中国电力市场建设中的电价改革误区与建议

文 | 吴疆

作者系人大应用经济学院教授

作为电力体制改革一个部分，电价改革同样可以适当放权给下级价格部门，鼓励其更多参与市场，在实践中发现问题、解决问题，积累正反两方面的经验教训。

电价改革，是中国“电力体制改革”的一部分。一方面，价格改革具有基础性、前置性，没有独立的输配电价，电力市场难以有效运转，没有电价部门参与，电改进程中的混乱势难避免；另一方面，硬件决定软件，没有合理的企业运营模式，市场竞争格局、行业监管体系，电价改革亦难以到位，或者说失去意义。

新一轮电改以来，电价改革是态度最积极、行动最果断的，大范围的输配电价格核算工作成果沛然，早已成为本轮电改乃至发改委阶段性改革工作的重要亮点，无须从专家层面再过多赘述。但需要指出的是，电价改革尽管取得了相当的成绩，回顾改革历程，仍然存在一些发展中的误区。

电价改革的几个误区

1.电价改革决不是终点

如果输配电价格核算之后，不能够尽快进入9号文所要求的“改革和规范电网企业运营模式”，将使前期输配电价格核算的意义大打折扣并逐渐失效。

其次，如果一味表扬而讳言当下电价改革的困境，讳言交叉混淆的业务模式、过度集中的市场格局、勉为其难的监管能力，则无法形成电价改革与其它相关电改领域的良性互动、自身亦行之不远。

第三，如果电价改革始终纠结于成本，纠结于“所看到的”与“能看到的”，则其天花板仅仅达到“透明”的低标准，而永远无法达到“合理”的高标准。

电价改革本身不是目标，而必须融入国家电力能源管制或经济社会治理的大棋局。电价改革决不是终点，必须在经济社会大局中寻找方向，在电改大框架内找到合适着力点，并将电价改革作为促进相关改革的助推器。

2.管制工具运用不到位

改革开放以来，电价改革发挥了极其重要的作用。例如，针对建国以来长期的电荒困局，八十年代实施了燃运加价、还本付息电价，从一厂一价甚至到一机一价，将“全成本个别定价”运用到极致。

又如，到九十年代中期之后电力供需逐渐平衡，又逐步推行经营期电价、标杆电价、竞争性电价，从个别成本，到平均成本，再到先进成本定价。

这样的历史轮回充分说明，电价改革从来不是会计核算层面的问题，而是必须作为一类管制工具来服务大局的问题。它是一个内容丰富的大工具包，可以适应不同历史时期的治理需求。

在新的历史时期，除了价格形成机制以外，对于电价水平该不该管？近年来李克强总理多次提出降低社会用电用能成本问题，发改委作为国家宏观调控部门，即使在市场经济框架以内，显然依然需要对电价水平具有干预能力。

其次，管的抓手在哪里？9号文明确提出本轮电改“管住中间、放开两头”的体制架构，多项研究亦表明近年来中国电价之下降主要由发电环节提供。那么显然，进一步压减社会用电成本的抓手就在电网环节。

再者，管的目的是什么？显然不应是单纯保障相关企业集团的效益稳定，而应是服务于经济社会发展大局，是在政府-电力企业-电力用户的三角关系中调节利益，或予或夺。

中国的大型国有企业集团，横有发改委/国资委、中央/地方的政策跷跷板，纵有三层四层五层的拧毛巾挤海绵。不仅大而不能倒，亦早低而不能倒，是最体现中国制度优势的治理工具之一。新冠疫情突降，高速公路主动免费，电网公司宣传减利，既然企业层面都懂得政治正确，价格部门有何顾虑不动用管制工具？

3.治理手段缺乏系统性

发改委作为国家宏观调控部门，宏观部门需要宏观手段；包括价格领域，单纯定价权是不足以支撑宏观治理的，（基础产业领域）至少需要价格-税收-补贴-监管的组合联动，而目前显然是并不到位的。

