“十二五”电价展望及建议
判断“十二五”电价发展趋势，必须以分析三大电价影响因素为基础，即电价管理体制、经济宏观调控和电力供应成本。
价格是市场经济最重要、最有效的信号，中央关于制定“十二五”规划的建议中指出，要深化资源性产品价格和要素市场改革，理顺煤、电、油、气、水、矿产等资源类产品价格关系，完善重要商品、服务、要素价格形成机制。坚持市场经济基本原则，尽快完善电价形成机制，理顺电价关系，推进市场手段配置电力，对“十二五”及以后电力工业科学健康发展具有重要的促进作用。
“十一五”电价回顾
根据国家发展改革委2005年颁布《电价改革实施办法》（发改价格[2005]514号），我国电价分为上网电价、输配电价和销售电价。受种种因素影响，截止目前，仍没有实行独立输配电价，输配电价通过销售电价与上网电价差价来体现。我国上网电价和销售电价都主要由政府定价，目前仅部分地区开展了电力市场、大用户直购电等市场定价的试点。
“十一五”期间，上网电价呈上升趋势。据统计，“十一五”国家共进行四次上网电价，2009年，全国平均上网电价为0.382元/千瓦时，比2005年上涨6.14分/千瓦时，年均增长4.5%。2010年国家没有出台电价调整，考虑电源结构变化，预计2010年全国平均上网电价略有增长，达到0.385元/千瓦时，“十一五”年均增长率为3.7%。
从各类机组类型看，“十一五”期间，水电、煤电及燃气发电平均上网电价逐年上升，其中，燃气发电价格增长最快，“十一五”年均增长12.2%；其次是火电，“十一五”年均增长3.9%；核电电价变化不大；风电电价有所下降，“十一五”年均下降1.6%。
“十一五”期间，全国平均销售电价也呈逐年上升趋势。2009年，平均销售电价为0.531元/千瓦时（不含政府性基金与附加），“十一五”前四年年均增长率为2.3%。考虑用电结构变化因素，预计2010年全国平均销售电价将上升为0.557元/千瓦时，“十一五”年均增长率为2.8%。
目前，我国输配电价主要通过电网企业购销差价体现。“十一五”期间，平均输配电价总体呈上升趋势，2010平均输配电价约0.172元/千瓦时，比2005年提高2.5分/千瓦时。在2008、2009年中，由于上网电价与销售电价调整不同步，导致输配电价短期呈下降趋势。
受资源状况、电源结构、经济发展水平等因素影响，我国各省（自治区、直辖市）电价水平差异很大。最高的为广东和上海，平均销售电价为0.70元/千瓦时，高于平均水平30%；最低的为青海，0.30元/千瓦时，仅为平均水平的57%，不足最高水平的43%。
总的来看，我国电价存在以下几方面问题：
一是市场定价机制尚未建立。在我国社会主义市场经济已经实行多年并取得巨大成功的环境下，电力工业市场化进程缓慢。电力价格放弃市场定价这种公平合理且高效的手段，依然实行政府定价，不利于资源优化配置。
二是电价水平偏低。与国际电价、石油和天然气等其他能源价格以及电力生产成本上涨程度相比，我国电价水平长期偏低，煤电联动政策执行不到位，不但造成主要电力企业经营困难、自我发展能力差，而且不利于节能减排和经济发展方式转变。
三是电价结构不合理。主要体现在：电力与替代能源之间比价不合理，不利于能源科学有序使用；独立输配电价仍未形成，电价传递不畅，电网企业合理收入无法保证；终端电价交叉补贴，用户间比价不合理。
四是新能源发电的价格补贴机制不完善。由于新能源发电大多利用率低、出力不稳定，需要传统电源提供调峰、调频等辅助服务才能保证系统稳定运行，但目前的电价机制没有对辅助服务进行补偿。同时，随着新能源发电规模不断扩大，需要的价格补贴也越来越高，将对未来电价调整空间造成挤压。
