歷史的細節，總是耐人尋味。2011年9月，全國電價工作座談會在湖南省長沙市萬家麗路的一家賓館低調召開。關于下一步電力體制改革的重要議題輸配電價改革的方案，各方在這里展開了激烈的討論。

　　就在會議召開的幾個月前，萬家麗路與長沙大道交叉口的紅綠燈因限電而停用，這個長沙最繁華的十字路口陷入了一片混亂，交警不得不調來柴油發電機應急。

　　湖南是遭遇此輪“大電荒”的省份之一。煤電價格倒掛，電價機制扭曲，被諸多業內人士認為是2011年多個省份“電荒”的罪魁。

　　多年來，電價改革這個電力體制改革的核心，在煤電聯動等一次次小修小補中蹣跚前進，諸多矛盾始終未得到徹底解決。

　　占中國發電裝機量70%的火電，被一些分析人士認為已到崩潰邊緣。

　　始于2004年年底的煤電聯動，實施數次后，基本歸于沉寂。2011年上半年，全國平均到廠標煤價含稅880元/噸，比2008年上半年每噸上漲200元左右;而全國燃煤機組上網電價從2008年8月20日以來上漲3分錢/度，只消化了90元/噸的煤炭漲價。

　　中科院院士盧強認為，煤和電應該形成一種“誰也不敢先漲價、誰先漲價誰受損”的均衡;目前完全是一個不穩定的系統，最終演化成輪番漲價。

　　“目前的"電荒"是體制性"電荒"，其會以1.5~2年為一個周期出現?！北R強在一個內部論壇上稱,“這種均衡，最終還要訴諸電力體制改革”。

　　輸配電價難題

　　2002年，國務院下發《電力體制改革方案》，即“5號文件”，定下了“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的電改四大步驟。

　　廠網分開進展很順利，五大發電集團和兩大電網企業早已組建成功;2011年國慶長假前，中國能建集團和中國電建集團兩大輔業集團的掛牌，標志著主輔分離工作也已基本結束;盡管業界對電網建設和設計機構留在電網內部頗有非議，但瑕不掩瑜，其改革之推進還是獲得頗多贊譽。

　　而對下一步分割電網業務的“輸配分開”，業界則一致表示撓頭。

　　關于輸配電，電力行業一位老專家打比方說，“發電廠發出的電，通過輸電網送到目的地。輸電網就像高速公路;配電網再把輸電網的電分成小包裝，給各個用戶送去，配電網就像市內的零擔運輸;輸電網像樹干，配電網就像樹枝”。輸配電收入是兩大電網的主營收入來源，輸配分開則是電力體制改革打破電網壟斷的關鍵一環。

　　要使得電網分割輸電業務和配電業務，首要任務是厘清輸配電價。2010年國家發改委發布了《關于開展輸配電價研究測算工作的通知》

　　，要求各省成立輸配電價研究測算小組，自2010年6月起啟動全國范圍內輸配電價研究測算工作，2010年11月提交中期研究報告，2011年3月提交最終研究報告。

　　“各省都沒完成，沒有一個省提交報告?！?011年9月在長沙召開的全國電價工作座談會上，國家發改委價格司有關負責人只好要求各省口頭匯報;最后，全國各省(市區)發改委的物價部門和電網的省級分公司、子公司(簡稱網省公司)人員悉數到場，挨個發言。

　　各省匯報的輸配電價測算的結果大相徑庭，省和省之間差距巨大，有表示不到0.1元/度的，也有0.1元/度以上甚至超過0.2元/度的;有的省份，根本沒有完成測算;而有幾個省的物價局直接表示該項工作是電網企業代做，請網省公司人員代為匯報輸配電價測算結果。

　　《政府制定價格成本監審辦法》明確規定，“成本監審具體工作，由各級人民政府價格主管部門的成本調查機構組織實施”。

　　“這就好比讓狼自己決定要吃幾只羊，當然結果是多多益善?！彪姳O會一位官員說。

　　“不改革壓力太大，對電網企業發展也不利?！眹野l改委價格司一負責人在談論推進輸配電價改革時用了“堅定不移”這個詞。他認為，“這其實是認識問題。電網企業擔心在輸配電價測算中吃虧，也有其道理;但目前的首要任務，還是輸配電成本要透明”。

　　電網的算盤

　　輸配電成本如何透明，主要涉及諸多定價參數。

　　“最關鍵的是參數怎么測算，怎么定的問題”。國家電網財務部主任李榮華說，折舊、運行維護費、職工薪酬、資本回報等參數都十分重要。國家電網擁有2.2萬億元資產，但目前主營業務利潤每年才200億元左右，凈值收益率還不到2%。