以当前中国电价中的可再生能源附加为例，从2006年开始，已连续5次提高提取额度，从每千瓦时1厘提高到1分9厘，已占平均销售电价3%左右，但实际效果呢？

其一是投资拉动效果显著，但能源替代效果逊色。2004-2019年，年度电源投资结构中新能源提高了至少40个百分点，但在年度发电量结构中仅仅提高了不足9个百分点。

其二是规模拉动效果显著，但技术进步效果逊色。2019年中国风电和光伏装机规模均超过2亿千瓦（分别占全球风电及光伏装机的33%及36%以上）。但技术上风电刚刚实施平价、光伏依然需要补贴。而在中国电力的海外发电资产中，新能源依然缺乏竞争力（仅占13%），国际业务中仍仅传统火电/水电技术被市场认可。

三是政绩拉动效果显著，但社会经济负担积重难返。2012年、2016年中国风电和光伏装机规模相继达到世界第一，代价则是累计超过6000亿的可再生能源电价附加（与此同时账面上竟然还倒欠企业大约1000亿）；2020年可再生能源电价附加预计提取884亿、支出924亿，但此时此刻高达4.1亿千瓦（占全国21%）的存量风电、光伏机组却仍然还将继续吃补贴10-25年。

特别是在新冠疫情时代，全球经济衰退、政府财政维艰、影响深远难料，这种盲目追求规模速度、忽视技术进步的滥发补贴模式，不论在政治伦理上，还是在政绩观念上，均亟待扭转！

如果说张国宝时代，尚可拿风电三峡、以激进补贴做为亮点；那么自“十四五”起始，是否应以压减补贴、力促技术进步来彰显新意与进步呢？

对电价改革的几点建议

1.对存量风电/光伏尽快压减、取消补贴

从控制社会经济成本角度看，不宜再轻易上调可再生能源电价附加。上世纪八九十年代的“两分钱”政策曾一举扭转中国长期缺电局面。而以当前新能源的尴尬局面，不宜再突破历史上的“两分钱”红线。政策上，应大力推进政策转型，从盲目追求规模速度，尽快转型到全力推进技术进步，将更多补贴资金用于技术环节，而非建设环节。

在技术上，对所有增量风电/光伏及其它新能源项目，进一步明确安全性、电网友好性等相关技术要求。对增量光伏项目，尽快宣布平价时间表。

在补贴上，对高达4.1亿千瓦的存量风电/光伏机组，尽快研究提出补贴退坡及平价上网规划，可将节约出来的一定比例补贴资金用于鼓励企业技术改造、上新压旧以提高资源利用率。

总之，对已规模超大、技术趋近成熟的新能源，必须尽快断奶，督促其接受电力市场的考验，在公平竞争中进一步茁壮成长。

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2.积极推进电力造价及运营情况调研

推进电力造价及运营情况摸底，不仅是9号文第25条的要求，其实也是做好电价工作的内在需要。对于现代大电网来说，某种角度上其实并不存在绝对合理的边际成本。但即便如此，仍需努力把握其建设与运营状态，以作为定价、调价及其它管制工作的基本参照。

因此，有关部门及专业机构，应积极推进电力造价及运营情况调研，及时掌握电力造价、能耗、设备利用率等方面的基本状况与发展态势。输配电价格核算，低标准是透明，高标准是合理。

单纯的审计查账，连透明都不易解决，更不可能实现合理，只有通过持续、海量的价格、造价、运营数据的积累与分析，才可能从被动的会计核算，提高到主动而有效的管制与调控。

3.结合形势要求适时调减输配电价

如前所述，从历史到当下，电价都是一种有效的、国家层面从未放弃的管制工具，或者吸引投资，或者抑制过热，或者降低负担，或者引导节能。公器慎用，亦需善用。不论政府，还是市场，追求“刚刚好”都是荒谬的，唯逆调节是永恒的，高下仅差别于波动幅度而已。

在9号文“放开两头”的体制架构中，“管住中间”是政府理所当然的管制抓手，定价仅是基础，调价的权与责不可废弃。习近平总书记关于能源四个革命讲话中“价格调整滞后于市场变化，客观上成为屡屡出现的油荒、气荒、电荒的推手之一”即此意也。

显然，输配电价的定价与调价是政府价格调控的主战场（当然，亦不排除税收补贴等更多调控手段之组合拳）。另外，适度调减输电价格，也有利于推进跨省跨区送电，释放资源配置空间，提高输电设备利用率。

