朱成章：电力价格之变

最近读了某杂志的《电网的未来，全球电力高管22人谈》一文，其中有些论断使人振聋发聩。

国际特大电网运营商组织（GO15）的主席说：“其实，过去10多年来不同国家能源结构的转型，更多来自于政策变动，而非技术变革。而电网运营商需要做的是利用技术革新去适应政策变动。” 而GO15秘书长说得更明白，他说：“最需要改革的是政策、监管和规则。”“技术创新是电网甚至整个电力行业前进的一小部分驱动力，远非决定因素。合理的政策框架更为重要，在其影响下的市场设计、价格结构尤为突出。”但是，我们在讨论电力改革时只谈拆分，只谈引入竞争机制，而全球电力高管却认为，“谁说电网只拆不合？输电和调度，垄断比竞争有效率。”在电力改革问题上，我们确实需要研究研究政策监管和规则。

在电力改革中最需要改革的是电价的政策、监管和规则。

价格可以说是一切经济问题的核心，电价是电力改革的核心，是电力改革的关键。在美国加州由于电力改革引发了电力危机，世界银行在总结教训时于2001年3月专门写报告提出，电力市场化改革时应当具备四个起始点：第一个起始点就是电价，看零售电价比成本高还是比成本低？如果零售电价比成本低，就不具备进行电力工业市场化改革的条件。德国是新能源建设最积极的国家，他们发现电力工业发电、输电、配电和售电的生产成本加在一起，只占终端电价的1/3到1/2，在这种情况下将电价上涨原因归罪于电力生产和电力营运部门是不公平的，即使电力竞争性市场搞得再好，将电力生产成本降低到1/10以下，但从终端电价来看只是降低了1/20到1/30，没有多大意义，所以改革政策、监管和规则更为重要。

德国是全球新能源发展最快的国家，也是世界上电价最高的国家，在《德国电价缘何这么贵？》一文中说：“整个电价体系中，纯粹的生产性成本本身所占比例不高，而因为新能源不断增多，电网的调控成本必然上升。2014年初，新能源附加费每千瓦时从5.28欧分（约合0.43元人民币）提高到6.24欧分（约合0.5元人民币）。这就使得德国各地的（民用）电价平均已接近30欧分（约合2.5元人民币）。假设一个三口之家的中产家庭一年的用电量是3000千瓦时的话，那么其一年的电费就要超过1000欧元（约合8200元人民币，在中国一个三口之家年用电量3000千瓦时在城市里也很普通，一年电费不过1500元，中国的电费仅为德国的18%）。

在德国整个电价体系中，纯粹的生产性成本本身所占比例不高，而因为不稳定的新能源不断增加，电网的调控必然上升，由此电价被推高成为必然。除去发电本身的电力生产成本，电力成本还包括输配成本和销售成本，而这两部分成本加在一起实际上也只占终端电价的1/2（另有一文说是1/3）。因此，将电价上涨原因归因到电力生产和运营部门实际上是不准确的。剩下的1/2主要是各种税费，具体有增值税、电力税、可再生能源税和地方准许的牌照费。”看来德国电价贵的根源也在于政策、监管和规则。

看到德国电力生产性成本只占终端电价的1/3到1/2，确实很吃惊，仔细想一想，在市场经济条件下，要计入资金成本等，在大力发展新能源、可再生能源的条件下，因为风电、太阳能发电、水电等投资比化石能源发电贵好几倍，资金成本大大增加而燃料成本大大减少，使得电力生产性成本比重大为降低。

在发展风电、太阳能发电之前的1980年，我找到当年日本九大电力公司全部成本的分析（见附表1），当年日本九大电力公司的全部成本是10035.3（单位十亿日元，下均同），非电力生产性成本包括资金成本、税、购入电力费共计3537.8，非电力生产成本占35.2%，即电力生产成本占2/3，非生产成本只占1/3。设想风电、太阳能发电和火电占总发电量的一半，相应燃料费减半，但资金成本和税费增加，结果非电力生产成本占61%，电力生产成本只占39%，相当于电力生产成本只占1/3稍多一点。从这个设想中可以看到电力生产成本占终端电价的1/3到1/2是有可能的。

