电力体制改革十年来，电价改革一直是最为瞩目的话题之一。新形势下，各方面对于加快推进电价改革的呼声日益强烈。但目前的电价改革，已经进入了攻坚期、深水区，积累了很多矛盾和问题，改革牵涉到深层次的体制机制问题，牵涉到各方面固有利益的调整，推进电价改革决不是一件简单容易的事，会面临很大阻力，可谓“冰冻三尺，非一日之寒”。因此，电价究竟如何改，才能做到“既有动作、有突破，又能减少阻力、风险可控，能够迈出实质性的步伐”，这是需要我们认真研究思考的问题，也是摆在我们面前的难题，必须谋定而后动。在这个问题上，既要有胆识和勇气，更需要智慧和方法，必须要有全新的思路，选择好突破口。

　　改革的思路，一是要注重寻找牵一发而动全身的改革突破口。电价改革面临的问题很多，任务很重，阻力也不小，可以说是千头万绪，如果不分轻重缓急，难易大小，眉毛胡子一把抓，效果往往不理想，事倍功半，而如果抓住牵一发而动全身的改革突破口、关键点，就能事半功倍，取得明显成效。二是要注重增量改革，以增量改革带动存量改革，减少阻力和风险。积极推进增量改革，以增量改革带动存量改革，稳妥推进存量优化，是多年来改革的一个重要方法，也是成功的经验，这样做的好处是能够最大范围的凝聚改革共识，减少阻力和风险。三十年多年前改革伊始实行价格“双轨制”，就是对既得利益给予合理照顾，对增量利益则采用改革的办法予以调整，取得了很好的效果。三是要先行先试，稳步推进，不急于求成。先行先试，是30多年来改革开放的一条成功经验。电力行业作为国民经济的一个重要基础行业，任何一项改革影响都比较大，同时中国地域辽阔，经济发展不平衡，有许多问题看不准，吃不透，改革风险不可控，这时就必须选择试点，先行先试，探索路子，积累经验，以点带面。看准了再干，可行后再推开，不急于求成。四是要迈小步，不停步，不贪大求多。电价改革涉及各方面利益调整，难度较大，在改革中，不能贪大求多，毕其功于一役。要迈小步，不停步，不贪大求多，只要每年有一至两项实质性的改革得以推进，并取得突破，就能积少成多，五年就能有大的跨越式变化，十年就有望形成合理的电价形成机制。

　　以六个关键问题为突破，加快推进电价改革

　　1、以煤电价格联动的审批定价改为机制定价为突破口，促进上网电价市场化改革。

　　煤价并轨，电煤价格全面市场化后，为上网电价市场化创造了条件，上网电价必须加快改革，配套跟进，有所动作，否则，电煤价格市场化改革的效果就会大打折扣。上网电价市场化改革可以考虑分三步走，近期可保留煤电价格联动政策，但进一步调整完善，包括减少发电企业消化煤价上涨比例，及时足额联动等。在今后几年，将这项政策改造升级。即借鉴石油价格形成机制的做法，国家明确细化煤电价格联动机制办法，由发电企业根据国家规定及市场供求自行决定上网电价并报政府部门备案，不再由政府部门审批，从而实现上网电价由审批定价改为机制定价，电价改革可以迈出实质性的步伐。从长远看，上网电价应完全由市场供求决定，企业自主定价。

　　2、以加大大用户直购电实施力度为突破口，促进电价和供用电方式的改革。

　　大用户直购电是一项旨在促进电价改革、增加用户选择权的重要改革，也是目前震动相对较少、阻力也较小的改革，应该成为改革的一个重要抓手和突破口。但由于种种原因，大用户直购电现状是“雷声大雨点小”，实质性进展不大，影响作用还比较小。要想有效做好这项工作，有所突破，重点要解决好以下五个方面的矛盾：

　　一是大用户直购电与节能减排的矛盾。在选择大用户和确定准入标准时，要坚持节能减排原则，坚持高标准、严要求，必须是符合国家产业政策且能耗达到平均先进水平的高耗能企业和高新技术产业园区，才能准入，而不能演变成简单帮助地方高耗能企业发展的政策措施。

　　二是市场与审批的矛盾。大用户直购电是顺应市场需求的改革，是一种市场化改革的创新，而不能演变成一种权力，一种审批，一种特许和恩赐。要修改完善现行大用户有关政策规定，改变大用户直购电逐项审批的方式，变成国家颁布有关准入、安全运行，电价标准等规则，符合条件的企业都可以直接进入而不必审批，国家有关部门负责监管规则的执行，进行必要的协调指导。

　　三是准入与限制的矛盾。要辩证地看待准入与限制的问题，不断完善市场准入机制。改革初期，对准入的标准可设置高一些，进入的企业和电量会少一些，便于把控风险。但到了比较成熟阶段，完全可以放宽准入标准，允许更多的企业进入，加大直接交易的电量，促进改革的深化。

　　四是合理确定输配电价与妥善解决交叉补贴的矛盾。任何一项改革都会涉及到利益调整，关键是要深入研究分析利益调整的程度大小以及合理的解决办法。实施大用户直购电，要对输配电成本进行深入分析和核算，使电价中存在的交叉补贴显性化、定量化，通过销售电价有升有降结构性调整或者在销售电价附加中明确一部分费用来妥善解决电价交叉补贴问题。

　　五是市场化改革与地方政府行政干预的矛盾。由于在实施大用户直购电工作中认识上和出发点上存在差异，如何处理好市场化改革与地方政府的行政干预问题也将是大用户直购电实施中的一个难点。应将大用户直购电行为统一规范到国家的文件中来，用市场的、规范的方式和手段来启动市场，拉动负荷，促进经济增长。