“十二五”电力供应成本分析
目前，我国人均用电量约为3000千瓦时/年，仅相当于发达国家六、七十年代水平，未来仍有很大增长空间。预计“十二五”、“十三五”期间，全国全社会用电量将保持6-8%增长速度，要求电力工业继续加快发展，不断提高供应能力。
根据中国电力企业联合会完成的电力工业“十二五”规划研究，电力工业发展重点是优先开发水电，优化发展煤电，大力发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设。规划“十二五”期间，全国电力工业投资5.3万亿元，比“十一五”增长68%，其中电源投资2.75万亿元，占全部投资的52%，电网投资2.55万亿元，占48%。到2015年，全国发电装机容量14.37亿千瓦，比2010年增长52%，全国110（66）千伏及以上线路达到133万公里，变电容量56亿千伏安，分别比2010年增长53%和80%。
鉴于能源电力技术在短时期不会取得根本性突破，受资源稀缺、土地价格上涨、新能源比重提高等因素影响，电力生产、输配和供应成本未来呈上升趋势。
关于煤电发电成本。未来煤电将以60万千瓦及以上超临界、超超临界机组为主，技术相对成熟，单位造价基本稳定，煤电发电成本变化主要受燃料价格影响。“十二五”期间，我国新增煤电机组一半左右布局在受端，一半左右布局在西部、北部大型煤电基地，通过电网向负荷中心送电。经分析，中东部负荷中心由于煤价较高且呈上升趋势，预计“十二五”发电成本在0.42-0.50元/千瓦时（含合理利润和税金，下同），而煤电基地由于煤价较低，发电成本普遍低于0.3元/千瓦时，即使考虑长距离输电费用，落地成本也低于受端煤电。
关于水电发电成本。我国中东部地区水电开发程度较高，未来水电开发重点在西南的川、滇、藏和西北黄河上游地区。水电是可再生能源，运行维护成本很低，发电成本主要受工程造价影响。水电造价和发电成本呈上升趋势，其主要原因有三点：一是新建水电大都地处高山峡谷，交通不便，施工难度大，建设成本增加；二是库区移民安置标准提高，移民费用增加；三是生态环境保护要求提高，环保费用增加。初步分析，“十二五”期间，根据建设条件和电站特性等的不同，新建水电单位千瓦造价将提高到7000-10000元/千瓦，发电成本为0.3-0.45元/千瓦时。
关于核电发电成本。目前，我国核电平均上网电价约为0.43元/千瓦时，普遍低于所在地区煤电标杆电价。核电发电成本主要受机组造价和核燃料价格影响。未来我国重点发展的以AP1000为主的三代核电，理论上可以降低建设成本，一旦技术成熟并推广应用，核电机组造价有望实现下降。核燃料价格受需求增加有上涨趋势，但考虑技术进步提高核燃料利用率等因素，单位电量燃料成本不会显著增加。总体看，未来核电发电成本呈平稳并略有下降趋势，核电作为经济性好、可规模发展的重要绿色电源，应给予高度重视和大力发展。
关于天然气发电成本。天然气发电具有造价低、建设周期短、运行灵活等特点，天然气发电成本主要由天然气价格决定。天然气作为一种清洁、便利的能源和化工原料，价格较高且有进一步上涨趋势，预计“十二五”受端地区天然气发电成本在0.75-1.00元/千瓦时，高昂的成本决定了我国难以大规模发展天然气发电。
关于风电等新能源发电成本。过去几年中，我国风电装机容量连年翻番，呈超常规发展态势，随着风电规模扩大、技术成熟，风电造价从超过1万元/千瓦，下降到目前的7000-8000元/千瓦。由于风电机组制造、安装技术基本成熟，风电单机容量已达到合理水平，因此，风电造价下降空间不大，预计“十二五”期间，根据风资源条件不同，风电发电成本在0.5-0.6元/千瓦时之间。随着技术进步和规模化生产等，太阳能发电成本将有一定程度的下降，预计“十二五”在1-2元/千瓦时之间。
