司“知难而退”，造成居民电价无法及时调整。

因此，已实行的5次电价格同步，皆没能充份地体现电力的燃料成本变化，消费者无法充份地感官我国一次能源的匮乏程度，尤其是居民用电比较价格水平越来越低，交叉补贴激化，电价对节约能源的起到没能充分发挥。　　(二)关于网际网路电价结构 　　我国现在的电力行业结构已非“横向一体化”，发电行业基本上构成了竞争性市场结构，电网公司则赢配售合一。

而目前的网际网路电价结构并没适当系统的决定，总体上以基于经营期成本重复使用方法的单一电量制居多，无法适应环境变化了的电力行业结构。　　1、已实施的网际网路外侧峰谷电价并没增进合理的网际网路电价结构构成。目前已实施网际网路外侧峰谷电价政策的主要有四川、江苏、河南、湖南、安徽等省。

当时实施网际网路外侧峰谷政策的主要指导思想是希望发电企业高峰网际网路、诱导低谷发电，以提升系统的运营效率，进而构建均衡供需、节约资源的目的。但这些省区实际继续执行的结果不仅并未超过预期的目的，而且造成独立国家发电企业收益上升、激化了电网与独立国家发电企业间的对立。

已实施网际网路外侧峰谷电价政策所以不顺利，主要有以下方面原因：一是设计原理错误。现行网际网路外侧峰谷电价的设计，并不是以同网、同质、同价为原则，而是创建在“一厂一价”基础之上。由此设计出有的峰谷电价，只是每个个别电厂自己的峰谷电价，而不是整个系统内的峰谷电价。因此，网际网路外侧峰谷电价水平并没统一的市场标准，与用户外侧峰谷电价也无法接入，当然不有可能充分发挥峰谷电价对系统资源优化配备的起到。

二是电力调度体制未变。既然发电企业仍必需遵从电网调度，电力企业对价格的主动号召也必定十分受限，因此，电价对增进发电企业减“峰”减半“谷”，进而增进系统均衡的起到并不显著。　　2、非煤发电机组的价格政策仍未成型。目前，新的投产的以煤炭为燃料的机组(以下全称煤机)电价已广泛实施区域标杆价制度。

问题是电力系统内的电源结构必需维持多样性，这不仅是因为一次能源结构本身具备多样性，而且也为确保整个系统经济、安全性、可信所必须，而有所不同类型的机组，经济技术特性有所不同，在系统中的起到有所不同，成本构成方式也有所不同，煤机区域标杆价制度无法替换解决问题水电、核电、抽水机蓄能、天然气等非煤机组的电价问题。而目前，这些非煤机组的电价大多仿煤机政策制订，因此，电源结构不合理及系统运营中的能源浪费如水电不合理弃水、火电大机组频密启停等问题，至今仍没获得显然解决问题。

　　(三)关于销售电价 　　尽管我国目前的发电价格政策仍不完备，但总体上已按规则行事。而销售电价至今并未按规则监管，因而无论是总水平，还是价格结构，都与可持续发展的拒绝不相适应。

　　1、销售电价总水平调整不及时、不做到。由于销售电价总水平监管目前仍未继续执行任何规范性方法，加之对电网公司成本信息缺少理解，销售电价总水平调整仍正处于“照相机决择”的状态，尤其是2007年下半年以来中国通胀问题再次浮现，销售电价总水平调整不及时、不做到的问题更为引人注目。　　2、电价结构不合理。

特别是在是居民电价水平过较低，“交叉补贴”更为相当严重。居民用电设备的电压等级低，且多在高峰时段用于，因而不仅电力的运送成本最低，所消耗的发电成本也比其他用户低。根据国外电价监管的经验，如果以用户对系统导致的成本花费为依据，居民电价一般来说比工业电价低一倍左右。2007年我国电网企业平均值销售电价为508.51元／千千瓦时(未含政府性基金和可选，折合)，居民生活用电为470。

