盧 辭 唐啟龍

（1.安徽財經大學，安徽 蚌埠 233041；2.蚌埠市物價局，安徽 蚌埠 233041）

經過30多年的改革，截至2011年底，中國發(fā)電裝機達10.63億千瓦，年發(fā)電量達到4.73萬億千瓦時，發(fā)電量躍居世界第一。但我國電力生產建立在高污染基礎上，電力生產的環(huán)保質量很低。[1]實行綠色電能價格能夠提高我國電力生產的環(huán)保質量。綠色能源價格是對傳統(tǒng)能源價格的全面創(chuàng)新。傳統(tǒng)能源價格是建立在營利基礎上的，即價格中必須包含合理利潤，無論是控制價格還是市場價格都必須遵循這不可改變的游戲規(guī)則；而綠色能源價格則既要包涵合理的成本和利潤，又要包涵最佳的環(huán)境，基本要求是能源的生產和消費最低或不能產生污染環(huán)境的物質，特別是不產生溫室氣體和污染物質，因此對傳統(tǒng)能源價格進行改革，建立新型綠色能源價格體系，是現(xiàn)代能源生產和消費的根本要求。文章從四個層面論述綠色電能，一是循環(huán)綠色電能，即生物質火力發(fā)電形成的綠色電能；二是降耗綠色電能，即火力發(fā)電由于降耗促使等量化石能源生產更多的電量；三是直接綠色電能，即直接利用風、水、核等能源發(fā)電而形成的綠色電能；四是制度綠色電能，即通過各種差別電價制度設計控制消費而節(jié)約的綠色電能。

一、我國綠色電能價格的改革現(xiàn)狀

我國電力能源價格改革工作在發(fā)電、輸電、配電和售電的每個環(huán)節(jié)都取得了豐碩成果。特別是發(fā)電和售電兩個環(huán)節(jié)所取得的改革成果更是顯著。[2]

（一）發(fā)電環(huán)節(jié)投資主體綠色電能價格改革現(xiàn)狀

電力能源是二次能源。我國從經濟成本出發(fā)考慮發(fā)電的盈利狀況，形成了一套低成本營利的發(fā)電比價體系。2009年發(fā)電企業(yè)(與省級及以上電網(wǎng)企業(yè)結算)平均上網(wǎng)電價為381.99元/千千瓦時，核電429.39元/千千瓦時，風電553.61元/千千瓦時，火電377.15元/千千瓦時，水電機組245.18元/千千瓦時。為鼓勵不同所有制投資主體進行電力能源投資，形成了完整的鼓勵投資價格體系。如果按經濟成份把電廠分為國有、集體、聯(lián)營、股份制、中外合資、中外合作、與港臺合資、與港臺合作、外資幾種，則各種形式電廠的平均上網(wǎng)電價之比為1:1.27:1.56:1.46:1.94:1.54:1.92:1.91:4.17，即國有 1、集體 1.27、聯(lián)營 1.56、股份制 1.46、中外合資1.94、中外合作1.54、與港臺合資1.92、與港臺合作1.91、外資4.17。這種不合理的所有制發(fā)電網(wǎng)上電價比價體系，在促進各種經濟成分投資電力能源的同時，也導致了發(fā)電環(huán)節(jié)的效率下降和電價水平的急劇攀升。

（二）降耗綠色電能價格的改革現(xiàn)狀

我國電力生產主要依靠化石燃料（煤、石油、天然氣、頁巖氣等）。目前我國降耗綠色電能價格的改革特征表現(xiàn)為火電煤耗大幅度下降，發(fā)電成本不斷降低，因為煤電占我國全部電力75%以上。煤電價格聯(lián)動政策始于2004年年底，國家規(guī)定以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期，若周期內平均煤價較前一周期變化幅度達到或超過5%，相應調整上網(wǎng)電價。實踐表明實行煤電價格聯(lián)動，與環(huán)保價格掛鉤，確定煤電聯(lián)動機制。脫硫設施如果為國家投資，脫硫設施的新投產燃煤機組（含熱電聯(lián)產機組）上網(wǎng)電價，按2008年電價，在脫硫電價基礎上每千瓦時扣減1.5分錢。煤電價格聯(lián)動機制保障火力發(fā)電業(yè)務盈虧平衡，火電上網(wǎng)電價平均提高了1.22分/千瓦時左右。我國火電廠家供電標準煤耗近10年下降50克。“十一五”期間我國火電供電煤耗由370克標準煤／千瓦時降到333克標準煤／千瓦時，累計減少二氧化碳排放14.6億噸，二氧化硫排放量減少14.29%，化學需氧量排放量減少12.45%。上海最大發(fā)電廠外高橋第三發(fā)電公司2010年的供電煤耗降至279.39克／千瓦時。2011年四川省火電企業(yè)供電煤耗下降2.28%，最低為319.56克/千瓦時，最高為524.16克/千瓦時。上海和四川煤電消耗相差較大，既有技術因素又有原煤質量因素。上海原煤未精選原煤，四川原煤精選技術較差，因而消耗量的差別很大。

