报告 | 从海外电改经验看我国电价规制发展方向

在系统分析我国电力产业市场化改革和电价改革历史进程的基础上，基于电价影响因素视角，从煤电矛盾、交叉补贴、销售价格偏低等视角分析了目前我国电价规制所存在的问题。进一步借鉴英国、美国、日本电力改革经验，提出了加强煤电联动、进行销售电价市场化改革、加强电力监管等对策建议。

（来源：《价格月刊》 作者：李洁璇，王诗烨）

前言

电力行业是进一步深化价格改革的重要领域。2014年11月15日，国务院常务会议审议通过了《近期加快价格改革工作方案》，对包括电力价格改革在内的价格改革做出了重要部署。2015年3月，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(电力改革第9号文件)，重申了中国电力体制改革的重要性和紧迫性。

中国电力市场化改革重点在于“控制中间”和“放开两头”。前者是指对输配电行业进行政府监控与管理，这是因为该行业性质特殊，天生具有垄断性质，需要政府对其价格加以约束;后者主要是指加强发电侧及销售侧监管，在这两侧引进市场竞争、加强市场调控、减少政府干预。“十三五”期间，国家制定了明确的电力价格改革目标，即确保全国电力价格合理、制定程序规范及价格形成机制透明。随着中国经济发展进入转型期，对电力市场提出了更高要求，电价改革已经成为电力市场化改革的核心和前提。

作为关乎国计民生的特殊能源，国家对上网电价和销售电价仍然实行严格管制。在这个背景下，我国电力市场还存在着很多问题：交叉补贴情况严重，市场价格违背了价值规律，破坏市场交易的公平机制;销售电价偏低，导致电力资源浪费，不利于节能减排;煤电价格联动机制作用不健全，“市场煤、计划电”的冲突导致我国“用电荒”问题日益突出。2017年6月，中国实现了省级输电和配电价格改革的全国覆盖，在“控制中间”方面取得了显著进展，但“放开两头”还需要下更大决心、花更大精力加以推进。

电价规制体系发展历程

纵观我国的电价演变进程，可以发现我国电价演变历程与我国电力行业改革进程有着密切联系。

(一)1949年～1978年：计划经济时期

1950年，中国成立电力行业管理局，初步形成了以中央领导为主、地方领导为补充的政企合一的垂直电力管理体制。1976年之前，根据水利部发布的《电热价格通知书》，全国实施电价统一定价。政府持续对电力工业进行高度集中统一管理是基于当时整个社会电力缺乏的时代背景，与当时计划经济体制相呼应，电价决定权主要掌握在国家手中，由国家来进行宏观调控，价格波动比较小。这种电价形成机制在一定程度上缓解了当时我国供电不足矛盾，但其弊端也是显而易见的：计划电价使得价格脱离内在价值，企业不能按照成本制定价格，会降低电力企业经营效率及生产积极性，限制电力发展，最终导致供电不足的恶性循环。

(二)1979年～2000年：过渡时期

以1985年为分界点，大致可以将这段时期划分为两个阶段。从电力产业体制角度来看，1985年以前，政府将之前下放给地方的电力管理权上收，由中央机关进行管理，以期缓解之前权利下放产生的供电不足矛盾。从1996年起，我国电力工业管理体制迎来了里程碑式的历史转型期，以1998年国家电网公司成立为标志，我国电力工业管理体制正式告别计划经济时代，开始向社会主义市场经济体制迈进。从电价定价角度来看，1985年以前，我国普遍实施单一价格，以1985年4月国家经济委员会、国家计划委员会、水利电力部、国家物价局发布的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》为标志，我国电力行业进入了分类定价阶段。1985年之后，我国进入工业经济发展黄金时期，工业较发达地区的每日用电量出现了极大的波动，一些地区率先针对用电量波动采取了分时电价定价策略。1994年，我国在全国范围正式推行分用户、分时段定价方式，标志着我国正式进入了组合电价时代。1997年国家又出台了全国统一销售电价目录，实现了地区指令性电价与指导性电价并轨。

(三)2001年至今：向完全市场化演进

2002年4月国务院发布《电力体制改革方案》，标志着我国电力行业定价正式告别政府定价、进入市场竞价新时代。在《方案》中，国家明确提出电价改革十六字方针，将电力行业纵向分为了发电、输电、配电、售电4个环节，电力价格由原来的政府定价模式转为市场竞价模式。2003年国务院印发了《电价改革方案》，将上述4个环节涉及的价格区分为上网电价、输配电价及销售电价三大类别，并规定位于供应链两端的发电及售电价格采用市场竞价模式，中间环节输电及配电继续采用政府定价模式。2005年国家发改委会同有关部门，针对以上三大类电力价格分别制定了《上网电价管理暂行办法》《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，标志着我国电力行业定价市场化进程向深入推进。

