我国电力价格改革的发展历程与趋势

胡丽

摘要：我国能源价格市场化改革至今，已取得一定成效，但还没有形成主要由市场决定的价格机制，目前还存在能源价格偏低导致能源利用率低下的情况。在经济高质量发展阶段，为提高能源的使用效率，降低成本和保护环境，电力价格改革是一项重要的举措。电力价格改革的方向是市场化，同时考虑电力价改给人民收入、国家经济发展以及环境带来的影响。本文通过对我国电力价格改革历程进行梳理和经验总结，在对电力价格机制的形成与改革过程进行分析后，对现阶段电力价改提出一定见解。

关键词：电价改革;价格机制;市场化

一、我国电力价格改革历程

1.指令性定价（1949-1985）

1985年之前，在国家计划经济体制下，中国没有上网电价的概念。国家一体化发电、输电、配电、售电等所有电力环节，国务院国有资产监督管理委员会（简称国资委）拥有资产，统一管理。国家实行指令性电价。20世纪60～80年代，全国电价基本处于同一水平，仅对某些高电耗企业和农业生产用电实行优惠电价政策。70年代末，中国开始考虑售电环节的差别电价政策，逐步推行了季节电价和峰谷电价等政策。

20世纪70年代前，中国的电力定价主要考虑设备折旧与经营维护等费用，考量重点基于简单再生产而非投资回报。随着经济的快速发展，这样简单的定价体制已经不能与庞大的电力行业相适应。

2.雙轨制阶段（1985-1997）

80年代，上网电价逐渐形成，电价中开始引入燃料成本变动和投资回报的考量。中国的电力价格改革可以追溯到1985年，当年，国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，部分放开发电侧市场，并开始实施电价随燃运加价浮动的重要政策。规定鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，鼓励混合制电力发展。由此，中国电力价格形成了指导电价与指令电价共存的较为繁杂的电价体系。指令电价的主要模式是还本付息，主要由投产期、还贷期、还贷后三段式计算电价，按成本、税金、合理利润厘定厂售电价。这种模式在一定程度上保证了电厂利润，鼓励投资发电。而指导电价的主要模式是一厂一价、一机一价、新电新价与老电老价等，主要针对一些独立发电厂与新建发电厂，表现形式有集资办电电价、外资办电电价、小水电电价、小火电电价等九种指导性电价，与指令性电价并存。

3.经营期平均上网电价（1997-2002）

该阶段中国主要采用经营期平均上网电价。2001年，原国家发展计划委员会下发计价格（2001）701号文件，将正在执行的三段式还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价，新建电厂按经营期平均上网电价核定。政府核定电价时，在项目可研阶段以成本+税收+合理利润测算电价，经营期资本金内部收益率按略高于同期银行5年期以上贷款利率计算。

4.市场化改革（2002-2015）

2002年后，中国逐渐明确了发电、售电的电价。随着厂网分开的逐步推开与五大发电集团的建立，发电与电网之间形成上网电价，电网与用户之间形成销售电价。上网电价与销售电价由各级政府制定价格标准。发电与售电之间的输配电环节至今仍没有明确独立的定价机制。煤电联动机制最早于2005年开始实施，主要目的是解决市场煤与计划电之间的矛盾。但十数年来，煤电联动机制的实施效果并不理想，于2020年取消。

随着中国市场经济的全面发展，旧的电力与电价体制已不能满足支持经济发展、保障民生及保护环境的总体要求。2014年年底，中国开始逐步推进新电改方案，方案的核心内容是电改从售电侧起步。确立电网企业新的盈利模式，不再以上网及销售电价之差作为收入来源，而是核定出合理、独立的输配电价并收取过网费。同时，允许多种所有制资本进入配电侧和售电侧的增量部分，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。

5.市场化改革深入阶段（2015-）

2015年3月中共中央印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，我国电力体制改革进入新阶段。确定了三放开、一独立、三加强的改革框架结构，在发电环节和零售环节实现竞争，在输电环节接受监管，配电环节逐步放开，符合放开两头，管住中间的能源价格改革总体思路。

总体而言，中国电价改革始于20世纪80年代，朝着政企分开、政监分开、厂网分离、主辅分离的方向逐步深化。电力价格的市场化改革，在促进相关企业加强管理、提高效率，引导电网合理投资，引导用户合理使用电力资源方面起了一定的作用。

二、电力价改现状与弊端

1.电力现行定价模式

我国目前电价仍属于政府管制范畴，实行成本加成法。按照电力的不同类型区别定价，将同一类型电力的平均发电成本作为标杆成本，再考虑合理收益、相关税金后核定成本，煤电联动机制已经取消。新的上网电价采取的是基准价+上下浮动的机制，同时在2020年暂时不上浮。较为平稳的过渡机制，能够有效化解市场化改革的压力，同时减少未来市场波动带来的冲击。

2.电力定价模式弊端

现行定价模式本质上还是政府定价，改革只是调整管制的范围和程度，事后定价缺乏制度构建的客观性，误导资源配置且造成制度的寻租空间。定价涵盖成本不细化且不透明，配售环节缺乏多元化竞争。且随着电力市场深入改革，煤炭价格将会更快地反映到电力价格中。近年来，煤炭市场整体供应偏紧，煤炭价格也维持在较高位置。未来如果电力需求进一步增长，电煤的需求仍可能上升。而近年来由于煤炭行业去产能以及严格控制新增产能的建设，煤炭的供给弹性较弱。需求上升将有可能导致煤炭价格进一步上涨。而煤炭价格上涨带来的火电成本上升最终要传导到终端电价中，这会给电价造成很大压力。 目前居民用电仍然执行现有的目录电价，电力市场化改革没有延伸到居民用电领域。

三.电力定价市场化改革思路和方向

电力市场化改革是一项系统工程，需要全方位的改革创新与之相配套，提升电力市场的运行效率是降低电价的关键。通过现货市场的建设，可在短期内将价格信号有效传导，使得市场主体对价格进行响应从而调整高峰负荷。同时，期货和远期合约市场的建设，可为市场主体提供更多的价格对冲工具，防止价格剧烈波动对影响市场。新一轮的电力价格改革，要深化居民用电的市场化改革，加强煤炭的供应保障，还应加快电力现货市场、期货市场与远期合约市场的建设。

参考文献

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