最近讀了某雜志的《電網的未來，全球電力高管22人談》一文，其中有些論斷使人振聾發聵。

國際特大電網運營商組織（GO15）的主席說：“其實，過去10多年來不同國家能源結構的轉型，更多來自于政策變動，而非技術變革。而電網運營商需要做的是利用技術革新去適應政策變動。” 而GO15秘書長說得更明白，他說：“最需要改革的是政策、監管和規則。”“技術創新是電網甚至整個電力行業前進的一小部分驅動力，遠非決定因素。合理的政策框架更為重要，在其影響下的市場設計、價格結構尤為突出。”但是，我們在討論電力改革時只談拆分，只談引入競爭機制，而全球電力高管卻認為，“誰說電網只拆不合？輸電和調度，壟斷比競爭有效率。”在電力改革問題上，我們確實需要研究研究政策監管和規則。

在電力改革中最需要改革的是電價的政策、監管和規則。

價格可以說是一切經濟問題的核心，電價是電力改革的核心，是電力改革的關鍵。在美國加州由于電力改革引發了電力危機，世界銀行在總結教訓時于2001年3月專門寫報告提出，電力市場化改革時應當具備四個起始點：第一個起始點就是電價，看零售電價比成本高還是比成本低？如果零售電價比成本低，就不具備進行電力工業市場化改革的條件。德國是新能源建設最積極的國家，他們發現電力工業發電、輸電、配電和售電的生產成本加在一起，只占終端電價的1/3到1/2，在這種情況下將電價上漲原因歸罪于電力生產和電力營運部門是不公平的，即使電力競爭性市場搞得再好，將電力生產成本降低到1/10以下，但從終端電價來看只是降低了1/20到1/30，沒有多大意義，所以改革政策、監管和規則更為重要。

德國是全球新能源發展最快的國家，也是世界上電價最高的國家，在《德國電價緣何這么貴？》一文中說：“整個電價體系中，純粹的生產性成本本身所占比例不高，而因為新能源不斷增多，電網的調控成本必然上升。2014年初，新能源附加費每千瓦時從5.28歐分（約合0.43元人民幣）提高到6.24歐分（約合0.5元人民幣）。這就使得德國各地的（民用）電價平均已接近30歐分（約合2.5元人民幣）。假設一個三口之家的中產家庭一年的用電量是3000千瓦時的話，那么其一年的電費就要超過1000歐元（約合8200元人民幣，在中國一個三口之家年用電量3000千瓦時在城市里也很普通，一年電費不過1500元，中國的電費僅為德國的18%）。

在德國整個電價體系中，純粹的生產性成本本身所占比例不高，而因為不穩定的新能源不斷增加，電網的調控必然上升，由此電價被推高成為必然。除去發電本身的電力生產成本，電力成本還包括輸配成本和銷售成本，而這兩部分成本加在一起實際上也只占終端電價的1/2（另有一文說是1/3）。因此，將電價上漲原因歸因到電力生產和運營部門實際上是不準確的。剩下的1/2主要是各種稅費，具體有增值稅、電力稅、可再生能源稅和地方準許的牌照費。”看來德國電價貴的根源也在于政策、監管和規則。

看到德國電力生產性成本只占終端電價的1/3到1/2，確實很吃驚，仔細想一想，在市場經濟條件下，要計入資金成本等，在大力發展新能源、可再生能源的條件下，因為風電、太陽能發電、水電等投資比化石能源發電貴好幾倍，資金成本大大增加而燃料成本大大減少，使得電力生產性成本比重大為降低。

在發展風電、太陽能發電之前的1980年，我找到當年日本九大電力公司全部成本的分析（見附表1），當年日本九大電力公司的全部成本是10035.3（單位十億日元，下均同），非電力生產性成本包括資金成本、稅、購入電力費共計3537.8，非電力生產成本占35.2%，即電力生產成本占2/3，非生產成本只占1/3。設想風電、太陽能發電和火電占總發電量的一半，相應燃料費減半，但資金成本和稅費增加，結果非電力生產成本占61%，電力生產成本只占39%，相當于電力生產成本只占1/3稍多一點。從這個設想中可以看到電力生產成本占終端電價的1/3到1/2是有可能的。

