2018年政府工作报告中明确提出，“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。”这无疑会对宏观经济起到良性的刺激作用。国家发改委公布的数据显示，目前我国平均销售电价的水平为0.65元/千瓦时，其中居民电价0.55元/千瓦时，农业电价0.48元/千瓦时，大工业电价0.64元/千瓦时，一般工商业电价为0.80元/千瓦时。一般工商业电价平均下降10%，意味着本轮调整降价金额将超过800亿元。从降价的具体措施来看，主要包括清理和规范电网环节收费;释放区域电网、省级电网和跨省跨区专线输电工程输配电价改革红利;完善两部制电价;降低电价中征收的政府基金标准;释放减税红利等八项措施。这是自2015年第二轮电改实施以来，首次有针对性地调整一般工商业销售电价，下调的电价将直接普惠广大工商业用户。
从具体的措施不难发现，本轮降电价的措施中发电领域并不在降价的考虑范围之内。自2015年电改实施以来，通过市场化交易方式和下调煤电上网标杆电价，发电企业已大幅让利给用户，但是由于进入市场化交易的用户仅仅局限于大用户范畴，面向一般工商业的中小型用户始终没有从市场化交易中获益;电网企业在2017年通过降费、降价和市场化交易，仅国家电网公司一家就让利737亿元，今年将继续承担降费80%，即640亿元的降价任务;在国家层面从去年开始，取消和降低了通过电价征收的基金及附加，通过“三取消、两降低”，共涉及资金960亿元，社会各界已为降低用户用电成本付诸大量实际行动。
电价的构成复杂且系统性强，我国电价又同时存在地区间、行业间的巨大差异。“让利”、“腾挪”、“临时性降价”，不失为在短期内刺激经济发展“立竿见影”的有效手段，可以让更多的用户得到真真切切的“获得感”。而与短期以行政手段“挤”出来的效益相比，培育健康的电力市场，进一步扩大交易规模;调整阶梯电价比例，妥善解决复杂的交叉补贴;厘清输配电价构成，理顺电力价格形成机制，才是进一步降低用户用电成本，促进电力行业良性发展的长久之计。近日，本刊特专访国家发展改革委市场与价格研究所研究员刘树杰，就如何从上网电价、输配电价和居民电价等方面构建合理的电价机制，进一步探寻电价机制背后的降价法则进行深度阐述和解读。
妥善处理交叉补贴 为理顺电价机制创造条件
“一个国家电价的高低，主要是由资源禀赋决定的。以我国的资源禀赋而言，让我国的电价处于较低的水平并不现实。当前，我国电价矛盾突出表现为工商业电价水平过高，而居民电价过低，这其中就牵扯到交叉补贴的羁绊。李克强总理提出一般工商业电价降低10%，就其紧迫性和降成本的现实需求而言，由于各地的经济结构不一样，降电价应该因地制宜，一般工商业占比大的地区，就着重降一般工商业电价，如果重化工或大工业占比大的地区，降价范围也不应局限于一般工商业。而降低工商业电价，首先就应寻找交叉补贴的有效替代方法，形成良性的电价构成体系。”刘树杰认为。
目前，我国电价长期存在工商业用户补贴居民用电、城市用户补贴农村用户、经济发达地区补贴经济落后地区的情况。随着经济市场化程度逐步提高，不同用户间、不同地区间的电价交叉补贴扭曲电价体系、抑制资源配置效率的弊端也逐渐显现。
从供电成本角度看，不同的电力用户对系统的耗损不同。居民用户处于供电环节末端，电压等级最低、负荷率低，输送线路长，变电线路多，供电成本较工商业用户高。同时，负荷率反映用户的用电行为和系统设备的使用率，负荷率高的用户，用电成本低，而目前拿低成本的工商业用电，去补贴高成本的居民用电，并不能正确引导用户合理消费，进而造成资源的错配。
从国际经验来看，美国现行两档式阶梯电价，第二档定价高于电价成本水平;日本实行三档式阶梯电价，第二档价格平行于成本定价，第三档高于成本水平。而无论是两档式或三档式阶梯电价，第一档的覆盖范围相对较小，以“生命线电价”保证基本生存所需电量，最高一档定价用于弥补第一档低于成本供电的损失，在总预算约束下实现社会福利最大化。电网公司作为阶梯电价的执行者并不从中获利，而是在不同用户之间进行所谓的“以富济贫”。
刘树杰认为，目前我国实行的三档阶梯电价没有问题，关键是第三档电价还没有达到反映供电成本的水平，而以第三档价格，电网公司进行供电仍然亏损，这样的制度显然存在问题。若要使居民类整体电价水平与合理的供电成本相符，就需要大幅度降低第一档的覆盖面，提高第二档、第三档的价格。
