前言
電力行業是進一步深化價格改革的重要領域。2014年11月15日，國務院常務會議審議通過了《近期加快價格改革工作方案》，對包括電力價格改革在內的價格改革做出了重要部署。2015年3月，中共中央、國務院印發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(電力改革第9號文件)，重申了中國電力體制改革的重要性和緊迫性。
中國電力市場化改革重點在于“控制中間”和“放開兩頭”。前者是指對輸配電行業進行政府監控與管理，這是因為該行業性質特殊，天生具有壟斷性質，需要政府對其價格加以約束;后者主要是指加強發電側及銷售側監管，在這兩側引進市場競爭、加強市場調控、減少政府干預。“十三五”期間，國家制定了明確的電力價格改革目標，即確保全國電力價格合理、制定程序規范及價格形成機制透明。隨著中國經濟發展進入轉型期，對電力市場提出了更高要求，電價改革已經成為電力市場化改革的核心和前提。
作為關乎國計民生的特殊能源，國家對上網電價和銷售電價仍然實行嚴格管制。在這個背景下，我國電力市場還存在著很多問題：交叉補貼情況嚴重，市場價格違背了價值規律，破壞市場交易的公平機制;銷售電價偏低，導致電力資源浪費，不利于節能減排;煤電價格聯動機制作用不健全，“市場煤、計劃電”的沖突導致我國“用電荒”問題日益突出。2017年6月，中國實現了省級輸電和配電價格改革的全國覆蓋，在“控制中間”方面取得了顯著進展，但“放開兩頭”還需要下更大決心、花更大精力加以推進。
電價規制體系發展歷程
縱觀我國的電價演變進程，可以發現我國電價演變歷程與我國電力行業改革進程有著密切聯系。
(一)1949年～1978年：計劃經濟時期
1950年，中國成立電力行業管理局，初步形成了以中央領導為主、地方領導為補充的政企合一的垂直電力管理體制。1976年之前，根據水利部發布的《電熱價格通知書》，全國實施電價統一定價。政府持續對電力工業進行高度集中統一管理是基于當時整個社會電力缺乏的時代背景，與當時計劃經濟體制相呼應，電價決定權主要掌握在國家手中，由國家來進行宏觀調控，價格波動比較小。這種電價形成機制在一定程度上緩解了當時我國供電不足矛盾，但其弊端也是顯而易見的：計劃電價使得價格脫離內在價值，企業不能按照成本制定價格，會降低電力企業經營效率及生產積極性，限制電力發展，最終導致供電不足的惡性循環。
(二)1979年～2000年：過渡時期
以1985年為分界點，大致可以將這段時期劃分為兩個階段。從電力產業體制角度來看，1985年以前，政府將之前下放給地方的電力管理權上收，由中央機關進行管理，以期緩解之前權利下放產生的供電不足矛盾。從1996年起，我國電力工業管理體制迎來了里程碑式的歷史轉型期，以1998年國家電網公司成立為標志，我國電力工業管理體制正式告別計劃經濟時代，開始向社會主義市場經濟體制邁進。從電價定價角度來看，1985年以前，我國普遍實施單一價格，以1985年4月國家經濟委員會、國家計劃委員會、水利電力部、國家物價局發布的《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》為標志，我國電力行業進入了分類定價階段。1985年之后，我國進入工業經濟發展黃金時期，工業較發達地區的每日用電量出現了極大的波動，一些地區率先針對用電量波動采取了分時電價定價策略。1994年，我國在全國范圍正式推行分用戶、分時段定價方式，標志著我國正式進入了組合電價時代。1997年國家又出臺了全國統一銷售電價目錄，實現了地區指令性電價與指導性電價并軌。
(三)2001年至今：向完全市場化演進
2002年4月國務院發布《電力體制改革方案》，標志著我國電力行業定價正式告別政府定價、進入市場競價新時代。在《方案》中，國家明確提出電價改革十六字方針，將電力行業縱向分為了發電、輸電、配電、售電4個環節，電力價格由原來的政府定價模式轉為市場競價模式。2003年國務院印發了《電價改革方案》，將上述4個環節涉及的價格區分為上網電價、輸配電價及銷售電價三大類別，并規定位于供應鏈兩端的發電及售電價格采用市場競價模式，中間環節輸電及配電繼續采用政府定價模式。2005年國家發改委會同有關部門，針對以上三大類電力價格分別制定了《上網電價管理暫行辦法》《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》，標志著我國電力行業定價市場化進程向深入推進。
