我国绿色电能价格改革研究

卢 辞 唐启龙

（1.安徽财经大学，安徽 蚌埠 233041；2.蚌埠市物价局，安徽 蚌埠 233041）

经过30多年的改革，截至2011年底，中国发电装机达10.63亿千瓦，年发电量达到4.73万亿千瓦时，发电量跃居世界第一。但我国电力生产建立在高污染基础上，电力生产的环保质量很低。[1]实行绿色电能价格能够提高我国电力生产的环保质量。绿色能源价格是对传统能源价格的全面创新。传统能源价格是建立在营利基础上的，即价格中必须包含合理利润，无论是控制价格还是市场价格都必须遵循这不可改变的游戏规则；而绿色能源价格则既要包涵合理的成本和利润，又要包涵最佳的环境，基本要求是能源的生产和消费最低或不能产生污染环境的物质，特别是不产生温室气体和污染物质，因此对传统能源价格进行改革，建立新型绿色能源价格体系，是现代能源生产和消费的根本要求。文章从四个层面论述绿色电能，一是循环绿色电能，即生物质火力发电形成的绿色电能；二是降耗绿色电能，即火力发电由于降耗促使等量化石能源生产更多的电量；三是直接绿色电能，即直接利用风、水、核等能源发电而形成的绿色电能；四是制度绿色电能，即通过各种差别电价制度设计控制消费而节约的绿色电能。

一、我国绿色电能价格的改革现状

我国电力能源价格改革工作在发电、输电、配电和售电的每个环节都取得了丰硕成果。特别是发电和售电两个环节所取得的改革成果更是显著。[2]

（一）发电环节投资主体绿色电能价格改革现状

电力能源是二次能源。我国从经济成本出发考虑发电的盈利状况，形成了一套低成本营利的发电比价体系。2009年发电企业(与省级及以上电网企业结算)平均上网电价为381.99元/千千瓦时，核电429.39元/千千瓦时，风电553.61元/千千瓦时，火电377.15元/千千瓦时，水电机组245.18元/千千瓦时。为鼓励不同所有制投资主体进行电力能源投资，形成了完整的鼓励投资价格体系。如果按经济成份把电厂分为国有、集体、联营、股份制、中外合资、中外合作、与港台合资、与港台合作、外资几种，则各种形式电厂的平均上网电价之比为1:1.27:1.56:1.46:1.94:1.54:1.92:1.91:4.17，即国有 1、集体 1.27、联营 1.56、股份制 1.46、中外合资1.94、中外合作1.54、与港台合资1.92、与港台合作1.91、外资4.17。这种不合理的所有制发电网上电价比价体系，在促进各种经济成分投资电力能源的同时，也导致了发电环节的效率下降和电价水平的急剧攀升。

（二）降耗绿色电能价格的改革现状

我国电力生产主要依靠化石燃料（煤、石油、天然气、页岩气等）。目前我国降耗绿色电能价格的改革特征表现为火电煤耗大幅度下降，发电成本不断降低，因为煤电占我国全部电力75%以上。煤电价格联动政策始于2004年年底，国家规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整上网电价。实践表明实行煤电价格联动，与环保价格挂钩，确定煤电联动机制。脱硫设施如果为国家投资，脱硫设施的新投产燃煤机组（含热电联产机组）上网电价，按2008年电价，在脱硫电价基础上每千瓦时扣减1.5分钱。煤电价格联动机制保障火力发电业务盈亏平衡，火电上网电价平均提高了1.22分/千瓦时左右。我国火电厂家供电标准煤耗近10年下降50克。“十一五”期间我国火电供电煤耗由370克标准煤／千瓦时降到333克标准煤／千瓦时，累计减少二氧化碳排放14.6亿吨，二氧化硫排放量减少14.29%，化学需氧量排放量减少12.45%。上海最大发电厂外高桥第三发电公司2010年的供电煤耗降至279.39克／千瓦时。2011年四川省火电企业供电煤耗下降2.28%，最低为319.56克/千瓦时，最高为524.16克/千瓦时。上海和四川煤电消耗相差较大，既有技术因素又有原煤质量因素。上海原煤未精选原煤，四川原煤精选技术较差，因而消耗量的差别很大。

（三）我国现行销售电价分类结构改革状况

销售电价主要是依据行业、用途分类，包括居民生活、非居民照明、商业、非工业、普通工业、大工业、农业生产用电价格等8大类销售电价。2003年，发改委着手研究完善销售电价分类并于2005年制定 《销售电价管理暂行办法》，将电价分为居民生活、农业生产、工商业及其他用电价格三类。2013年6月13日国家发展改革委 《国家发展改革委关于调整销售电价分类结构问题的通知》将现行销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其它用电，提出了过渡时期六项措施，要求在5年调整过渡期内，将现行大工业用电中的电解铝、电炉铁合金、电解烧碱、黄磷、电石、中小化肥等用电逐步归并于大工业用电类。[3]

