价格是价值的货币表现、是商品的交换价值在流通过程中所取得的转化形式、是一项以货币为表现形式，为商品、服务及资产所订立的价值数字。在商品交易之中，资源在需求和供给间重新分配的过程中，商品价格是重要的指数，在众多商品价格中，电价最具代表性，前段时间中共中央国务院先后颁发了进一步深化电力体制改革的若干意见和关于推进价格机制改革的若干意见。最近，中央经济工作会议提出“三去一降一补”等五项重点任务（去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板），要求降低电力价格，推进电价市场化改革。结合湖南实际简要谈几点看法！
一、为什么要进行改革？输配分开几点思考！
国家电网公司某位领导曾公开表态，认为“应坚持现有输配一体化、调度和电网一体化的格局”。然而，按照2002年既定的“电改方案”，则要求电网企业逐步对配电业务实行内部财务独立核算，从而实现电网企业输配分开的重组。同时，对输配电价也进行独立核算，并最终形成上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价的四类电价。是按电改方案继续推进，还是顺应相关电力企业的“意见”?电改又一次出现方向的摇摆。类似的“认识”冲突，在电改的推进中，并不鲜见。
现有厂能过剩和缺电交替出现的局面，是改革滞后、行业管理模式落后所造成；以湖南现有的三千亿装机和发电业已形成的竞争态势，如果行业管理科学，不会造成当前这样的电能过剩局面。1998年，四川二滩水电站首台机组投产，年发电量高达170亿千瓦时，按照设计，水电站主要为四川省提供电力需求，但是建成时，电力供需发生了急剧变化，先是重庆市作为直辖市单列，本来大部分本应送向重庆的电量，对方却只接纳了30%左右，而且受1997年东南亚金融危机的影响，四川电力整体需求出现了供大于求。二滩电站1998年到2000年三年间的弃损电量高达183亿千瓦时，水库蓄水无奈白白放掉。
厂网分开使中国电力工业组织结构发生了质的变化，但与新的工业组织结构相配套的行业管理模式一直没跟上，中国电力工业在政府的宏观调控和微观管理之间，在计划手段和市场手段之间，在对电力工业及其上下游之间的管理上，出现了制度的“肠梗阻”，阻碍了发展的协调和可持续性。
这种制度纠结首先表现在对电价管制上。多年来我国电价管制模式始终没有大的变化，上网电价和销售电价仍然都被严格管制。没有独立的输配电价，即使在区域电力市场试点时也是这样。
与价格管制相联系，当前电力行业管理的另一项强约束机制就是项目审批机制。此外，在中央牢牢把持着电价管制和项目审批的同时，地方政府快速把持了电量分配的审批权，这也使得高耗能优惠电价问题和电力交易地方壁垒问题再次突出且生命力更强。
如今，电价已俨然成为利率之后第二大经济杠杆，成为宏观调控、控制通胀、以及促进其他产业结构调整的重要政策工具，这是电价不可承受之重。国家对电价集中管控，在一段时间内可减少一些波动，但长远是在积累巨大的矛盾和风险。通过逐级放开用户，让这些价格随行就市，以大量局部的小变动代替小量全局的大变动，可避免对整个行业、整个经济造成大的影响。
同时，目前中国的电价都是混合形态，全部发电成本和输配电成本都混合在销售电价中，全部容量成本和电量成本都混合在上网电价中，从而使得销售电价和上网电价的调整负荷太重、难度太大。如果能将输配电价和发电容量电价独立出来，则电价的传导就要清晰顺畅许多。而这两个价格都是基于建设成本，可以做到长时间稳定。
不同的电价与不同的成本相对应，可以使得电价调整更为精准，更为有的放矢。标杆电价首要的出发点就是为某一时期的平均建造成本设置标杆，可现在这一电价更多地担当与建造成本无关的燃料成本联动的重任。由于建造成本、基础电量和燃料成本因素混合作用，使得上网电价调整标准混乱。如果标杆电价以容量电价形式规定，同时按照机组实际可用率来收取，则这三个因素可以自动脱钩。如果容量电价设置合理（对不同机组选取合适的投资回报系数），水、火、核电同台竞价完全可以实行，同样，也全都可以参与和用户的直接交易。
输配电价的独立是推进用户直接交易的最关键环节，也是全部电力市场建设和市场化改革推进的牛鼻子。输配电价的出台并不以电网公司完成主辅分离为前提，相反，输配电价的出台，可以促进电网公司的主辅分离，特别是其中电网投资、运营（包括调度交易）业务和购售电业务这两项主营业务逐步相互独立，形成保障电网建设的现金流，促进电网的健康发展。
