目前，英國、北歐、美國各州的電力市場均采用“雙邊交易”模式。“雙邊交易”模式更接近普通商品市場屬性，市場出清有需求約束，價格不易扭曲，加之有中長期交易與現貨交易的結合，市場流動性高，但市場構架復雜，對法制、誠信及售電商控制負荷的能力均有更高的要求。隨著實踐經驗的累積及法制及市場誠信等條件的成熟，我國也可在適當的時機，改市場構架更為復雜但競爭效率也更高的“雙邊交易”模式。為此，現在就應“未雨綢繆”，在電力的行業結構改革及相關法治建設方面做出努力。

 

(二)近期可在部分省間建立聯合的“雙邊交易”市場

 

目前跨省送電市場化的有利條件較多：一是“地方”有需要。現行的省間電力交易矛盾累積隨經濟下行愈演愈烈，各方都有“長治久安”的強烈訴求;二是有符合“雙邊交易”模式要求的買方。現行的省間電力交易主體是各省電網公司，具備管理供電負荷的能力，相互間可競爭性購電，不會影響系統的實時平衡。加之“跨省、區”交易一直有負荷曲線考核，“平衡機制”較易執行。因此，近期可考慮在南網、西北網區域建立跨省的日前市場。該市場的賣方暫定為發電企業，買方暫定為各省電力公司或獨立的地方配電公司。由于買方為在位的各省電網公司及地方配電公司，系統平衡容易控制，近期可能也暫不需要設立平衡機制。

 

三、我國售電價格“有序放開”的方式與路徑

 

(一)售電側價格放開不必與批發競爭同步

 

如前所述，售電側的市場化以發電側市場化為依據。如果批發市場采用“強制性電力庫”模式，則不需要售電商參與批發市場競爭，售電商既可與客戶單獨約定價格合同，也可實施基于政府管制價格的浮動價格合同，售電價格放開不必須與售電側市場化改革同步。因此，只要政府管制價格能夠與批發市場價格聯動，則售電價格是否放開以及何時放開并非急需做出的決定。

 

(二)按電壓等級高低確定售電價格放開的對象或范圍

 

一般而言，用戶接入的電壓等級越高，其負荷率也越高，系統的可調度性越好，其交易與系統平衡的關系也較易控制。此外，接入高電壓等級的用戶，用電量也較大，單位交易成本相對較低，從而也較易接受市場化的用電選擇方案。因此，國外的售電價格放開大多以此原則為據。我國如果決心在零售側引入競爭，價格放開的范圍也應以用戶接入系統的電壓等級為依據。工商業等高電壓等級用戶可先期給予購電選擇權，可向售電商購電，也可直接向批發市場購電，其用電價格自然放開。那些未獲購電選擇權的小用戶，仍需在位的電網企業供電，其購電價格由政府基于“合理成本、合理盈利”原則核定。

 

(三)暫行保底供電商和保底電價制度

 

監管機構指定或通過競爭選擇保底供電商，是國外先期電力市場化改革國家和地區通用的做法，目的是讓那些雖有選擇權但因種種原因未獲供電保證的小用戶也能獲得可靠的電力供應。我國如在售電側進入競爭，因市場誠信度低等原因，在相當長的時期內，小用戶的供電糾紛可能長期存在，因而有必要實施保底供電商制度。

 

保底供電商可由在位的供電公司承擔。保底供電的范圍應隨零售電價放開的步伐而逐步縮小，最終限定在低電壓等級的小用戶范圍。保底供電價格應基于供電成本核定，且應與批發市場價格聯動，周期可設為半年或三個月。

 

(四)在輸、配、售分開核算基礎上引入供電公司間的零售競爭

 

目前無論在“國網”還是“南網”區域內，供電服務的主體都是其所轄的供電分公司或子公司。我國如要引入零售競爭，首先應在這些供電公司間進行。可考慮在輸、配、售分開核算基礎上，允許在位的供電分公司或子公司到對方的營業范圍內競爭性售電，使供電分公司或子公司的收入不再局限于原有的供電營業區，既可促進在位供電企業提高效率，也有利于向價格全面放開的競爭性售電體制過渡。

 

(五)建立適用于售電商的信用和交易保證金制度

 

法治、誠信是市場經濟的基石。我國售電側市場化的最大障礙是誠信缺失。因而完善的“售電側改革”方案，應包括約束售電公司遵守契約的制度設計。所謂“誠信中國”的建設，可率先在電力市場化交易中實施，并使之真正落到實處。近期可參考我國互聯網金融的成功經驗，對售電商實施與“支付寶”類似的信用和交易保證金制度。

 

四、幾個相關問題的看法和建議

 

我國現行的再生能源支持政策、用戶間電價的交叉補貼、隨電價征收的政府性基金等，雖不屬電價市場化范疇，但均對電價水平及其形成機制有較大影響，進而影響電價市場化的成敗。因而，發、售電價格放開必須與之統籌安排。

 

(一)關于風、光等可再生能源發電政策的合理調整

 

在市場經濟條件下，支持可再生能源發電有三種可選擇的方式：一是單位電量定額補貼制，即無論市場價格高低，政府只按實際售電量與單位電量補貼標準的乘積給予補貼;二是“差價合約”制，即可再生能源發電實際售價低于政府合約價格的差額，政府給予差價補貼(合約價格可招標確定)。三是“配額+綠證交易”制，即政府強制要求負荷方(售電商和大用戶)必須購買占總購電量一定比例的可再生能源電量，發電企業通過售賣可再生能源電量獲得綠證，綠證價格由市場供求關系決定。我國地域廣闊，地區間能源的資源稟賦差異大，加之可再生能源發電“差價合約”制和強制配額制都對法治條件和政府管理能力有較高的要求，因而“定額補貼基礎上的市場決定價格”制度可能更為適宜。

