爱华网对于目前的电力工业改革来说，电价是整个市场化导向改革的核心和温度计，它能测量出电力的温度，从而暴露出这个机体存在的问题，而这个信号的上涨与下调直接反馈于改革的“业绩盘面”。
2002年底发轫的新一轮电力改革的基本思路是“厂网分开，竞价上网”，它的实现需要以装机容量和电力供应相对比较充裕为前提条件。然而，让改革者们没有预料到是，2003年大面积的用电紧张却与改革不期而遇。没有了前提的“竞价上网”让改革者们感到尴尬。不过，即使能按照原计划上网竞价，这种电价调整实质上也只是电厂和电网之间的利益划分，因为改革目前还处于最初阶段。电价改革的滞后已经成为了改革目前迫切需要解决的关键。目前的电价集中反映了电力工业中的体制症结和历史问题。继2004年1月1日每度工业用电价格上涨八厘后，六月份电价又将每度上涨两分，前一次主要是为了抵消煤电顶牛和煤价上涨带来的影响，而后一次又是为电网的历史问题埋单。“如果电价改革不能顺利进行下去，那整个电改将很难迈出实质性的步伐”华北电力大学研究电力市场的曾鸣教授说。
竞价的实质
2003年12月18日，辽宁，总额约为32亿元的最后一批发电资产在这里由国家电网公司移交给中国电力投资集团。至此，本轮改革所确定的“厂网分开”任务已基本完成，改革者们用了整一年的时间，在错综复杂的电力利益格局中迈出了第一步，逐步在发电环节打破了垄断。紧接着的2004年1月15日，作为改革下一步“竞价上网”的试点也在东北电网正式模拟运行，东北地区有26家发电企业拿出全部电量的20%参与了模拟竞价上网，对下一个月的上网电量和电价进行了报价竞争。面对着大屏幕墙上跳动的数字，国家电监会主席柴松岳表示，只有引入竞争机制才能摒弃垄断带来的市场信息不对称的陋习，这也标志着我国电力市场化改革已经迈出了实质性步伐。
事实上，电监会之所以选择东北进行竞价上网的试点，除了东北电网本身一直实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，形成了比较完善的跨省主网架，有着较好的历史条件外，整个东北地区的销售电价水平比较均衡也是重要因素，因为这有利于新电价机制的形成。更为重要的是，东北电网有着全国少见的充足的装机容量，不会因为缺电而影响电力供应。
据曾鸣教授介绍，一般情况下，竞价上网有一个前提条件就是供求平衡。在装机的增长跟不上需求的增长，导致供不应求的情况下，这个前提条件就不存在了，竞价的条件也就不能形成了。因此，柴松岳所表示的“缺电不影响我国电力体制改革”，只能理解为他对整个改革方向的表态了，而作为改革具体步骤的“竞价上网”则肯定会相对于原计划有所调整。
目前，电监会正在华东地区紧张地准备第二个模拟运行的区域电力市场，这也是我国在缺电最严重地区首次进行的电力市场化的试点。不过，电监会拟定的交易电量在整个华东8000万千瓦的总装机容量当中只占15%，而且将试行的是年度交易和月度交易模拟，日交易模拟则被推迟进行。尽管电监会采取了尽量减小电网供电风险的措施，但即使是竞价时的报价水平较高，相信也不会没有买主，所以真正的竞价上网时在目前电力十分短缺的华东各省，尤其是夏季用电高峰期，首先保证电力的供用仍然是最大的主题，时机的到来还需等待供求矛盾的缓解。否则，竞价就只是电监会的一相情愿，同时也失去了它本来的意义。