（三）我國現(xiàn)行銷售電價分類結構改革狀況

銷售電價主要是依據(jù)行業(yè)、用途分類，包括居民生活、非居民照明、商業(yè)、非工業(yè)、普通工業(yè)、大工業(yè)、農業(yè)生產用電價格等8大類銷售電價。2003年，發(fā)改委著手研究完善銷售電價分類并于2005年制定 《銷售電價管理暫行辦法》，將電價分為居民生活、農業(yè)生產、工商業(yè)及其他用電價格三類。2013年6月13日國家發(fā)展改革委 《國家發(fā)展改革委關于調整銷售電價分類結構問題的通知》將現(xiàn)行銷售電價逐步歸并為居民生活用電、農業(yè)生產用電和工商業(yè)及其它用電，提出了過渡時期六項措施，要求在5年調整過渡期內，將現(xiàn)行大工業(yè)用電中的電解鋁、電爐鐵合金、電解燒堿、黃磷、電石、中小化肥等用電逐步歸并于大工業(yè)用電類。[3]

（四）居民用電階梯電價全面試行

國家發(fā)展改革委員會2008年研究醞釀階梯電價，2010年向社會公開居民用電階梯電價征求意見，2011年11月29日發(fā)布了 《關于居民生活用電實行階梯電價的指導意見》，2012年上半年推出 《居民階梯電價實施方案》。2012年6月中旬各地階梯電價方案陸續(xù)出臺，各地根據(jù)聽證會意見修改實施方案，共同將居民階梯電價分為三檔，第一檔為基礎電量，要求覆蓋80%居民家庭用電，保障這些家庭用電價格不上漲；第二檔用電量要求覆蓋95%的家庭，每度電價上漲5分錢，第三檔則是剩下的5%用電量最高的家庭，每度電價上調3毛錢。[4]

二、我國綠色電能價格改革存在的主要問題

目前我國電力能源價格存在的根本缺陷是電價只考慮投資成本和平均利潤率等經濟指標因素，而沒有考慮環(huán)保因素。

(一)實行個別成本電價導致環(huán)保效率損失

我國電力行業(yè)價格制定采用個別成本加成的方法計算。個別成本加成法的模型即全部成本=估計單位產品變動成本+估計固定費用/預期產量，上網(wǎng)電價=全部成本+目標利潤，或上網(wǎng)電價=全部成本（1+行業(yè)目標利潤率）。這種模型的經濟技術缺陷表現(xiàn)在：(1)幾乎不存在供電煤耗下降的刺激機制，使許多企業(yè)在發(fā)電技術改革上缺乏動力；(2)企業(yè)有虛報和謊報成本，從而使自己增加收益的可能性；或者不能提高生產率而靠增加投資獲得更多利益；（3）由于這種定價方式的價格高低還在相當程度上取決于企業(yè)與政府價格主管部門之間討價還價的結果，從而也容易因尋租行為而導致腐敗現(xiàn)象的發(fā)生。除了經濟缺陷之外，這種定價模型的根本缺陷是沒有考慮建立標桿價格和環(huán)保價格因素，導致環(huán)保價格根本脫離發(fā)電價格的反映范圍，使化石能源發(fā)電價格嚴重低于其經濟成本和環(huán)保成本之和。單純考慮平均利潤等經濟因素導致發(fā)電價格不同。1985年以前國家投資建設的老電廠和1985年后集資辦電的新電廠，價格的經濟因素不同。老電廠的發(fā)電價格是由發(fā)電成本和稅金構成，而新電廠價格是以自己的成本和還本付息構成。[5]

