國際金融報記者 安明靜 發自上海

　　長期以來，我國電的終端售價一直主要是根據用戶承受能力采取分用戶類別定價，其中對商業用戶的售價為0.70元，非居民照明為0.60元,非普工業為0.45元，居民、大工業用電為0.40元，農業為0.33元，貧困縣農排為0.16元。另外，由于實行上網電價和銷售電價兩端定價的機制，既沒有上網電價和銷售電價的聯動機制，也沒有按照購電成本和用戶對系統

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的實際耗費進行價格核算，所以直到目前為止對不同分類用戶的售電電價是很不合理的，也不能對市場供需起到有效的調節作用。

　　難測電價合理性

　　目前的平均電力價格水平如果以匯率為基礎進行比較，與主要工業國家和周邊地區國家相比，中國的電價水平明顯低于多數發達國家

　　一位發改委能源所的專家在被問及電價的合理水平時總是這樣回答：“我的結論就是沒有結論。電力企業的成本是跟著電價走的，電價漲多少，成本就漲多少。什么時候把電力企業的成本搞清楚了，合理的電價就清楚了�！�

　　由于我國電價形成機制一直是由政府定價，價格既不是根據市場的需求變化做出調整，也不是完全反映了電力產品的準確成本，所以我國電價究竟合理與否很難判斷。

　　對于發電企業的上網電價如按機組類型區分，核電機組的上網電價為0.40元/千瓦時，火電機組為0.30元，水電機組最低為0.25元。因為過去各電廠的上網電價是按照成本加合理利潤的原則定價，機組類型上網電價不同，基本反映了不同類型機組的投資成本和經營費用。

　　根據有關部門的統計，2003年我國平均終端售電電價為0.43元/千瓦時,發電企業平均上網電價為0.31元/千瓦時。

　　國電集團一位專家分析，目前的平均電力價格水平如果以匯率為基礎進行比較，與主要工業國家和周邊地區國家相比，中國的電價水平明顯低于多數發達國家，低于日本、韓國及中國臺灣和香港地區，但高于印度；按照投資回報率比較，我國總體電價基本處于合理水平，在不影響國力競爭的情況下，應該說還有一些上升空間。

　　發改委能源所一位研究員對以上的結論提出懷疑，他認為，匯率只是代表國際貿易間的一個比率，而不涉及國際貿易的電力商品是否可以用匯率去衡量值得商榷；另外，如果以投資回報率作比較，雖然目前我國電價水平也低于多數發達國家，但由于我國電力企業成本較高，實現市場化經營后，電力行業的經營成本必定下降，投資回報率也將隨之上升。

　　壓力下的各方博弈

　　作為政府宏觀調控部門，發改委對于電價的調整方案更是小心翼翼。更重要的是，發改委還需要考慮電力價格上調是否會帶來通貨膨脹壓力

　　3月初市場出現電力價格將上調2分錢的傳言之后，發改委的官員即對媒體表示不能證實此消息。隨后一份由國務院發展研究中心研究員執筆的《中國電價和電力發展研究》報告再次引發了電力市場的騷動。

　　這份報告指出，目前輸配電價缺口約為每度電4分錢，建議近期可以將輸配電價在現有基礎上每千瓦時再提高2分錢，然后再選擇適當時機，進一步調升輸配電價，填補輸配電價缺口(即共提高4分錢每千瓦時)，使輸配電投資回報率逐步達到6%左右。報告以國電公司為例計算，若維持當前的電價結構和水平，國網公司的財務狀況將不斷惡化，資產回報率將由2002年的0.4%下降到2010年的-1.7%，并將在2005年出現全面虧損。

　　報告認為，電網建設滯后加劇了電力供應緊張局面，而輸配電電價占終端銷售電價的比例過低造成了電網投資回報率低于全國工業平均水平，也是電網投資存在巨大資金缺口的原因。

　　報告顯示，從資產回報率來看，我國的電網投資回報率遠低于國內工業投資和獨立發電公司回報率，也遠低于電網投資回報率的國際水平。以國家電網公司為例，其資產回報率和銷售利潤率分別為0.4%和0.6%，遠遠低于獨立發電公司的7.1%和18.9%，也低于全國工業的平均水平(2001年分別為3.5%和5.1%)。