改革与电价下跌非正相关

中国在计划经济年代和社会主义市场经济年代电力成本和电价由于政策、监管和规则的差别，电力成本和电价有很大差异。我国的电价总水平随着市场化改革的进展，电力成本和电价政策的逐步调整，电价随之提高。我国电价总水平在1985年以前比较稳定，1988年以后提升较快，2000年电价总水平为327.71元/mwh,为1985年的70.85元/mwh的4.5倍，而且随着政策的继续调整，电价将会继续上涨。在世界上许多国家需要通过电力改革降低电价，例如电力改革的旗帜——英国,经过10年改革降低电价30%，有人撰文提出：“严峻的国内外市场竞争形势，要求中国电业在三五年内使用户电费下降40%。”（摘于《电业改革降价为先》）。这种状况使中国的电力改革处在十分尴尬的地位。为了使中国电力摆脱困境，我认为中国电力改革不同于欧美发达国家，欧美发达国家的电力改革是从市场经济垄断和一体化的电力公司转向竞争、引入竞争机制的改革，垄断经营时电价是符合市场经济规律的电价，当走向竞争性体制时，照例能够降低成本、降低电价。

中国的电力改革分两个阶段：第一阶段从计划经济条件下的电力工业走向市场经济和垄断一体化的电力体制，在这一阶段电力成本和电力价格都是上涨的；第二阶段，从市场经济和垄断一体化的电力体制转向竞争、引入竞争机制的改革，这一阶段电力改革的性质与发达国家的电力改革是相同的，这一阶段如果电力成本、电力价格已符合市场定价，那么电力成本和电力价格有可能是下降的。如果两阶段合并起来一气呵成，与发达国家比较有可能一个降价，一个涨价，中国的电力改革就会受到责难。

实际上在电力改革时宣称可以降低电价的国家，经过一二十年改革的实践，基本上都没有降低电价，相反电价有了显著的升高。在这些经过电力改革的国家中，只有澳大利亚宣称降低了电价，但在国际能源署（IEA）的统计资料中，只有1978年至2000年的电价资料，没有2000年以后的电价数字，1978年至2000年的数字也是波动的，1978、1980、1990、1995和2000年的工业电价分别为0.027、0.031、0.046、0.046和0.045美元/千瓦时，居民电价分别是0.039、0.043、0.072、0.079、0.063。其他电力改革的主要国家包括：美国、英国，其电价上涨情况（见附表2）。

电价过低无益产业发展

电力改革近20年，如今电力改革不仅没有降低电价，相反电价甚至几倍上涨，那么所谓提高效率都表现在哪呢？电力改革的目的何在？某杂志记者在专访GO15的秘书长时，该秘书长说：“电价上涨的表象背后，其实有多种因素，比如说需要看市场设计是否合理。我还是以我熟悉的PJM（美国PJM电力公司）为例，电力改革后电价的确有上升，而且这一电价上涨的过程正好是电力工业放松管制的过程，如果没有考虑到燃料成本、拥堵成本和基础设施成本，单看电价上涨，似乎就是一个很严重的问题，但电价对燃料价格非常敏感，尤其在美国页岩气革命之前，所以不能把这两个分开来看，电价上涨的因素是多样的，不能因此否定放松管制的电力改革”。对于秘书长最后的结论，我同意前半句“电价上涨的因素是多样的”，不同意后半句，“不能因此否定放松管制的电力改革”。

现在我们再回到中国，在计划经济年代电力成本和电价由于政策、监管和规则的原因，电力成本和电价低于市场经济国家。1993年7月，中国在研究电力行业改革发展战略选择时，世界银行工业能源局局长理查德·斯登曾讲了一段话：“许多发展中国家以大大低于成本的价格出售电力。”他还说：“许多发展中国家的电价定得很低（实际上不仅仅是中国电价低、社会主义国家电价低，许多非社会主义发展中国家也学习社会主义国家办电模式，电价都偏低）。