（二）電價體系尚未發(fā)揮電力資源配置的環(huán)保作用

目前我國的電價體系對各種電價的確定，未能充分反映供電成本電力節(jié)約，還沒有形成一套生態(tài)、節(jié)約的電價關系。1984年我國在工業(yè)中采用了峰谷電價，2003年在北京、浙江、上海等省市居民開始使用峰谷電價。但我國現(xiàn)行的峰谷電價各地區(qū)定價不同，浮動范圍在30%-50%之間，和國外的峰谷電價比價4-6倍相比，差距較大。我國1956起實行兩部制電價，最初規(guī)定50KVA以上的工業(yè)用戶均可采用，后改為315KVA，范圍縮小了。我國工業(yè)用戶用電量占全國用電量的70%左右，而采用兩部制電價的大工業(yè)用戶電費收入占全部電費收入不足60%。另外，兩部制電價中容量電價計價也不科學。根據(jù)電力生產的特點和國際經驗顯示，一般情況下容量電價的比例應該在45%-50%之間。雖然我國對大工業(yè)用戶實行兩部制電價，但容量電價作為反映固定成本的比重在總電價中過于偏低。

（三）銷售電價分配機制不合理，難以實現(xiàn)居民節(jié)約用電

銷售電價的不合理表現(xiàn)在分類價格的差距上。我國銷售電價分類中，商業(yè)電價最高，2007年為851.79元/千千瓦時，其余的依次為非居民照明電價724.40元/千千瓦時，居民生活用電電價470.84元/千千瓦時，農業(yè)生產用電電價401.80元/千千瓦時，貧困縣用電價格最低為177.52元/千千瓦時。在國外，居民生活用電價格最高，其次為商業(yè)用電價格，工業(yè)用電價格最低，以英國為例，2008年居民生活用電價格為0.217美元/千瓦時，商業(yè)用電價格為0.173美元/千瓦時，工業(yè)用電價格為0.142美元/千瓦時。由此可以看出，我國居民用電價格由工業(yè)和商業(yè)來補貼。[6]

（四）我國居民階梯電價難以形成綠色電價效果

目前我國居民階梯電價已經按照國家發(fā)改委2011年11月29日 《關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見》在全國除新疆、西藏以外的所有省份推行。從推行的效果看，指導意見還需從很多方面加以完善。一是不同地區(qū)的基礎電價沒有與當?shù)氐慕洕l(fā)展水平不適應，發(fā)達地區(qū)的基礎電價過低；二是各級物價行政部門分工職責不清，難以進行涉及千家萬戶的階梯價格改革；三是新老銷售電價分類銜接和過度難以確定，限制階梯電價的適用范圍；四是實施效果和范圍難以確定，使階梯電價推行流于形式；五是基本電價、臺階電價、控制電價的價格差距過小，難以達到控制資源消耗的目標；六是缺乏保護階梯電價機制的技術政策和違背階梯電價機制的懲處措施；未能對事業(yè)單位如機關、學校、研究所等事業(yè)單位實施階梯電價作出明確要求，導致這些機關、事業(yè)單位被排除在實施階梯電價的范圍之外，也使它們建立資源節(jié)約型社會失去科學方法和依據(jù)。

三、我國綠色電能價格改革對策

我國電價政策和定價方法已經越來越不適應形勢發(fā)展的要求，必須加快綠色電能價格改革的步伐，加快形成循環(huán)綠色電能、降耗綠色電能、直接綠色電能和制度綠色電能等價格體系。綠色電力價格不僅考慮電力生產的經濟因素，而且必須考慮電力生產的環(huán)保因素，才能解決煤電價格較之生物質能源價格低且利潤大的經濟現(xiàn)象。