　　這份呼吁為電網公司提高4分錢電價的報告并未得到來自發電企業特別是火力發電廠的理解。

　　對于火力發電廠來說，去年因電煤價格大幅上升，而缺煤停產達到2000萬千瓦小時。發改委雖然在2004年1月批準了發電企業每度電價提高7厘錢的方案，用于補貼電煤的上漲，但卻遠不能抵消對于電力設備價格上漲帶來的建設成本增加，以及煤炭運輸價格的上漲和新的排污收費提高對火電運行成本的增加。

　　作為政府宏觀調控部門，發改委對于電價的調整方案更是小心翼翼。發改委副主任張國寶在今年兩會接受媒體采訪時已明確表示：“今后(電價)會不會漲，今天我不能給出一個明確的信號。但是如果涉及到居民生活用電價格改變，肯定會舉行消費者聽證會。在價格方案中會考慮弱勢群體的承受能力�！�

　　更重要的是，發改委還需要考慮電力價格上調是否會帶來通貨膨脹壓力。畢竟電價的大幅上調不利于緩解中國經濟日益緊迫的通脹壓力。

　　但負責《中國電價和電力發展研究》課題組的一位人士指出，無論從宏觀經濟運行，還是從行業發展來看，電價水平還有一定的調升空間；適當調整電價水平及其結構，不僅不會導致價格總水平的顯著上漲，而且還會有利于產業結構的優化升級。

　　經過復雜的公式測算，《報告》得出的結論是：目前中國的經濟和社會狀況能夠承受電價水平的合理上漲；多數產業部門可以承受電價水平上漲0.04元/千瓦時；城市居民生活用電價格增長幅度控制在0.04元～0.05元之間，農村居民生活用電價格增長幅度控制在0.02元～0.04元之間是可以承受的。

　　按照2000年投入產出表，《報告》模擬計算了電價上漲對居民消費價格和最終產品使用價格的影響:，得出的結論是：當電價分別上漲3%、5%、6%、10%和15%時(大致相當于終端銷售電價每千瓦時分別上漲0.012元、0.02元、0.024元、0.04元和0.06元)，居民消費價格上漲0.20%，0.33%，0.66%，1%；同時最終產品價格上漲0.25%，0.49%，0.82%。電價的合理上升不會導致物價水平大幅上漲。

　　電價改革推遲進度?

　　“顯然解決電力供求關系緊張成為目前行業最主要的矛盾�！币晃浑娏�體制改革小組的專家指出，“目前的情況是推進改革的主體沒有了，各個部門似乎都成了被改革的對象�！�

　　電價是否上調？如何調？往往涉及到電廠、電網、消費方各方利益以及國家政府部門的宏觀調控問題，是一個敏感而又復雜的話題。

　　國家電力公司動力經濟研究中心一位研究員則認為，解決各方矛盾的長久之計是理順電價形成，建立各方合理公平負擔的價格機制。

　　根據2003年7月國務院發布的《電價改革方案》，這次電價改革的基本思路是在穩步推進電力體制及電力市場改革的基礎上，建立清晰的、分環節的電價體系和相應的電價形成機制。同時建立規范、透明和高效的電價監管制度。

　　“但顯然解決電力供求關系緊張成為目前行業最主要的矛盾�！币晃浑娏�體制改革小組的專家指出。他抱怨：“目前的情況是推進改革的主體沒有了，各個部門似乎都成了被改革的對象。監管機構與政府部門的職責權力劃分不清晰，已經影響了電力改革的進程。而電力供求關系緊張為電力體制改革提出了新的挑戰�！�

　　2002年中國電力需求增長速度呈現出加速的趨勢，一方面與前期對經濟增長預測偏低，導致電力投資規模嚴重滯后，使電力供給出現緊張有關；另一方面則與中國經濟發展進入“重化工工業化”階段，高耗能產業快速發展，電力需求呈現加速增長態勢。

　　2003年，電荒襲擊了華東、華中、華南和西南等地22個省市自治區。對2003年前三季度產業用電形勢分析，冶金、有色金屬、建材、化工等四大行業用電累計凈增用電量651億千瓦時，占工業凈增用電量46.7%。