　　3、以存量不变，增量放开为突破口，促进上网电价的“双轨制”改革。

　　基本的做法是，从某一时点(比如2015年)起，原有发电机组的上网电价维持现有管制方式不变，新投产运行机组的上网电量及价格全面放开，由发电企业和大用户协商确定。这样做的优点在于既实质性地推进了电价改革，有了突破，但影响相对较小，风险基本可控。在过渡期，做细致的研究论证工作，把实施方案做扎实。但实施此项改革的信息可以提前公布，以便电力企业早作准备。

　　4、以核定临时输配电价格为突破口，促进输配电价格改革。

　　从长期看：一是清晰资产和成本，使得输配电成本真实可控;二是加强对电网输配成本合理性、合规性的监管，形成有效的成本约束机制;三是在此基础上按成本加成方式确定合理的输配电价。近期，可以采取一种简单易行，既承认现状又激励电网企业的办法，即参考借鉴国家规定的发电企业消化部分煤炭价格上涨因素的做法，将各省级电网企业购销差打九五折(即要求其消化5%的成本费用)作为电网企业临时输配电价，先行公布执行，逐步修正完善，这样做的好处有三：一是解决了信息不对称，短期内难以厘清电网成本、难以核定正式输配电价的问题;二是解决了电网企业长期靠购销价差获得收入，无输配电价标准执行的问题;三是能倒逼电网企业加强成本核算和控制，为强化电网输配电成本监管，正式核定独立输配电价打基础，作过渡。

　　5、以改变电网独家垄断经销电量为突破口，推进电网经销服务模式的改革。

　　要尽快改变电网企业买进卖出独家经销电量的做法，只允许其居间服务，输送电量，收取国家规定的过网费，不允许经销电量，促使其公平无岐视地开放电网，向电网服务商模式转变。同时国家要加快核定各种输电费的标准。一是在临时输配电价基础上，尽快过渡到分省分电压等级核定输配电价;二是对跨省跨区输电线路单独核定输电价格，并过渡到分区定价;三是考虑尽快组建全国性的跨区输电公司，对其投资经营的输电线路实行邮票法打捆定价。此外国家要尽快研究调整电网企业经营业绩的考核评价办法，回归其准公益性企业属性，不以赢利为主要目标。

　　6、以解决电价交叉补贴为突破口，推进销售电价改革。

　　一是简化销售电价的结构分类。在2013年内，将现行8类销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其它用电三类，同一大类中通过不同电压等级和用电负荷特性体现供电成本差异。二是逐步减少销售电价中交叉补贴。逐步将现有各类用户电价间交叉补贴情况公开透明化，将销售电价进行有升有降的结构性调整，由暗补改为明补，尽快研究建立电力社会普遍服务政策。三是推进售电市场全面开放，销售电价在政府监管下基本由市场形成。全面开放电网，引入零售商制度，允许更多的竞争性用户选择供电方;对竞争性和专营用户实行不同的电价形成机制和管理方式。

　　多措并举不断完善电价政策

　　1、在过渡期，对燃煤电厂继续实行标杆上网电价政策，并根据机组造价、煤价、设计利用小时对各地区标杆电价进行校核，适当调整。也可考虑针对地区差异实行差别标杆电价政策。

　　2、研究完善水电上网电价形成机制的政策措施。总体方向是加快推进电力市场化改革，最终形成市场定价机制。过渡期，对于跨省跨区送电的新建水电站，可按照市场倒推机制定价;对当地消纳的新建水电站，可考虑实行分类标杆电价;对老水电站，价格应逐步提高，提价收入主要用于解决移民扶持及库区生态问题;同时应逐步统一同一流域梯级开发的水电上网电价。

　　3、继续推行和完善可再生能源电价和附加政策。

　　要根据可再生能源发展变化的情况对电价政策进一步修改完善，最大程度地发挥电价政策的调节导向作用，促进可再生能源健康协调有序发展，同时又尽可能减少销价上涨压力，减少用户的电价负担。主要措施包括：一是修改完善有关上网电价的办法规定;二是提高可再生能源发电接网费用标准，改进定价办法，针对不同的类型工程，采取不同的政策;三是适时适当提高可再生能源电价附加征收标准，弥补补贴资金不足问题;四是研究建立可再生能源发展的辅助服务补偿机制;五是对已定再生能源上网电价实行动态管理，加快研究建立上网电价逐年降低机制。

　　4、继续实行并完善节能环保电价政策。

　　主要措施包括：一是完善和出台脱硫、脱硝电价政策和监管办法，确保国家政策措施执行到位，促进电力行业污染物减排;二是完善差别电价政策和惩罚性电价政策，遏制高耗能行业盲目发展，降低能耗水平，促进经济结构调整和产业升级;三是出台和完善节能发电调度经济补偿机制和办法，促进节能发电调度工作的开展;四是完善居民阶梯电价机制，促进居民合理用电、节约用电。

　　5、继续推行和完善需求侧管理电价政策。

　　包括峰谷(丰枯)分时电价政策、高可靠性电价和可中断性电价政策等。根据用电负荷变化情况及时调整销售侧峰谷电价、峰枯电价政策，在条件具备的地区，实行尖峰电价政策，促进用户削峰填谷，缓解高峰时段的供需矛盾，提高电力资源利用效率。尤其是在迎峰度夏或者迎峰度冬时，应对部分缺电地区大工业电力用户(包括高耗能企业)实行季节性高峰时段加价及对顶峰发电机组进行加价补贴政策，同时加快制定出台承担调频调峰备用机组的补偿机制。(作者单位为国家电监会价格与财务监管部)