1月14日，中國國家電力監管委員會的一位權威人士在透露電監會的三點方案時説，等五大發電集團正式運作後，看看運作情況，電價改革的方案才會出臺，出臺時間會在2月份。

    五大發電集團已和2大電網公司、4大輔業集團于2002年12月29日正式成立，這五大發電集團分別為：中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司和中國電力投資集團公司。

    電監會的這位人士指出，電價改革的長期任務是將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電價格和終端銷售價格；發電、售電價格由市場競爭形成；輸電、配電價格由政府制定；明晰管理規則，建立規範、透明的管理制度。

    改革初期（過渡期）的重點是在廠網分開的基礎上，建立與發電環節適度競爭相適應的上網電價機制；初步建立有利於促進電網健康發展的輸配電價格機制；實現銷售電價與上網電價聯動；優化銷售電價結構；允許用電量大的用戶直接向發電企業購電。

    廠網價格分開

    據電監會的這位人士介紹，廠網價格分離是指對原來與電網實行統一核算、沒有單獨上網電價的電廠核定臨時結算電價，使這些電廠從電網分離出來後能夠正常運作（涉及3500萬千瓦左右的機組）。對分離出來的電廠按保本原則（零利潤原則）核定臨時上網結算電價。

    臨時上網電價以2001年度發電成本、財務費用、稅金和上網電量為基礎核定。其中，發電廠成本包括：燃料費、外購電費、水費、材料費、工資及福利費、折舊費、修理費、其他費用共8個項目。其中折舊費按照該電廠綜合折舊率計算的折舊費確定；修理費按照該電廠近3年的平均水準確定。

    財務費用包括長期借款利息和短期借款利息，均按電廠2001年實際值考慮。其他成本項以電廠2001年決算報表數據為基礎確定。

    臨時上網電價計算公式分別為：水電廠上網電價=發電廠成本費用乘以1.187除以近5年平均上網電量。其他電廠上網電價=發電廠成本費用乘以1.187除以2001年實際上網電量或近3年平均上網電量。

    上網電價實行兩部制電價

    上網電價改革的方向是全面引入競爭機制，價格由供需各方競爭形成。電監會的這位人士説，過渡時期，上網電價實行兩部制電價，即容量電價和電量電價。

    因為實行一部制電價存在很多問題，比如：在電廠的建設過程中，沒有任何競爭機制，投資者沒有任何控制投資、降低成本的積極性；造成總裝機容量相對過剩，而調峰容量非常短缺；不利於現有裝機的優化調度，造成資源的浪費。

    一部制電價是指全部費用從發電量中回收，為此必須規定最低發電小時，在最低發電小時內電力公司根據“照付不議”的原則收購電量。

    容量電價的目的是為投資者提供部分收入保障，並能夠引導電力長期投資。容量電價水準按電力調度交易中心經營範圍內發電企業平均投資成本的一定比例制定，原則上實行同網同價，並保持相對穩定。

    統一制定容量電價的考慮是因為容量電價能夠提供明確的價格信號，符合公平競爭的原則，有利於發電市場真正實現同網同價，操作簡單，便於管理。

    電量電價的確定有兩種市場交易模式。一種是發電企業全部電量集中競價上網模式，即發電商、供電商和用戶等所有市場參與者均需通過電力庫進行交易，電量由電力調度機構統一平衡（稱為強制性電力市場）。

    在此模式下，市場價格由滿足負荷需求的最後一台機組的報價決定。

    確定電量電價的另一種交易模式是雙邊交易與集中競價結合模式，即市場參與者可以通過集中競價進行交易，也可以不通過集中競價、而由雙邊簽訂合同直接交易（稱為非強制性電力市場）。

    在此模式下，雙邊交易的電量和價格由買賣雙方協商確定；集中競價的電量價格，為供需雙方確定的市場均衡價格。

    第一種模式的優點是由電網負責電力的調度和平衡，有利於電網的運作穩定。缺點是市場價格由少數機組決定，需求方未參與市場定價，很容易發生發電企業利用壟斷勢力操縱市場。

    第二種模式的優點是市場價格由供需雙方確定，價格水準較低，但要求有足夠多的需求方，並且對電網調度和市場監管的要求較高。

    電監會的這位人士説，現階段市場發育程度較低，政府監管能力比較薄弱，輸、配電尚未分開，電網輸電能力不足。目前，各地可自由選擇第一種或第二種模式。對選擇第一種模式的地區，為避免出現價格壟斷現象，監管部門可規定最高、最低限價。但電力改革的目標是實行第二種模式。

