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近期国家能源局下发特急文件，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对日益严重的煤电产能过剩局面。共涉及28个省，一大批煤电项目将被取消、缓核、缓建。电力项目需要投入大量的前期建设资金，项目取消特别是项目缓核、缓建都会给企业和社会带来巨大的经济损失。为什么会出现这种产能或投资过剩和政府紧急刹车的现象？目前的主要解释是，近几年煤价大幅度下降给火电企业带来的较大获利空间诱导了火电企业的盲目投资，也有意见认为是火电项目审批权下放后地方政府片面追求发展速度的结果。笔者认为，这些因素是导致目前我国火电投资过剩的重要原因，但不是根本原因。对于管制行业的投资过剩现象，国外学者曾经用A-J效应描述，即投资回报率管制定价政策会诱导企业为了增加获利总额而策略性地或人为地扩大投资规模并造成投资过剩。我国电力行业目前还没有实施投资回报率定价，不能用A-J效应解释目前的投资过剩现象。不过，借鉴A-J效应的分析思路，从价格形成机制的角度看，目前我国电价实质上采用事后定价机制，正是这种电价政策造成目前火电甚至电力行业投资过剩及其他一些不合理现象。 事后定价的价格形成机制及其投资效应 通常的价格形成机制 价格形成机制是价格政策的重要内容。目前我国电价政策中广泛使用并为大家所普遍接受的价格形成机制，主要指价格是政府制定还是通过市场竞争形成的机制，在很多情况下，电价形成机制改革也就是指在目前的政府定价中引入市场竞争定价制度。当然，电价形成机制也可以在更加具体的层次上分析。比如在政府管制定价的基础上，有传统的基于成本的投资回报率定价、平均成本定价、成本加成定价，甚至边际成本定价等。目前我国输配电价改革中使用的成本加收益定价实际上就是国外的投资回报率定价。也有现代的基于激励相容的价格上限定价、收入上限定价和区域标杆竞争定价，我国的标杆电价政策在思想上与区域标杆竞争定价相同。 价格形成机制的核心是机制，但是，很多情况下我国电价政策制定中总是忽略机制而过多强调价格制定的方法。以目前我国输配电价中使用的成本加收益定价为例，这种定价方法容易理解，操作起来相对简单实用，但是，在机制上不利于企业降低成本，甚至还会诱导企业人为地增加成本。由于这个原因，许多国家采用了其他定价方法，即使采用投资回报率定价也采取了很多有针对性的措施如有效资产，完善相应的机制。实际上，对机制的忽视也导致不同主体对机制的滥用。在目前我国独立输配电价改革中，中央政府按投资回报率定价设计基本政策，地方政府按价格上限制度制定方案，电网企业则按收入上限制度执行。这样的电价政策肯定不会取得好的效果。 事前、事中和事后定价机制 理论上，还有一种基于电价形成时间的电价形成机制，可称为事前电价、事中电价和事后电价。事前电价指电价在交易前就事先确定，或者根据有关政策或规则，交易双方可以事先确定。真正的标杆电价就是事前电价。事中电价指在交易过程中才能形成的电价。大用户与发电企业直接交易电价就属于事中电价。事后电价指交易双方先完成调度交易，事后再按照有关政策或一定规则确定交易价格，或调整价格或获得政府补贴。目前发电企业辅助服务根据“两个细则”考核后所获得的补偿就属于事后定价。 三种定价机制适用不同的情景，对企业行为的影响存在明显的差异。以事后定价为例，在市场竞争交易中，由于事后定价会给交易双方带来巨大的不确定性或风险，因此，买卖双方都不会选择这种定价机制。仅仅在政府管制定价中，由于有政府作为买方利益的代表，事后定价才有可能发生。政府在成本和交易已经发生后再来确定价格，有三种可能：第一种是价格等于成本，这种情况与事前定价的效果相同；第二种是价格高于成本，这时企业获得更大利益；第三种是价格低于成本，这时企业受到损失。实际上，由于交易已经发生，除非有强制性权力作用，第三种情况不可能发生，第二种情况最有可能发生，包括企业虚列成本或扩大非管制业务范围获得更多利益。