　　李榮華認為，現行的購銷電價差不合理，輸配電價不到位;假如參數定得不合理，甚至要求一些網省公司降低輸配電價，會挫傷電網企業的改革積極性。

　　國家電網財務部價格處處長譚真勇建議，根據各地不同情況，取值范圍應給予比較大的區間選擇;另外，譚認為應先把平均的實際輸配電價搞出來，而分電壓等級、分用戶的輸配電價則沒有意義。

　　之所以不分電壓等級，是因為有些不好分，能不能算出來確實是問題。國網能源研究院總經濟師李英告訴《財經國家周刊》記者，“職工薪酬和稅金難以分解到電壓等級，而且也沒有分解的必要;即使分解到電壓等級，也很難判斷其合理性”。

　　為了減少改革阻力，國家發改委價格司有關人士建議“老資產老成本，新資產新成本”，即改革初期把目標設為有限目標，存量和增量資產分開，不動或者少動電網既得利益。

　　對此，國家電網財務部有關人士提出，可不可以鎖定2010年實際輸配電價水平，對于2011年及以后的新增資產核定合理的參數，以解決歷史和現實銜接問題。

　　若此建議通過，即意味著2010年以前的成本完全合理化，不再參加監審，只核定2011年之后新增資產的參數。

　　有分析人士指出，不改存量，只改增量，保持既得利益，主要目的是為了減少改革阻力。

　　折舊費，是定價監審中重點審核的費用，也是此次爭論的焦點。一些網省公司提出，折舊年限完全按照國家規定來不太合理，應統籌考慮固定資產的性質、實際使用情況和電網發展階段，理由是“中國的電網資產因為先天后天條件、技術進步、更新換代等原因，經濟使用壽命普遍低于國際水平，過低的管制折舊率政策，不符合電網發展實際”。

　　國家電網有關高管也表示，適當提高折舊率，比提高利潤水平，更可以有效規避企業所得稅對電價的影響，“每提高折舊率1個百分點，輸配電價可降低2厘左右”。

　　除了折舊費之外，運行維護費也是此次熱議的焦點。運行維護費包括材料費、修理費、職工薪酬等多種費用，是成本的另一重要部分。

　　電網高薪高福利的說法，在社會上流傳已久。對于職工薪酬，多家網省公司人員表示，電網的人工成本是雙軌制，實際從業的職工人數遠多于定編職工，這些聘用人員工資以往都從勞務費中體現，造成實際成本高于賬面成本，要求予以考慮。

　　在長沙會議上，國家電網公開稱，電網企業技術、資本、人才密集，近年來勞動強度、工作負荷持續增加，人員素質改善，有必要適當提高薪酬水平?！皣野l改委提出的采用多行業"社會平均工資"計算職工薪酬的辦法，使得企業員工收入增長依賴其它行業收入增加，不利于激勵企業員工提高勞動生產率，也不利于鼓勵企業進一步壓縮定員標準”。

　　另外，國家電網認為各地條件不同，運行維護水平存在較大差異，現階段不宜劃定統一的運行維護費用標準，“根據國內外對壟斷行業運維費監管的經驗，應該按照實際發生數據核定運行維護費水平，監審和披露分開”。另一個主要話題，是權益資本回報率。國家電網希望再提高目前的權益資本回報率，按長期國債利率加3~5個百分點確定，“便于上市融資和國有資本保值增值”。

　　國網能源研究院電價專家李成仁表示，國債利率是4%~5%，這個回報率水平遠低于國際上確定的電網企業合理回報率水平，“國際上多數情況下都是在10%以上”。

　　長沙會議上，多家網省公司高管訴苦，稱目前電價低、投資多、缺乏資金、微利甚至虧損……最后被國家發改委價格司有關領導打斷：“輸配電價不能貫徹的話，考慮電網的問題沒門!”

　　業界的擔憂

　　數年前，國家發改委就在廣東進行過輸配電價改革試點，結果不了了之。國家發改委價格司有關人士總結試點失敗的原因，認為主要是“當時體制改革不到位;再加上電網那段時間頻繁在網省公司之間調撥資產;工作力度也不夠大”等造成的。

　　去年啟動的輸配電價研究測算，也有諸多問題沒有解決。國家電網認為，現有規定“偏重于對輸配電成本進行約束，從緊認定有效資產范圍，從低核定輸配電成本標準，基本沒有體現對電網企業的經營激勵機制，不利于鼓勵和引導電網企業主動加強成本控制”，“完備數據的獲取和科學合理的測算方法，是當前面臨的主要困難，希望放寬輸配電價研究測算的時間要求”。