现阶段，我国电力行业定价模式已经较为规范，定价种类也呈现多样、灵活的特点，市场上常见的定价种类除了一部制、两部制、三部制定价外，还有分时定价和季节性定价等。尽管如此，在目前我国电力定价中仍然存在许多矛盾和缺陷，包括市场定价机制尚未有效形成、部分业务领域行政垄断力度过大、控制体系和控制专业化水平有待提高、产业组织间利益博弈与产业组织矛盾突出、电价调整滞后于市场供求形势，等等。作为定价依据的能源成本无法充分体现发电以及消耗的资源成本，这有可能会影响竞争在价格形成中的作用发挥。

当前我国电价规制存在的问题

目前电价规制体系中受到较多关注的问题主要是政府过多参与电力价格制定过程，导致最终形成的电价往往不是由市场供求双方博弈之后的结果，且所形成的价格不能反映出电力供应过程中产生的各种成本及资源消耗问题，和上游产业间的价格也难以得到协调。电价规制中存在的具体问题如下。

(一)交叉补贴

按照使用目的，我国终端电力大体可以分为工业、工商业、家庭及农业生产用电等四大类。在每一大类用户中，基于用电电压分为低压用户和高压用户，各类用户实行不同目录销售电价。

我国电力行业价格机制的一个重要特点是政府对居民用电价格加以管控。2010年国务院发布《居民阶梯电价征求意见稿》，2012年该征求意见稿通过各省听证后，形成了《关于居民生活用电试行阶梯式电价的指导意见》，2012年6月1日，在全国方位全面实行居民阶梯电价。

现阶段我国制定售电价格不仅会受到发电及输配电成本影响，还会受到电力行业特有的社会职能因素干扰，将一些与电力成本无关的服务性社会职能因素考虑在内，此外电力行业还会受到国家关于产业转型等宏观政策影响。以上这些因素会导致最终的售电价格偏离市场，产生交叉补贴问题。所谓交叉补贴是指售电市场上部分行业或特定用户的售电价格低于其供电成本的电价，为了达到行业收支平衡，会将这部分价格损失以高价售电方式转嫁到别的用户上，最终使得我国售电价格偏离实际成本。我国电力行业交叉补贴具体可细分为以下三类：

1、存在于不同类型用户之间的交叉补贴。按照用途区分，我国电力行业终端用户主要有四大类，这四类用户之间的电价存在较为显著且普遍的差异。理论上来说，大工业用户和一般工商业用户的用电成本较低，另外两类用户的用电成本较高。从电压角度分析，更低的电压等级需要更多的送变电设备，来为用户进行产电以及输配电，将成本平均到每位用户身上后，每位用户承担的成本会较高，电价也相应提高，而电压等级高的用户则会因为分摊成本降低而享受到较低的电价。从用电负荷率角度分析，当用电负荷率水平较低时，用户对发电及输配电等基础设施的利用率会降低，这会增加单位用电成本，反之亦然。但现实情况与理论分析截然相反，电压与负荷率更高的工商业用户承受着更高的电价。

由表1可知，在上海市各类用户中，工商业用户承受的电价显然更高。如在用电电压小于1kV用户中，工商业电价平均是居民电价的近1.9倍。且我国不同电压等级用户之间的价格差异偏小，相邻电压等级之间平均每度电价差仅为0.02元～0.05元，远低于国外水平。上述两个原因都会导致实践中用户电压及负荷率和用户电价之间的关系与理论分析结果截然相反。

2、存在于不同电压等级用户之间的交叉补贴。我国普遍采用分压定价方式，即按照用电电压不同将每大类用户从0kV～550kV分成五个等级，并对不同电压级别用户实行不同收费标准。因此，每个电压等级收费不仅不能合理反应各层级用户的用电成本，甚至会出现高压用户补贴低压用户的情况。如上海市110kV及以上大工业用户的用电价格是不满1kV居民用户用电价格的1.674倍。

3、存在于不同地区用户之间的交叉补贴。不同地区人口密集程度及经济发展水平差异会导致不同地区用电密度产生差异，最终影响到用户的电力成本。甚至有些地区在定价时还会受到国家相关调控政策和补贴政策影响，出现了用电成本低的地区执行较高的电价、用电成本高的地区执行较低的电价现象。分区域来看，我国西部地区电力定价相对比较合理，在制定电价时主要考虑该地区的经济发展程度，其指定的价格一般会和地区经济发展水平相匹配;反观东部沿海地区及一些发达城市，普遍存在售电价格偏低问题。这种因不合理定价产生的交叉补贴会阻碍地区经济进一步发展，这些地区亟需形成相对完善的多部制电价形成机制。

