电价改革推进应兼顾节能和居民承受力

 电力体制改革应根据国情特点积极稳妥、审慎推进

    考察日、韩电力体制改革，给我们最突出的印象是“谨慎”。日本从20世纪90年代初开始改革到现在，电力公司垂直一体化的企业组织结构，并没有实质性改变。发电侧虽然引入了IPP和PPS等独立发电企业，但并未形成充分竞争的社会结构，垄断一体化公司仍占主导地位；售电侧理论上讲放开了60％的市场，但真正选择由PPS供电的用户仅占开放用户的2.6%。显然，这种状况与日本每次较重大电力改革所持“评估－立法（或修改立法）－实行”的谨慎态度是分不开的。韩国电力改革实行的“网、厂分开”，也仅仅是法律上的分离，并没有实现产权关系分离。

    我国电力体制改革取得了显著成效。但与日、韩相比，我国电力体制改革的起始条件更为复杂，改革的任务也更为艰巨。由于相关体制条件不配套，当初体制改革方案提出的构建政府监管下的公平竞争、开放有效、健康发展的电力市场体系，至今仍未取得预期的进展。

    究其原因，一是虽然组建了5大发电公司，厂网分开基本实现，发电领域初步形成竞争型市场结构，但由于缺乏适用的市场规则和配套的市场建设，有效竞争的条件并未形成。二是法律法规不健全。改革至今，1996年颁布的《电力法》仍未修改，改革“无法可依”，各方面的认识难以统一，改革方案执行力度大打折扣。三是电力行业的结构改革不到位，虽然南方电网公司和国家电网公司所属的5家区域电网公司分别挂牌成立，但以区域电网公司为主体的输电运营体制框架不但没有形成，反而在不断弱化。四是政府监管能力不足，职能分散，没有形成现代化的监管队伍。此外，电网公司主业与辅业尚未分离，输电、配电、售电的一体化经营，也都与“厂网分开、竞价上网”的改革模式不相匹配，制约着电力体制改革的推进。因此，我国电力市场化改革进程较缓，唯一的东北电力市场“竞价上网”试点，也由于一系列难以克服的困难而暂停。

    至于电价的市场化改革，本来就是电力体制改革的一个有机组成部分，在目前无交易市场、电网主辅及输配未分、用户不能自由选择供电商的条件下，如果强行放开电价，企业会感到无所适从，导致混乱。所以，我国电力体制改革的推进，既要积极，又要稳妥。无论是电力市场建设，还是电价改革，都应遵循整体设计、协调配套、循序渐进、搞好试点、分步实施的原则。

    电力价格应合理反映电力成本

    电力价格应合理反映电力成本、使投资者获取合理回报并由用户公平负担电力使用成本。这一原则体现在销售电价的设计上，就是要简明用户分类，合理确定电价结构和比价关系，并增加用户的可选择性。

    日本电价制度区分为照明和动力两类，其中包括定额电价、从量电价、两部制电价到三部制电价，以及季节电价、峰谷电价等多种电价形式，合理反映电力供应成本和用户负荷特性。韩国电价制度与我国相差不大，其分类较为明确，如农业，仅包含粮食生产用电，幼苗或蘑菇培育用电，作物培养、蚕的培育和鱼类养殖用电，农业照明等；两部制电价适用范围广；负荷率电价可选择等。

    日韩销售电价经验提示我们，销售电价既要“简明”也要“复杂”。“简明”是要求用户分类简单，便于用户理解和实施；“复杂”是要求电价制度的设计要具有多样性和可选择性，引导用户合理用电，节约使用电力资源。为此，要坚持《电价改革方案》确定的改革方向，减少用户分类，扩大和调整两部制电价执行范围和结构，改进峰谷分时电价、季节性电价办法，引入和推广节假日电价、高可靠性电价、可中断电价等加强需求侧管理的电价形式，扩大用户电价选择权。
    从大用户直购电入手推进电力市场化改革

    开放大用户直接购电，而后逐步放开零售市场，是日本电力市场化改革的基本政策取向。韩国的电力改革方案，也多次提到允许发电公司向大客户出售限定的电量，在此基础上，允许发电公司向用户直接售电，逐步建立起发电和售电公司双边竞争的批发市场。目前我国出现了电力供大于求情况，可抓住这一有利时机稳步推进大用户直购电，逐步建立双边交易市场。