88元/千千瓦时，居民电价不仅高于终端购电价格的平均水平，而且比大工业电价(514.18元／千千瓦时)还较低8％左右，交叉补贴相当严重。这样的交叉补贴既无效率，也不公平。说道它无效率，是因为造成价格信号的变形，进而减少了能源的用于效率；说道它不公平，是因为这里所谓的“居民”与贫穷、“弱势”并无必要的关系，富人也是“居民”，而且比其他“居民”用电量小得多，这种交叉补贴，不仅补贴了穷人，也补贴了富人，而且富人获得的补贴更加多。

　　 　　二、完备我国电价政策体系的建议 　　 　　(一)关于“煤、电价格同步”的改良 　　1、“煤、电同步”应对电力成本做到高效率与不高效率区分为基础。在未引进竞争性电力市场的成熟期市场经济国家，也有电价与燃料价格同步的制度。

但这一制度是以对电力成本的高效率与不高效率区分为基础的。燃料价格的大幅度变化不仅对电力企业而言科不可抗力因素，也必要体现出有化石能源的匮乏状况，从优化资源配置的角度抵达，应让消费者及时感官化石能源的匮乏程度的变化。

所以，对不高效率成本，大都通过调价全额纾缓。而对高效率成本，则要按规则定期展开审查，并根据审查的结果做出适当的要求。

因此，成熟期市场经济国家虽然有“电价与燃料价格同步”的机制，但整体电价水平并非一定与燃料价格变动的方向和幅度完全相同。　　我国的“煤、电同步”性质上与成熟期市场经济国家的“电价与燃料价格同步”完全相同，实质上是对发电企业不高效率成本部分的反应机制。

但近几年来，直接影响发电价格50％以上包含部分的发电机组耗资大幅度上升，由原本的每千瓦6000多元降至每千瓦4000元以下，降幅约30％以上。主要原因是一些根本性改革措施造成管理效率的提升：一是厂、网分离后，使火电机组修建的主要成本指标具备可比性，因而尽管仍未创建竞争性的电力市场，但在各发电集团之间以及发电集团内部各电厂之间，还是构成了所谓的“标比竞争”。二是火电“标杆价”的实行，使火电网际网路电价仍然以单个机组耗资为依据，加之发电企业已普遍构成市场竞争的预期，也增进了投资成本的减少。因此，尽管发电企业“消化”了以往煤价下跌的30％，但只要煤价下跌增支额不多达机组耗资上升减支额，就仍不会有适当的超额利润。

但由于电价监管没与之“对冲”的规则，即使发电企业举出不少，还是理直气壮地拒绝涨价。为此，建议参照国外通行的作法，在我国的网际网路电价监管中，具体引进高效率成本与不高效率成本的概念。

对燃料价格等不高效率成本的变动，价格不应基本上不予全额体现，以使消费者精确地感官这类成本的变化，及时调整消费行为。而对可控性成本，不应定期审查，而且理应“效率大大提升”的拒绝。如果证实成本可以或已上升，价格就不应及时上调。

只要规则确切了，“桥归桥，路归路”，前述后遗症我们的争议也就迎刃而解了。　　2、“煤、电同步”中的居民电价调整程序不应修改。按照现行“煤电、价格同步”的规定，终端售价中居民电价的“同步”需举办听证会。

不受程序容许，加之制度本身设计上的缺失，我国的听证会大都花费高昂，且社会评价不低，令其一些地方望而生畏。以至于不是时滞过长，就是价格无法做到，总之，在实践中较难继续执行。“煤、电同步”实质上是针对发电成本中的不高效率部分设计的价格反应机制。

