电价改革新关口 业内称煤电价格倒挂是电荒罪魁

    历史的细节，总是耐人寻味。 2011年9月，全国电价工作座谈会在湖南省长沙市万家丽路的一家宾馆低调召开。关于下一步电力体制改革的重要议题——输配电价改革的方案，各方在这里展开了激烈的讨论。
    就在会议召开的几个月前，万家丽路与长沙大道交叉口的红绿灯因限电而停用，这个长沙最繁华的十字路口陷入了一片混乱，交警不得不调来柴油发电机应急。
    湖南是遭遇此轮“大电荒”的省份之一。煤电价格倒挂，电价机制扭曲，被诸多业内人士认为是2011年多个省份“电荒”的罪魁。
    多年来，电价改革这个电力体制改革的核心，在煤电联动等一次次小修小补中蹒跚前进，诸多矛盾始终未得到彻底解决。
    占中国发电装机量70%的火电，被一些分析人士认为已到崩溃边缘。
    始于2004年年底的煤电联动，实施数次后，基本归于沉寂。2011年上半年，全国平均到厂标煤价含税880元/吨，比2008年上半年每吨上涨200元左右；而全国燃煤机组上网电价从2008年8月20日以来上涨3分钱/度，只消化了90元/吨的煤炭涨价。
    中科院院士卢强认为，煤和电应该形成一种“谁也不敢先涨价、谁先涨价谁受损”的均衡；目前完全是一个不稳定的系统，最终演化成轮番涨价。
    “目前的‘电荒’是体制性‘电荒’，其会以1.5~2年为一个周期出现。”卢强在一个内部论坛上称,“这种均衡，最终还要诉诸电力体制改革”。
    输配电价难题
    2002年，国务院下发《电力体制改革方案》，即“5号文件”，定下了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的电改四大步骤。
    厂网分开进展很顺利，五大发电集团和两大电网企业早已组建成功；2011年国庆长假前，中国能建集团和中国电建集团两大辅业集团的挂牌，标志着主辅分离工作也已基本结束；尽管业界对电网建设和设计机构留在电网内部颇有非议，但瑕不掩瑜，其改革之推进还是获得颇多赞誉。
    而对下一步分割电网业务的“输配分开”，业界则一致表示挠头。
    关于输配电，电力行业一位老专家打比方说，“发电厂发出的电，通过输电网送到目的地。输电网就像高速公路；配电网再把输电网的电分成小包装，给各个用户送去，配电网就像市内的零担运输；输电网像树干，配电网就像树枝”。输配电收入是两大电网的主营收入来源，输配分开则是电力体制改革打破电网垄断的关键一环。
    要使得电网分割输电业务和配电业务，首要任务是厘清输配电价。 2010年国家发改委发布了《关于开展输配电价研究测算工作的通知》，要求各省成立输配电价研究测算小组，自2010年6月起启动全国范围内输配电价研究测算工作，2010年11月提交中期研究报告，2011年3月提交最终研究报告。
    “各省都没完成，没有一个省提交报告。”2011年9月在长沙召开的全国电价工作座谈会上，国家发改委价格司有关负责人只好要求各省口头汇报；最后，全国各省（市区）发改委的物价部门和电网的省级分公司、子公司（简称网省公司）人员悉数到场，挨个发言。
    各省汇报的输配电价测算的结果大相径庭，省和省之间差距巨大，有表示不到0.1元/度的，也有0.1元/度以上甚至超过0.2元/度的；有的省份，根本没有完成测算；而有几个省的物价局直接表示该项工作是电网企业代做，请网省公司人员代为汇报输配电价测算结果。
    《政府制定价格成本监审办法》明确规定，“成本监审具体工作，由各级人民政府价格主管部门的成本调查机构组织实施”。
    “这就好比让狼自己决定要吃几只羊，当然结果是多多益善。”电监会一位官员说。
    “不改革压力太大，对电网企业发展也不利。”国家发改委价格司一负责人在谈论推进输配电价改革时用了“坚定不移”这个词。他认为，“这其实是认识问题。电网企业担心在输配电价测算中吃亏，也有其道理；但目前的首要任务，还是输配电成本要透明”。
    电网的算盘
    输配电成本如何透明，主要涉及诸多定价参数。
    “最关键的是参数怎么测算，怎么定的问题”。国家电网财务部主任李荣华说，折旧、运行维护费、职工薪酬、资本回报等参数都十分重要。国家电网拥有2.2万亿元资产，但目前主营业务利润每年才200亿元左右，净值收益率还不到2%。
    李荣华认为，现行的购销电价差不合理，输配电价不到位；假如参数定得不合理，甚至要求一些网省公司降低输配电价，会挫伤电网企业的改革积极性。