改革與電價下跌非正相關

中國在計劃經濟年代和社會主義市場經濟年代電力成本和電價由于政策、監管和規則的差別，電力成本和電價有很大差異。我國的電價總水平隨著市場化改革的進展，電力成本和電價政策的逐步調整，電價隨之提高。我國電價總水平在1985年以前比較穩定，1988年以后提升較快，2000年電價總水平為327.71元/mwh,為1985年的70.85元/mwh的4.5倍，而且隨著政策的繼續調整，電價將會繼續上漲。在世界上許多國家需要通過電力改革降低電價，例如電力改革的旗幟——英國,經過10年改革降低電價30%，有人撰文提出：“嚴峻的國內外市場競爭形勢，要求中國電業在三五年內使用戶電費下降40%。”（摘于《電業改革降價為先》）。這種狀況使中國的電力改革處在十分尷尬的地位。為了使中國電力擺脫困境，我認為中國電力改革不同于歐美發達國家，歐美發達國家的電力改革是從市場經濟壟斷和一體化的電力公司轉向競爭、引入競爭機制的改革，壟斷經營時電價是符合市場經濟規律的電價，當走向競爭性體制時，照例能夠降低成本、降低電價。

中國的電力改革分兩個階段：第一階段從計劃經濟條件下的電力工業走向市場經濟和壟斷一體化的電力體制，在這一階段電力成本和電力價格都是上漲的；第二階段，從市場經濟和壟斷一體化的電力體制轉向競爭、引入競爭機制的改革，這一階段電力改革的性質與發達國家的電力改革是相同的，這一階段如果電力成本、電力價格已符合市場定價，那么電力成本和電力價格有可能是下降的。如果兩階段合并起來一氣呵成，與發達國家比較有可能一個降價，一個漲價，中國的電力改革就會受到責難。

實際上在電力改革時宣稱可以降低電價的國家，經過一二十年改革的實踐，基本上都沒有降低電價，相反電價有了顯著的升高。在這些經過電力改革的國家中，只有澳大利亞宣稱降低了電價，但在國際能源署（IEA）的統計資料中，只有1978年至2000年的電價資料，沒有2000年以后的電價數字，1978年至2000年的數字也是波動的，1978、1980、1990、1995和2000年的工業電價分別為0.027、0.031、0.046、0.046和0.045美元/千瓦時，居民電價分別是0.039、0.043、0.072、0.079、0.063。其他電力改革的主要國家包括：美國、英國，其電價上漲情況（見附表2）。

電價過低無益產業發展

電力改革近20年，如今電力改革不僅沒有降低電價，相反電價甚至幾倍上漲，那么所謂提高效率都表現在哪呢？電力改革的目的何在？某雜志記者在專訪GO15的秘書長時，該秘書長說：“電價上漲的表象背后，其實有多種因素，比如說需要看市場設計是否合理。我還是以我熟悉的PJM（美國PJM電力公司）為例，電力改革后電價的確有上升，而且這一電價上漲的過程正好是電力工業放松管制的過程，如果沒有考慮到燃料成本、擁堵成本和基礎設施成本，單看電價上漲，似乎就是一個很嚴重的問題，但電價對燃料價格非常敏感，尤其在美國頁巖氣革命之前，所以不能把這兩個分開來看，電價上漲的因素是多樣的，不能因此否定放松管制的電力改革”。對于秘書長最后的結論，我同意前半句“電價上漲的因素是多樣的”，不同意后半句，“不能因此否定放松管制的電力改革”。

現在我們再回到中國，在計劃經濟年代電力成本和電價由于政策、監管和規則的原因，電力成本和電價低于市場經濟國家。1993年7月，中國在研究電力行業改革發展戰略選擇時，世界銀行工業能源局局長理查德·斯登曾講了一段話：“許多發展中國家以大大低于成本的價格出售電力。”他還說：“許多發展中國家的電價定得很低（實際上不僅僅是中國電價低、社會主義國家電價低，許多非社會主義發展中國家也學習社會主義國家辦電模式，電價都偏低）。

