内容提要：我国“降电价”的重点应是大幅降低工业电价。而工业电价过高的主要原因是其“社会负担”过重，因此必须相应提高居民、农业用电价格，并减、免附加于电价之上的政府性基金。居民电价提高可以上调第二、三档电价并降低第一档电量覆盖比例的方式实施。此外，还应减少政府对煤炭市场的行政干预，以减轻煤价不合理上涨对电价的压力。进一步引入现代监管的理念和方法，建立专用的管制会计准则，加强对关联交易的管控，协调项目审批与价格监管的关系，推进信息公开，实现电网监管能力和体系的现代化，从根本上形成对电网成本和价格的有效约束。

近年来，电费占成本比重较大的行业普遍经营困难，“降电价”遂成为近期改善营商环境的重要方面。本文拟简要分析我国电价“高”的主要表现，并对“降电价”的重点和方式提几点建议。

一、我国电价“高”的主要表现

（一）基于绝对值的国际比较结果

1.我国平均电价中等偏下。根据澳大利亚国际能源咨询公司IEC关于44个国家和地区平均电价（基于实地调查或官方发布数据）的排序，美国居于倒数第6位，其平均电价水平为全部比较样本均值的70%左右。我国的平均电价与美国接近，因此可认为也处于中低水平。

2.我国居民电价较低。根据国际能源署2016年8月发布统计资料和部分亚洲国家电价资料，2015年，我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位，仅高于墨西哥和马来西亚。

3.我国工业电价居中。以国际能源署2016年8月发布统计资料和部分亚洲国家电价资料为依据，我国工业电价居于第16位，大体处于中间的位置。

（二）我国工业电价明显过高

由于各国之间（包括大国的地区之间）资源禀赋、负荷结构不同，因而简单的绝对值比较难以做出电价合理与否的判断。但在平均水平相当的前提下，不同用户间的价格水平的国际比较，可以说明一些问题。以中、美两国比较为例，2015-2016年的中国平均电价分别为每千瓦时0.691元（11.09美分）、0.669元（10.07美分），同期美国分别为每千瓦时人民币0.648元（10.41美分）、0.683元（10.28美分），两国整体水平接近。

但是，工业电价我国明显高于美国。2016年，中国工业电价平均每千瓦时0.687元，高出美国约53%，考虑增值税抵扣的因素，我国工业用户的电费支出也高达每千瓦时0.587元，仍高出美国31%以上。可见，在中、美两国平均电价相近的前提下，我国工业电价高出美国近三分之一。就营商环境而言，我国的工业电价明显过高。

我国工业电价过高的直接原因，是工业用户承担了对居民和农业电价的交叉补贴。居民用户负荷率低、供电电压最低，输送距离最长，因而其供电成本在各类用户中最高，从而电价水平也应最高。而工业用户负荷率高和供电电压等级高，输送距离短，供电成本低于系统平均水平，从而其电价水平也应最低。所以，在发达市场经济国家和地区，工业电价均大幅低于居民电价。例如，2016年美国的居民电价约为工业电价的1.9倍；OECD国家的居民电价约为工业电价的1.5倍。但我国却反其道而行之，居民电价长期低于工业电价，目前仅为工业电价的80%。工商业电价对居民、农业生产电价的交叉补贴，不仅人为扭曲了价格信号，也加大了工商业用户的成本负担，抑制了实体经济的发展。而实体经济的发展是“民生”的基础，尤其是耗电量大的工业较为集中的中西部地区，如其工业企业难以为继，还有何“民生”可言？

二、我国“降电价”的重点和方式

（一）近期“降电价”应以降工业用户的基本电费为主

初步测算，如能完全取消工商业用户对居民用户的交叉补贴，我国的工商业电价可每千瓦时降低6-7分。考虑到我国已经对居民用户实行了阶梯电价制度，只要第二、三档电价适当上调并降低第一档电量覆盖比例，就有可能在保障低收入家庭的电费支出大体稳定的前提下，大幅减少或取消工商业用户对居民用户的交叉补贴，从而实现较大幅度降低工业电价的政策目标。