(二)销售电价水平较世界水平偏低

国家发改委统计数据显示，目前我国工商业电价在世界范围处于中等水平，居民用电价格则远远低于世界平均水平。由图2可知，意大利工业用电价格最高，为0.185美元/kW·h，瑞典工业用电价格最低为0.060美元/kW·h，中国的工业用电价格为0.084美元/kW·h。其中加拿大、美国、瑞典工业用电价格之所以偏低是有特殊原因的，如加拿大以水电为主，美国发电能源价格不高、政府还对电力工业进行补贴、不对电价征税，瑞典近几年受再生供应电力和天气因素影响，与前几年相比电价几乎下降了50%，这些优势都是我国无法与之相比的。

由图3可知，OECD成员国居民用电价格大多高于工业用电价格，但中国的情况恰恰相反。我国居民用电价格远低于工业用电价格，仅为德国的23.6%、加拿大的73.6%。通常情况下，居民用电价格与工业用电价格应该相差1倍左右。相关统计数据显示，2017年我国居民电价为0.078美元/kW·h，工业电价为0.084美元/kW·h，居民电价比工业用电价格低了7.1%。

居民电价过低会导致以下三个后果。一是不能反映电力资源稀缺程度，不利于节能减排，同时增加工商业用户用电负担;二是压缩我国电力企业利润空间，国外和民营电力投资商纷纷从中国电力投资领域撤出;三是阻碍了民间投资进入电力行业。

(三)煤电矛盾

煤电矛盾一直是电力行业乃至整个能源行业难以破解的难题。2002年之前，煤炭价格由国家制定，政府部门、铁路运输、电力企业、煤炭企业只需每年参与一次煤炭订货会，衔接一下煤炭量的多少即可。在这种计划体制下，发电企业的煤炭供应和价格能基本保持平衡。但自2002年实施厂网分开、政企分开电力体制改革后，政府逐渐放开了电煤价格管制，形成了以市场合同价为准、确定铁路运量的电煤价格市场运作格局。

2006年政府完全取消重点电煤合同指导价，让市场主导煤炭价格。但由于电力产业是特殊的、事关国计民生能源产业，政府仍然对电价实行严格把控，发电企业是没有自主调价权的，而处于上游的煤炭企业可根据市场供求状况自主调节煤炭价格，这就导致了“市场煤、计划电”矛盾的产生。

由图4可知，2002年～2008年，全国电煤重点合同煤平均价格(车板价，不包含运输费用)上涨了2.25倍，但电力价格只上涨了不到40%，且这种状况在近些年来仍然没有得到明显改善。每当煤炭价格上涨，发电企业就不得不面对亏损运营的困境，用电荒开始出现。

国外经验借鉴

通过研究世界各国的电价规制体系，发现电价规制主要受到以下三方面宏观因素影响：一是经济发展水平，二是产业结构，三是政策因素。以下笔者将着重分析英国、美国和日本电价规制改革经验，以期为我国电价规制改革提供有益的借鉴。

(一)英国电价规制改革

英国对电力体制进行了两次变革。第一次是电力库模式(pool)改革，从1990年开始引入多种力量，在发电领域展开市场竞争，实施电力产业私有化。重点是将发电、输电、配电、售电四个环节独立开来，引入私人资本，实现私有化，所有权发生了转移。多种资本进入电力产业，用户可以自主选择供应商，市场配置效率更高，市场活力得到增强。同时将国家电力管制办公室(OFFER)与天然气管制办公室进行合并，成立了能源办公室(OFGEM)，对电力进行管制，构建独立的电力监管体系。英国地方政府不再对电力进行监管，采取集权制管理模式。电价方面，由于改革中的虚拟实时价格易产生波动，为规避价格风险，发电商和用户普遍签订了短期或长期合同。这次改革后，英国的电价大幅度下降。1990年～2000年，英国的配电费平均降低33%，工业用电用户支付电费平均减少29%～32%，居民用电用户也得到了巨大实惠。

在电力库改革中，发电商的报价和电力价格形成机制十分复杂，且缺乏透明度，阻碍了市场参与者根据价格作出合理决策。发电企业控制了电力价格，供电商和用户处于被动地位。有鉴于此，2001年英国进行了第二次改革，设计新的电力交易系统(NETA)代替以往的交易方式，即通过远期合约(期货)市场进行交易，配合短期现货交易，建立平衡机制，促进电力电量平衡。合约双方不止包括发电企业，还包括输电系统运营商、供电商和用户，有效提高了供电商和用户在电价形成机制中的地位，充分彰显了公平。电力价格绕过政府，由双方签订的合同决定，这使得电价不再仅仅由发电方决定，电力市场需求侧也参与了电价制定，电力负荷效率显著提高，促进了供给方和需求方的平衡，价格形成简单透明，有利于电力市场稳定。