統計1988年的電費，有63個發展中國家加權平均電費僅僅0.45美元/千瓦時，只相當于經合組織（OECD）國家平均電價的50%，這不是一個技術問題，發展中國家和發達國家同樣是消耗能源生產電力，發達國家電力生產的技術水平高、效率高、消耗低，價格反而比發展中國家高，主要原因是發展中國家以大大低于成本的電價出售電力，據估計，發展中國家電力的平均邊際成本為0.10美元/千瓦時或者更多。如果按邊際成本定價，發展中國家的電價應當高于發達國家。用低于成本的價格銷售電力，等于給電力消費者提供巨大的補貼，在發展中國家電價上的補貼相當于每年1000億美元，這個數字恰好與電力工業發展目標所需的投資相等。目前，發展中國家要加快電力工業的發展，需要巨額投資，只要調整電價，使其達到經濟合理的水平，我們深信，電力工業所需投資是可以解決的，不是用戶有錢沒有錢的問題，要用電就得按價格付費。所以，一定要明白，發展中國家的電價造成了很大的扭曲，這是在巨大補貼下實現的，價格扭曲使得電力需求市場也造成了很大扭曲。”這種低電價無論對發供電單位和用電單位都很少有刺激和激勵的因素（節選自《中國電力部門改革戰略選擇國際研討會資料匯編（上冊）》之世界銀行的電力發展政策）

這段話說得很清楚：首先，轉型經濟和發展中國家普遍存在電價低于成本的現象；其次，電價低電力工業發展就缺乏資金，就阻礙電力工業的發展；再次，低電價是靠政府大量補貼產生的，當政府補貼不起的時候，電力工業就要垮臺；最后，低電價對于發、輸、配、售、用都很少有正能量。

中國的低電價不改革，中國就不具備進行市場化改革的條件，可是我們在2000年前后討論中國電力改革時認為，中國電力不僅要改革，而且還要求在3到5年內降低電價40%，這是不可能實現的。

中國低電價是計劃經濟的產物

世界銀行局長報告里講，發展中國家的電價普遍偏低，大概低了50%，但他沒有說發展中國家的電價為什么偏低，都是哪些因素影響的？我想從中國計劃經濟時代電價偏低的原因作些分析。這個分析是從電力全成本的各項因素出發的。

一、人員費用：我國在計劃經濟年代，人員工資實行低工資，人員福利實行低福利，進入社會主義市場經濟年代，人員工資、福利都要提高。

二、折舊：我國在計劃經濟年代折舊率是以各種設備的使用年限來定折舊率的，當時使用年限是按物質磨損來定的，所以折舊率很低，一般在2%到3%；進入社會主義市場經濟年代，折舊率要考慮精神磨損，像火力發電小機組，使用年限僅一二十年就被“以大代小”所淘汰，所以要提高折舊率。

三、稅收：我國在計劃經濟年代，發電廠和輸配電企業的稅種少、稅率低，但從1994年起電力工業的增值稅就提高到17%，而且規定電力基本建設中繳納的增值稅不作為進項稅扣除，稅負明顯增加。據統計，2010年僅電力增值稅約為2600億元，相當每千瓦時銷售電價中納稅7.5分錢，這筆稅金是旱澇保收的，即使電力企業虧損照樣要按營業收入納稅。

四、電價中加價收費：我國在計劃經濟年代，實行收支兩條線，收入上繳國庫，支出由中央財政撥付，那時電價中加價收費不多，只有教育附加和路燈收費；市場化改革后，電價中加價成風，中央政府可以加價，各級地方政府都有權加價，農村居民生活電價漲到每千瓦時幾塊錢，1995年頒布的《電力法》規定：“禁止任何單位和個人在電費中加收其他費用；但是法律、行政法規另有規定的，按照規定執行。”《電力法》頒布后，又發了幾個文件，總算把電價中加價風給制止住，但開了一個口子，就是中央政府發個紅頭文件就可以加價，而且這種加價用戶聽證會不得討論。開始只保留了城市公用事業附加費，大中型水庫移民后期扶持資金，后來又陸續增加了農網還貸資金、三峽工程建設基金、地方水庫移民后期扶持資金、可再生能源電價附加，有的省還征收農村電網維護費等。