关子输配电成本。目前，电网企业电力购销差价约0.172元/千瓦时，考虑到在这个价格下电网企业利润微薄、发展能力不足，因此价格没有真正反映实际的输配电成本。展望未来，输配电成本也呈上涨趋势，主要原因：一是征地拆迁费用提高，输变电工程建设成本不断增加；二是随着西部、北部大型电源基地加快开发建设，电网远距离输电规模增加，一定程度上替代了其他形式的能源输送，增加了输配电成本；三是随着城市的发展，实施城区架空线路人地工程；四是满足新能源发电并网需要，电网投入显著增加；五是进一步提高对农村和偏远地区的电力普遍服务水平，将增加电网输配电成本。初步分析，到“十二五”末，全国平均输配电成本将达到约0.23元/千瓦时。
关于售电成本。按照各种类型发电成本和发电量比重进行加权测算，“十二五”平均发电成本约为0.48元/千瓦时，加上平均输配电成本0.23元/千瓦时，预计“十二五”平均售电成本约0.71元/千瓦时，与2010年实际平均销售电价相比上涨约27%，年均提高约4.6%。
“十二五”电价趋势分析
目前，我国电价总体上沿袭计划经济时代的政府定价，因此，判断“十二五”电价发展趋势，必须以分析三大电价影响因素为基础，即电价管理体制、经济宏观调控和电力供应成本。
关于电价管理体制。尽管我国实行改革开放政策已有三十多年，启动电力市场改革也有十多年，但是政府而且是中央政府仍然牢牢掌控电价的控制权。造成这种情况的原因有很多，包括国际电力市场化改革出现争议、国内电力市场化改革步伐放缓、电力供应持续紧张、应对气候变化和保证能源安全形势严峻等等。推行电价体制改革必须以电力市场为基础，展望“十二五”，上述羁绊市场化改革的问题依然存在，即便现在决策，五年内最多是进行一些有实质内容的试点和总结，无法全面推广。因此，可以判断，在“十二五”期间，电价仍将保持政府定价为主的局面，在部分地区开展或深化电力市场试点。
关于经济宏观调控。根据国家统计局最新公布数据，2010年，居民消费价格同比上涨3.3%，超过全年计划控制目标，特别是下半年物价指数快速上升，12月同比上涨4.6%。可以认为，控制物价指数的快速上升、努力实现计划目标既是2010年政府宏观调控的重要内容，也是全年未出台电价调整措施和实施煤电联动的重要原因。2010年，全国电力销售收入大致在2万亿元（不含政府基金及附加），占全年GDP的比重达5%，凸显电力在国民经济中的基础性地位。随着新兴国家经济的快速发展，对全球资源和原材料的需求将持续增长，我国将长期面临成本推动型通胀压力，在电力市场短期内难以实施的情况下，政府很可能将继续牺牲电力行业利润，把电价作为控制物价上涨的重要手段进行严格管制。
关于电力供应成本。根据上一节的分析，按照合理成本（包括合理利润及税金）计算，“十二五”平均上网电价应为0.48元/千瓦时，比2010年实际电价上涨25%，年均上涨4.5%；平均销售电价0.71元/千瓦时，比2010年实际电价上涨约27%，年均提高约4.6%。
考虑到电价政府管制和经济宏观调控的因素，预计“十二五”期间，全国上网电价和销售电价总体呈上涨趋势，但不会达到上述合理成本目标。参考“十一五”电价增长情况（销售电价五年增长15%，年均增长2.8%），预计“十二五”平均上网电价可能达到0.44元/千瓦时，平均销售电价可能达到0.64元/千瓦时。
相关政策建议
加快推进电力市场化改革，早日实现市场定电价