因此，在成熟期市场经济国家，电价与燃料价格同步是一种电价自动调整机制。由于燃料价格上涨的信息半透明且可精确掌控，因而作为应付燃料价格突发性变动的电价调整方式，并不需要开会听证会。我国的“煤、电价格同步”本质上是电价自动调整机制，居民电价“同步”需开会听证会的规定，既减少了行政效率，也有利于社会人与自然，建议中止。　　(二)关于调节性能好的水电及抽水机蓄能电价的改革 　　物品的效用和社会属性是其生产、互相交换、分配等各项制度与政策奠定的物质基础。

关于发电外侧的电力产品分类，以往的区分很不具体，经常以电能“质量”强弱总称之，更加谈不上社会属性的区分。只不过，厂、网分离后，对电力用户和系统运营机构而言，发电商均是独立国家的商品提供者，而非横向“一体化”时期的内部车间，有所不同类型机组在系统中的有所不同起到，必定转化成为有所不同类型的产品，如电能量与辅助服务区分、基荷电与峰荷电区分等。

在国外竞争性电力市场(特别是在双边交易模式的电力市场中)的实践中，有数适当的市场细分，并构成了比较简单的交易决定。我国的“厂、网已分离，发电外侧产品分类不不应沿用传统的电能“质量”区分方法，而应近期的实践经验为基础，新的解读发电外侧电力产品的种类及其特性。在我国目前的电力体制下，发电外侧产品可分为三大类：基荷发电、调峰和辅助服务。

调节性能好的水电及抽水机蓄能电站主要获取调峰和辅助服务。其中，高峰电能相等于电力系统内的私人产品，可必要卖给电力消费者，在涉及条件不具备时，其价格还可由市场竞争要求。

而辅助服务相等于电力系统内的公共产品，无法必要卖给电力消费者，不能由系统操作者机构(相等于电力系统的政府)统一并购；其出售成本，也不能通过向电网用户的广泛调高(相等于电力系统的消费税征税)不予交还。　　调节性能好的水电及抽水机蓄能电站具备提升系统运营效率、确保系统安全、提升“节能减排”绩效的起到，有助于发展的意义不言自明。但由于电价政策争议较小，至今仍实施单一电量制，调节性能好的水电及抽水机蓄能电站的起到无法合理充分发挥。

为此，我们明确提出如下建议： 　　1、实施“产品型两部制”。在我国电网公司仍赢配售一体化的条件下，调节性能好的水电及抽水机蓄能电价构成机制，不应既保证电站交还投资，又能使其调峰和辅助服务的功能合理充分发挥，为此，我们引荐“产品型两部制”(或称之为“功能型两部制”)，即企业收益结构为“电量价格+辅助服务综合价格”。按“市场评价与财务均衡结合”的原则，一是再行按电网高峰购电平均价格与其平均值购电毛利之劣来确认电量电价，再行按收益市场需求总额与发电收益之差确认辅助服务价格。

二是再行以火电标杆价为基础确认高峰发电价格，再行按收益市场需求总额与发电收益之差确认辅助服务价格。如果火电标杆价的峰价水平与电网高峰购电平均价格之差大于或等于电网平均值购电毛利，可用于第二种方法，即以火电标杆价为基础确认抽水机蓄能的电量电价；反之，如果火电标杆价的峰价水平与电网高峰购电平均价格之差大于电网平均值购电毛利，可用于第一种方法，此时的抽水机蓄能电量电价不应略低于火电标杆价的峰价水平。

　　2、各梯级水电价格按其终端电网内的火电标杆价为基础核定。流域梯级开发的水电大多具备较好的调节性能，而且可充份水能，提升一次能源的用于效率，增加流域内化石能源的用于。

但由于现阶段我国多数流域梯级电站分属有所不同的研发主体，上下游电站间成本有所不同，价格核定至今仍是众多难题。在未对流域展开统一管理之前，电价核定不用拘泥于成本，而不应实施市场需求导向，即以其终端的电网内的火电网际网路标杆价为基础确认。这样的价格决定，不仅不利于各电站功能的长时间充分发挥，也可为流域内有关各方利益主体所拒绝接受。

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