所以，在政府管制定价政策中，事后定价的效果最差。可能在有些情况下，政府可通过权力使企业让利，但是，从长远和整体看，由于企业有信息优势等原因，企业肯定获利更多。 标杆电价实际上是“事后定价” 表面上看，标杆电价应该属于事前定价，即在交易前已经确定了的合理的电价。实际上，目前我国在火电、风电和光电中执行的标杆电价仅仅只是名义上的标杆电价。以火电为例，既然是标杆电价，具体的定价方法是什么？是投资回报率定价，还是平均成本定价，或者最简单的成本加成定价？进一步分析，有哪些定价参数，标杆参数怎么确定，具体数值是多少，定价周期是几年，在什么情况下调整？这些最基本的定价政策的具体内容都没有。简单地规定一个电价水平并且强制性地保持不变，这样的做法缺乏科学价值，不能称为电价政策。 事实上，标杆电价政策执行以来，由于缺乏完整的政策体系，国家并没有对标杆电价进行规范性、系统性的调整，但是，对于燃料成本和发电利用小时等因素变化而引起的电价水平的合理变化，国家通过事后的煤电联动机制等进行了多次调整。除两次依据煤电联动政策的规范调整外，其他多次调整都是国家根据发电企业盈利或者亏损状况，而在时间、水平或程度和范围等方面做的相机调整，是典型的事后调整或定价。对于国有企业来说，在事后定价中，政府享受充分的相机裁量权，企业认为盈亏都是国家的，也无所谓，从而产生了这种其他国家少有的事后定价的电价形成机制。
对当前电力工业投资过剩的解释 事后定价的投资效应 与国外学者提出的A-J效应类似，事后定价的价格形成机制也会对企业投资行为产生重要影响。以发电企业上网电价为例，如果企业认识并接受政府的事后定价政策，首先，会认为企业的盈亏实际上不取决于经营而取决于政策。因为政府事后定价的基本依据是企业的盈利状况。企业盈利有三种状况：适中或合理，偏大或暴利，偏小或亏损。政府一般也会根据三种状况决定是否保持价格不变，降低甚至大幅度降低价格，提高甚至大幅度提高价格，以平衡企业的收益。其次，企业会认为投资的收益虽然不会很大，但是也不会亏损；即使短期亏损，在长期中政府也会通过提高价格弥补亏损。这样，增加投资总是不错的选择。其三，增加投资能够扩大“企业帝国”，获得更大的人、财和物的控制力和支配权和政治影响力。三种效应叠加后的结果是：增加投资不仅能够增加企业收益总额，而且能够使企业经营者获得更大的权力和其他收益。 特别要指出的是，事后定价的三种投资效应在公有制体制背景下会得到放大。由于所有者缺位和信息不对称等原因，国有企业的委托代理现象十分严重，电力企业也不例外，甚至由于信息优势的原因而更加严重。电力工业资本和技术密集，企业经营者拥有巨大的支配权，有足够的动机利用技术原因产生的信息优势背离所有者利益，不断开工建设新项目和不断增加投资规模只是其中的一种策略。 对火电投资过剩的解释 根据国家能源局的公开数据，“十三五”期间留给煤电的增长空间不超过1.9亿千瓦，但目前在建与核准的装机容量却高达3亿千瓦，远远超过用电需求量。为什么会出现这么大的投资冲动？煤价大幅度降低显然是一个不可忽视的重要原因，但是，目前电力市场需求增长速度大幅度降低，局部地区甚至出现负增长也是事实。2015年全国火电设备平均利用小时仅为3916小时，同比减少355小时,与2004~2014年的平均年利用小时相比减少850小时。而且从2016年开始火电上网电价也降低了0.03元/千瓦时，煤价降低带来的获利空间在政策性降价和利用小时大幅度降低后已经相对较窄，为什么企业仍然盲目投资？实际上，在煤价降低幅度已经大致触底的情况下，市场需求增长速度的大幅度降低似乎才刚刚开始。从长期趋势分析，企业不应该有如此程度的投资冲动。出于对巨大的投资过剩的担心，国家采用了类似紧急刹车的做法，有关通知指出，与取消、缓核、缓建相对应，对已出现严重产能过剩的传统能源行业如火电行业，“十三五”前3年原则上不上新项目。30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组也必须尽快淘汰。