据曾鸣教授介绍，现阶段以“厂网分开，竞价上网”为主要内容的改革模式实际上是一个单一购电模式，把原来的垄断企业拆分后，电的主要买主只有一个就是各地区的电网公司，而卖主有多个，就是各个发电企业。广大的真正终端消费者目前还不是买主，他们在各地电网的覆盖范围之内。电网从发电侧这边买来电之后再零售给他们，终端用户并不能选择供电商，更不能直接选择发电厂。因此，即使按照原来的设想，上网电价是竞价形成，实际上作为终端电价承担者的广大消费者与企业目前也不能成为此次电价改革的直接受益者。在目前的电价构成中发电环节仅占一部分，其余则是输配电环节的成本与收益，这也就意味着，在发电实际成本变动不大、终端用户电价基本不变的情况下，电价改革调整的是发电环节与输电环节，即电厂与电网企业之间的利益。
据介绍，市场化方向改革从国际上看主要有四个阶段，目前的这种单一的购电模式只是第一步，之后逐步过渡到输配分开的阶段，通过多个配电公司（未来的配电公司可以暂且理解为各个地区的供电局，他们与省网目前是总公司与分公司的关系，实际上是一个公司，将来他们是独立的经营实体）来实现，他们可以选择不同的发电商。再逐步过渡到批发竞争的阶段，有些大用户就可以选择不同的供电商和发电商，也就是我们说的大用户直供电。最后的阶段就是价格真正由市场决定，比如现在美国加州的模式，有许许多多的终端用户，他们在市场上可以选择发电商和供电商。“这显然还有相当长的路要走，即使象英国这样的国家，电力工业的改革也用了10年的时间”。
寻找同一起跑线
据东北电网公司发展策划部主任方庆海透露，发改委目前已决定在东北进行“两部制电价”改革试点，目前已下发征求意见稿。而之前电监会在东北搞的区域电力市场模拟中，由于电监会并没有定价权，所以回避了电价的形成这一关键的问题。事实上，之前由于价格体系这一基础性的改革没有明确，即没有与新的区域电力市场模拟相配套的电价形成机制，电监会的改革试点也遇到了不少麻烦。
据介绍，目前我国上网电价有几百种，且都是有关政府部门制定的，这一定价只是简单的在成本的基础上加一个平均利润，从而形成我国独特的定价机制。而发展改革委此次准备在东北试点的“两部制电价”，则是将上网电价分为容量，容量电价反映发电厂的固定成本，电量电价反映发电厂的变动成本。电厂的固定成本电价和电量电价两部分通过容量电费回收，变动成本主要通过电量电费回收。据有关人士分析，“两部制电价”改革中，容量电价这部分的出发点就是考虑保护电厂投资者的利益，这部分电量与电价的最终决定权仍然在政府手中，只是电量电价由市场产生。这就使得这项改革成为一柄“双刃剑”，这两部分电量在电力市场交易中的份额多少决定了这项改革的“市场化”有多少含金量。
另外，容量电量如何准确计量也是一个操作难度很大的问题。目前我国电厂由于水火核电差异、地区差异、机组新旧差异等因素，造成了生产成本不一的现实。曾鸣教授认为这是目前改革最难办的一件事，也就是所谓的“同一起跑线”问题。他认为，水电和火电在现阶段实际上是不可能有统一的标准，统一的规则，统一的起跑线的，应该是分开的，至于分开的模式，具体地区要具体研究。国际上也有一些模式，可以供我们借鉴，但是那也只能借鉴不能照搬。对于新旧机组的问题，旧机组里头有五六十年代完全是国家投资的老机组，现在该退役了，但由于现在缺电有些机组还在运行，煤耗很高，有着沉重的国有企业负担。还有一些比较新的，是八十年代中后期开始集资办电时建设的，这些机组情况也不尽相同，有些贷款已经还的差不多了，有的还没还完。另外，还有民营、中外合资、外资等各种经济成分的机组。由于当时的电价管理体制基本上是国家批电价，国家管电价，国家调电价，因此就形成了所谓的“一厂一价，一机一价”的局面。这些都是过去计划经济时代留下的问题，现在要进行市场化改革就不得不面对这些历史问题。
