长期以来，我国电的终端售价一直主要是根据用户承受能力采取分用户类别定价，其中对商业用户的售价为0.70元，非居民照明为0.60元,非普工业为0.45元，居民、大工业用电为0.40元，农业为0.33元，贫困县农排为0.16元。另外，由于实行上网电价和销售电价两端定价的机制，既没有上网电价和销售电价的联动机制，也没有按照购电成本和用户对系统的实际耗费进行价格核算，所以直到目前为止对不同分类用户的售电电价是很不合理的，也不能对市场供需起到有效的调节作用。

　　难测电价合理性

　　目前的平均电力价格水平如果以汇率为基础进行比较，与主要工业国家和周边地区国家相比，中国的电价水平明显低于多数发达国家

　　一位发改委能源所的专家在被问及电价的合理水平时总是这样回答：“我的结论就是没有结论。电力企业的成本是跟着电价走的，电价涨多少，成本就涨多少。什么时候把电力企业的成本搞清楚了，合理的电价就清楚了。”

　　由于我国电价形成机制一直是由政府定价，价格既不是根据市场的需求变化做出调整，也不是完全反映了电力产品的准确成本，所以我国电价究竟合理与否很难判断。

　　对于发电企业的上网电价如按机组类型区分，核电机组的上网电价为0.40元/千瓦时，火电机组为0.30元，水电机组最低为0.25元。因为过去各电厂的上网电价是按照成本加合理利润的原则定价，机组类型上网电价不同，基本反映了不同类型机组的投资成本和经营费用。

　　根据有关部门的统计，2003年我国平均终端售电电价为0.43元/千瓦时,发电企业平均上网电价为0.31元/千瓦时。

　　国电集团一位专家分析，目前的平均电力价格水平如果以汇率为基础进行比较，与主要工业国家和周边地区国家相比，中国的电价水平明显低于多数发达国家，低于日本、韩国及中国台湾和香港地区，但高于印度；按照投资回报率比较，我国总体电价基本处于合理水平，在不影响国力竞争的情况下，应该说还有一些上升空间。

　　发改委能源所一位研究员对以上的结论提出怀疑，他认为，汇率只是代表国际贸易间的一个比率，而不涉及国际贸易的电力商品是否可以用汇率去衡量值得商榷；另外，如果以投资回报率作比较，虽然目前我国电价水平也低于多数发达国家，但由于我国电力企业成本较高，实现市场化经营后，电力行业的经营成本必定下降，投资回报率也将随之上升。

　　压力下的各方博弈

　　作为政府宏观调控部门，发改委对于电价的调整方案更是小心翼翼。更重要的是，发改委还需要考虑电力价格上调是否会带来通货膨胀压力

　　3月初市场出现电力价格将上调2分钱的传言之后，发改委的官员即对媒体表示不能证实此消息。随后一份由国务院发展研究中心研究员执笔的《中国电价和电力发展研究》报告再次引发了电力市场的骚动。

　　这份报告指出，目前输配电价缺口约为每度电4分钱，建议近期可以将输配电价在现有基础上每千瓦时再提高2分钱，然后再选择适当时机，进一步调升输配电价，填补输配电价缺口(即共提高4分钱每千瓦时)，使输配电投资回报率逐步达到6%左右。报告以国电公司为例计算，若维持当前的电价结构和水平，国网公司的财务状况将不断恶化，资产回报率将由2002年的0.4%下降到2010年的-1.7%，并将在2005年出现全面亏损。

　　报告认为，电网建设滞后加剧了电力供应紧张局面，而输配电电价占终端销售电价的比例过低造成了电网投资回报率低于全国工业平均水平，也是电网投资存在巨大资金缺口的原因。

　　报告显示，从资产回报率来看，我国的电网投资回报率远低于国内工业投资和独立发电公司回报率，也远低于电网投资回报率的国际水平。以国家电网公司为例，其资产回报率和销售利润率分别为0.4%和0.6%，远远低于独立发电公司的7.1%和18.9%，也低于全国工业的平均水平(2001年分别为3.5%和5.1%)。