 

在競爭性電力市場尚未建立的近期，可再生能源價格形成機制應改按資源區分類定價為“定額補貼+當地主力電源平均上網電價”。我國目前的可再生能源補貼額，由可再生能源標桿價(按資源區分類)與當地火電標桿價的差額決定，這導致了兩方面的問題：一是火電價格隨電煤價格浮動，由此導致補貼額的上下浮動，繼續加收可再生能源基金的壓力持續增大;二是云南、四川等地的主力電源已由火電變為水電，且平均上網電價承顯著下降趨勢，風、光等可再生能源在這類地區的替代價值大幅下降。為改變目前煤電標桿價變動對財政支出影響的不確定性，也為提高可再生能源基金的使用效率，促進可再生能源發電的合理布局，并使可再生能源政策與市場化改革相銜接，應摒棄現行的按資源區分類定價，改為按“定額補貼+當地主力電源平均上網電價”。定額補貼的標準，可基于可再生能源與常規能源平均發電成本間的差額，按風、光、生物質能分類確定，但同種可再生能源發電的定額補貼，標準應全國統一。“當地主力電源”的確定，應以發電量占比最大者為根據，如山東可以燃煤機組為主力電源，云南可以水電為主力電源。

 

(二)關于電價交叉補貼的“妥善處理”

 

所謂電價交叉補貼，是指因一部分電力用戶價格低于成本而導致另一部分電力用戶價格高于成本的定價行為。我國目前存在三種形式的電價交叉補貼：一是不同類用戶之間的交叉補貼，主要表現為工商業用戶對居民用戶的交叉補貼;二是不同地區間的交叉補貼，典型的表現就是廣東的“珠三角”地區對“兩翼”地區的交叉補貼;三是居民類用戶內部的交叉補貼，亦即遞增式階梯電價。

 

國際上(如“基于G20框架下的化石能源低效補貼審議”)只認可居民用戶內部的交叉補貼——遞增式階梯電價，認為其具有“總預算約束下的社會福利最大化”作用，可在“基于G20框架下的化石能源低效補貼審議”中豁免。而前兩種交叉補貼使價格關系扭曲，不利于資源的合理配置，均屬低效補貼。尤其是工商業用戶對居民用戶的交叉補貼，因高收入人群用電量大大高于低收入人群，形成了國民收入分配的逆向調節，加劇了社會的分配不公。

 

妥善處理電價交叉補貼應采取兩方面的措施：一是大幅提高階梯電價第二、三檔的價格，使居民類整體電價水平與之合理的供電成本相符，盡快消除工商業用戶對居民用戶的交叉補貼。二是建立電力普遍服務基金。對于低收入人群和“老、少、邊、窮”地區的供電保障，應以財政定向補貼的方式解決，“暗補”改為“明補”。

 

(三)關于政府性基金的合理歸位

 

我國隨電價征收的政府性基金數額越來越大，目前已達5分/千瓦時以上，考慮到我國工商業的電價水平已經較高，政府性基金的總量控制與合理歸位勢在必行。

 

可再生能源發展基金的征收應有總量控制。可再生能源開發是保護地球家園的重要途徑，其與常規發電的成本差額，為當代人所必付學費，因而通過電量加價而由所有電力消費者共同承擔理所當然。現在的問題是：處于中等收入階段且以制造業為主的我國，對可再生能源發電的財政補貼一直處于“敞口”狀態，以至于隨電價征收的可再生能源基金10年間5次上調(前4次上調均以翻番方式實施)，接近2分/千瓦時的強度，加上增值稅等相關稅費減免，年度補貼規模達千億以上，不僅遠超美國，在國際上也已“鶴立雞群”。而與此同時，在大規模“棄鳳、棄光”越演越烈的背景下，補貼資金缺口確越來越大(已達500億以上)。可見，現行的可再生能源“敞口”補貼政策不可持續。為此，建議在國際責任與國力相平衡的基礎上，確定可再生能源發展規劃，并學習發達國家的做法，建立可再生能源補貼預算制度。

 

為“南水北調”、“庫區后扶持”征收的基金應合理歸位。“南水北調”用于解決北方部分地區(北京、天津、河北等)的缺水問題，所需資金應通過供水加價籌集。現在通過電價附加的方式籌資，是典型的“張冠李戴”，既加重了不相干地區電力用戶的負擔，有失公平公正，也使電價、水價信號嚴重扭曲，不利于水資源的合理利用。為此，建議將該項基金與電價脫鉤，轉為“南水北調”受益區的水資源費內加收，由北京、天津、河北等地的用水者承擔。“庫區后扶持”則是水利項目投資的必要組成部分，以基金的方式向全國的電力用戶征收，扭曲了內部成本和外部成本的關系，也使部分水電企業獲得了不該有的低成本競爭優勢。因此，建議將庫區扶持基金改在水電企業的運行費用中列支，通過提高該項目的發電價格或供水價格的方式，由受益地區的消費者承擔。

 

(作者單位：劉樹杰系國家發展改革委市場與價格研究所研究員;楊娟系國家發展改革委市場與價格研究所副研究員)