至于怎样逐步找到一个公平起跑线，曾鸣教授认为只能逐步过渡，因为要尊重历史，要兼顾到社会稳定，要兼顾到国有企业的包袱。具体过渡的思路，首先是水火电要分开，其次在火电里再根据资产优劣程度的不同，成本的负担不同，制定相应的解决办法。比如，在两部制电价改革中，应该在容量电价里头兼顾到这几类情况。曾鸣教授建议，对于新机组，应该学习一些国外的先进经验，在建设电厂的时候实行公开招标机制，严格测算投入成本，这有利于以后的竞价。对此曾鸣教授有一套比较专业的办法，“‘老人老办法，新人新办法’，用这套办法来做，老机组慢慢地就会过渡掉，将来的起跑线就是基本公平的”。
一个新建电力项目的电价水平，在做可行性研究阶段，在做预算考虑造价的时候就基本可以计算出来。但目前我国的情况是，这个计算的电价要普遍低于最终建成后的电价水平。因为现在的电力投资基本上都是国有企业，存在一些固有弊端，为了得到一些项目便将预算说的很低，但最终国家投入了数十个亿，甚至上百个亿的资金，超出了预算。为了收回成本，电价水平实际上就水涨船高了。要解决这个问题，只能通过未来多元化的投资主体的进入，以及企业法人治理结构的完善。
涨价为改革埋单
去年底，发改委决定从2004年1月1日起，除居民生活、农业生产、中小化肥用电外，其余各类用电价格均在电网销售电价基础上每千瓦时提高8厘。并且对电解铝、铜、氯碱等高耗能企业一律加收“两分钱”农网还贷基金。这次涨价的目的主要是用来抵消煤价的上涨给电厂的压力，缓解煤电供求的矛盾。
作为一次能源的煤炭价格直接关系着火电厂的发电成本，长久以来电力用煤中有相当部分是计划电煤。毕竟，电煤行业有着无法替代的生存依赖度，目前全国50%以上的煤炭产量是供应电力行业的。但由于煤炭行业在1993年就放开了，煤价近年来随着市场走势逐年上涨，而刚刚成立的五大发电集团，在电价不能相应上调的前提下，普遍不愿意承担电煤加价增加的成本。这造成了所谓的“煤电顶牛”的局面。由于计划电煤仍然存在，煤炭长期存在着两套价格，一套是电煤价格，一套是其他行业用煤的市场价格。而在电煤方面，又存在着计划内电煤价格和计划外电煤价格两种。相反，电价全部则由国家统一核定。这种长期扭曲的价格管制，使煤炭行业蒙受了巨大的损失，电煤指导价实行了12年，煤炭亏损了八九年，直到前年才依靠国家补贴勉强扭亏为盈。去年，煤炭行业的公司联合起来抵制计划煤，导致两者矛盾的激化。而也有观点同时认为，去年很多地方的拉闸限电在一定程度上也是由于发电企业在无法拿到计划煤的情况下达成默契，以此给有关部门施压拉以提高电价的“招”。
国务院发展研究中心的冯飞认为，煤炭与电力这两个存在上下较紧密关联的行业，长期以来政府出面协调价格和供应量，在电煤价格问题上纷争不止，形成了依靠“政府干预”来维系两者脆弱关系的局面，情况严重时政府干预的体系也承受着巨大的压力和难度。这两个上下游行业形成的不合理的剪刀差，已成为电煤两个行业间巨大的安全隐患，国家如果不能从整个产业政策的角度考虑重新分配这两个行业的利润，这种僵局将很难打开。
曾鸣教授分析，要根本解决这个问题，必须进行更深层次的改革，目前用行政办法过渡是权宜之计，电煤纠纷的最终解决还取决于电力改革的进展情况。只有在电价由行政定价变成市场形成价格之后，电煤之间的联动才能真正形成。
近日从发改委内部传来的消息称，第二次电价上涨将在6月开始实行，在现有的电价基础上每度上涨2分钱。国电公司的一位人士告诉记者，这次电价上调的目的与上次不同，这次主要是因为电网改造的债务压力日益凸显，到了不得不解决的时候了。按照规划，本次上调电价能带来200多亿元的收益，而这个收益将全部用于新兴电网建设及网改债务分担。他分析，厂网分开后，用于电网改造和建设的国有资金不足，负债率提高，造成电网改造和建设严重滞后。这种状况又反过头来要求电价上涨。