    上網電價改革相關問題

    對於大用戶用電直供問題，允許較大用電量的用戶、獨立核算的配電公司與發電公司進行雙邊交易，雙邊交易的電量和價格由買賣雙方協商確定。

    競價上網的主體是常規水電、火電企業，以及核電企業。電網企業擁有的調峰電廠、風電、地熱等新能源和可再生能源企業目前暫不參與競爭。

    對於外商投資電廠的競價上網問題，符合國家審批程式的外商直接投資企業，1994年以前建設並已簽訂購電合同的，以及1994年以後經國務院批准承諾過電價或投資回報率的，在保障投資者合理收益的基礎上，重新協商，盡可能參加競價上網。

    擱淺成本是指這次改革後原有售電合同或協議的電價不能繼續執行而導致的電廠收入降低部分。根據國務院改革方案，國內投資建設的電廠擱淺成本在發電企業內部消化；外商直接投資電廠可重新協商處理原有購電合同，對於經協商後仍不能完全廢止的購電合同，將形成擱淺成本。

    據了解，中國現有外商直接投資電力企業裝機容量約3700萬千瓦。其中，1994年以前建設的電廠主要集中在廣東地區，約200萬千瓦；1994年以後建設、經國務院批准承諾過電價或投資回報率的電廠約有1000萬千瓦，主要分佈在福建、河北、山東、安徽、江蘇、廣東、廣西等地。

    這些電廠的擱淺成本需要進行逐廠清理。補償資金主要通過變現國有發電資産的方式籌集。

    關於競價時環保收費政策。發電企業競價時，應執行發電排放的環保收費政策，發電企業排污費標準應逐步達到污染治理的平均成本。

    輸配、銷售電價改革

    電監會這位人士介紹，輸配電價改革的第一步是廠網分開時輸配電價按平均售電價格扣減平均購電價格確定。第二步是隨著電網的發展，逐步過渡到“成本加成”方式核定輸配電價格。監管機構將制定成本規則，電網運營成本按社會平均水準確定。投資收益以電網企業有效資産和市場籌資成本為基礎確定。第三步是當電網發展比較成熟時，選擇“價格上限制”或“收入上限制”等基於業績的管理方式。

    輸配電價格分為共用網路服務價格、專項服務價格和輔助服務價格。共用網路服務價格按電壓等級制定，各電壓等級價格應反映其對系統造成的成本耗費。

    競價初期，同一電壓等級的用戶輸配電價執行同一價格水準，原則上實行單一電量電價。專項服務價格分為電廠接入價、專用輸電工程服務價和聯網價三類。價格水準以成本為基礎確定。輔助服務實行有償提供，具體辦法由電力監管部門制定。

    在銷售電價方面，由於售電環節不具有自然壟斷性，改革方向是在給全部用戶以自由選擇供電商權力的基礎上，價格由市場決定。

    競價初期，銷售電價仍需由政府管理。政府制定銷售電價的原則是，堅持公平負擔，有效調節電力需求，兼顧公共政策目標，並建立與上網電價聯動的機制。

    用戶類別包括居民生活用電、農業生産用電以及工商業及其他用電。每類用戶分電壓等級和用電負荷特性進行定價。

    銷售電價的調整採取正常調價和聯動調價兩種形式。一是居民和農業生産用電實行正常調價，原則上每年一次，期間儘量保持穩定。二是工商業和其他用戶用電價格與上網電價實行聯動，電價同方向變化超過一定幅度時相應調整銷售電價，以使發電市場的價格變化情況能夠及時傳遞給消費者，避免出現美國加州式的能源危機。

    電力市場運作第一年內，居民生活用電及農業生産用電價格水準原則上保持穩定（城鄉用電同價除外）。調整用戶分類、擴大兩部制電價範圍等改革措施，在電力市場競價開始半年後逐步推行。

    允許實行季節電價、高可靠性電價、可中斷電價等其他有利於系統平衡、降低系統成本的電價形式。

    電力監管部門根據市場情況向政府價格主管部門提出調整電價的建議，政府價格主管部門審核批准電價，電力監管機構對企業執行價格的情況進行監督檢查。

    電力改革問題猶在

    據了解，目前實行的“一廠一價”、“一機一價”，增加了電價管理的難度，而且使電力生産企業失去了公平競爭的基礎，妨礙了“廠網分開、競價上網”的開展，增加了深化電力體制改革的複雜性。

    輸配環節沒有獨立的具體價格形式，更沒有明確的定價原則和辦法，不能正確反映電網經營企業的經營狀況，不利於加大電網建設的力度，實現電源與電網結構的合理調整。

    電監會人士説，電價改革的長期目標是優化有限的全國資源的利用（資本資源、能源資源和人力資源），以最低的生産成本生産出最多的電力；促進電力的合理分配，保證電力的有效利用，以最少的電力獲取最大的經濟效益；有利於電力工業吸引投資，保證電力企業具備良好的財務狀況，促進電力工業的健康快速發展，滿足國民經濟發展的需要。

    《國際金融報》2003年1月17日