近期降工业电价的重点，应是大幅降低工业用户的基本电费负担。根据我们的调查，我国高电压等级用户的基本电费水平折成度电价格，一般都达每千瓦时7分以上，可全部覆盖该电压等级的全部的输电成本，收费水平明显过高。该基本电费水平的确定基于发电与电网“一体化”体制，而现在厂、网已经分开，发电侧的固定成本已经作为电网公司的购入成本，因而在电网企业总收支平衡的条件下，主要用于反映用户固定成本责任的基本电费，完全应该大幅下调。

（二）取消、降低部分随电价征收的政府性基金

我国电价的“社会负担”太重。尤其是工商业电价，既要承担对居民、农业用户的交叉补贴，还是各项政府性基金的主要提供者。不久前，虽然取消了“产业结构调整基金”、“公用事业附加”等不合理的基金征收，但工商业电价中的政府性基金仍达每千瓦时5分左右，且“张冠李戴”的基金仍然存在。如国家重大水利工程建设资金，本应随水价征收，但却在电价中收取，不仅有失公平，也使电价、水价信号严重扭曲。既不利于节水，又加重了不相干地区的电力用户负担。建议将该项基金转入“南水”受益区的水资源费中收取，由受益地区的用水户承担。此外，可再生能源发展基金的征收也应转换思路，应参考欧盟国家对面临国际竞争行业实行减、免等做法，相对降低我国工业用户的可再生能源征收数量。

（三）促进电煤价格由市场形成

我国与美国均为以燃煤火电为主的国家，因而煤炭的价格均对电价水平具有举足轻重的影响。按可比口径（5000大卡/千克）计算的电煤到厂价格，美国长期稳定在每吨40美元左右，2017年约41美元，而我国电煤价格目前仍高达516元/吨（2017年），高出美国近一倍。尽管我国煤炭资源禀赋不如美国，但近两年在煤炭产能严重过剩的条件下，电煤价格却翻番上涨，肯定属于非正常现象。为此，建议减少政府对煤炭市场的行政干预，让市场机制在煤炭的供需调节中起决定性作用，以减轻煤价不合理上涨对电价的压力。

（四）加快竞争性电力市场建设

电价合理化的“长治久安”之道，是建立有效竞争的电力市场。此前我国各地开展的“直接交易”，已经不同程度促进了大用户用电价格的下调。因此，以市场机制促电价合理化的方向不能动摇。但一个有效竞争的电力体制，必须包含将电力产品分时交易的、不晚于日前开始的有组织（集中交易）的现货市场，才能完整反映电力供求关系的形成特点，进而有效率地配置电力资源。我国电力现货市场处于建设初期，建议选择由“交易中心”代负荷方向发电商招标采购的“强制性电力库”模式，以便于与现行调度体制衔接，使市场范围、竞争强度具有可控性，并与拟逐步放开的“优先发电”相兼容。随着实践经验的累积及其他相关条件的成熟，部分地区可在适当的时机，改“强制性电力库”为竞争效率更高的“双边交易”模式。

（五）加快推进电网行业监管现代化

电网等自然垄断行业因市场失灵且直接到关系公共利益，对其进行价格、质量等方面的监管，是现代市场经济中的重要政府职能。近年来，我国电网企业科技创新、服务质量均有长足的进步，但关联交易、投资效率等关系成本水平的管理仍有提高的空间。然而，比之政府和消费者，电网企业始终拥有信息优势，通常不会主动提高效率、降低成本，并有动机隐瞒真实成本以提高价格。为此，建议进一步引入现代监管的理念和方法，建立专用的管制会计准则，加强对关联交易的管控，协调项目审批与价格监管的关系，推进信息公开，实现电网监管能力和体系的现代化，进而从根本上形成对电网成本和价格的有效约束。

（作者简介：杨娟系国家发展改革委市场与价格研究所副研究员；刘树杰系国家发展改革委市场与价格研究所研究员）