中國1996年頒布的《電力法》就規定“同網同質同價”，但這個最基本的電價原則在發電領域一直沒有執行。中國的發電價格至今都要由審批決定。審批主要內容是成本和利潤，成本高的批給高電價，成本低的批給低電價。任何發電企業成本和利潤的增加都需申報審批，然后以“宏觀調控”的名義在全社會提漲銷售電價，稱之“順價”或“疏導電價矛盾”，最后都“順”到電力消費者身上去消化。供電緊缺時急需“順價”，供電寬松時又是“疏導電價矛盾”的大好時機，所以不論形勢好壞，電價走勢從來都單邊上揚，這違反了市場規律。這是許多地區占全部用電量85%左右的工業和商業用電實際支付的可比價格水平已高于美國等發達國家的原因。

近幾年電力業大力呼吁，建議盡快實行“水火同價”。這其實是推行電力價格市場化形成機制的代名詞，是建議遵從經濟規律，而不是說要把水電價格審批得跟火電價格一樣高。

宣傳“水火同價”，是在與“電價改革就會導致銷售電價上漲”的危言遙相呼應。無獨有偶，“改革就會漲價”這個缺乏科學道理的論斷，與十年前的“廠網分開就沒人投資建電廠了，全國都會嚴重缺電”的著名警句同出一轍。說穿了，是在用大幅度提漲銷售電價的前景，對整個電力行業市場化改革“將軍”。

1.不同方式所生產的電力都是商品

各種不同發電方式所生產的電力，都是同樣的商品，給使用者帶來的效用相同，從消費者那里能夠討到的價格必然就是相同的。因為用戶是在消費“電力”這種商品，而不是消費煤炭、天然氣、水、核材料等原料。至于成本高低，對從事競爭性業務的企業來說，完全是自己產品競爭力的問題，用不著行政部門管。即使商品成本沒有任何變化，也常常會因消費需求變化引起市場價格變化，而與發電方式和成本并無直接關系。如果行政管理者過于熱心地為競爭性企業的成本和盈利操心，按照發電方式及其不同成本，分門別類地審批、規定價格，雖然工作既重要又熱鬧，但違反了經濟科學的規律，結果會造成市場供求關系扭曲。

2.上網電價實行同網同質同價

《電力法》中的“上網電價實行同網同質同價”，已經樸素地表達了這個道理。國務院2003年批準的《電價改革方案》，基本思路也是首先對電網企業單獨定價，然后放開對發電價格和用電價格的政府管制，讓發電企業與電力用戶直接進行電力交易，通過討價還價形成市場價格。這樣，電力作為同一種商品，在市場里的價格自然就會是相同的。當然，風電、光伏發電等新能源在一定發展階段還需要政府在市場價格基礎上給予政策扶持。

至于有些電廠因技術特點所限，在發電時間和出力大小方面“不由自主”，不應屬于電能質量問題，能夠上網運行的電力，物理參數都是相同的。國際上成熟的電力市場并不存在“垃圾電”這類歧視性概念，因為只要實行“分時計價”就可看出，在同一計價時段內，是所有發電機組共同提供的電力電量滿足了電力供應，因而該時段內每度電的貢獻是相同的，缺一不可。在某一時段，不能說是最后加入的那臺發電機組才滿足了最高電力負荷需求。所以，“同時同價”比“同質同價”表達更為清晰，因為它更直接地反映出電這種商品在時間過程中稀缺程度的變化。

電力盡管具有“產供用”三個環節在同一瞬時發生的特點，但并不改變某種商品對于消費者的效用相同，其市場價格有相同的科學規律。正是基于這個規律，英、澳、美、歐盟等早已建立了發達的電力市場，有些已經發展到取消電網企業作為單一購買方的“競價上網”辦法，代之以全部電量都由發電商與用電戶或配電商簽訂各類購電合同、自行商定電價的高級階段。經營輸電網絡的企業不再被允許“買賣電力”，而只能做“傳輸電力”業務，這使電力成為一種高度市場化的普通商品，顯著地提高了電力系統整體效率和經濟性。

中國電力工業市場化改革于2000年前后起步，然而，廠網分開后，電力體制改革的核心任務--電價市場化形成機制改革卻止步不前。當今世界上已沒有幾個國家還像我們一樣，在發電和用電環節這樣典型的市場競爭領域，仍由行政審批來規定全部發電電價和用電電價，將市場上時刻變化的電力供求關系牢牢罩在審批制度之內。而對最該盡快實行政府單獨定價單獨監管的電網環節，在十年后的今天，卻依然處于“全部電力的惟一購買方和銷售方”的壟斷地位，所有收入都來自發電企業上網電價和終端用戶電費之間價差，這是一種落后模式，將我們與世界先進電力管理體制的距離越拉越遠。

現在，中國的電價改革“千呼萬喚不出來”，電力是商品的概念甚至都開始“被模糊”。改革不進則退，不少水電站被規定，江河里的水，流過不同的水輪機所發出的電量要執行不同的上網電價。在這樣的環境下，只有想方設法做大成本去討要電價了。