统计1988年的电费，有63个发展中国家加权平均电费仅仅0.45美元/千瓦时，只相当于经合组织（OECD）国家平均电价的50%，这不是一个技术问题，发展中国家和发达国家同样是消耗能源生产电力，发达国家电力生产的技术水平高、效率高、消耗低，价格反而比发展中国家高，主要原因是发展中国家以大大低于成本的电价出售电力，据估计，发展中国家电力的平均边际成本为0.10美元/千瓦时或者更多。如果按边际成本定价，发展中国家的电价应当高于发达国家。用低于成本的价格销售电力，等于给电力消费者提供巨大的补贴，在发展中国家电价上的补贴相当于每年1000亿美元，这个数字恰好与电力工业发展目标所需的投资相等。目前，发展中国家要加快电力工业的发展，需要巨额投资，只要调整电价，使其达到经济合理的水平，我们深信，电力工业所需投资是可以解决的，不是用户有钱没有钱的问题，要用电就得按价格付费。所以，一定要明白，发展中国家的电价造成了很大的扭曲，这是在巨大补贴下实现的，价格扭曲使得电力需求市场也造成了很大扭曲。”这种低电价无论对发供电单位和用电单位都很少有刺激和激励的因素（节选自《中国电力部门改革战略选择国际研讨会资料汇编（上册）》之世界银行的电力发展政策）

这段话说得很清楚：首先，转型经济和发展中国家普遍存在电价低于成本的现象；其次，电价低电力工业发展就缺乏资金，就阻碍电力工业的发展；再次，低电价是靠政府大量补贴产生的，当政府补贴不起的时候，电力工业就要垮台；最后，低电价对于发、输、配、售、用都很少有正能量。

中国的低电价不改革，中国就不具备进行市场化改革的条件，可是我们在2000年前后讨论中国电力改革时认为，中国电力不仅要改革，而且还要求在3到5年内降低电价40%，这是不可能实现的。

中国低电价是计划经济的产物

世界银行局长报告里讲，发展中国家的电价普遍偏低，大概低了50%，但他没有说发展中国家的电价为什么偏低，都是哪些因素影响的？我想从中国计划经济时代电价偏低的原因作些分析。这个分析是从电力全成本的各项因素出发的。

一、人员费用：我国在计划经济年代，人员工资实行低工资，人员福利实行低福利，进入社会主义市场经济年代，人员工资、福利都要提高。

二、折旧：我国在计划经济年代折旧率是以各种设备的使用年限来定折旧率的，当时使用年限是按物质磨损来定的，所以折旧率很低，一般在2%到3%；进入社会主义市场经济年代，折旧率要考虑精神磨损，像火力发电小机组，使用年限仅一二十年就被“以大代小”所淘汰，所以要提高折旧率。

三、税收：我国在计划经济年代，发电厂和输配电企业的税种少、税率低，但从1994年起电力工业的增值税就提高到17%，而且规定电力基本建设中缴纳的增值税不作为进项税扣除，税负明显增加。据统计，2010年仅电力增值税约为2600亿元，相当每千瓦时销售电价中纳税7.5分钱，这笔税金是旱涝保收的，即使电力企业亏损照样要按营业收入纳税。

四、电价中加价收费：我国在计划经济年代，实行收支两条线，收入上缴国库，支出由中央财政拨付，那时电价中加价收费不多，只有教育附加和路灯收费；市场化改革后，电价中加价成风，中央政府可以加价，各级地方政府都有权加价，农村居民生活电价涨到每千瓦时几块钱，1995年颁布的《电力法》规定：“禁止任何单位和个人在电费中加收其他费用；但是法律、行政法规另有规定的，按照规定执行。”《电力法》颁布后，又发了几个文件，总算把电价中加价风给制止住，但开了一个口子，就是中央政府发个红头文件就可以加价，而且这种加价用户听证会不得讨论。开始只保留了城市公用事业附加费，大中型水库移民后期扶持资金，后来又陆续增加了农网还贷资金、三峡工程建设基金、地方水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加，有的省还征收农村电网维护费等。