“阶梯电价的设计初衷是以低价保障基本需求，基本需求以外的都应该基于市场定价，由市场经济法则来决定。从我国目前的阶梯电价结构来看，第一档覆盖了90%的用户，阶梯电价的作用难以发挥。早年浙江省试行的第一档电量50千瓦时是较为合理的。当然，阶梯电价的覆盖面也应根据不同地区的经济情况而区分设计。如果在没有减少或取消不合理交叉补贴等配套措施的情况下，工商业电价的大幅下调，必然要以电力行业的亏损为代价。”刘树杰说。
加快电力市场建设 促进发、用电价格有序放开
作为现阶段电力市场化的主要手段，我国“直接交易”的电量规模逐渐扩大。在供大于求的背景下，根据供求比安排的发电企业与用户进入市场的数量与比例，也决定了电价下降的趋势。但企业在市场中的行为由多重因素决定，电价在发电侧的降价边界在哪里，电力市场是否会沦为降价的“工具”，以行政手段释放的“改革红利”又能维持多久仍需时日观察。
“从实施电力市场化交易以来，各地的上网电价都有大幅度的下降，这与电力过剩有直接关系。但电价究竟还有多大下降空间，或者说降价潜力到底有多少，只能靠市场来确认。”刘树杰说，“以市场机制促进电价的合理化是电力工业发展长治久安之道，电力市场构建是上网电价放开的前提条件。因为电是基于系统集成和实时平衡的产品，需要不同机组之间、网源之间，网和用户之间的整体协调。电力发、售价格的有序放开与发用电计划有序放开是同一件事，均依赖于电力批发市场的构建，而并非行政手段和制度安排。当竞争性电力市场构建和完善后，竞争业态自然形成，上网电价也就会随之放开。”
现行的电力直接交易，是我国电力市场化交易的有益尝试，或者说是竞争性电力制度在我国电力市场的萌芽，但它没有基于平衡机制，与规范、成熟的竞争性电力市场还有很远的距离。电力市场是新制度的构建，而并非是新场所的搭建。进入市场的主体也不应以“优待”眼光和标准来区别分发“入场券”，这也是现阶段我国电力市场的特色之一。而一旦未来供需关系反转，在没有任何保障措施的情况下，那些被发了“好人卡”的用户，是否会面临高电价的风险?“优待”又是否会变为“虐待”?
刘树杰指出，真正的竞争性电力市场，并非简单地放开电价，而是与电力系统运行特性相融合的交易制度的系统安排。在规范的电力批发市场设计缺位的情况下，放开电价只能“小打小闹”。为保障系统安全，机组调度也只能遵循“老规矩”，因而不具有可持续性。现阶段的电力市场都是以降价为目的，并没有考虑系统设计的问题。现货市场试点，应从国情出发，第一步可先建立发电企业单向竞争的“强制性电力库”。待各方有了足够的经验积累，诚信、法制条件大体具备了，再转为竞争效率更高的“基于平衡机制的双边交易”模式。
转变国企考核方式 建立适于国情的激励机制
从2014年蒙西、深圳两地率先“破冰”至今，第一轮监管周期内的省级电网输配电价已基本核准完成，实现全国全覆盖。此次核定过程是我国首次对输配电价基于“准许成本+合理收益”原则进行的现代监管，与传统的购销差模式相比，本轮输配电价的核定既发现了部分不必要的成本，同时为理顺发、输、配、售各个环节的价格形成机制，有效引导中间输配环节的合理投资做下良好的铺垫。
“判断输配电价的高低，关键在于核定的价格是否真实反映了正常的生产成本。现行的输配电价核定，是基于投资回报率等全要素成本的规范化定价方法，在我国也算是破天荒的成就，但与现代化的电价监管体系相比，只是迈出了万里长征的第一步。要建立现代化的监管体系，需要有一系列相关体制的配套，如专用的会计准则、对投资效率评估的制度和方法等。”刘树杰认为。
目前我国采用的是通用会计准则，其效果在于抑制企业的偷税漏税行为，是竞争性行业的普遍规范性条款;而专业的管制会计准则，对于投资成本的必要性划分和投资回报的分摊有着明确的规定。对于垄断性行业，尤其是政府管制的行业而言，从监管的角度来看，对每一笔费用、每一个项目的明确管理，既便于监管核查，也能达到成本总体可控的目标，是建立现代输配电价监管体系的重要依据。同时，由于监管职能的分割，目前我国对于新建电网项目的审批，着重从技术、安全等角度考虑。而国外的电价监管体系中，不仅要考虑这几方面的因素，同时还会对影响电价水平的投资成本以及投资回报率进行综合考量，对于多种方案进行优化设计和比选，最终达到成本最低、效果最优的目的，避免“成本大于收益”造成的低效投资和输配电价水平的上涨。
“从这个角度来看，当体制和机制构建相对完备后，我国输配电价的水平，理应还具有下降的空间。但以目前电网公司的财务状况看，如没有配套措施的跟进，电网企业既要完成国资委‘保值增值’的任务，又要数以百亿计地降价，绝无可能。现阶段要想从输配环节获取更多的降价空间，一是降税和政府性基金，二是转变国资委对电网企业的考核方式，即不再按照竞争性行业考核。”刘树杰说。