現在業界聽到最多的是：“只要把水電電價提高一兩分錢，就能解決許多移民困難。”這種天真的建議的出發點是希望加快水電發展，但客觀效果卻是夯實計劃體制基礎，在市場競爭領域內繼續對商品價格實行行政管理、依賴官員裁量、按照成本定價的模式。

原能源部老部長黃毅誠在最近發表的《核電定價機制必須改革》的文章中談到：“最最重要的一條，就是要改變現在核電價格的制定辦法，不能誰的造價高，誰就能賣高價電。”因實行按項目的成本審批定價，導致人為抬高工程造價的現象在全國盛行，中國電力行業在上世紀90年代已經歷過，常規火電廠每千瓦造價曾經向匪夷所思的8000元攀升!給國家造成了難以估量的巨大經濟損失。

3.標桿電價最多是過渡性措施：

如果審批確定具有一定代表性的“分類標桿電價”，比起過去的“一廠一機一價”，似乎是個進步。但關鍵是，“標桿”仍舊是單獨以企業成本為基礎的人為安排，是一種不考慮用電戶需求情況的單向規定。所以，“標桿”無法反映市場上時刻變化的電力供需關系。事實上，只要考慮成本因素，標桿電價就要設為多種，像水電、火電、核電，發電成本各不相同;水電還準備按各水庫的調節性能，分為日調節、周調節、月調節、季調節、年調節、多年調節;火電要分為脫硫、不脫硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤、水冷、空冷、供熱、凝汽、常規鍋爐、循環流化床鍋爐;核電要分新的、老的、進口的、國產的、輕水冷卻的、重水冷卻的;這么多種標桿電價，還規定了每個省各不相同，標桿總數還需再乘以30……這與過去的“一廠一價”有多大區別?可見，標桿電價最多是過渡性措施，是因電價改革滯后“不得已而為之”。還是要加快電價市場化改革進程，盡快轉為由市場供需關系形成電價。若將過渡性措施作為常態管理和運行方式，或者用人為制定的、以成本審批為特征的“標桿電價”改頭換面代替電價市場化形成機制，實不可取。

4.成本定價成為節能減排之累

發電環節成本定價模式，既浪費能源又污染環境，對國家的節能減排戰略有重大負面影響。

一方面，由于每臺發電機組運行的年度利用小時數是計算其發電成本的主要參數，為了執行審定的發電成本，迄今仍必須給各類各臺發電機組平均分配發電量年度計劃指標。也就是說，在實時電力調度中，高煤耗燃煤機組發電量計劃指標尚未完成時，先進節能機組要減發讓路;燃煤火電廠發電量計劃尚未完成時，水電要棄水、核電要壓減負荷。僅因執行這種與成本定價模式配套的計劃發電調度方式，使中國電力系統生產同樣的發電量，每年白白多燒煤炭近一億噸。而國務院2007年批準試點的《節能發電調度辦法》，也因沒有改變成本定價模式，至今無法推行。

另一方面，煙氣脫硫是燃煤電廠整體運行中的一個流程，建設和運行脫硫裝置本來是火電企業必須遵守的行業規范。然而，對燃煤電廠的環保管理不是采用國際通行方式--根據火電廠運行實際排放煙氣中的含硫量處以罰款，多排放多罰款，少排放少罰款，反而是增設一道行政審批程序，對各火電廠建設的各種類型的脫硫裝置單獨審核、額外加價，只要有脫硫裝置，就能再多得幾分錢電價，燒高硫煤還可得到更高電價。加價費用每年數百億元，要由全體消費者“順價”買單。這樣的環保價格政策，盡管彰顯了行政審批權力，卻讓排放污染物的發電方式得到遠高于清潔電力的價格。由于加價與脫硫裝置運行的可用率和實際排硫業績并無關聯，發電企業為節省運營費用會不定期的關閉脫硫設施，消費者增加了支出卻難以收到減排實效。

電價如何改

市場競爭領域中的成本定價機制是水電的悲哀，作為水電移民管理辦法改革的前提條件，電力定價模式首先需要盡快改革。

1，改革國有電力企業經營業績考核辦法

嚴格區別對競爭性發電業務和自然壟斷性電網業務的不同考核方式，對前者考核單位資產利潤率，即考核其經濟效益;對后者考核單位資產輸、配電量，即考核其經營效率。不應考核國有發電企業的“資產總量排名”“發電裝機總量排名”等“紙老虎”指標，還應避免“資產總量末位淘汰”這類可能促使發電企業非理性發展的政策;不應考核電網企業的盈利水平，因為壟斷企業的盈利當由國家規定和控制，不是越多越好。