　　这份呼吁为电网公司提高4分钱电价的报告并未得到来自发电企业特别是火力发电厂的理解。

　　对于火力发电厂来说，去年因电煤价格大幅上升，而缺煤停产达到2000万千瓦小时。发改委虽然在2004年1月批准了发电企业每度电价提高7厘钱的方案，用于补贴电煤的上涨，但却远不能抵消对于电力设备价格上涨带来的建设成本增加，以及煤炭运输价格的上涨和新的排污收费提高对火电运行成本的增加。

　　作为政府宏观调控部门，发改委对于电价的调整方案更是小心翼翼。发改委副主任张国宝在今年两会接受媒体采访时已明确表示：“今后(电价)会不会涨，今天我不能给出一个明确的信号。但是如果涉及到居民生活用电价格改变，肯定会举行消费者听证会。在价格方案中会考虑弱势群体的承受能力。”

　　更重要的是，发改委还需要考虑电力价格上调是否会带来通货膨胀压力。毕竟电价的大幅上调不利于缓解中国经济日益紧迫的通胀压力。

　　但负责《中国电价和电力发展研究》课题组的一位人士指出，无论从宏观经济运行，还是从行业发展来看，电价水平还有一定的调升空间；适当调整电价水平及其结构，不仅不会导致价格总水平的显著上涨，而且还会有利于产业结构的优化升级。

　　经过复杂的公式测算，《报告》得出的结论是：目前中国的经济和社会状况能够承受电价水平的合理上涨；多数产业部门可以承受电价水平上涨0.04元/千瓦时；城市居民生活用电价格增长幅度控制在0.04元～0.05元之间，农村居民生活用电价格增长幅度控制在0.02元～0.04元之间是可以承受的。

　　按照2000年投入产出表，《报告》模拟计算了电价上涨对居民消费价格和最终产品使用价格的影响:，得出的结论是：当电价分别上涨3%、5%、6%、10%和15%时(大致相当于终端销售电价每千瓦时分别上涨0.012元、0.02元、0.024元、0.04元和0.06元)，居民消费价格上涨0.20%，0.33%，0.66%，1%；同时最终产品价格上涨0.25%，0.49%，0.82%。电价的合理上升不会导致物价水平大幅上涨。

　　电价改革推迟进度?

　　“显然解决电力供求关系紧张成为目前行业最主要的矛盾。”一位电力体制改革小组的专家指出，“目前的情况是推进改革的主体没有了，各个部门似乎都成了被改革的对象。”

　　电价是否上调？如何调？往往涉及到电厂、电网、消费方各方利益以及国家政府部门的宏观调控问题，是一个敏感而又复杂的话题。

　　国家电力公司动力经济研究中心一位研究员则认为，解决各方矛盾的长久之计是理顺电价形成，建立各方合理公平负担的价格机制。

　　根据2003年7月国务院发布的《电价改革方案》，这次电价改革的基本思路是在稳步推进电力体制及电力市场改革的基础上，建立清晰的、分环节的电价体系和相应的电价形成机制。同时建立规范、透明和高效的电价监管制度。

　　“但显然解决电力供求关系紧张成为目前行业最主要的矛盾。”一位电力体制改革小组的专家指出。他抱怨：“目前的情况是推进改革的主体没有了，各个部门似乎都成了被改革的对象。监管机构与政府部门的职责权力划分不清晰，已经影响了电力改革的进程。而电力供求关系紧张为电力体制改革提出了新的挑战。”

　　2002年中国电力需求增长速度呈现出加速的趋势，一方面与前期对经济增长预测偏低，导致电力投资规模严重滞后，使电力供给出现紧张有关；另一方面则与中国经济发展进入“重化工工业化”阶段，高耗能产业快速发展，电力需求呈现加速增长态势。

　　2003年，电荒袭击了华东、华中、华南和西南等地22个省市自治区。对2003年前三季度产业用电形势分析，冶金、有色金属、建材、化工等四大行业用电累计净增用电量651亿千瓦时，占工业净增用电量46.7%。