一是坚持市场经济基本原则，完善电力市场竞争体制机制。市场经济的基本原则就是市场主体自主决策、充分竞争。电力市场化改革的目标，是实现除输配电业务外的发电企业和电力用户在合理规则下自由选择、市场定价。目前，建议重点加快推广大用户直购电，尽快组建面向中小用户的电力零售企业，推动中长期购售电市场竞争。同时，尽快研究制定短期市场、实时市场及辅助服务市场等的竞争机制，早日启动试点。
二是加快制定独立输配电价。输配电作为天然垄断环节，无法实行市场定价，建议加快制定独立输配电价，完善价格体系和监管规则，形成电力价格传导机制，为电力市场形成和发展奠定基础。
三是放松价格管制，助推电力市场发展。建议给予大用户直购电买卖双方充分的自主定价权；将部分发电电价和销售电价定价权由中央政府下放至省级和地市级政府；合理简化销售电价结构，改变现行的按照用户属性制定分类电价做法，实行按电压等级和用电特性制定分类电价，使电价忠实反映用电成本；在不谋取自身利益的前提下，在一定的幅度内，授权电网企业根据电力系统及用电负荷特点、电力供需形势等情况，灵活制定峰谷、丰枯分时电价、高可靠电价等，促进资源优化配置，提高电力系统效率。
合理控制电力成本，提高行业整体效益
面对宏观调控总体目标、承担气候变化责任、保障经济整体协调发展以及保持经济国内产品国际竞争力等各方面要求，政府主管部门和电力企业都必须看到提高电力系统效率、降低生产成本、控制终端电价的重要性。
对于政府主管部门，重点从宏观规划、项目核准、电价审批等方面，引导行业发展高效、环保且低成本的发供电能力。例如，同样作为环保和非化石发电手段，核电、水电与风电、太阳能相比，具有发电成本低、运行稳定等明显优势，应当加大核电、水电开发力度。建议进一步扩大“十二五”核电建设目标和布局规模，尽早启动内陆核电建设；在市场定价机制实施前，按地区核定新建水电标杆电价，且不低于当地燃煤电厂标杆电价。
对于电力企业，需要清醒地认识到成本上涨、价格管制的现实，自觉采取措施，从项目决策、施工建设、生产运行、企业管理等各个环节入手，不断提高效率、控制成本，保障企业健康发展。
建立以价格为核心调控机制，以经济手段促进电力工业节能
从经济学上角度看，能源资源与空气、水、可用的污染物排放空间等是不同的。在没有政府监管的条件下，空气、水、可用的污染物排放空间等的获取是不需要成本的，但能源资源不同，几乎任何能源资源的获取都需要付出相应的成本，因此节约能源本质上是经济行为，具有理性的企业或个体根据能源资源的成本价格相应采用合理有效的节能措施。所以，必须摒弃以行政手段推动“上大压小”、“节能调度”等不合理政策方向，回归到符合市场经济基本原则上来。
以行政手段强制发电企业拆除、炸毁尚在经济寿命期的发电机组，不但不符合市场经济原则、造成企业巨大经济损失，而且大量浪费钢材、水泥等原材料，反而加重污染物排放（这方面发电与纺织、水泥甚至钢铁行业都不具有可比性，因为其他行业限锭压产、上大压小有自身技术进步和产品升级的需要，而发电机组的产品是质量相同的电能，不存在产能过剩、产品落后问题）。建议结合资源性商品市场化改革，逐步放开政府对电煤价格管控，合理提高煤炭资源税（或排放税）税率，以合理的煤炭价格促进煤耗高的中小型燃煤机组关停，必要时对关停小机组的企业给予一定的资金补贴。同时，行政手段应重在控制污染物排放，对除CO2以外的SO2、NOx、粉尘和废水等污染物，制定严格排放标准，对不达标企业，则按照法律法规坚决予以关停。
节能调度以煤耗最低为标准安排机组发电，不符合市场经济以成本价格竞争的核心原则，尽管在目前电力市场机制尚未建立、发电计划人为制定的现实情况下，可能会发挥一定的作用，但从长远看必定会取消。同时，节能调度还会在一定程度上阻碍大用户直供电等符合市场化改革方向措施的实施，因此不宜大范围推广。