2，確定輸電，配電過網電價：

在不改變電網原有物理聯結格局和發展規劃的前提下，區分面向電力資源配置的輸電設施和面向用戶供電的配電設施的不同功能，劃小電網企業財務核算單位，按照“合理成本加規定利潤”的規則，并通過在同類企業之間進行資產量、輸配電量和運營效率的橫向比較，對各級電網企業分別實行單獨定價，確定并公布其年度準許收入總量和相應的輸電、配電所有路徑的過網電價。國家對電網企業單獨定價的結果，主要應體現：充分保證各級電網企業正常經營和發展建設所需要的合理、充足和穩定的收入，并使之與發電企業和電力用戶的交易情況脫鉤，與電力供求關系形成的發電和用電價格隔離。

目前在輸配電價改革方面，國家既定的“劃小電網企業財務核算單位、從而實現政府對各級電網企業分別單獨定價”這項最為關鍵的工作多年來一直未啟動，而在2006年、2007年兩次以正式文件頒布“分省電網輸配電價標準”，公布了各省電網企業經營每千瓦時電量的平均輸配電價約在0.09元至0.13元上下，但并未說明該標準如何付諸實施;標準與電網企業的實際運營效率、結算上網電價、銷售電價實際執行情況和售電現金實際收入總量等財務運行情況之間關系如何;沒有劃分各大區域、各省、各市縣電網企業的成本和利潤率;特別是在國務院做出的“主輔分開”決策尚未難完成的情況下，該標準并未反映出電網企業的設計施工等輔業及“三產多經”的成本和利潤在其中的總量和比重;電力監管部門對標準實施中監管情況如何;電網企業、發電企業和電力用戶對此意見如何。如果這些情況都不清楚，已經頒布的標準是根據什么制定的?出臺這些標準的用途是什么?如果這些情況都清楚了，那么是否意味著國家對各級各地電網企業單獨定價這場“改革攻堅戰”在三年前已經結束，只差信息公開了?這些問題是需要負責任地回答的。

3，用電戶與發電及輸電企業簽訂購電合同

以完成上述兩方面工作為前提，按照用電戶的電壓等級和用電變壓器容量，從高到低，逐級限期，規定由用電戶與發電企業通過直接交易，簽訂各類購電合同，自行確定電力、電量和電價。所簽合同交付電力調度機構執行后，由用戶按國家規定向電網企業繳納過網費。較低電壓等級的零散用電戶可委托相關配電企業代簽與發電商的購電合同，并由地方政府監管。電監會《關于印發《跨省跨區電能交易基本規則(試行)》通知2013年1月1日執行

需要反復強調的：包括試點工作在內，開展電力直接交易的前提條件，必須是完成對各個電網企業的單獨定價和單獨監管。實際上這也是發展新能源等分布式能源和智能電網、微電網的必要條件。過去的實踐已經證明，如果不能做到將電網企業的收入與發電企業和電力用戶的交易情況相隔離，“競價上網”“大用戶直購電”等所謂的電價改革，都會演變成一出出“從電網那里討些便宜電”的鬧劇，剛剛起步的太陽能發電等分布式能源亦將受到制約，造成浪費。

4，建議取消銷售電價中諸如三峽基金及南水北調重大水利建設基金、農網還貸資金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源電價等名目繁多的各類附加收費，讓終端電價真切地反映市場供求。同時，將上述所需資金來源全部轉為在化石燃料發電量環節或全社會化石燃料燃燒量環節征收環境影響稅，向國際主流思路靠攏：多排放多收稅，少排放少收稅，不排放不收稅，鼓勵節能減排，支持清潔電力。

我們需要把國家調控經濟的宏觀措施，諸如利率、稅收、進出口政策等用好用足，而不宜對商品價格直接施加人為安排。因為價格僅僅是商品供需情況的反映，性質上屬于一種信號，拿它作為調控手段或“杠桿”，會使市場供求信號扭曲失真。

通過上述電價改革，以項目經濟性取決于市場商業電價水平作為水電項目開發建設的前提和邊界條件，對水電建設中的水庫移民安置辦法按“以人為本、因地制宜”的原則全面改革，徹底改變以往在僵化的計劃指標體系下，脫離實際、大而化之、敷衍了事的移民工作方式。不再實行全國統一的水電站水庫移民搬遷安置經濟補償標準等“一刀切”的計劃指標體系。

市場競爭領域中的價格管制是中國經濟生活中傳統計劃體制的最后一塊領地。實踐證明，在這樣的管制下，商品價格不能反映市場供需關系，建設項目經濟可行性的邊界條件難以確定，作為市場主體的企業缺乏主觀能動性，不但水電無法再發展，整個電力工業運行也每每陷入危機。2008年的“煤電聯動”，用行政規定將高度市場化的煤炭價格和全面管制下的電力價格綁在一起，結果引發兩者脫離市場需求輪番上漲，險些將能源系統推到崩潰的邊緣，教訓十分深刻。

電價改革是電力體制改革的核心任務，而黨中央和國務院做出的改革決策，卻因各利益體的阻力，至今無法推行。反觀電力體制改革邁出的第一步，廠網分開取得巨大的經濟社會效益，大家當然可以感到，能源工業一旦實行市場機制，將給中國經濟注入多么大的活力和動力!也正因如此，業界上下拭目以待：電價改革，何去何從。