(二)美国电价规制改革

美国很早就进行了电力产业改革，形成了独立输电环节并对其进行管制，在发电和售电领域引入了市场竞争机制。

1992年，美国联邦政府通过《能源政策法案》(Energy Policy Act，EPACT)，非公用事业公司的电力可以不再被公用事业公司强制购买，且允许其进入电力批发市场。任何电力生产商在批发电力市场上售卖电力时，都可要求拥有输电网的公用事业公司以公正合理的价格提供输电服务。由此EPACT确立了发电、输电、配电分离的原则，美国电力改革就此拉开序幕。1996年联邦能源管理委员会先后颁布了第888号和第889号法令，规定在电力生产和供应各环节开展市场竞争，所有发电商待遇平等一致。美国部分州在向发电厂购电过程中引进竞争性投标方式，实际上建立起了发电厂商竞争激励机制。同时，几乎所有州都对输电网络进行了一定程度开放，在具有自然垄断属性的输电环节则保留了政府价格规制。1999年，联邦能源管理委员会颁布了NO.2000法令，规定所有拥有输电网的公用事业公司都必须加入区域输电组织(RegionalTransmis-sionOrganization，RTO)，RTO控制输电设施、独立运营管理输电系统，买卖双方可通过竞价方式购买或提供电力。

在售电市场上，有的州不再管制批发市场价格和市场零售价格，引入了用户选择机制，消费者可以自主选择电力供应商;有的州不再制定批发价格，但依旧管制零售价格，允许供应商通过零售价格收回成本。先后有22个州放开了对发电环节的管制，其中有15个州放开了零售管制。目前，除了俄勒冈州没有引入用户选择机制(即居民无法自主选择电力供应商)外，其他17个州居民用户都可以自主选择供电商。但所有州发电企业都被要求公开生产能力信息，在交换市场以公开报价方式进行交易，市场规则必须保证不同规格电能产品具有不同的价格。

(三)日本电价规制改革

日本属于电力产业改革较晚的国家，基于国内资源禀赋与其他国家相比具有较大差异，日本在改革过程中持谨慎态度，始终坚持发电、输电、配电、售电四环节一体化，以保持电力长期稳定供应。1995年日本修改了《电气事业法》，拉开了日本电力产业市场化改革的序幕。1995年～2011年，日本一共进行了四轮电力市场化改革，重点在于提高发电侧竞争力度、在零售侧引入市场竞争及扩大用户自主选择权。电价决定方式从过去的“总成本主义”定价原则即用政府认可的“成本+适当得利”方式确定定价，转变为从容量电价制、表底费制和两部制电价中根据实际情况选择一种或几种电价制度。为了防止设备滥用问题，达到节约能源目的，在终端电价上，日本还实行了分段电价制、季节电价制和实时电价制。

经过一系列改革，日本电价得到较大幅度下降，基本接近欧美国家电价水平。但与此同时，日本市场电力行业竞争结构没有发生根本性变化，十大供电公司仍然占据绝大部分市场份额。虽然允许新的竞争者进入，但鉴于过高的过网费等原因，新进入零售商的售电量在市场购电总量中的占比极小，一些地区甚至没有新的电力竞争商加入。

建议

任何国家规制电价的目的无外乎是：在保证电力持续稳定供应的前提下，提升电力行业效率、激发企业活力、减少社会资源损失。为了改善当前我国电力行业现状，优化市场环境，提出如下建议。

第一，完善煤电市场价格联动机制。对煤炭和电力两个行业进行宏观调控，实现平衡;从煤电价格关系入手，在煤价由市场决定的基础上，推动电价市场化改革;参考电力市场供求情况，引入市场竞争机制;大力推进电力双边交易和竞价上网，逐渐取消对上网电价的管制;实现上网电价市场化，提高市场配置效率，激发企业活力，让市场自主化解煤电价格矛盾。此外，协调上网电价与销售电价关系，从实际出发，使发电市场与终端用户不产生脱节，让发电市场甚至是煤炭市场价格能够充分体现市场供求变化，真实反映资源的稀缺程度。

第二，进行销售电价规制改革。制定不同标准，将电价归入不同类别，依据用电特性和供电成本，设置各种类别电价，促进社会公平。从源头上解决电价交叉补贴问题，参照市场供求状况，不断调整销售电价。

第三，加强电力监管，加快电价监管立法。加强相关法律法规及规制制度建设，加大对电力行业的监管力度。通过加强电力行业法制建设，促进电价改革，使电价管理更合理、更科学。切实落实国家电价政策，保障市场主体和消费者利益不受侵害。加大电价违法违规曝光力度，规范电力企业行为，促进电力产业持续健康发展。