現階段，我國電力行業定價模式已經較為規范，定價種類也呈現多樣、靈活的特點，市場上常見的定價種類除了一部制、兩部制、三部制定價外，還有分時定價和季節性定價等。盡管如此，在目前我國電力定價中仍然存在許多矛盾和缺陷，包括市場定價機制尚未有效形成、部分業務領域行政壟斷力度過大、控制體系和控制專業化水平有待提高、產業組織間利益博弈與產業組織矛盾突出、電價調整滯后于市場供求形勢，等等。作為定價依據的能源成本無法充分體現發電以及消耗的資源成本，這有可能會影響競爭在價格形成中的作用發揮。
當前我國電價規制存在的問題
目前電價規制體系中受到較多關注的問題主要是政府過多參與電力價格制定過程，導致最終形成的電價往往不是由市場供求雙方博弈之后的結果，且所形成的價格不能反映出電力供應過程中產生的各種成本及資源消耗問題，和上游產業間的價格也難以得到協調。電價規制中存在的具體問題如下。
(一)交叉補貼
按照使用目的，我國終端電力大體可以分為工業、工商業、家庭及農業生產用電等四大類。在每一大類用戶中，基于用電電壓分為低壓用戶和高壓用戶，各類用戶實行不同目錄銷售電價。
我國電力行業價格機制的一個重要特點是政府對居民用電價格加以管控。2010年國務院發布《居民階梯電價征求意見稿》，2012年該征求意見稿通過各省聽證后，形成了《關于居民生活用電試行階梯式電價的指導意見》，2012年6月1日，在全國方位全面實行居民階梯電價。
現階段我國制定售電價格不僅會受到發電及輸配電成本影響，還會受到電力行業特有的社會職能因素干擾，將一些與電力成本無關的服務性社會職能因素考慮在內，此外電力行業還會受到國家關于產業轉型等宏觀政策影響。以上這些因素會導致最終的售電價格偏離市場，產生交叉補貼問題。所謂交叉補貼是指售電市場上部分行業或特定用戶的售電價格低于其供電成本的電價，為了達到行業收支平衡，會將這部分價格損失以高價售電方式轉嫁到別的用戶上，最終使得我國售電價格偏離實際成本。我國電力行業交叉補貼具體可細分為以下三類：
1、存在于不同類型用戶之間的交叉補貼。按照用途區分，我國電力行業終端用戶主要有四大類，這四類用戶之間的電價存在較為顯著且普遍的差異。理論上來說，大工業用戶和一般工商業用戶的用電成本較低，另外兩類用戶的用電成本較高。從電壓角度分析，更低的電壓等級需要更多的送變電設備，來為用戶進行產電以及輸配電，將成本平均到每位用戶身上后，每位用戶承擔的成本會較高，電價也相應提高，而電壓等級高的用戶則會因為分攤成本降低而享受到較低的電價。從用電負荷率角度分析，當用電負荷率水平較低時，用戶對發電及輸配電等基礎設施的利用率會降低，這會增加單位用電成本，反之亦然。但現實情況與理論分析截然相反，電壓與負荷率更高的工商業用戶承受著更高的電價。
由表1可知，在上海市各類用戶中，工商業用戶承受的電價顯然更高。如在用電電壓小于1kV用戶中，工商業電價平均是居民電價的近1.9倍。且我國不同電壓等級用戶之間的價格差異偏小，相鄰電壓等級之間平均每度電價差僅為0.02元～0.05元，遠低于國外水平。上述兩個原因都會導致實踐中用戶電壓及負荷率和用戶電價之間的關系與理論分析結果截然相反。
2、存在于不同電壓等級用戶之間的交叉補貼。我國普遍采用分壓定價方式，即按照用電電壓不同將每大類用戶從0kV～550kV分成五個等級，并對不同電壓級別用戶實行不同收費標準。因此，每個電壓等級收費不僅不能合理反應各層級用戶的用電成本，甚至會出現高壓用戶補貼低壓用戶的情況。如上海市110kV及以上大工業用戶的用電價格是不滿1kV居民用戶用電價格的1.674倍。
3、存在于不同地區用戶之間的交叉補貼。不同地區人口密集程度及經濟發展水平差異會導致不同地區用電密度產生差異，最終影響到用戶的電力成本。甚至有些地區在定價時還會受到國家相關調控政策和補貼政策影響，出現了用電成本低的地區執行較高的電價、用電成本高的地區執行較低的電價現象。分區域來看，我國西部地區電力定價相對比較合理，在制定電價時主要考慮該地區的經濟發展程度，其指定的價格一般會和地區經濟發展水平相匹配;反觀東部沿海地區及一些發達城市，普遍存在售電價格偏低問題。這種因不合理定價產生的交叉補貼會阻礙地區經濟進一步發展，這些地區亟需形成相對完善的多部制電價形成機制。