在市场经济条件下，电网购售电业务和调度交易职能不能兼容，而购售电相对独立可能比调度交易独立更符合我国现状，更具可执行性。独立后的购售电公司（初期可以作为电网公司的下属公司形式）在一段时期内仍然作为供需双向的单一买方，但只是容量的单一买方，电量买卖则一方面向用户逐级开放，另一方面，尽快建立交易平台。
当购售电公司作为电力容量的单一买方的时候，它向全部发电企业收购可用容量，支付全部容量电费，所以这一公司实际担当了其辖区电力平衡的责任。对发电项目进入时点的把握，就可更多地交给购售电公司。这样，能源主管部门项目审批的责任就可大大减轻。
在电量市场运行一段时间之后，越来越多的用户自行向发电企业，或在电量市场购买电量，也可以向包括购售电公司在内的售电公司购买电量，但容量都向作为单一买方的购售电公司购买。初期，发电方容量电价可以采用分类标杆形式，也可以通过项目招标产生。条件成熟时候，容量电价也可在容量市场上产生。这时候，标杆电价完全消失，购售电公司的单一买方角色淡出，演变成为“保留用户”提供购电代理和“最后售电服务”的售电公司。
在电力市场的终极模式下，供应侧不再以水、火、核电等为划分，消费侧不再以用途等为划分，而都是容量商品、电量商品和辅助服务商品的提供方和购买方，同种商品同质同价。
与其他经济领域的改革相同，我国电力改革一直以一种政策调整的方式进行。改革的初衷是为了解决投资不足的问题，采用了以利益分配方式的调整为驱动的改革路径。其后虽然开启了以市场化为方向的新的管制模式的努力，但进展缓慢，改革仍停留在利益分配调整的路径上：第一轮是中央向地方开放、国资向民资和外资开放，第二轮则反之再收拢到国资和央企。如果市场化改革不能继续推进，新的管制与竞争的制度安排不能相应跟上，中国的电力改革实际上只是在吸引投资的政策举措上走了一个轮回，电力发展所面临的问题又回到了改革的起点，电力工业将无法摆脱政策刺激下的脉冲式发展模式。如果思想抱残守缺，体制裹足不前，机制小打小闹，管理再歇斯底里也无济于事。电力工业不能永远停留在过渡模式。
二、湖南电价高的几点思考
当前，企业特别是工业企业普遍反映电价高是其负担重、成本高、竞争力弱的一个重要因素之一，就我省而言电价高主要反映在以下几个方面：
1.与全国水平比较，电价较高排位靠前。一是我省大工业目录电度电价排名较为靠前。从目录电价看，目前我省1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏目录电度电价分别列全国第7、7、9、12位；从执行结果看，2014年，省电网大工业实际销售到户均价0.732元/千瓦时，在全国排第10位。二是一般工商业电价排名中等偏高。从目录电价看，我省不满1千伏一般工商业及其他目录电价列全国第8位，1-10千伏、35千伏目录电价均列全国第9位；从执行结果看，2014年，国网湖南省电力公司一般工商业及其他实际销售到户均价在国网公司排第11位。
2.与中部地区比较，电价较高排位居中。在山西、安徽、湖北、湖南、江西、河南六省中大工业2015年实际到户均价，湖南排第3位，比河南、山西、湖北高，比江西、安徽低；一般工商业实际到户均价，湖南排第4位，比山西、河南高，比江西、安徽、湖北低。
3.与边界地区比较，电价较高价差较大。全国电价水平总体呈东高西低分布，四个直辖市和江苏、浙江、山东、安徽、江西等东部省份均高于我省，四川、贵州、甘肃、青海、宁夏等西部省份均低于我省。铁合金、电解铝等高能耗企业多集中在西部低价地区，目前反映我省电价高的主要是高能耗企业。我省这些高能耗企业过去多由地方电网供电，享受优惠电价，与周边相邻省份的电价差尚在可接受范围，随着地方电网的陆续上划，电价水平整体上调，省际边境地区价差进一步扩大。较广西水利水电集团高0.132元每千瓦时、较贵州电网有限公司高0.127元每千瓦时、较重庆秀山地区高0.22元每千瓦时、广东自2009年开始对韶关、清远等粤北地区实行倾斜电价，降低0.12元每千瓦时左右，虽然省内采取了电价扶持政策，但湘西、怀化、永州、郴州等地企业仍反映强烈。
