專家們歷次關于能源問題的討論，最終都落腳在能源價格上。國家能源專家咨詢委員會副主任、中國能源研究會副理事長周大地認為，“如果現在電價管理模式不變，改革不會取得真正的成效。”中國政法大學資本研究中心主任劉紀鵬明確指出，“電價是決定電力改革成功的‘牛鼻子’，電力體制改革的重要內容是摒棄發改委對電價和電力項目的審批權。”國家發改委電力市場改革研究專家組成員、華北電力大學教授曾鳴也認為，“要推動電力體制改革，首先要改革電價機制，向市場化方向改革。”

　　從專家們的觀點中，我們不難看出，改革的宏大命題已經聚集到經濟學最基本的價格杠桿上，各方利益的繩索也糾結在價格的環扣中。

　　而關于我國電價問題的探討，有必要回答三個問題：我國電價高不高？電價機制是否靈活？電價改革經歷了怎樣的歷史進程？

　　我國電價在世界上處于偏低水平

　　在4月7日正在召開的博鰲亞洲論壇上，國家能源局原局長張國寶明確表示，“目前中國電價的總體水平在世界上處于第三檔次，處于中等偏下的位置。”

　　國網能源研究院財審所副所長李成仁拿出一份我國與其他37個國家的電價情況比較表，從圖表上可以看出，在參與比較的38個市場化國家中，我國的工業與居民加權均價為89美元/兆瓦時（1兆瓦時=1000千瓦時），僅為英國的53%，德國的38%，日本的40%，美國的89%，排在倒數第六位，不僅大大低于歐美等發達國家，還遠遠低于智利、墨西哥等發展中國家。從居民電價看，我國居民電價低至74美元/兆瓦時，僅為英國的36%，德國的21%，日本的28%，美國的62%，在這38個國家中排在倒數第三。從工業電價看，我國工業電價為92美元/兆瓦時，是英國的72%，德國的58%，日本的51%。

　　這些數據再次佐證，盡管我國一次能源的價格節節攀升，但是二次能源的電力價格的確在國際上一直處于中等偏下的水平。

　　從我國居民購買力水平和電費支出占收入的比重看，我國居民電價約0.5元/千瓦時，人均電費支出252元/年，2008年占收入比重僅為1.29%，不僅大大低于占比10%的挪威和5%的芬蘭等市場定價國家，也低于很多發展中國家。從消費結構看，2003年至2007年，我國城鎮居民家庭人均電費支出占總消費支出的比重為2.89%，遠遠低于6.17%的交通支出占比和6.26%的通信支出占比。

　　李成仁認為，2006年至2011年，我國能源類產品中電價漲幅最小。如果考慮物價指數等因素，我國銷售電價實際價格為負增長。數據表明，2006~2011年，汽、柴油價格年均漲幅11%和12.9%，工業用天然氣價格年均漲幅8%。在此期間，銷售電價年均漲幅僅為3.4%，跑不贏年均漲幅3.7%的CPI。

　　十年來，我國煤炭價格漲幅堪比房價，而我國70%的電力來自煤電，之所以我國居民能夠一直享受負增長的電力價格，主要由于我國電價存在比較嚴重的交叉補貼。簡單說，就是工商業補貼居民，富裕地區補貼貧困地區，城市用電補貼農業生產用電。

　　張國寶指出，我國電價并不主要由成本構成，而是有補貼在內，如教育附加、農網改造等，“補貼就是從大家的電費里每度電加了八厘錢。”

　　中國價格協會和國網能源研究院共同完成的《銷售電價結構調整研究》課題表明，我國東部某省大工業和商業用電價格比合理電價分別高出10%和23%，而居民生活用電和農業生產用電比合理價格低44%和58%。據測算，目前我國居民用電補貼平均超過0.31元/千瓦時，由此可以看出我國交叉補貼的力度與幅度。

　　對于交叉補貼的合理性，不同的專家有不同的理解。有的專家認為，對居民的交叉補貼是電價扭曲的一個重要原因，過去居民用電量不大，交叉補貼的影響也不大，但隨著居民用電量的不斷攀升，這部分補貼的影響越來越大。李成仁則認為，從經濟學看電價交叉補貼肯定是不合理的，有悖于“公平負擔”的定價原則；但從社會公平與和諧穩定等民生角度看，我國交叉補貼的原則是富裕地區補貼貧困地區，工商業補貼居民，又是合理的。

　　今年2月17日，保加利亞35個城市有數萬人舉行示威游行抗議高電價，要求政府下臺或者電網企業重新國有化，這開了因電價問題導致政府辭職的先例。當年該國鼓吹和制定全面拆分和私有化方案的人已不知所蹤，而電網私有化中的暴富者，則在市場法則下無法撼動，令人深思。

　　我國的電價問題不是太復雜而是不靈活

　　有媒體認為，我國擁有世界上最復雜的電價體系。不過這個問題在李成仁眼中卻是一個偽命題。李成仁常年研究國內外電價比較，他認為，“我國的電價體系不是太復雜，而是太簡單了。”