所有电价附加收费统统以每度电价收多少钱来收取，改革开放初期全国售电量仅3000亿千瓦时，若每千瓦时收1分钱，一年最多收30亿元；但现在全国售电量达5万多亿千瓦时，若每千瓦时收1分钱，一年可以收到500多亿元，是改革开放初期的十六倍，极不合理。现在电价中附加收费大约有5分钱，每年收费达2000亿左右，这类收费远高于全国所有电力企业的利润。电价中加价收费，电力工业实行市场化改革后，比计划经济年代要高出许多，而且有的收费项目与电力工业毫无关系，且资金耗费量极大，也很不合理。

五、资金成本：我国在计划经济年代，电力工业没有资金成本的概念，因为发电工程由国家拨款建设，工程建成后从竣工决算中决定工程的固定资产，一般工程总投资大于固定资产额度，当时固定资产形成率约为90%到95%（即工程总投资×90%-95%=工程的固定资产），发电厂或供电局按此固定资产计算基本折旧和大修理折旧。在计划经济时期不存在资本金、贷款和还本付息等要求，所以当时电力成本是严重偏低的。中国当时还规定，110千伏及以下的输电线变电站都称为配电工程，城市用户申请用电时，按电力需求容量交纳费用，农村用户不缴费，一般采取集资建配电设施，即地方政府出一点，用户出一点，供电单位出一点，由于集资困难，所以当时农村配电设施十分落后。直到20世纪末21世纪初，由政府出面组织，向银行贷款，在电价附加中列“农网还贷资金”来归还贷款。总之，在计划经济时代，电力部门成本中都不列入资金成本。

在市场经济国家资金成本的测算有两种办法，一种是用“累加法”计算企业的资金成本，即按照每个企业的资本构成把应付的利息、应归还的本金、股份的红利、提存的公积金等相加计算。采用这种方法测算把电力企业的负担原封不动地通过电价转嫁到电力用户身上，降低了电力企业在努力提高经济管理合理化方面的积极性。由于这个原因，后来改用“合理利润法”来代替。按照新的测算方法，企业经营的合理利润数额是以企业实有的、有效的资产价值乘以一个固定的利润率值求得。企业实有的、有效使用的资产应当包括：电力事业的固定资产，基本建设在建工程资产的1/2，发电燃料、递延资产和流动资产。资金成本或利润至少要满足两项要求：一是最小偿债率，年度收益（即付息、付税前的利润）与本年偿还债务（包括还本付息）之比，不少于1.5；二是企业自有资金率，企业当年的自有资金占当年投资的比重为30%到50%。这样规定的目的是为了使电力企业具有还债能力和自我发展能力，保证企业的负债（包括企业的债务和企业提供的担保）不大于60%到65%。

我国电力工业的利润率是很低的，有些年份还出现严重亏损，政府为了照顾电力企业，将电力工程的资本金定为20%，甚至电力企业筹措不了资本金，银行允许用贷款顶替资本金，致使电力企业的负债率偏高。我国在短短的市场化改革三十多年中，发电企业的资产负债率由计划经济年代的既无内债又无外债的情况，提高到85%左右，两个电网公司的平均资产负债率也在65%上下。电力企业的高负债率是维持低电价所付出的代价，负债率高每年所要支付的还本付息负担重，这是市场经济条件下电力成本比计划经济年代高的重要原因之一。国外对电力工业管制时，在管制电价的同时要管制负债率，负债率居高时要适当提高电价。我国市场化改革中严控电价，放松负债，应当改为电价、负债双控。自从改革开放以来，电力上大的举动不断，如农网全面改革，无电地区通电，以大代小7000多万千瓦，风电、太阳能发电蓬勃发展，煤电除污及近零排放，输电代替输煤等等都是电力建设的大事，属于非干不可的事，但是这些举动耗费极大，都会推高电价，这都是计划经济年代不能干、干不了的事，在社会主义市场经济时期也要量力而行。