4.着力推进电网企业运营模式的改革

按照9号文“改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费”的要求，在基本完成输配电价格核算工作之后，应及时推进开展此项改革。而且要求大型电网企业集团中，不同业务单独核算，禁止相互补贴、随意挪移成本。

特别是电网购销业务必须与输电业务分离，明晰各自的资产与财务；同时，市场化的购销业务与“居民、农业、重要公用事业和公益性服务”的供电业务，也必须各自单独核算。

显然，如果电网企业运营模式的改革不到位、业务不清晰、信息不透明，输配电价格核算在根本上其实并无法保证质量，下一步9号文要求的“配套改革不同种类电价之间交叉补贴”更无从下手。与此同时，这一步改革不到位，前期输配电价格核算的成果也难以及时运用到电力市场建设之中，亦将极大削减电价改革的效果与影响力。

5.积极而审慎参与当前电力市场建设

对于“电力体制改革”来说，电力市场建设不必作为首要目标，而更应看作一种结果。上世纪80年代以来，全球很多国家都实施了不同模式不同程度的电力市场化改革，其中输配电独立定价、电力市场竞价交易等均已是一种普遍的常态，不论观念接受，还是技术实现，都并非高难度之事。

中国电改之复杂与困境，并不在于市场建设本身多么难，而在于政府行为方式、市场格局设置、企业利益机制等前置条件长期不到位。如果“电力体制改革”到位，电力市场很容易水到渠成；而若前者长期无实质进展，则电力市场建设势必乱象延续。

因此，电价改革目前只能积极而审慎参与电力市场建设，一是积极参与电力市场的顶层设计，例如容量市场/电量市场的设计，例如顺价结算的有关规则（交易机构即使不直接收钱，但至少要出账单），例如参与市场竞价与保留政府定价的隔离与衔接机制。二是积极参与电力市场有关规则体制的审定，特别是在电价形成机制方面，电价部门应参与把关，避免电力市场在搭建或运行中走偏。三是完成有关电价改革任务、并与电力市场建设良好衔接，例如及时将输配电价核算成果推进运用于电力市场顺价结算。四是依据电力市场建设进程的需要，配合进行电价体制有关改革与调整，例如目录电价应用范围的适时调整，由于市场推进预计漫长，这种配合工作可能也是渐进而繁琐的。五是加大对地方政府行政干预电价行为的查处力度；六是积极研究在未来对冲市场波动的有关管制措施，例如电价水平监测/预测/预警，例如输配电价调节的相关手段与机制。

6.进一步加强基础统计及信息公开工作

建国以来中国长期施行计划体制，电价管理最终形成了现在这样覆盖广泛且繁琐多变、形同“补丁摞补丁”的复杂体系。电改及电力市场建设中，对于原有电价体系势必带来较大的压力。

空间上，市场化定价并非全面替代原有价格体系，而是局部挖洞式。未来价格体系中既有竞争性定价，也有管制性定价（例如输配电价）、计划性定价（例如居民农业及公益电价），这就相当于要求价格部门不断“给被撞破的蜘蛛网锁边儿”，破一块、补一圈。

这就要求进一步加强数据统计的基础性工作，尤其重视界定工作，各类数据内涵明确、外延清晰，随时可以拎得出来，而又不能随意调串。另外，有关信息公开，涉及价改成果的运用与推广，涉及对价改工作的理解与评价，也应进一步加强。

7.适当放权下级价格部门更多参与市场

时间上，电改包括电力市场建设显然将是漫长的、分步的、无计划的。但价格这项基础工作本身肯定还是要不断不乱，避免陷入长时间被动追随、为人作嫁、吃力难讨好的情势。类似输配电价核算这种能出彩的“改革任务”之外，更多繁琐的“配合工作”可能贯穿始终。

建议借鉴9号文的出台过程，在国家层面——发改委/能源局/国家电网难以决断的情况下，最终下放到地方去分散试错。试想，中国电力市场的终极情景怎么可能是34个省34个样呢？中国的股市才有几个？

因此当前显然仅是战术层面培训+战略层面归谬的历史阶段，前路肯定还漫漫呢。因此，作为电力体制改革一个部分的电价改革，同样可以适当放权给下级价格部门，鼓励其更多参与市场，在实践中发现问题、解决问题，积累正反两方面的经验教训。