　　盡管電價有上網電價、輸配電價、銷售電價、工商業電價、居民電價等一系列人們難以搞清的名詞，但李成仁認為，我國目前的電價目錄已經簡單很多。從用戶電價類別看，一般只有居民、大工業、一般工商業和農業四類；從電價標準看，一般情況下用戶電價全省統一，沒有地區差別、城鄉差別。說我國電價體系復雜的人，大多沒有見過國外的電價目錄。記者打開美國太平洋燃氣電力公司（PG&E）的電價資料，發現了五花八門的電價目錄：一般用戶分為8種電價模式，工業分為3種，照明分為9種，農業電價還分為大農業和小農業兩大類等。

　　“其實，我國電價的問題不在于電價體系是不是復雜，而在于機制是否靈活。”李成仁說。

　　在去年的“中國電力與能源”研討會上，很多專家認為電力體制的關鍵問題是價格機制無法反映需求與稀缺程度。國家發改委價格司副司長李才華認為，今后電價改革的方向是市場化。曾任國家電監會辦公廳副主任兼研究室主任俞燕山也認為，我國電價機制的不合理體現在電價不能化解煤電矛盾，不能調節生產消費行為。今后要實現市場和政府“看得見的手”和“看不見的手”兩方面協調。李成仁認為，大家對電價詬病的一個主要方面是銷售電價不能及時反映上網電價的變化以及電煤等電力成本，因此也無法用價格杠桿引導用戶合理用電和節約能源。

　　實際上，“市場煤、計劃電”的定價模式已經成為整個電力行業“不能承受之重”。“十一五”期間，由于煤炭價格持續上漲，電力企業累計增加成本6000億元，導致行業效益大幅度下滑，電力企業負擔沉重。

　　我國電價改革的歷史進程

　　如果認真回顧我國電價機制的變化過程，會發現隨著我國電力體制改革的逐步深入，我國電價機制改革先后經歷了四個階段。

　　第一個階段是1985年之前的計劃經濟時期。當時電力行業發輸配售一體化，國家實行指令性電價。當時沒有上網電價，只有銷售電價，直到1985年國家鼓勵集資辦電，實行多種電價，上網電價才初步形成。

　　第二個階段是還本付息電價改革時期（1985~1997年）。1985年以后，指導電價和指令電價共存，后逐步采用還本付息上網電價，這項電價政策對于吸引多方投資辦電，緩解當時電力供求矛盾起到了至關重要的作用。在此期間，國家實行燃運加價政策，對全國統配煤礦實行包干，超過包干基數的煤炭實行加價銷售，并由用戶負擔。該政策執行到1993年后并入目錄電價。

　　第三個階段是經營期電價改革時期（1998~2002年）。針對還本付息電價以個別成本為基礎，一廠一價，對電力企業成本約束不強的弊端，為鼓勵電力企業降低成本，90年代末，原國家計委對還本付息電價政策進行了修訂，出臺了經營期電價政策。

　　第四個階段是2003年廠網分開后，電價進入全面改革時期。國家采取了一系列措施穩步推進電價改革。電價改革步伐驟然加快。

　　——2003年7月，國務院辦公廳出臺了《電價改革方案》；

　　——2004年4月，出臺標桿上網電價政策，將上網電價定價機制從個別成本定價改按社會平均成本定價，從還本付息定價改為經營期定價，從事后定價改為事前定價，建立起電廠投資約束激勵機制，為實行發電側電力市場創造了條件；

　　——2004年12月，出臺煤電價格聯動機制，根據電煤價格變動，適時調整銷售電價，形成了發電、銷售市場聯動價格機制雛形；

　　——2005年，在東北和華東區域開展發電側競價上網試點，試行兩部制和集中競價交易兩種競價上網電價模式，為上網電價市場化改革積累經驗；

　　——2006年1月，出臺可再生能源價格政策，在基金與附加中單列可再生能源發展基金，可再生能源發電迎來發展“黃金期”；

　　——2006年和2007年,國家發改委公布了省級電網輸配電價標準；

　　——2007年7月，完善燃煤機組脫硫電價政策，2012年12月又全面推行脫硝電價政策，鼓勵發電企業安裝運行脫硫、脫硝設施；

　　——2009年以后，分別在吉林、安徽、福建、甘肅、江蘇等省開展大用戶與發電企業直接交易試點；同時優化銷售電價結構，推行需求側電價政策，推進城鄉用電同價和工商用電并價，出臺差別電價、懲罰性電價、關停小火電降價等電價政策；

　　——2010到2011年，國家又先后出臺了生物質、垃圾焚燒和光伏標桿上網電價。

　　從我國電價的發展軌跡看，電價機制改革的步伐一直沒有停止過，尤其在2003年廠網分開之后，電價機制一直向著市場化方向穩步推進。

　　“國家電網公司作為電力體制改革的產物，一直堅決執行國家的電價政策。”李成仁說，我國的電價改革如同我國的任何一項改革，無法照搬其他國家的模式，符合我國國情的電價改革路徑和方式必須由我們自己逐步探索。他認為，電價是未來電力體制改革所無法回避的問題，只有“放開發電和售電兩邊，管住輸電和配電中間”的市場化模式，才是我國電力改革的根本。