六、电力计价模式：1995年制定的《电力法》中关于电价提出两种计价模式：一是成本加成定价，二是同网同价。强调“电价实行统一政策，统一定价原则，分级管理，坚持公平负担，促进电力建设”。在计划经济年代，实行的是成本加成定价办法，也就是：“制定电价，应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金。”这个定价原则对发电、输电、配电和售电都适用，在计划经济年代的电力工业发电、输电、配电和售电都归电力部门统一管理，所以当时没有上网电价、输配电价，只有统一的销售电价，由于当时折旧率低，电费附加少，不计资金成本等因素，电价水平低。20世纪80年代电力工业进行社会主义市场化改革后，仍然使用成本加成定价模式，但由于资金来源不同，老电厂由国家拨款建设，没有还本付息要求；新建电厂用贷款建设，需要还本付息；于是实行老电老价，新电新价，采取这种办法可以防止电价急剧上涨，弊病是电价太复杂，一厂一价甚至一机一价，另外造价高、利率高就使得电价高，不利于控制工程造价。为克服这种上网电价的弊病，采用分地区的分类标杆电价，制定全国不同地区的煤电、气电、水电、风电、太阳能发电的标杆电价，解决了新老电厂、新电厂和新电厂不同价的问题，属于“同网、同质、同价”的变种，是一种“同网、同类电厂、同价”，这是中国独创模式，但缺乏标杆电价计算的具体办法。标杆电价要基本满足新建电厂还本付息需求，因此老电厂可能获得超额利润，不同质量的电能实行同一价格，都是不公平的。

2002年电力改革“5号文”确定厂网分开后要实行竞价上网，实现“同网、同质、同价”，但由于种种原因未能实现。美国实行竞价上网，上网电价实行“同网、同质、同价”，因此加州酿成了电力危机，美国发现竞价上网和强制电力库存在严重弊病而中止。世界各国电力改革不再采用竞价上网“同网、同质、同价”，一般都采取新电力交易制度，实行大、中、小用户向发电厂直购电。现在看来厂网分开、电厂和电网多业主经营，上网电价、电力计价模式难以选择，无论一厂一价、标杆电价、竞争上网定价（即同网、同质、同价），都存在许多难以克服的弊病，关键在于电价都要比市场经济条件下垄断经营的电价高，这大概是发达国家电力改革后绝大多数国家电价上升的原因。这大概是GO15的秘书长所说的市场设计是否合理的体现。

上面具体分析了社会主义市场经济条件下，电力成本和电价要比计划经济时期的电力成本和电价高，计划经济时期的电力生产成本占终端电价的比重大，市场经济条件下，电力生产成本占终端电价比重小，要想降低电价，关键在于改革政策、监管和规则，改革企业作用很小。有人怪中国电价比美国高，中国目前电价比大多数发达国家低，大概只比美国等少数国家高，美国的能源政策、监管和规则都比中国强，美国的能源价格无论是石油、天然气、煤炭还是电力价格都比大多数国家低，也比中国低。中国如能学习美国，降低电力的税收、减少电价上的各种附加，若该由政府财政出的钱就不在电价上加价，减少电力企业的负债，电力改革中选择市场模式框架合理……那么中国的电价合理化是可以做到的。有人说电价是由“看不见的手”决定的，也有人说电价高低决定于政府的政策、监测和规则，我觉得电价由谁决定都不科学，但是一个国家电价水平的高低、电价结构是否合理，政策、监管和规则确实起到了重要的作用。此外，各种能源制定合理的相对价格都不可能全靠市场。

我们对于电力改革特别是电价改革，不要寄希望于拆分、引入竞争机制上，应当首先寄希望于改革政策、监管和规则。2014年年底召开的“能源工作会议”，国家发改委主任徐绍史在报告上说：“积极探索建立规划（计划）、政策（规定）、规则、监管‘四位一体’的能源管理新机制，稳步推进能源改革，创新能源管理机制。”这说明国家发改委和国家能源局已经把改革政策、监管和规划提到今后能源工作的重要日程上来，这是中国电力改革的希望所在。

（作者系原能源部政策法规司副司长）