（四）居民用电阶梯电价全面试行

国家发展改革委员会2008年研究酝酿阶梯电价，2010年向社会公开居民用电阶梯电价征求意见，2011年11月29日发布了 《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见》，2012年上半年推出 《居民阶梯电价实施方案》。2012年6月中旬各地阶梯电价方案陆续出台，各地根据听证会意见修改实施方案，共同将居民阶梯电价分为三档，第一档为基础电量，要求覆盖80%居民家庭用电，保障这些家庭用电价格不上涨；第二档用电量要求覆盖95%的家庭，每度电价上涨5分钱，第三档则是剩下的5%用电量最高的家庭，每度电价上调3毛钱。[4]

二、我国绿色电能价格改革存在的主要问题

目前我国电力能源价格存在的根本缺陷是电价只考虑投资成本和平均利润率等经济指标因素，而没有考虑环保因素。

(一)实行个别成本电价导致环保效率损失

我国电力行业价格制定采用个别成本加成的方法计算。个别成本加成法的模型即全部成本=估计单位产品变动成本+估计固定费用/预期产量，上网电价=全部成本+目标利润，或上网电价=全部成本（1+行业目标利润率）。这种模型的经济技术缺陷表现在：(1)几乎不存在供电煤耗下降的刺激机制，使许多企业在发电技术改革上缺乏动力；(2)企业有虚报和谎报成本，从而使自己增加收益的可能性；或者不能提高生产率而靠增加投资获得更多利益；（3）由于这种定价方式的价格高低还在相当程度上取决于企业与政府价格主管部门之间讨价还价的结果，从而也容易因寻租行为而导致腐败现象的发生。除了经济缺陷之外，这种定价模型的根本缺陷是没有考虑建立标杆价格和环保价格因素，导致环保价格根本脱离发电价格的反映范围，使化石能源发电价格严重低于其经济成本和环保成本之和。单纯考虑平均利润等经济因素导致发电价格不同。1985年以前国家投资建设的老电厂和1985年后集资办电的新电厂，价格的经济因素不同。老电厂的发电价格是由发电成本和税金构成，而新电厂价格是以自己的成本和还本付息构成。[5]

（二）电价体系尚未发挥电力资源配置的环保作用

目前我国的电价体系对各种电价的确定，未能充分反映供电成本电力节约，还没有形成一套生态、节约的电价关系。1984年我国在工业中采用了峰谷电价，2003年在北京、浙江、上海等省市居民开始使用峰谷电价。但我国现行的峰谷电价各地区定价不同，浮动范围在30%-50%之间，和国外的峰谷电价比价4-6倍相比，差距较大。我国1956起实行两部制电价，最初规定50KVA以上的工业用户均可采用，后改为315KVA，范围缩小了。我国工业用户用电量占全国用电量的70%左右，而采用两部制电价的大工业用户电费收入占全部电费收入不足60%。另外，两部制电价中容量电价计价也不科学。根据电力生产的特点和国际经验显示，一般情况下容量电价的比例应该在45%-50%之间。虽然我国对大工业用户实行两部制电价，但容量电价作为反映固定成本的比重在总电价中过于偏低。

（三）销售电价分配机制不合理，难以实现居民节约用电

销售电价的不合理表现在分类价格的差距上。我国销售电价分类中，商业电价最高，2007年为851.79元/千千瓦时，其余的依次为非居民照明电价724.40元/千千瓦时，居民生活用电电价470.84元/千千瓦时，农业生产用电电价401.80元/千千瓦时，贫困县用电价格最低为177.52元/千千瓦时。在国外，居民生活用电价格最高，其次为商业用电价格，工业用电价格最低，以英国为例，2008年居民生活用电价格为0.217美元/千瓦时，商业用电价格为0.173美元/千瓦时，工业用电价格为0.142美元/千瓦时。由此可以看出，我国居民用电价格由工业和商业来补贴。[6]

（四）我国居民阶梯电价难以形成绿色电价效果

目前我国居民阶梯电价已经按照国家发改委2011年11月29日 《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见》在全国除新疆、西藏以外的所有省份推行。从推行的效果看，指导意见还需从很多方面加以完善。一是不同地区的基础电价没有与当地的经济发展水平不适应，发达地区的基础电价过低；二是各级物价行政部门分工职责不清，难以进行涉及千家万户的阶梯价格改革；三是新老销售电价分类衔接和过度难以确定，限制阶梯电价的适用范围；四是实施效果和范围难以确定，使阶梯电价推行流于形式；五是基本电价、台阶电价、控制电价的价格差距过小，难以达到控制资源消耗的目标；六是缺乏保护阶梯电价机制的技术政策和违背阶梯电价机制的惩处措施；未能对事业单位如机关、学校、研究所等事业单位实施阶梯电价作出明确要求，导致这些机关、事业单位被排除在实施阶梯电价的范围之外，也使它们建立资源节约型社会失去科学方法和依据。