　　中國電力企業聯合會相關人士表示，“輸配電價沒什么難的，就把有效資產核算一下，需要剝離的剝離;再明確審計、監管者和被監管者的關系”。

　　對電網提出的運行維護費核定方法，一發電企業資深人士表示非常擔心：“其它行業中，單個企業可能不透明，但行業整體情況可以從多方面了解到;但電網不一樣，都是一家買賣，它不給你運行維護費的各種數據，你就沒有第二個來源”，“如果據實核定，它可能會把各種費用都塞進來，到底是不是合理，誰也不知道，信息來源只掌握在電網公司手中”。

　　也有業內人士表示，電網企業的一些訴求確有其合理性，“比如分電壓等級核定，其實并不困難，是最簡單的辦法;但各地電網等級標準不一致，不能一刀切，要區別對待;有的地方輸電業務220KV以下的算配電網，有的地方不發達、用電量小，110KV以下就算配電網，沒有統一標準。如果按照電壓等級一刀切，肯定不合適。”一位電力行業人士說。

　　中電聯相關人士也表示，輸配分開有很多現實問題無法解決，比如部分地區農網的配電本身很薄弱，存在嚴重的交叉補貼，“國家電網用富裕地區的收入來補貼落后地區，如果輸配分開，落后地區的配電更沒有人管了”。

　　電監會人士向《財經國家周刊》記者指出，2011年是“十二五”開局之年，明年將是電力體制改革啟動十周年。經歷了廠網分開后的快速發展，再經歷了難產的主輔分離，目前又要面對更有挑戰性的輸配分開，“但是，獨立的輸配電價是整體電價改革繞不過去的坎兒”。

　　“輸配電價不分開，大用戶直購電無法執行。直購電是通過輸電網，不經過配電網。不分開，大用戶直購電還得付配電的價錢。”一位發電企業資深人士稱，僅僅是個輸配電價測算，就遇到如此多的困難，“足見改革進入了深水區”。

　　關于電力體制改革，發改委價格司相關人士講了一個段子：改革目標就像雪山，大家都能遠遠望到;但去雪山的路卻云遮霧罩，不知如何才能到達。

　　電價改革大事記

　　2002年，當時的國家計委組成電價改革研究小組，在對國內競價上網試點地區進行調研和對英國、北歐電力市場考察的基礎上，形成電價改革方案。2002年12月，提交國務院電力體制改革工作小組討論并獲通過。

　　2003年7月，國務院出臺了《電價改革方案》，確定電價改革的目標、原則及主要改革措施。

　　2004年3月，出臺標桿上網電價政策，統一制定并頒布各省新投產機組上網電價。

　　2004年12月，國家發改委出臺煤電價格聯動機制措施，規定以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便將相應調整電價。

　　2005年3月28日，國家發改委會同有關部門制定并頒發了《上網電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》。

　　2005年5月，第一次煤電聯動，電價每千瓦時上調0.0252元。

　　2006年6月，第二次煤電聯動，火力電企電價調整，各區域上調幅度不同，在1.5%~5%之間。

　　2008年7月1日，全國平均銷售電價每千瓦時上調0.025元。

　　2008年8月20日，全國火力發電企業上網電價平均每千瓦時提高0.02元，電網經營企業對電力用戶的銷售電價暫不作調整。

　　2009年3月，溫家寶總理《政府工作報告》指出，繼續深化電價改革。

　　2009年9月14日，電監會發布《2008年度電價執行情況監管報告》，稱我國電價政策執行情況良好，但政策執行中長期積累的矛盾和問題依然存在，比如“市場煤”“計劃電”導致價格矛盾突出，發電企業虧損嚴重，電網企業經營困難加大等。

　　2009年10月，發改委和電監會聯合制定《關于加快推進電價改革的若干意見(征求意見稿)》，明確改革的必要性，確定改革目標和原則，并提出電價改革的七個重點任務。

　　2009年10月，國家發改委、國家電監會和國家能源局聯合批復遼寧撫順鋁廠與華能伊敏電廠開展直接交易試行方案，標志著電力用戶與發電企業直接交易試點正式啟動。

　　2009年10月，發改委、電監會、能源局三部門發布《關于規范電能交易價格管理等有關問題的通知》。

　　2009年11月20日，全國銷售電價每千瓦時平均提高0.028元;暫不調居民電價。

　　2010年10月發改委出臺《關于居民生活用電實行階梯電價的指導意見(征求意見稿)》。

　　2011年4月10日，上調部分虧損嚴重火電企業上網電價。全國有11個省份的上網電價上調在0.01元/千瓦時以上。

　　2011年6月1日，15個省市工商業、農業用電價格平均每千瓦時上調0.0167元，但居民用電價不變。