所有電價附加收費統統以每度電價收多少錢來收取，改革開放初期全國售電量僅3000億千瓦時，若每千瓦時收1分錢，一年最多收30億元；但現在全國售電量達5萬多億千瓦時，若每千瓦時收1分錢，一年可以收到500多億元，是改革開放初期的十六倍，極不合理。現在電價中附加收費大約有5分錢，每年收費達2000億左右，這類收費遠高于全國所有電力企業的利潤。電價中加價收費，電力工業實行市場化改革后，比計劃經濟年代要高出許多，而且有的收費項目與電力工業毫無關系，且資金耗費量極大，也很不合理。

五、資金成本：我國在計劃經濟年代，電力工業沒有資金成本的概念，因為發電工程由國家撥款建設，工程建成后從竣工決算中決定工程的固定資產，一般工程總投資大于固定資產額度，當時固定資產形成率約為90%到95%（即工程總投資×90%-95%=工程的固定資產），發電廠或供電局按此固定資產計算基本折舊和大修理折舊。在計劃經濟時期不存在資本金、貸款和還本付息等要求，所以當時電力成本是嚴重偏低的。中國當時還規定，110千伏及以下的輸電線變電站都稱為配電工程，城市用戶申請用電時，按電力需求容量交納費用，農村用戶不繳費，一般采取集資建配電設施，即地方政府出一點，用戶出一點，供電單位出一點，由于集資困難，所以當時農村配電設施十分落后。直到20世紀末21世紀初，由政府出面組織，向銀行貸款，在電價附加中列“農網還貸資金”來歸還貸款。總之，在計劃經濟時代，電力部門成本中都不列入資金成本。

在市場經濟國家資金成本的測算有兩種辦法，一種是用“累加法”計算企業的資金成本，即按照每個企業的資本構成把應付的利息、應歸還的本金、股份的紅利、提存的公積金等相加計算。采用這種方法測算把電力企業的負擔原封不動地通過電價轉嫁到電力用戶身上，降低了電力企業在努力提高經濟管理合理化方面的積極性。由于這個原因，后來改用“合理利潤法”來代替。按照新的測算方法，企業經營的合理利潤數額是以企業實有的、有效的資產價值乘以一個固定的利潤率值求得。企業實有的、有效使用的資產應當包括：電力事業的固定資產，基本建設在建工程資產的1/2，發電燃料、遞延資產和流動資產。資金成本或利潤至少要滿足兩項要求：一是最小償債率，年度收益（即付息、付稅前的利潤）與本年償還債務（包括還本付息）之比，不少于1.5；二是企業自有資金率，企業當年的自有資金占當年投資的比重為30%到50%。這樣規定的目的是為了使電力企業具有還債能力和自我發展能力，保證企業的負債（包括企業的債務和企業提供的擔保）不大于60%到65%。

我國電力工業的利潤率是很低的，有些年份還出現嚴重虧損，政府為了照顧電力企業，將電力工程的資本金定為20%，甚至電力企業籌措不了資本金，銀行允許用貸款頂替資本金，致使電力企業的負債率偏高。我國在短短的市場化改革三十多年中，發電企業的資產負債率由計劃經濟年代的既無內債又無外債的情況，提高到85%左右，兩個電網公司的平均資產負債率也在65%上下。電力企業的高負債率是維持低電價所付出的代價，負債率高每年所要支付的還本付息負擔重，這是市場經濟條件下電力成本比計劃經濟年代高的重要原因之一。國外對電力工業管制時，在管制電價的同時要管制負債率，負債率居高時要適當提高電價。我國市場化改革中嚴控電價，放松負債，應當改為電價、負債雙控。自從改革開放以來，電力上大的舉動不斷，如農網全面改革，無電地區通電，以大代小7000多萬千瓦，風電、太陽能發電蓬勃發展，煤電除污及近零排放，輸電代替輸煤等等都是電力建設的大事，屬于非干不可的事，但是這些舉動耗費極大，都會推高電價，這都是計劃經濟年代不能干、干不了的事，在社會主義市場經濟時期也要量力而行。