三、我国绿色电能价格改革对策

我国电价政策和定价方法已经越来越不适应形势发展的要求，必须加快绿色电能价格改革的步伐，加快形成循环绿色电能、降耗绿色电能、直接绿色电能和制度绿色电能等价格体系。绿色电力价格不仅考虑电力生产的经济因素，而且必须考虑电力生产的环保因素，才能解决煤电价格较之生物质能源价格低且利润大的经济现象。

（一）发电环节发电绿色电能定价改革方式

绿色电能价格制定思路必须全面考虑电力生产的所有产出物品。对于火力发电只计算电力产量，而对废气、废液和废固体不予计算和考虑。这样就形成了只计算经济效益而不计算环保成本和环保效益的不完整价格。如果采用成本加成定价法确定发电绿色电能价格，则应包括成本加成、环保成本和环保效益三个部分，即发电绿色电能价格=成本加成+环保效益-环保成本。如果成本加成由火力发电的平均成本和火力发电的平均利润构成，则成本加成就应当是火力发电的简单标杆价格。对于利用化石能源（石油、煤炭、天然气等）燃烧发电，由于排放了大量的二氧化碳和二氧化硫等温室气体和污染气体，就形成环保成本；对于利用生物质进行燃烧发电，由于循环利用二氧化碳，未使大气中增加温室气体和污染物质，就形成环保效益。如果成本加成是火力发电的标杆价格，环保成本就是标杆价格的减量，即绿色电能价格=标杆价格－环保成本；环保效益就是标杆价格的增量，即绿色电能价格=标杆价格＋环保效益。因此，绿色电能价格能够清晰地显示，化石能源发电价格远远高于生物质能源发电价格，生物质能源发电价格较高，化石能源发电价格较低等环保质量状况。一方面，制定发电市场绿色电能价格。发电价格构成中只含有投资成本和从银行贷款形成的还本付息；无论其上网电价偏低和较高，其中的构成都未包含环保成本。在完善发电市场价格机制之先，必须将环保成本考虑到发电成本中。而且，对所有电厂的上网电价，不能再简单的实行个别成本定价，应实行火电行业的平均成本加上目标利润制定标准价格，再用环保成本对标准价格进行调减，形成发电市场节能与环保上网电价。如果考虑煤耗降低对环境的保护作用，还需规定标准煤耗作为标准价格的基础，对低于标准煤耗和降低煤耗的发电，应通过调增标准价格形成上网电价给予鼓励。另一方面，按照绿色电能价格理顺上网电价。国有电厂按照绿色电能价格确定上网电价，由于国有电厂的原先上网电价过低，应将电价的增加部分由国家收回，主要用于国家的电力建设、电网改造等。按照绿色电能价格降低集资和独立电厂的电价，由政府出面与电网公司协商修改供电合同或发电企业与电网公司签订差价合同方式，降低双方的风险。

（二）完善煤电绿色价格联动机制

现行煤电联动解决了煤电矛盾，加大了对上游煤炭企业的成本监管和市场监管力度，理顺了煤炭企业和发电企业之间的关系，建立了良好的煤电价格形成机制。一方面，签订煤电价格长期稳定合同。由于煤炭价格是由市场竞争形成的，为避免煤炭价格波动带来发电成本的上下浮动，发电商和煤炭供应商应保持中长期合作，采取签订合同的方式解决煤炭价格波动给发电企业带来的影响。签订合同可以保持双方在各自生产领域的持续发展，互惠互利，双向共赢。通过双方的煤电价格长期稳定合同，将各项条款、补偿机制如差价合同等纳入协议之中，既可以很好地规避市场风险，又较好地发挥了市场价格和双方共赢的调节作用，达到煤电产业结构优化的目的。另一方面，煤电企业联营优化。煤电联营在我国现阶段可以使双方在经营上形成互惠互利的集合体。我国煤炭生产量的一半销往发电企业，如果电力企业不发电，煤炭生产将陷入窘境之中。实行煤电联营，不仅可以使双方在市场竞争中都能降低由价格波动带来的风险，而且通过联营、合作等形式，双方在生产和销售中都能保持长期的风险同在、利益共存的合作局面。增强政府物价部门监管，避免煤价起伏不定。

