| 发电价格监管应引入可控成本与不可控成本的概念－－兼论化解“煤电联动”争议的对策 |
| 刘树杰 2007-12-24 |
| 摘 要： |
本文对“煤电联动”执行中的主要争议，如何消化涨价问题？今年电价联动问题等做了详细分析，并提出了化解“煤电联动”争议的对策与可控成本和不可控成本的概念，即发电企业成本下降、效率提高消化部分涨价影响，全额反映不可控成本的影响。 |
| 关键词： |
电价联动，可控成本，不可控成本，价格管制 |
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近几年，我国发电价格监管的规范化、科学化有了长足的进步。特别是“煤电价格联动”制度的建立，基本上形成了较为畅通的一次能源成本传导机制，使消费者及时感受到了我国一次能源的稀缺程度。在竞争性电力市场未建立之前，其基本精神应继续坚持。但设计上仍有可改进之处。这里只就引入可控成本与不可控成本概念的意义，谈些粗浅的认识。
为什么煤价上涨的30% 要由发电企业自己“消化”？短期（例如1 年）内，如果煤价只涨5% 或再高一些，其中的30%由发电企业“消化”，或许问题不大。但如果涨幅高达20%、30%，或连续上涨几个5%（事实上也确实达到过这样高的涨幅），又该如何？问题的关键是，发电企业“消化”的30%，是指降低煤耗？还是减少收入？如果是指降低煤耗，显然与技术进步的潜力不太相符。而如果是指减少发电企业的收入，根据何在？
今年煤价累计涨幅已超过5%，为什么电价还不联动？根据我委发布的“煤、电价格联动”办法，煤价涨幅超过5%，电价就相应调整。可今年煤价累计涨幅已超过5%，而至今未安排电价“联动”。
其实，无论是煤价上涨的30%要发电企业“消化”，还是今年煤价涨幅累积超过5%仍不安排“联动”，总体上并无大错。所以产生上述争议，是因为在我国的发电价格监管规则中，未将电力企业的成本作可控与不可控区分，从而未能建立完整的价格调整机制。
根据管制理念或期望目标的差别，管制经济学把垄断性产业价格管制方式分为两种：“成本加成”和“上限制”。前者侧重于直接控制被管制企业的会计成本和投资回报，因而也被称为“基于成本的管制”；而后者在一定期间并不直接控制被管制企业的成本（包括资本的成本--正常利润），而是侧重于效率的提高，进而实现价格的有效控制，所以也被称为“基于绩效的管制”。但我们知道，对电力行业而言，并非所有的成本支出都是可控的。特别是发电企业，极易出现由燃料市场价格大幅度波动导致的燃料购入成本失控。因此，在成熟市场经济国家和地区，电价监管还同时引入了“可控成本”和“不可控成本”的概念。对于不可控成本的变化，以价格即时调整的方式予以全价疏导。由于燃料购进价格是典型的不可控成本，在未实行电力市场化改革时期，市场经济国家和地区大多实行“电价与燃料价格联动”制度。而对可控性成本，无论价格反应机制是“成本加成”还是“上限制”，都要按规则定期进行审查，并根据审查的结果作出相应的决定。因此，虽然有“电价与燃料价格联动”的机制，但整体电价水平并非一定与燃料价格变动的方向和幅度相同。
我国现在的“煤电联动”，实际上是对发电企业不可控成本部分的反应机制。但近几年，发电成本的另一个主要构成部分－－机组造价则是大幅下降的，由原来的每千瓦6000多元降到每千瓦4000元以下，降幅达30%以上。主要原因是一些重大改革措施导致了管理效率的提高：一是厂、网分开后，使火电机组建设的主要成本指标具有了可比性，因而尽管尚未建立竞争性电力市场，在各发电集团之间以及发电集团内部各电厂之间，还是形成了所谓的“标比竞争”；二是火电“标杆价”的实施，使火电上网电价不再以单个机组造价为依据，加之发电企业已广泛形成市场竞争的预期，也促进了投资成本的降低。就目前我国火电价格构成情况看，机组造价的下降不仅导致折旧减少，而且也会相应减少资本费用及与此相关的所得税支出，而上述三项费用在电价构成中的权重超过50%。因此，尽管发电企业“消化”了以往煤价上涨的30%，今年煤价涨幅累积又超过5%，目前仍有可观的利润。可由于电价监管没有与之“对冲”的规则，发电企业还是理直气壮地要求涨价。
为此，建议参考国外通行的做法，在我国的上网电价监管中，明确引入可控成本与不可控成本的概念。对燃料价格等不可控成本的变动，价格应基本上予以全额反映，以使消费者准确地感知这类成本的变化，及时调整消费行为。而对可控性成本应定期审核，而且应该有“效率不断提高”的要求。如果确认成本可以或已经下降，价格就应及时下调。只要规则清楚了，“桥归桥，路归路”，前述困扰我们的争议也就迎刃而解了。
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