    国家电网财务部价格处处长谭真勇建议，根据各地不同情况，取值范围应给予比较大的区间选择；另外，谭认为应先把平均的实际输配电价搞出来，而分电压等级、分用户的输配电价则没有意义。
    之所以不分电压等级，是因为有些不好分，能不能算出来确实是问题。国网能源研究院总经济师李英告诉《财经国家周刊》记者，“职工薪酬和税金难以分解到电压等级，而且也没有分解的必要；即使分解到电压等级，也很难判断其合理性”。
    为了减少改革阻力，国家发改委价格司有关人士建议“老资产老成本，新资产新成本”，即改革初期把目标设为有限目标，存量和增量资产分开，不动或者少动电网既得利益。
    对此，国家电网财务部有关人士提出，可不可以锁定2010年实际输配电价水平，对于2011年及以后的新增资产核定合理的参数，以解决历史和现实衔接问题。
    若此建议通过，即意味着2010年以前的成本完全合理化，不再参加监审，只核定2011年之后新增资产的参数。
    有分析人士指出，不改存量，只改增量，保持既得利益，主要目的是为了减少改革阻力。
    折旧费，是定价监审中重点审核的费用，也是此次争论的焦点。一些网省公司提出，折旧年限完全按照国家规定来不太合理，应统筹考虑固定资产的性质、实际使用情况和电网发展阶段，理由是“中国的电网资产因为先天后天条件、技术进步、更新换代等原因，经济使用寿命普遍低于国际水平，过低的管制折旧率政策，不符合电网发展实际”。
    国家电网有关高管也表示，适当提高折旧率，比提高利润水平，更可以有效规避企业所得税对电价的影响，“每提高折旧率1个百分点，输配电价可降低2厘左右”。
    除了折旧费之外，运行维护费也是此次热议的焦点。运行维护费包括材料费、修理费、职工薪酬等多种费用，是成本的另一重要部分。
电网高薪高福利的说法，在社会上流传已久。对于职工薪酬，多家网省公司人员表示，电网的人工成本是双轨制，实际从业的职工人数远多于定编职工，这些聘用人员工资以往都从劳务费中体现，造成实际成本高于账面成本，要求予以考虑。
    在长沙会议上，国家电网公开称，电网企业技术、资本、人才密集，近年来劳动强度、工作负荷持续增加，人员素质改善，有必要适当提高薪酬水平。“国家发改委提出的采用多行业‘社会平均工资’计算职工薪酬的办法，使得企业员工收入增长依赖其它行业收入增加，不利于激励企业员工提高劳动生产率，也不利于鼓励企业进一步压缩定员标准”。
    另外，国家电网认为各地条件不同，运行维护水平存在较大差异，现阶段不宜划定统一的运行维护费用标准，“根据国内外对垄断行业运维费监管的经验，应该按照实际发生数据核定运行维护费水平，监审和披露分开”。另一个主要话题，是权益资本回报率。国家电网希望再提高目前的权益资本回报率，按长期国债利率加3~5个百分点确定，“便于上市融资和国有资本保值增值”。
    国网能源研究院电价专家李成仁对《财经国家周刊》记者表示，国债利率是4%~5%，这个回报率水平远低于国际上确定的电网企业合理回报率水平，“国际上多数情况下都是在10%以上”。
    长沙会议上，多家网省公司高管诉苦，称目前电价低、投资多、缺乏资金、微利甚至亏损……最后被国家发改委价格司有关领导打断：“输配电价不能贯彻的话，考虑电网的问题没门！”

♂

    业界的担忧
    数年前，国家发改委就在广东进行过输配电价改革试点，结果不了了之。国家发改委价格司有关人士总结试点失败的原因，认为主要是“当时体制改革不到位；再加上电网那段时间频繁在网省公司之间调拨资产；工作力度也不够大”等造成的。
    去年启动的输配电价研究测算，也有诸多问题没有解决。国家电网认为，现有规定“偏重于对输配电成本进行约束，从紧认定有效资产范围，从低核定输配电成本标准，基本没有体现对电网企业的经营激励机制，不利于鼓励和引导电网企业主动加强成本控制”，“完备数据的获取和科学合理的测算方法，是当前面临的主要困难，希望放宽输配电价研究测算的时间要求”。
    中国电力企业联合会相关人士表示，“输配电价没什么难的，就把有效资产核算一下，需要剥离的剥离；再明确审计、监管者和被监管者的关系”。
    对电网提出的运行维护费核定方法，一发电企业资深人士表示非常担心：“其它行业中，单个企业可能不透明，但行业整体情况可以从多方面了解到；但电网不一样，都是一家买卖，它不给你运行维护费的各种数据，你就没有第二个来源”，“如果据实核定，它可能会把各种费用都塞进来，到底是不是合理，谁也不知道，信息来源只掌握在电网公司手中”。