（三）改进居民用电阶梯电价，促进绿色价格制度

我国阶梯电价存在很多缺陷，必须根据阶梯电价优势进行改进。第一，必须体现社会公平。目前实施的阶梯电价，就基础电价而言，严重与经济发展水平相脱离，发达地区基础电价数量偏多而且价格偏低，经济不发达地区基础电价数量少且价格相对当地经济发展水平较高，造成二次能源补贴的事实。因此必须改进现行阶梯电价制度，实行与当地经济发展水平相适应的阶梯电价制度。第二，必须能够节约电力能源资源。节约电力能源资源是阶梯电价的根本目的。现行阶梯价格改进方向必须是节约电力资源能源，把普惠制与控制能源消费密切结合起来，全国普遍实行15度免费电价（普惠制），将免费电价的电量算作第一档电量，其对应的电价通过增加基本电价反映，保持基础电价的总电价不变，单位电价增加，从而提高第二档和第三档的单位电价和总电价。第三，必须促进促进电力企业可持续发展。阶梯电价收入包括基本电价收入、台阶电价收入和控制电价收入。维持基本电价可以保证电力企业成本回收、合理获利。提高台阶电价和控制电价收入，能够取得电力企业各个部门再生产和扩大再生产所需要的资金。第四，必须制定全国统一的公平合理的阶梯价格方案，颁布各地统一执行、统一修改、统一完善。目前各地实行的阶梯价格实施办法，基本从维护本地区利益出发制定的。这种混乱状况，对于阶梯电价调控用电数量，削弱了制度绿色电能的功能，与阶梯电价初衷相去甚远。应当尽快总结各地阶梯电价制度执行情况，迅速建立起全国统一的绿色阶梯电价制度，最大限度地发挥阶梯电价制度节约电能的效用。

（四）完善居民用电峰谷电价，鼓励居民节约用电

自2003年以来在我国逐渐实行峰谷电价制度，以最大限度地消除发电企业设备因用电峰谷而形成闲置和过剩状态。完善目前峰谷电价制度必须从最大限度的利用发电设备的目的出发。首先，改变目前峰谷电价居民自由选择制度，规定只要消费电量达到一定数量就必须实行峰谷电价，使移峰填谷具有一定程度的强制性。如果达到规定的用电量而不参与峰谷电价制度，应当加大提高电价的力度。其次高峰时段电价和低谷时段电价的差额必须以满足峰谷用电量的需要而加大的设备投入。其三，合理划分峰谷电价的高峰和低谷时段，具体划分可根据各地的实际情况和家庭用电的高峰和低谷以及季节变化的情况。能够引导居民在高峰时段少用电，低谷时段多用电，调节电力供应紧张局面，较好地利用电力资源。其四，峰谷电价与阶梯电价密切结合，形成促进用电节约的差别电价体系，以利于居民对峰谷电价和阶梯电价的认识。此外，销售电价实行电压差价制度。根据各种用户供电成本的不同，电压等级高的用户价格相对要低，电压等级低的用户电价相对要高，要逐渐扩大等级价格差异，使电价真正反映不同用户不同成本的差别。

四、结论

文章的研究表明，绿色电能价格及其体系是一个国家近现代历史演变的成果，非一朝一夕之现象，因而其改革关涉方方面面、家家户户的利益。其难度之大，困难之多，必须深入实际结合中国国情才能够发现问题和解决问题。目前我国大型发电厂和用电大户的传统电能价格改革成果丰硕，相对成熟，但绿色电能价格改革任重道远；生物质发电、风能发电、核能发电等新能源电价和水力发电电力市场建设尚不成熟，新能源电价缺乏补贴，水力发电上网电价过低；新旧电价销售电价分类结构的衔接，居民用电差别电价制度的实施过程复杂任务繁重。因此，我国实行绿色电能价格制度，建立绿色电能价格体系必将是一个长期的过程，应充分考虑环保效率的基础上，逐步引入竞争机制，逐渐实现政府管制下的市场化竞争，在尽可能提高物价部门监管效率的基础上，重塑阶梯价格、峰谷价格的电价形成机制和电价制度体制，充分发挥绿色电能价格制度在电力资源配置中的基础性作用，从而推动我国电力产业乃至国民经济走上可持续的良性发展的轨道。

[1]伍世安.深化能源资源价格改革：从市场、政府分轨到“市场+政府”合轨[J].财贸经济，2011，（5）.

[2]潘豫.我国电力产业的价格规制与改革问题探讨[D].长春：吉林大学硕士论文，2005，（4）.

[3]严泽民.中国电力价格规制改革研究[D].长春：吉林大学博士论文，2011，（6）.

[4]王璐.发改委简化电价分类推进资源价改[N].经济参考报，2013-06-07.

[5]国家发展改革委.关于调整销售电价分类结构有关问题的通知[EB/OL].www.sdpc.gov.cn/zfdj/jggg/dian/t20130605:545127.htm,2013-05-24.

[6]国家发展改革委.关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见[EB/OL].www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/20111130-448348.htm,2011-11-29.

[7]刘娟，庄玉良，申晓春.我国电力价格问题分析与改革建议[J].广西电业，2007，（1）：8-10.