(二)銷售電價水平較世界水平偏低
國家發改委統計數據顯示，目前我國工商業電價在世界范圍處于中等水平，居民用電價格則遠遠低于世界平均水平。由圖2可知，意大利工業用電價格最高，為0.185美元/kW·h，瑞典工業用電價格最低為0.060美元/kW·h，中國的工業用電價格為0.084美元/kW·h。其中加拿大、美國、瑞典工業用電價格之所以偏低是有特殊原因的，如加拿大以水電為主，美國發電能源價格不高、政府還對電力工業進行補貼、不對電價征稅，瑞典近幾年受再生供應電力和天氣因素影響，與前幾年相比電價幾乎下降了50%，這些優勢都是我國無法與之相比的。
由圖3可知，OECD成員國居民用電價格大多高于工業用電價格，但中國的情況恰恰相反。我國居民用電價格遠低于工業用電價格，僅為德國的23.6%、加拿大的73.6%。通常情況下，居民用電價格與工業用電價格應該相差1倍左右。相關統計數據顯示，2017年我國居民電價為0.078美元/kW·h，工業電價為0.084美元/kW·h，居民電價比工業用電價格低了7.1%。
居民電價過低會導致以下三個后果。一是不能反映電力資源稀缺程度，不利于節能減排，同時增加工商業用戶用電負擔;二是壓縮我國電力企業利潤空間，國外和民營電力投資商紛紛從中國電力投資領域撤出;三是阻礙了民間投資進入電力行業。
(三)煤電矛盾
煤電矛盾一直是電力行業乃至整個能源行業難以破解的難題。2002年之前，煤炭價格由國家制定，政府部門、鐵路運輸、電力企業、煤炭企業只需每年參與一次煤炭訂貨會，銜接一下煤炭量的多少即可。在這種計劃體制下，發電企業的煤炭供應和價格能基本保持平衡。但自2002年實施廠網分開、政企分開電力體制改革后，政府逐漸放開了電煤價格管制，形成了以市場合同價為準、確定鐵路運量的電煤價格市場運作格局。
2006年政府完全取消重點電煤合同指導價，讓市場主導煤炭價格。但由于電力產業是特殊的、事關國計民生能源產業，政府仍然對電價實行嚴格把控，發電企業是沒有自主調價權的，而處于上游的煤炭企業可根據市場供求狀況自主調節煤炭價格，這就導致了“市場煤、計劃電”矛盾的產生。
由圖4可知，2002年～2008年，全國電煤重點合同煤平均價格(車板價，不包含運輸費用)上漲了2.25倍，但電力價格只上漲了不到40%，且這種狀況在近些年來仍然沒有得到明顯改善。每當煤炭價格上漲，發電企業就不得不面對虧損運營的困境，用電荒開始出現。
國外經驗借鑒
通過研究世界各國的電價規制體系，發現電價規制主要受到以下三方面宏觀因素影響：一是經濟發展水平，二是產業結構，三是政策因素。以下筆者將著重分析英國、美國和日本電價規制改革經驗，以期為我國電價規制改革提供有益的借鑒。
(一)英國電價規制改革
英國對電力體制進行了兩次變革。第一次是電力庫模式(pool)改革，從1990年開始引入多種力量，在發電領域展開市場競爭，實施電力產業私有化。重點是將發電、輸電、配電、售電四個環節獨立開來，引入私人資本，實現私有化，所有權發生了轉移。多種資本進入電力產業，用戶可以自主選擇供應商，市場配置效率更高，市場活力得到增強。同時將國家電力管制辦公室(OFFER)與天然氣管制辦公室進行合并，成立了能源辦公室(OFGEM)，對電力進行管制，構建獨立的電力監管體系。英國地方政府不再對電力進行監管，采取集權制管理模式。電價方面，由于改革中的虛擬實時價格易產生波動，為規避價格風險，發電商和用戶普遍簽訂了短期或長期合同。這次改革后，英國的電價大幅度下降。1990年～2000年，英國的配電費平均降低33%，工業用電用戶支付電費平均減少29%～32%，居民用電用戶也得到了巨大實惠。
在電力庫改革中，發電商的報價和電力價格形成機制十分復雜，且缺乏透明度，阻礙了市場參與者根據價格作出合理決策。發電企業控制了電力價格，供電商和用戶處于被動地位。有鑒于此，2001年英國進行了第二次改革，設計新的電力交易系統(NETA)代替以往的交易方式，即通過遠期合約(期貨)市場進行交易，配合短期現貨交易，建立平衡機制，促進電力電量平衡。合約雙方不止包括發電企業，還包括輸電系統運營商、供電商和用戶，有效提高了供電商和用戶在電價形成機制中的地位，充分彰顯了公平。電力價格繞過政府，由雙方簽訂的合同決定，這使得電價不再僅僅由發電方決定，電力市場需求側也參與了電價制定，電力負荷效率顯著提高，促進了供給方和需求方的平衡，價格形成簡單透明，有利于電力市場穩定。