    也有业内人士表示，电网企业的一些诉求确有其合理性，“比如分电压等级核定，其实并不困难，是最简单的办法；但各地电网等级标准不一致，不能一刀切，要区别对待；有的地方输电业务220KV以下的算配电网，有的地方不发达、用电量小，110KV以下就算配电网，没有统一标准。如果按照电压等级一刀切，肯定不合适。”一位电力行业人士说。
    中电联相关人士也表示，输配分开有很多现实问题无法解决，比如部分地区农网的配电本身很薄弱，存在严重的交叉补贴，“国家电网用富裕地区的收入来补贴落后地区，如果输配分开，落后地区的配电更没有人管了”。
    电监会人士向《财经国家周刊》记者指出，2011年是“十二五”开局之年，明年将是电力体制改革启动十周年。经历了厂网分开后的快速发展，再经历了难产的主辅分离，目前又要面对更有挑战性的输配分开，“但是，独立的输配电价是整体电价改革绕不过去的坎儿”。
    “输配电价不分开，大用户直购电无法执行。直购电是通过输电网，不经过配电网。不分开，大用户直购电还得付配电的价钱。”一位发电企业资深人士称，仅仅是个输配电价测算，就遇到如此多的困难，“足见改革进入了深水区”。
    关于电力体制改革，发改委价格司相关人士讲了一个段子：改革目标就像雪山，大家都能远远望到；但去雪山的路却云遮雾罩，不知如何才能到达。
    电价改革大事记
    2002年，当时的国家计委组成电价改革研究小组，在对国内竞价上网试点地区进行调研和对英国、北欧电力市场考察的基础上，形成电价改革方案。2002年12月，提交国务院电力体制改革工作小组讨论并获通过。
    2003年7月，国务院出台了《电价改革方案》，确定电价改革的目标、原则及主要改革措施。
    2004年3月，出台标杆上网电价政策，统一制定并颁布各省新投产机组上网电价。
    2004年12月，国家发改委出台煤电价格联动机制措施，规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。
    2005年3月28日，国家发改委会同有关部门制定并颁发了《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》。
    2005年5月，第一次煤电联动，电价每千瓦时上调0.0252元。
    2006年6月，第二次煤电联动，火力电企电价调整，各区域上调幅度不同，在1.5%~5%之间。
    2008年7月1日，全国平均销售电价每千瓦时上调0.025元。
    2008年8月20日，全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高0.02元，电网经营企业对电力用户的销售电价暂不作调整。
    2009年3月，温家宝总理《政府工作报告》指出，继续深化电价改革。
    2009年9月14日，电监会发布《2008年度电价执行情况监管报告》，称我国电价政策执行情况良好，但政策执行中长期积累的矛盾和问题依然存在，比如“市场煤”“计划电”导致价格矛盾突出，发电企业亏损严重，电网企业经营困难加大等。
    2009年10月，发改委和电监会联合制定《关于加快推进电价改革的若干意见(征求意见稿)》，明确改革的必要性，确定改革目标和原则，并提出电价改革的七个重点任务。
    2009年10月，国家发改委、国家电监会和国家能源局联合批复辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂开展直接交易试行方案，标志着电力用户与发电企业直接交易试点正式启动。
    2009年10月，发改委、电监会、能源局三部门发布《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》。
    2009年11月20日，全国销售电价每千瓦时平均提高0.028元；暂不调居民电价。
    2010年10月发改委出台《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见(征求意见稿)》。
    2011年4月10日，上调部分亏损严重火电企业上网电价。全国有11个省份的上网电价上调在0.01元/千瓦时以上。
    2011年6月1日，15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时上调0.0167元，但居民用电价不变。