4.电价附加数量多比重大。目前，电价内各类政府性基金每千瓦时5.855分，其中农网还贷基金2分，可再生能源附加1.9分，重大水利工程建设基金0.375分，水库移民后期扶持基金0.88分，城市公用事业附加0.7分。这些基金在大工业平均到户电价中占8%，在一般工商业平均到户电价中占6.42%。基金总额比2005年每千瓦时多1.855分，基金在一般工商业电价中占比多2.29个百分点。
5.火电调价上调多下调少。2006年以来，共调整火电上网电价10次，其中上调7次，涨幅13.85分，下调3次，降幅6.04分。2016年元月全省火电上网标杆电价每千瓦时0.4471元，比2006年0.369元高0.0781元。全省火电上网电价十年来总体上涨了0.0781元。
6.购售电价价差大空间大。按现行管理体制，以购电价格和售电价格的价差作为电网收益。十年来，湖南省电网购销电价差在逐步拉大。其中有电网积极作为的因素，强化管理，科学调度，合理外购，提高效率。同时，也要适度兼顾上下游利益。如何正确处理发、供、用三者关系，有待于加快推进能源体制革命，贯彻落实中央2015年9号文件和28号文件精神。
三、湖南电价供给测改革的几点思考
目前，全国经济发展已步入新常态，需求下滑，电力过剩，煤价下跌，降电价的有利窗口期到了。降低实体经济成本，减轻实体经济负担，提升实体经济竞争力是当前紧迫的中心工作。在电价完全市场化前，应逐步规范政府定价机制，发挥电价调节作用，多措并举、想法设法降价减负。
1.综合政策端。贯彻两个若干意见，关键要研究制订正确的政策措施。政策要实，重在切实可行；政策要硬，重在落实落地；政策要适时，重在抓住机遇。
一要统筹规划引领。目标是优化电网建设，建立安全、稳定、高效、可靠、合理的供电网络，减少线损变损；优化电源布局，更加注重经济合理，更加注重清洁低碳，更加注重高效节能。电网电源合理了，技术性更强，经济性更优，降低电价才有前提，有基础，有空间。所以说规划上节约是最大的节约，规划上浪费是最大的浪费，科学合理统筹制定电力发展规划是降电价、降成本的首要举措。
二要落实现有政策。降电价降成本，要两手抓，一手抓已有政策的落实，一手挖降价政策潜力，两手都不偏废。为充分发挥扩大有效投资对稳定经济增长的关键作用，省政府于2015年10月出台湘政发[2015]39号文件，第9条重点阐述降成本政策。省发改委随即出台5条贯彻落实措施，包括扩大用户直供范围，适当调整基本电费政策（增加企业申请暂停次数2次，新投用户达产前按实际容量收取），取消电力价格调节基金，对地方电网实行三年过渡期政策，降低高可靠性供电费用收取标准。这些政策经过与电网公司反复研究商量，切实可行有效，要认真抓落实。
三要推进电价改革。习近平总书记在2014年中央财经领导小组第六次会议上指出要推进能源体制改革，打通能源发展快车道。形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式。中央9号文件指出，电力行业发展面临一些亟待解决的问题，主要是价格关系没有理顺，市场化价格机制没有完全形成，要通过改革逐步化解电价矛盾，国家发改委、国家能源局也出台了电价改革的配套文件。一是明确总体思路，建立健全主体规范、价格合理的市场体制，理顺价格形成机制，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价。二是核定输配电价，政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节，按准许成本加合理收益原则，核定输配电价，向社会公布，接受社会监督。核定输配电价，一方面公开透明，另一方面按准许成本定价，剔除了不相关的成本因素，腾出了价格空间。目前参与试点的省份，输配改革后能降价1-2分。三是逐步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，参与电力市场交易的上网电价由发用双方协商、竞价确定，用户购电价由市场交易价格、输配电价、政府性基金等组成。协商定价、竞争定价，一方面增加了上网端和用电端的话语权，另一方面价格能及时反应市场供求关系的变化和运行成本的变化。四是推进用户直接交易，为工商企业等各类用户提供更加经济、优质的电力保障。直接交易可以减少环节。以省内第一批直接交易试点结果平均可降价1分钱左右。
