关于完善电价调整政策的建议

范必

今年以来，国家两次下调电价，减轻工商企业负担470亿元左右，成为供给侧改革“降成本”的一个亮点。但也要看到，目前全国工商企业用电成本仍然偏高，建议采取积极措施，降低对工商企业的销售电价。同时，加快电力体制改革步伐，更多地通过直接交易、市场机制降低工商企业用电成本、增强企业发展活力。

一、煤电联动滞后于煤价波动

在我国电价尚未完全市场化情况下，国家对燃煤火电上网电价和销售电价按照煤电联动的原则进行调整。但很多工商企业反映，电价调整滞后煤价波动。为分析“煤价-电价”关系，我们选取秦皇岛港5500大卡动力煤作为电煤价格变动的代表指标，选取火电比较集中的山西和电力消费量较大的北京，分别作为购电和售电价格的代表指标进行了研究（见附图）。

本轮电煤价格下跌起始于2011年年底。当年10月，秦皇岛港5500大卡动力煤平均价格为855元/吨。之后出现断崖式下跌，2015年11—12月为370元/吨，跌幅达56.7%。近半年又有所回升，2016年9月底为565元/吨。当电煤价格处在855元/吨的高点时，山西火电平均上网电价为0.3682元/千瓦时，北京一般工商业电价（1千伏以下峰电）为1.194元/千瓦时。

在电煤价格开始大幅下跌后很长一段时间，全国没有相应下调上网电价和销售电价，而是提高了电价。山西火电上网电价在2011年12月—2013年8月间达到最高值0.3977元/千瓦时；北京一般工商业电价从2014年1月开始达到最高值1.4002元/千瓦时，分别比煤价最高的2011年10月上涨了8%和17%。

今年以来全国电价进行了两次调整，燃煤机组降价3分/千瓦时，一般工商业电价降低超过4分/千瓦时。但是，这两次调价降幅有限，且降价范围没有覆盖所有电价类别和所有地区，包括北京在内，目前全国大部分地区工商企业的用电成本仍处于历史高点。

在电煤成本大幅降低的情况下，全国大部分火电企业出现了发电量与企业营业收入“双下降”，但利润大幅上涨的“怪现象”。2015年，全国规模以上火电企业利润2266亿元，比上年增长13.32%；华能国际营业收入同比减少8%，净利润却上涨13%；华电国际营业收入同比减少7%，净利润增长21%。去年底以来，随着电煤价格回升，火电上网电价却在下调，一些发电企业已经感到经营压力。

与此同时，售电和购电的价差不断扩大。如山西的火电送到北京，价差从2011年10月的0.8258元/千瓦时，扩大到2016年9月的1.0797元。也就是说，每输1千瓦时的电，输电企业2016年要比2011年多收入0.25元。输电环节占销售电价的比重从2011年的69%提高到2016年的77%。

这些情况说明，在电煤价格波动中，电网企业效益得到保证；发电企业上网电价无法反映燃料成本的变化，企业效益随着煤价波动而波动；下游工商企业用电成本居高不下，分享电煤整体降价带来的收益不多。

二、电价调整滞后带来的问题

在电煤价格整体下降、大幅波动的情况下，电价调整滞后不利于发展实体经济和减缓经济下行压力：

一是影响企业经济效益。用电成本在重化工企业、制造企业和基础设施建设中占有较大比重。比如纺织企业，用电成本占各项成本支出的第二位，仅次于原料成本。不少高新技术企业也是耗电大户。IBM统计，能源成本一般占数据中心总运营成本的50%。工信部统计，我国数据中心总量已超40万个，年耗电量超过全社会用电量的1.5%。中电联统计，2015年互联网、大数据、云计算等新一代信息技术行业用电比上年增长了14%。高用电成本成为我国企业提高经济效益的障碍之一。

二是削弱制造业国际竞争力。美国制造业回归很大程度上得益于用电成本下降，甚至吸引了我国沿海地区一些高载能工业向美转移。目前，美国工业用电平均电价为0.43元人民币/千瓦时，商业用电平均电价为0.67元人民币/千瓦时。国家发改委估计，我国工商业电价平均比美国高45%。实际上一些发达地区更高，如上海工商企业用电价格为1—1.2元/千瓦时，广州、珠海、佛山等珠三角地区为0.8—0.9元/千瓦时。这些仅是目录电价，如果加上容量费和其他一些隐性支出，企业实际用电成本还要再增加。

三是不利于消纳电力产能。自2011年以来，全国60万千瓦及以上火电装机平均每年增长5600多万千瓦，但发电量增速却在零增长附近徘徊。全国60万千瓦及以上火电机组平均发电利用小时数从2011年的4731小时，降到2015年的3969小时。中电联预计，2016年发电利用小时数会降至3700小时。由于目前大部分地区的电价仍由国家制定，过剩的电力产能无法通过价格杠杆进行疏导。

四是抑制电力需求增长。近年来，较高的电价水平一定程度上制约了合理的电力需求。如果用电比烧煤更有经济性，广大农村地区就可以更有效地推动以电代煤。我国工业化、城镇化进程尚未完成，2015年人均用电4142千瓦时，是OECD国家平均水平的45.4%、韩国和我国台湾的1/3。到本世纪中叶，我国要达到中等发达国家水平，电力需求仍有很大增长空间。释放这些潜在需求，需要电力保持合理、经济的价格水平。

三、调整电价和完善电力定价机制的建议

鉴于电价占许多企业的成本比重较高，降电价能够更有效支持实体经济发展。对此，提出以下几点建议：

第一，降低工商业电价和部分地区火电上网电价。统计分析表明，大部分地区一般工商业电价，比电煤价格在565元/吨历史价位时的电价高出0.2元/千瓦时左右。建议今年底至明年一季度，将工商业电价调整到与历史煤价相当的电价水平。按2015年全国工商企业用电4万多亿千瓦时计算，可减轻企业成本8000亿元左右。同时，根据发电企业的承受能力，降低部分地区火电上网的标杆电价。

第二，大幅度扩大电力直接交易和市场化定价的比重。从本质上讲，煤电联动是一种模拟市场的计划定价方式，存在滞后性、被动性问题。从近年来电力直接交易试点情况看，参加交易的电力大用户用电成本普遍降低，对发电企业的销售电价影响不大，出现了发电方和用电方双赢的结果。建议利用今年底至明年一季度电价调整的时间窗口期，大幅度增加电力直接交易占火电发电量的比重。

现在各地在推进电力直接交易中，有的电力调度部门将直接交易的电量从分配给发电企业的发电量计划中扣除，影响了发电企业的利益。建议下决心取消各地自行制定的发用电计划，从而减少政府部门对企业售电和用电行为的行政干预，也为电力直接交易扫清障碍。

第三，抓紧推进输配电价格改革。发电和用电企业自主定价后，过网费执行输配电价是降低电力交易成本的关键。目前，国家已在18个省级电网和1个区域电网开展了输配电价改革试点，有关部门原计划用三年时间完成这项改革。考虑到改革的方向和操作内容已无太大争议，建议加快在全国核定和执行输配电价的进程；严格审批电网企业新建项目，减少不必要的电网建设支出，防止输配电价定得过高；加强对输配电成本监管，取消交叉补贴，将电网企业内部各类交叉补贴由“暗补”改为“明补”；加快电力市场建设，电网企业逐步退出购电和售电主体。

2016年10月15日