六、電力計價模式：1995年制定的《電力法》中關于電價提出兩種計價模式：一是成本加成定價，二是同網同價。強調“電價實行統一政策，統一定價原則，分級管理，堅持公平負擔，促進電力建設”。在計劃經濟年代，實行的是成本加成定價辦法，也就是：“制定電價，應當合理補償成本，合理確定收益，依法計入稅金。”這個定價原則對發電、輸電、配電和售電都適用，在計劃經濟年代的電力工業發電、輸電、配電和售電都歸電力部門統一管理，所以當時沒有上網電價、輸配電價，只有統一的銷售電價，由于當時折舊率低，電費附加少，不計資金成本等因素，電價水平低。20世紀80年代電力工業進行社會主義市場化改革后，仍然使用成本加成定價模式，但由于資金來源不同，老電廠由國家撥款建設，沒有還本付息要求；新建電廠用貸款建設，需要還本付息；于是實行老電老價，新電新價，采取這種辦法可以防止電價急劇上漲，弊病是電價太復雜，一廠一價甚至一機一價，另外造價高、利率高就使得電價高，不利于控制工程造價。為克服這種上網電價的弊病，采用分地區的分類標桿電價，制定全國不同地區的煤電、氣電、水電、風電、太陽能發電的標桿電價，解決了新老電廠、新電廠和新電廠不同價的問題，屬于“同網、同質、同價”的變種，是一種“同網、同類電廠、同價”，這是中國獨創模式，但缺乏標桿電價計算的具體辦法。標桿電價要基本滿足新建電廠還本付息需求，因此老電廠可能獲得超額利潤，不同質量的電能實行同一價格，都是不公平的。

2002年電力改革“5號文”確定廠網分開后要實行競價上網，實現“同網、同質、同價”，但由于種種原因未能實現。美國實行競價上網，上網電價實行“同網、同質、同價”，因此加州釀成了電力危機，美國發現競價上網和強制電力庫存在嚴重弊病而中止。世界各國電力改革不再采用競價上網“同網、同質、同價”，一般都采取新電力交易制度，實行大、中、小用戶向發電廠直購電。現在看來廠網分開、電廠和電網多業主經營，上網電價、電力計價模式難以選擇，無論一廠一價、標桿電價、競爭上網定價（即同網、同質、同價），都存在許多難以克服的弊病，關鍵在于電價都要比市場經濟條件下壟斷經營的電價高，這大概是發達國家電力改革后絕大多數國家電價上升的原因。這大概是GO15的秘書長所說的市場設計是否合理的體現。

上面具體分析了社會主義市場經濟條件下，電力成本和電價要比計劃經濟時期的電力成本和電價高，計劃經濟時期的電力生產成本占終端電價的比重大，市場經濟條件下，電力生產成本占終端電價比重小，要想降低電價，關鍵在于改革政策、監管和規則，改革企業作用很小。有人怪中國電價比美國高，中國目前電價比大多數發達國家低，大概只比美國等少數國家高，美國的能源政策、監管和規則都比中國強，美國的能源價格無論是石油、天然氣、煤炭還是電力價格都比大多數國家低，也比中國低。中國如能學習美國，降低電力的稅收、減少電價上的各種附加，若該由政府財政出的錢就不在電價上加價，減少電力企業的負債，電力改革中選擇市場模式框架合理……那么中國的電價合理化是可以做到的。有人說電價是由“看不見的手”決定的，也有人說電價高低決定于政府的政策、監測和規則，我覺得電價由誰決定都不科學，但是一個國家電價水平的高低、電價結構是否合理，政策、監管和規則確實起到了重要的作用。此外，各種能源制定合理的相對價格都不可能全靠市場。

我們對于電力改革特別是電價改革，不要寄希望于拆分、引入競爭機制上，應當首先寄希望于改革政策、監管和規則。2014年年底召開的“能源工作會議”，國家發改委主任徐紹史在報告上說：“積極探索建立規劃（計劃）、政策（規定）、規則、監管‘四位一體’的能源管理新機制，穩步推進能源改革，創新能源管理機制。”這說明國家發改委和國家能源局已經把改革政策、監管和規劃提到今后能源工作的重要日程上來，這是中國電力改革的希望所在。

（作者系原能源部政策法規司副司長）