　　這位專家指出，雖然以打破壟斷為要務的電力體制改革將帶來電價的下降，但是在目前電力緊缺的情勢下，競爭上網卻有可能讓一些地區的電價有上漲壓力。

　　我國電價改革的長期目標是在進一步改革電力體制的基礎上，將電價劃分為上網電價、輸電價格、配電價格和終端售電價；發電、售電價格由市場競爭形成；輸電、配電價格由政府制定。同時，建立規范、透明的電價管理制度。

　　這位不愿透露姓名的專家介紹，近期電價改革的重點在于區域電力市場的建立；除此之外還包括對現有的行業結構進行重組；逐步放開大用戶，加快電價改革；以及在適當時候實現電力企業主營業務與其他業務的分離。

　　其中行業重組是指將發電廠從電網中分離出來后，對發電資產進行相應的重組，成立一定數量股權多元化的發電公司，形成若干全國、跨省區的獨立發電公司與省內發電公司并存的局面。

　　大用戶交易則是為引入有效競爭，在廠網分開的基礎上，切實扭轉過去發電企業根據成本推算電價的局面，積極推進大用戶與獨立發電企業之間直接見面，盡快建立發電、輸配電和售電“三段式”電價體系。購售電價格與供需雙方協商確定；輸配電價格由政府按照合理成本、合理收益的原則核定；電網企業按規定收取過網費用，將改善重電廠建設、輕電網建設的局面。

　　我國電價機制與改革進程回顧(鏈接)

　　改革開放以后我國電價機制曾進行過多次改革。

　　第一階段：還本付息電價為調動社會各方面投資辦電的積極性，解決電力瓶頸問題，1985年，國務院實行了多家辦電和多渠道集資辦電的政策，與此相適應，實行了多種電價制度：一是對集資興建的電廠實行還本付息電價，允許新建成的電力項目按照還本付息需要核定電價；二是實行“燃運加價”政策，允許電價隨著燃料、運輸價格的調整而相應調整；三是出臺“二分錢”電力建設基金政策，作為地方電力建設的資金來源。

　　第二階段：經營期電價為改變成本無約束、價格無控制的狀況，1998年，國家適時調整電價政策，以“經營期電價”政策取代“還本付息電價”政策。經營期電價的思路是在綜合考慮電力項目經濟壽命周期內各年度的成本和還貸需要的基礎上，通過計算電力項目每年的現金流量，按照使項目在經濟壽命周期內各年度的凈現金流量能夠滿足按項目注冊資本金計算的財務內部收益率為條件測算電價。這一政策主要是將按電力項目還貸期還本付息需要定價，改為按社會平均先進成本定價，同時統一規范了電力企業的資本金收益率水平。

　　第三階段：“廠網分開”后“競價上網”前實行的臨時上網電價

　　2002年，電力體制改革步入實質性操作階段，國家電力公司實現了廠網分開，建設競爭性電力市場的改革正式展開。為了適應廠網分離后的價格管理，國家有關部門發布了臨時上網電價辦法。根據這個辦法：

　　1、從原國家電力公司系統分離、沒有上網電價的發電企業,執行政府價格主管部門按補償成本原則核定的臨時上網電價。根據電力體制改革進展情況，該類發電企業上網電價可相應調整。

　　2、電網公司保留的電廠中,已核定上網電價的，繼續執行政府價格主管部門制定的上網電價。未核定上網電價的電廠，電網企業獨資建設的，按補償成本原則核定臨時上網電價，根據電力體制改革進展情況，該類電廠上網電價也可相應調整。非電網企業獨資建設的，執行本辦法第七條規定。

　　3、獨立發電企業的上網電價，由政府價格主管部門根據發電項目經營壽命周期，按照合理成本、合理收益的原則核定。

　　4、同時期建設的同類型發電機組上網電價應實行同一價格水平。

　　5、超發電量上網電價、自備電廠上網電價由政府價格主管部門按兼顧供需雙方利益的原則核定。

　　6、在保持總水平基本穩定的前提下，上網電價實行峰谷分時制度。在水電豐富的地區，具備條件的，可實行豐枯季節電價。

　　7、燃料、運輸價格漲落幅度較大時，上網電價應與燃運價格聯動。

　　臨時上網電價政策的出臺使原來與電網實行統一核算、沒有單獨上網電價的電廠可以核定臨時結算電價，從而保障了這些電廠從電網分離出來后能夠正常運行，為電力市場全面引入競爭機制做了必要的準備。