（一）發(fā)電環(huán)節(jié)發(fā)電綠色電能定價改革方式

綠色電能價格制定思路必須全面考慮電力生產的所有產出物品。對于火力發(fā)電只計算電力產量，而對廢氣、廢液和廢固體不予計算和考慮。這樣就形成了只計算經濟效益而不計算環(huán)保成本和環(huán)保效益的不完整價格。如果采用成本加成定價法確定發(fā)電綠色電能價格，則應包括成本加成、環(huán)保成本和環(huán)保效益三個部分，即發(fā)電綠色電能價格=成本加成+環(huán)保效益-環(huán)保成本。如果成本加成由火力發(fā)電的平均成本和火力發(fā)電的平均利潤構成，則成本加成就應當是火力發(fā)電的簡單標桿價格。對于利用化石能源（石油、煤炭、天然氣等）燃燒發(fā)電，由于排放了大量的二氧化碳和二氧化硫等溫室氣體和污染氣體，就形成環(huán)保成本；對于利用生物質進行燃燒發(fā)電，由于循環(huán)利用二氧化碳，未使大氣中增加溫室氣體和污染物質，就形成環(huán)保效益。如果成本加成是火力發(fā)電的標桿價格，環(huán)保成本就是標桿價格的減量，即綠色電能價格=標桿價格－環(huán)保成本；環(huán)保效益就是標桿價格的增量，即綠色電能價格=標桿價格＋環(huán)保效益。因此，綠色電能價格能夠清晰地顯示，化石能源發(fā)電價格遠遠高于生物質能源發(fā)電價格，生物質能源發(fā)電價格較高，化石能源發(fā)電價格較低等環(huán)保質量狀況。一方面，制定發(fā)電市場綠色電能價格。發(fā)電價格構成中只含有投資成本和從銀行貸款形成的還本付息；無論其上網(wǎng)電價偏低和較高，其中的構成都未包含環(huán)保成本。在完善發(fā)電市場價格機制之先，必須將環(huán)保成本考慮到發(fā)電成本中。而且，對所有電廠的上網(wǎng)電價，不能再簡單的實行個別成本定價，應實行火電行業(yè)的平均成本加上目標利潤制定標準價格，再用環(huán)保成本對標準價格進行調減，形成發(fā)電市場節(jié)能與環(huán)保上網(wǎng)電價。如果考慮煤耗降低對環(huán)境的保護作用，還需規(guī)定標準煤耗作為標準價格的基礎，對低于標準煤耗和降低煤耗的發(fā)電，應通過調增標準價格形成上網(wǎng)電價給予鼓勵。另一方面，按照綠色電能價格理順上網(wǎng)電價。國有電廠按照綠色電能價格確定上網(wǎng)電價，由于國有電廠的原先上網(wǎng)電價過低，應將電價的增加部分由國家收回，主要用于國家的電力建設、電網(wǎng)改造等。按照綠色電能價格降低集資和獨立電廠的電價，由政府出面與電網(wǎng)公司協(xié)商修改供電合同或發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)公司簽訂差價合同方式，降低雙方的風險。

（二）完善煤電綠色價格聯(lián)動機制

現(xiàn)行煤電聯(lián)動解決了煤電矛盾，加大了對上游煤炭企業(yè)的成本監(jiān)管和市場監(jiān)管力度，理順了煤炭企業(yè)和發(fā)電企業(yè)之間的關系，建立了良好的煤電價格形成機制。一方面，簽訂煤電價格長期穩(wěn)定合同。由于煤炭價格是由市場競爭形成的，為避免煤炭價格波動帶來發(fā)電成本的上下浮動，發(fā)電商和煤炭供應商應保持中長期合作，采取簽訂合同的方式解決煤炭價格波動給發(fā)電企業(yè)帶來的影響。簽訂合同可以保持雙方在各自生產領域的持續(xù)發(fā)展，互惠互利，雙向共贏。通過雙方的煤電價格長期穩(wěn)定合同，將各項條款、補償機制如差價合同等納入?yún)f(xié)議之中，既可以很好地規(guī)避市場風險，又較好地發(fā)揮了市場價格和雙方共贏的調節(jié)作用，達到煤電產業(yè)結構優(yōu)化的目的。另一方面，煤電企業(yè)聯(lián)營優(yōu)化。煤電聯(lián)營在我國現(xiàn)階段可以使雙方在經營上形成互惠互利的集合體。我國煤炭生產量的一半銷往發(fā)電企業(yè)，如果電力企業(yè)不發(fā)電，煤炭生產將陷入窘境之中。實行煤電聯(lián)營，不僅可以使雙方在市場競爭中都能降低由價格波動帶來的風險，而且通過聯(lián)營、合作等形式，雙方在生產和銷售中都能保持長期的風險同在、利益共存的合作局面。增強政府物價部門監(jiān)管，避免煤價起伏不定。