(二)美國電價規制改革
美國很早就進行了電力產業改革，形成了獨立輸電環節并對其進行管制，在發電和售電領域引入了市場競爭機制。
1992年，美國聯邦政府通過《能源政策法案》(Energy Policy Act，EPACT)，非公用事業公司的電力可以不再被公用事業公司強制購買，且允許其進入電力批發市場。任何電力生產商在批發電力市場上售賣電力時，都可要求擁有輸電網的公用事業公司以公正合理的價格提供輸電服務。由此EPACT確立了發電、輸電、配電分離的原則，美國電力改革就此拉開序幕。1996年聯邦能源管理委員會先后頒布了第888號和第889號法令，規定在電力生產和供應各環節開展市場競爭，所有發電商待遇平等一致。美國部分州在向發電廠購電過程中引進競爭性投標方式，實際上建立起了發電廠商競爭激勵機制。同時，幾乎所有州都對輸電網絡進行了一定程度開放，在具有自然壟斷屬性的輸電環節則保留了政府價格規制。1999年，聯邦能源管理委員會頒布了NO.2000法令，規定所有擁有輸電網的公用事業公司都必須加入區域輸電組織(RegionalTransmis-sionOrganization，RTO)，RTO控制輸電設施、獨立運營管理輸電系統，買賣雙方可通過競價方式購買或提供電力。
在售電市場上，有的州不再管制批發市場價格和市場零售價格，引入了用戶選擇機制，消費者可以自主選擇電力供應商;有的州不再制定批發價格，但依舊管制零售價格，允許供應商通過零售價格收回成本。先后有22個州放開了對發電環節的管制，其中有15個州放開了零售管制。目前，除了俄勒岡州沒有引入用戶選擇機制(即居民無法自主選擇電力供應商)外，其他17個州居民用戶都可以自主選擇供電商。但所有州發電企業都被要求公開生產能力信息，在交換市場以公開報價方式進行交易，市場規則必須保證不同規格電能產品具有不同的價格。
(三)日本電價規制改革
日本屬于電力產業改革較晚的國家，基于國內資源稟賦與其他國家相比具有較大差異，日本在改革過程中持謹慎態度，始終堅持發電、輸電、配電、售電四環節一體化，以保持電力長期穩定供應。1995年日本修改了《電氣事業法》，拉開了日本電力產業市場化改革的序幕。1995年～2011年，日本一共進行了四輪電力市場化改革，重點在于提高發電側競爭力度、在零售側引入市場競爭及擴大用戶自主選擇權。電價決定方式從過去的“總成本主義”定價原則即用政府認可的“成本+適當得利”方式確定定價，轉變為從容量電價制、表底費制和兩部制電價中根據實際情況選擇一種或幾種電價制度。為了防止設備濫用問題，達到節約能源目的，在終端電價上，日本還實行了分段電價制、季節電價制和實時電價制。
經過一系列改革，日本電價得到較大幅度下降，基本接近歐美國家電價水平。但與此同時，日本市場電力行業競爭結構沒有發生根本性變化，十大供電公司仍然占據絕大部分市場份額。雖然允許新的競爭者進入，但鑒于過高的過網費等原因，新進入零售商的售電量在市場購電總量中的占比極小，一些地區甚至沒有新的電力競爭商加入。
建議
任何國家規制電價的目的無外乎是：在保證電力持續穩定供應的前提下，提升電力行業效率、激發企業活力、減少社會資源損失。為了改善當前我國電力行業現狀，優化市場環境，提出如下建議。
第一，完善煤電市場價格聯動機制。對煤炭和電力兩個行業進行宏觀調控，實現平衡;從煤電價格關系入手，在煤價由市場決定的基礎上，推動電價市場化改革;參考電力市場供求情況，引入市場競爭機制;大力推進電力雙邊交易和競價上網，逐漸取消對上網電價的管制;實現上網電價市場化，提高市場配置效率，激發企業活力，讓市場自主化解煤電價格矛盾。此外，協調上網電價與銷售電價關系，從實際出發，使發電市場與終端用戶不產生脫節，讓發電市場甚至是煤炭市場價格能夠充分體現市場供求變化，真實反映資源的稀缺程度。
第二，進行銷售電價規制改革。制定不同標準，將電價歸入不同類別，依據用電特性和供電成本，設置各種類別電價，促進社會公平。從源頭上解決電價交叉補貼問題，參照市場供求狀況，不斷調整銷售電價。
第三，加強電力監管，加快電價監管立法。加強相關法律法規及規制制度建設，加大對電力行業的監管力度。通過加強電力行業法制建設，促進電價改革，使電價管理更合理、更科學。切實落實國家電價政策，保障市場主體和消費者利益不受侵害。加大電價違法違規曝光力度，規范電力企業行為，促進電力產業持續健康發展。