　　这位专家指出，虽然以打破垄断为要务的电力体制改革将带来电价的下降，但是在目前电力紧缺的情势下，竞争上网却有可能让一些地区的电价有上涨压力。

　　我国电价改革的长期目标是在进一步改革电力体制的基础上，将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定。同时，建立规范、透明的电价管理制度。

　　这位不愿透露姓名的专家介绍，近期电价改革的重点在于区域电力市场的建立；除此之外还包括对现有的行业结构进行重组；逐步放开大用户，加快电价改革；以及在适当时候实现电力企业主营业务与其他业务的分离。

　　其中行业重组是指将发电厂从电网中分离出来后，对发电资产进行相应的重组，成立一定数量股权多元化的发电公司，形成若干全国、跨省区的独立发电公司与省内发电公司并存的局面。

　　大用户交易则是为引入有效竞争，在厂网分开的基础上，切实扭转过去发电企业根据成本推算电价的局面，积极推进大用户与独立发电企业之间直接见面，尽快建立发电、输配电和售电“三段式”电价体系。购售电价格与供需双方协商确定；输配电价格由政府按照合理成本、合理收益的原则核定；电网企业按规定收取过网费用，将改善重电厂建设、轻电网建设的局面。

　　我国电价机制与改革进程回顾

　　改革开放以后我国电价机制曾进行过多次改革。

　　第一阶段：还本付息电价为调动社会各方面投资办电的积极性，解决电力瓶颈问题，1985年，国务院实行了多家办电和多渠道集资办电的政策，与此相适应，实行了多种电价制度：一是对集资兴建的电厂实行还本付息电价，允许新建成的电力项目按照还本付息需要核定电价；二是实行“燃运加价”政策，允许电价随着燃料、运输价格的调整而相应调整；三是出台“二分钱”电力建设基金政策，作为地方电力建设的资金来源。

　　第二阶段：经营期电价为改变成本无约束、价格无控制的状况，1998年，国家适时调整电价政策，以“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策。经营期电价的思路是在综合考虑电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷需要的基础上，通过计算电力项目每年的现金流量，按照使项目在经济寿命周期内各年度的净现金流量能够满足按项目注册资本金计算的财务内部收益率为条件测算电价。这一政策主要是将按电力项目还贷期还本付息需要定价，改为按社会平均先进成本定价，同时统一规范了电力企业的资本金收益率水平。

　　第三阶段：“厂网分开”后“竞价上网”前实行的临时上网电价

　　2002年，电力体制改革步入实质性操作阶段，国家电力公司实现了厂网分开，建设竞争性电力市场的改革正式展开。为了适应厂网分离后的价格管理，国家有关部门发布了临时上网电价办法。根据这个办法：

　　1、从原国家电力公司系统分离、没有上网电价的发电企业,执行政府价格主管部门按补偿成本原则核定的临时上网电价。根据电力体制改革进展情况，该类发电企业上网电价可相应调整。

　　2、电网公司保留的电厂中,已核定上网电价的，继续执行政府价格主管部门制定的上网电价。未核定上网电价的电厂，电网企业独资建设的，按补偿成本原则核定临时上网电价，根据电力体制改革进展情况，该类电厂上网电价也可相应调整。非电网企业独资建设的，执行本办法第七条规定。

　　3、独立发电企业的上网电价，由政府价格主管部门根据发电项目经营寿命周期，按照合理成本、合理收益的原则核定。

　　4、同时期建设的同类型发电机组上网电价应实行同一价格水平。

　　5、超发电量上网电价、自备电厂上网电价由政府价格主管部门按兼顾供需双方利益的原则核定。

　　6、在保持总水平基本稳定的前提下，上网电价实行峰谷分时制度。在水电丰富的地区，具备条件的，可实行丰枯季节电价。

　　7、燃料、运输价格涨落幅度较大时，上网电价应与燃运价格联动。

　　临时上网电价政策的出台使原来与电网实行统一核算、没有单独上网电价的电厂可以核定临时结算电价，从而保障了这些电厂从电网分离出来后能够正常运行，为电力市场全面引入竞争机制做了必要的准备。