（三）改進居民用電階梯電價，促進綠色價格制度

我國階梯電價存在很多缺陷，必須根據(jù)階梯電價優(yōu)勢進行改進。第一，必須體現(xiàn)社會公平。目前實施的階梯電價，就基礎電價而言，嚴重與經濟發(fā)展水平相脫離，發(fā)達地區(qū)基礎電價數(shù)量偏多而且價格偏低，經濟不發(fā)達地區(qū)基礎電價數(shù)量少且價格相對當?shù)亟洕l(fā)展水平較高，造成二次能源補貼的事實。因此必須改進現(xiàn)行階梯電價制度，實行與當?shù)亟洕l(fā)展水平相適應的階梯電價制度。第二，必須能夠節(jié)約電力能源資源。節(jié)約電力能源資源是階梯電價的根本目的?，F(xiàn)行階梯價格改進方向必須是節(jié)約電力資源能源，把普惠制與控制能源消費密切結合起來，全國普遍實行15度免費電價（普惠制），將免費電價的電量算作第一檔電量，其對應的電價通過增加基本電價反映，保持基礎電價的總電價不變，單位電價增加，從而提高第二檔和第三檔的單位電價和總電價。第三，必須促進促進電力企業(yè)可持續(xù)發(fā)展。階梯電價收入包括基本電價收入、臺階電價收入和控制電價收入。維持基本電價可以保證電力企業(yè)成本回收、合理獲利。提高臺階電價和控制電價收入，能夠取得電力企業(yè)各個部門再生產和擴大再生產所需要的資金。第四，必須制定全國統(tǒng)一的公平合理的階梯價格方案，頒布各地統(tǒng)一執(zhí)行、統(tǒng)一修改、統(tǒng)一完善。目前各地實行的階梯價格實施辦法，基本從維護本地區(qū)利益出發(fā)制定的。這種混亂狀況，對于階梯電價調控用電數(shù)量，削弱了制度綠色電能的功能，與階梯電價初衷相去甚遠。應當盡快總結各地階梯電價制度執(zhí)行情況，迅速建立起全國統(tǒng)一的綠色階梯電價制度，最大限度地發(fā)揮階梯電價制度節(jié)約電能的效用。

（四）完善居民用電峰谷電價，鼓勵居民節(jié)約用電

自2003年以來在我國逐漸實行峰谷電價制度，以最大限度地消除發(fā)電企業(yè)設備因用電峰谷而形成閑置和過剩狀態(tài)。完善目前峰谷電價制度必須從最大限度的利用發(fā)電設備的目的出發(fā)。首先，改變目前峰谷電價居民自由選擇制度，規(guī)定只要消費電量達到一定數(shù)量就必須實行峰谷電價，使移峰填谷具有一定程度的強制性。如果達到規(guī)定的用電量而不參與峰谷電價制度，應當加大提高電價的力度。其次高峰時段電價和低谷時段電價的差額必須以滿足峰谷用電量的需要而加大的設備投入。其三，合理劃分峰谷電價的高峰和低谷時段，具體劃分可根據(jù)各地的實際情況和家庭用電的高峰和低谷以及季節(jié)變化的情況。能夠引導居民在高峰時段少用電，低谷時段多用電，調節(jié)電力供應緊張局面，較好地利用電力資源。其四，峰谷電價與階梯電價密切結合，形成促進用電節(jié)約的差別電價體系，以利于居民對峰谷電價和階梯電價的認識。此外，銷售電價實行電壓差價制度。根據(jù)各種用戶供電成本的不同，電壓等級高的用戶價格相對要低，電壓等級低的用戶電價相對要高，要逐漸擴大等級價格差異，使電價真正反映不同用戶不同成本的差別。

四、結論

文章的研究表明，綠色電能價格及其體系是一個國家近現(xiàn)代歷史演變的成果，非一朝一夕之現(xiàn)象，因而其改革關涉方方面面、家家戶戶的利益。其難度之大，困難之多，必須深入實際結合中國國情才能夠發(fā)現(xiàn)問題和解決問題。目前我國大型發(fā)電廠和用電大戶的傳統(tǒng)電能價格改革成果豐碩，相對成熟，但綠色電能價格改革任重道遠；生物質發(fā)電、風能發(fā)電、核能發(fā)電等新能源電價和水力發(fā)電電力市場建設尚不成熟，新能源電價缺乏補貼，水力發(fā)電上網(wǎng)電價過低；新舊電價銷售電價分類結構的銜接，居民用電差別電價制度的實施過程復雜任務繁重。因此，我國實行綠色電能價格制度，建立綠色電能價格體系必將是一個長期的過程，應充分考慮環(huán)保效率的基礎上，逐步引入競爭機制，逐漸實現(xiàn)政府管制下的市場化競爭，在盡可能提高物價部門監(jiān)管效率的基礎上，重塑階梯價格、峰谷價格的電價形成機制和電價制度體制，充分發(fā)揮綠色電能價格制度在電力資源配置中的基礎性作用，從而推動我國電力產業(yè)乃至國民經濟走上可持續(xù)的良性發(fā)展的軌道。

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[5]國家發(fā)展改革委.關于調整銷售電價分類結構有關問題的通知[EB/OL].www.sdpc.gov.cn/zfdj/jggg/dian/t20130605:545127.htm,2013-05-24.

[6]國家發(fā)展改革委.關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見[EB/OL].www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/20111130-448348.htm,2011-11-29.

[7]劉娟，莊玉良，申曉春.我國電力價格問題分析與改革建議[J].廣西電業(yè)，2007，（1）：8-10.