四要减少基金份额。电价中各项基金对专项事业发展起了十分重要的作用，体现了社会主义制度的优越性，可以集中力量办大事，但长此下去与降成本减负担相悖。2004年，国家发改委颁发文件对综合利用电厂免征各类基金，但由于种种原因没有完全落实。最近，国家再次酝酿对自备电厂自发自用电量减免可再生能源基金和重大水利建设基金，尽管力度不大，可喜的是毕竟往前走了一步。若争取国家对综合利用电厂免征各类基金，按此口径测算，全省综合利用电厂可减少支出超过4亿元。若对工商企业部分减免政府性基金，企业受益将更大。省级层面，有的省停止执行电价内城市公用事业附加费，这项费用纳入省级财政预算。我省这项基金为0.7分，如果改电价附加为财政预算，全省省电网范围内工商企业可减少支出5亿元左右，逐步减少基金份额是重要的直接的可行性的降电价降成本的措施。
五要鼓励技术创新。推动能源技术革命，带动产业升级，是习近平总书记提出的四个能源革命的主要内容之一。技术创新，节约投资，降低成本，为降低电价提供新的可能，要稳步实施火电厂节能减排改造，提高燃煤效率、降低煤耗；发挥我省能源装备技术优势，提高以中电48所、兴业太阳能为代表的光伏产品光电转换效率；提高风机利用效率，加快湘电、中车、三一等企业中低速风机技术产业化；提高智能电网技术水平；发展多品种分布式能源站，就地发电就地消纳，提高能源使用效率；提高节能技术，推广节能产品，进一步提高能效。
2.电力供给端。降电价、降成本，核心是供给端要腾出空间，实施电力促销，薄利多销。
一要实行煤电联动。李克强总理在一次国务院会议中指出：“不少企业反映，工业用电价格较高，增加了经营压力，现在电力供应过剩，煤炭价格持续下跌，电价应与煤价联动起来，不能只升不降。要抓紧制定方案，按市场规律运行，科学程度要高”。2015年以来，国家实施两次煤电联动，下调火电上网电价，相应下调工商业电价，一周年内两次降电价，是近20年来没有过的，成绩可圈可点。但联动得还不够彻底，煤价涨的时候联动得多，跌的时候联动不到位，有时下调电价没有完全贯彻联动的宗旨。煤电联动，要建机制，常态化，纯联动，降到位。最近，国家发改委颁布了完善煤电联动方案，力求煤电联动逐步科学化。
二要下调上网电价。要抓住当前有利窗口期，推动下调存量上网电价。全国风电、光伏发电已经形成规模化，单位投资水平下降，已经具备下调标杆电价的条件和时机，国家发改委最近发布下调风电和光伏发电上网电价文件，四类地区（按资源条件区分，湖南是第四类地区），2016年风电每千瓦时0.6元（下调1分钱），2018年每千瓦时0.58元（再下调2分钱），光伏上网电价每千瓦时0.98元（下调2分钱）。同时，我省水电上网电价偏高，要适时研究下调水电上网电价，应抓住市场供求矛盾趋势的有利时机，适时下调水电上网电价，让利给工商企业，服务于实体经济，供求紧张时，再作新的调整。
三要合理组织外购。需求不足，产能过剩，外购电要适度，一是规模适度。适度让位于省内发电能力，不能与省内电厂（站）争市场争空间。二是成本适度。更加注重经济性，要有利于降低省内现有电价水平，不能加剧电价矛盾，为降低电价加难度加压力。三是统筹适度。兼顾省际友好合作，保持和维护好与有关省份长期的电力交易关系，不能在电力紧平衡时给自己堵后路堵通道。
四要提高电厂效率。加强调度管理，完善发电计划，提高电厂设备利用小时数，增加电厂盈利能力，为降低上网电价打基础。最近几年，我省火电利用小时数长期低于4200小时，相比全国平均水平，2013年少558小时，2014年少830小时，2015年少579小时。由于火电发电少，最近两次下调电价，湖南比全国平均降幅都小。
3.电力消费端。关键是鼓励节约，抑制不合理消费，节约可降低供用电双方的成本。
一要鼓励节约用电。依靠科技进步，采用新技术新材料新工艺新设备，节约用电，既可减少电能消耗，提高电能利用效率，也能减少供电网络的电能损耗。促进节约降耗，缓解供求矛盾，为降低电价提供可能，营造空间。
二要加强需求侧管理。加强供用电互动，提高智能化水平，引导用户错峰避峰，提高供电效率，优化用电方式。降低供电、用电成本。
冰冻三尺，非一日之寒，电价矛盾，历史形成。只要我们认真贯彻落实十八大和十八届三、四、五中全会精神，贯彻落实两个若干意见精神，贯彻落实中央和省委经济工作会议精神，坚持问题导向，坚持因地制宜，坚持落实落地，电价矛盾就会逐步化解，降电价降成本就会日渐见效，电价市场化改革就会稳步推进。