    今年6月，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局联合下发了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》，对各地推进电力用户与发电企业直接交易试点工作做了进一步规范和指导。对此，需强调两点：一是开展大用户直购电，其重要意义在于在售电侧引入竞争机制，增加用户用电选择权，而非以变相降低电价、电网让利优惠为目的。二是大用户直购电试点应逐步推进，不宜盲目、短时间内全面推开。如日本售电侧就是一个逐步放开的过程。1999年，日本开始开放电力用户市场，用户可以自由选择电力零售公司，开放范围为约占售电量30%的高压用户；2004年，开放范围放宽到500千瓦用户，约占售电量40％；2005年，开放范围进一步放宽到50千瓦用户，占全部用电量的60％。据了解，目前日本尽管已放开60％的电力用户，但实际上真正选择由发电企业供电的用户仅占开放用户的2.6%。而我国自2009年开始，售电侧已放开20%的大型工业企业电力用户，各地应根据自身情况，指导用户、发电企业在自愿协商前提下，积极稳妥逐步推进试点。

    制定居民阶梯电价要考虑我国国情

    居民阶梯电价是现阶段兼顾节能与保障低收入阶层基本生活需要的有效手段。日韩引入居民阶梯式电价的背景和出发点大体相同，都是在上世纪70年代石油危机时实施阶梯式电价，以促进居民节约使用电力。与此同时，两国同处于经济成长期，居民收入和承受能力差异较大。推行居民阶梯式电价，既可引导居民节约用电，又可保障居民基本用电需求。

    当前我国与日韩相比，所面临状况颇为相似。一方面，随着我国工业化、城市化进程加快，资源短缺和环境破坏的矛盾十分突出，迫切需要通过价格杠杆的引导作用，促进节能减排；另一方面，由于经济发展不平衡等原因，我国城镇居民特别是一些低收入群体承受能力较为脆弱。在这种情况下，实施居民阶梯电价制度可以较好地兼顾节能和保障居民基本生活需要，维护社会稳定。

    居民阶梯电价应根据我国国情灵活制定并稳妥推进。从日韩两国居民阶梯电价历史演变情况看，居民阶梯电价的电量分档及电价标准是随居民收入状况、用电水平、节能目标等因素而相应调整的。我国地域辽阔，东、西部发展不平衡，城乡居民收入差距大，与日韩相比情况更为复杂。因此，我国居民阶梯电价的制定和实施，必须充分考虑这一因素，因地制宜、稳步推进。

    我国目前居民电量计量方式复杂多样，有机械仪表、有预付费式卡表、也有远程抄表的电子仪表；而且，我国还有相当众多的合表用户（约占40％）。

适应居民阶梯电价的需要，全部一次性改造更新成“一户一表”的远程电子抄表方式，投资巨大，难以实现。借鉴日韩的经验，我国居民阶梯电价的实施，在表计及抄表方式上，需区别处理：“一户一表”式的用户，暂维持现行抄表方式；对合表用户以及预付费卡表用户，可根据用户要求，改造成“一户一表”电子抄表方式；对于愿意维持预付费卡表方式的用户以及合表用户，可单独定价，引导用户自愿选择阶梯电价。这样，可以在不过多增加投资的情况下，稳步推进居民阶梯电价。
    综合运用阶梯电价、峰谷分时等多种电价形式促进资源节约和提高电能利用效率。居民阶梯式电价已成为日韩促进资源节约的重要手段，有效地抑制了居民生活用电的过快增长，并刺激了居民生活电器设备的技术进步，节能效果明显。比如，日本东京电力实行阶梯电价后，电气设备如空调耗电量已降到10年前的30％至50％；新型节能冰箱，耗电量已降到10年前的15％左右。进入21世纪后，日本居民户均用电量基本维持在290kWh/月左右，增长速度大为减缓。这样，居民阶梯式电价的约束作用逐渐削弱。为此，东京等电力公司适时推出了由过去的简单抑制用电量增长，转向利用价格杠杆的引导作用，通过季节电价和峰谷电价等办法鼓励居民选择低谷时段用电，以提高电力整体运行效率。

    我国也应因地、因时灵活采取多种电价形式。目前居民用电已实行峰谷电价的，可继续执行并合理调整峰谷时段和差价水平；对于居民收入水平较高以及居民生活用电基本稳定的地方，应加快推行季节、峰谷电价的步伐；随着居民收入水平的提高及居民生活用电的基本稳定，实施居民阶梯式电价的地区，可将居民阶梯式电价改为季节、峰谷电价，这对于电力供应负荷季节性差异和日负荷差异大的电网尤其重要。

    完善煤电价格联动机制

    我国煤炭市场发育不全，全部煤炭实行现货交易，每年确定一次价格，波动幅度大。为了避免煤价过度上涨或者下跌导致电价大起大落，可以借鉴日本的做法，完善煤电价格联动机制，根据物价水平和用户承受能力，设置销售电价最高涨幅上限及煤价临时干预措施的启动条件等，防止煤价过度上涨，并在煤价涨幅较高时，使用户、煤炭和电力企业共同负担，将煤、电价格控制在可承受范围内，保证物价基本稳定。