而与之形成鲜明对照的是，电网公司在2004年将面临大面积的亏损压力。作为垄断行业的电网公司怎么会出现亏损那？据有关人士介绍，一方面，为了推进网省之间的电网建设，电网公司需要巨额投入，同时要偿还电网改造几千亿元的债务；另一方面，电价偏低、电费存在巨额拖欠现象。数据显示，2003年国电公司的利润超过40亿元，而电网公司的售电利润仅为800万元。仅占到总利润0.2%的售电收入，还包括大量的电费欠费在内。有人士指出，厂网分开后，电力调度的权威与过去相比在一定程度上打了个折扣，统一调度和协调配合的制度需要相当长的一段时期，而电网建设与电源建设在规划和建设上的脱节，也是对电网经济安全的一个威胁。
近日，电监会、发改委和国家电网公司针对我国电网比较薄弱的现状，一致提出加大电网建设力度的意见。“这意味着还需要大笔的资金投入”，国家电网公司的某知情人士说。
事实上，电力一直是作为一个公用行业存在，承担了实施转移支付对弱势群体补贴的功能。尤其是对社会弱势群体的电价补贴。如在西北地区的农业排灌用电，大概只有3分钱／度，还有现在的居民用电和农村用电也很低。与国外实现明补，以公共福利基金或者以税收的形式来进行转移支付的形式不同。国内现在实行的是暗补。电网公司通过抬高工业用电价，来补民用电价留下的亏空。现在的电力企业基本上是国有和国有控股的，所以现在国家有两个角色，一方面是公众利益保护者，一方面是投资人。政府的双重角色，让其左右动弹不得，作为公众利益保护者的时候，要解决三农问题等，希望电力价格低一点。但作为投资人的时候，又希望价格高一点，所以电价改革也只能一拖再拖。
电网的这种亏损实际上是一种政策性亏损，有业内专家给出了一个大概的数字：如果把整个电力的从生产到终端销售看作是一份，那么利润空间的75%左右落在了发电环节，电网的利润空间只有20%到25%，而在国际上，这个数字是一半对一半。所以电网和电源的利润分配是严重失调的。也就是说我们目前的上网电价，如果按照这个数字来推算，显然是太高了。只有把上网电价要压下去，给电网留下利润空间，然后再组织独立的输电价格，到那时侯，电网就不会再出现大面积亏损了。
据了解，我国目前的电力资费结构比较复杂，没有反映出电力供给的成本结构，也不能促进用电方节约用电，甚至出现了非用电高峰时，消费者支付的电价比供电成本高，而高峰时电价又比成本低的局面。这种计划经济时代“一刀切”的电价不能提供有效的刺激。按照经济学的规律，在目前电力供不应求的情况下，电价也应该合理上涨。不过，曾鸣教授也指出，电价要反映合理成本，适当反映供求关系，但电价绝对不能随行就市，因为电是特殊产品。而且电力生产有个特性就是“产供销瞬间平衡”，一用就要生产，一不用就要停。如果有相当的一些用户都要在某一个时段用电，那么这个时段可以按照市场供求适当提高，也就是高峰期电价。而在高峰期主动避免或者拉网中断用电的可以适当给以优惠，也就是所谓的可中断电价。擅长电力营销领域的曾鸣教授指出，这些都是近期政府应该赶紧出台用于调整负荷需求供求平衡的市场手段，国际上已经证明这是一个能够促进资源优化配置和可持续发展的好办法。
由于我国目前的电价不是市场形成的，所以我们不能做目前电价水平高低的判断。作为基础能源的电价上涨势必导致一些其他消费品的成本上涨，从而将成本转移给最终的消费者。在目前的体制下，电价一方面要考虑供求关系和电力企业的成本效益，又由于其基础能源的特性决定了其影响面很大，定价部门只能在涨还是不涨，如果涨，要涨多少之间权衡。这显然已不适应我国市场经济的发展，政府只有放弃对价格的指导，只保留为维护社会公平而确立的最高限价权利，让市场来决定价格的浮动，才能摆脱越来越力不从心且费力不讨好的角色。