紧急刹车是不得已的做法，不知会给企业带来多大的损失。 仔细分析改革开放以来我国火电建设和发展的规律可以发现，如果没有资金限制，不管是否盈利，火电建设都保持高速增长。2013年煤价大幅度降低以前，由于燃料价格非常高，火电企业盈利较小甚至多年出现行业性亏损，但是，在煤价持续大幅度上涨的2001~2012年间，我国火电装机容量年均增长率为10.63%，始终保持高速增长。五大发电集团甚至用其他行业经营所得补贴发电业务的亏损，不断增加负债率。如果说目前发电企业增加火电项目的投资还可以理解的话，那么前几年火电项目投资热情则不可思议，不能简单地用“跑马圈地”解释。把在煤价高、低两个截然不同阶段的发电企业有相同的火电项目投资冲动结合起来分析，事后定价机制是可以解释的唯一理由。 其他电力投资过剩的解释 由于事后定价机制也同样存在于其他电力定价领域，其他电力环节或领域也出现投资过剩现象，但是在具体表现形式上有所不同，下面分别进行说明。 对风电、光电投资过剩的解释。为促进节能减排政策的有效实施，2007年国家规定对发电成本相对较高的风电和光电实行固定价格补贴。各省风电和光电标杆电价与火电标杆电价的差额所产生的收入差距，以可再生能源配额补偿的方式，在全国用户的用电量中平均分摊。随着风电、光电设备制造技术不断进步，风电和光电设备性能更加先进，而成本却大幅度降低。在这种情况下，本应该降低风电和光电标杆电价或减少补贴，但长期以来，风电和光电的标杆电价水平始终不变，导致企业获利相对较大幅度的提高，从而诱导了风电和光电的大量投资。如果说风电和光电投资在开始还算是理性的话，近几年则出现了非理性的状态。在西北、东北地区，发电企业不顾电网是否能够全额消纳，甚至是否可接入电网，盲目投资开发风电和光电项目，结果出现大量的弃风、弃光现象。有些风电和光电由于没有电网接入或输电通道，根本就上不了网或送不出来。这种现象也可以用事后定价机制来解释，不过主要通过弃风、弃光电量的形式表现出来。发电企业认为，既然国家规定要保障性全额收购可再生能源发电电量，那么风电和光电电量上网就有保证，即使已经出现了大规模弃风、弃光，发电企业也认为建成投入运行后可以要求电网企业消纳，或要求政府出面帮助消纳，所以，没有自行停建或者缓建，结果造成大量过剩。 对电网投资过剩的解释。由于独立输配电价机制还没有建立起来，目前电网企业的输配电价等于平均销售电价与平均上网电价的差。由于上网电价与销售电价都没有事先确定的定价与调整的计算方法与规则，因此，电网企业的输配电价也属于事后定价，国家根据电网企业的盈利状况决定调整上网电价与销售电价的时间和水平，使电网企业保持在合理的盈利水平。输配电价的事后定价机制造成的电网投资过剩主要可以从两个方面进行解释。第一，目前我国用户年负荷率很低，根据我们在两个省所做的调查，各类用户的年负荷率在0.1304～0.3929之间，这说明用户用电设备利用率太低，配电投资相对过剩。第二，事后定价机制也能够解释特高压电网的建设及利用率低的问题。由于国家事前并没有规定不能建特高压电网及最低的利用率标准，所以，不管是否存在技术和安全风险，也不管利用率高低，投资总是可以收回的。在这种情况下，电网企业建设特高压电网就是合理选择。 对水电投资过剩和不足的解释。最近几年，我国水电建设和投入运行的装机容量出现了一个新的高峰。以四川为例，“十二五”期间每年有1000万千瓦以上水电装机增长，水电呈现集中投产态势，2015年已经达到7000万千瓦，2020年将超过9000万千瓦。在目前电力需求萎缩的情况下，水电大规模建设和投产面临消纳困难，当前水电投资的相对过剩有许多原因，事后定价是其中之一，道理与风电、光电投资过剩相类似。 不过，对于当前水电投资的相对过剩，可惜之余也引人深思。我国早在20世纪80年代就提出了优先发展水电的方针，为什么这样大容量的水电到现在才开始建设和投产？如果真正做到了优先开发水电，是否意味着可以节约以亿万千瓦计算的火电装机容量呢？由此可以产生多大的经济和社会效益呢？为什么没有优先开发这些水电？主要原因是缺钱，而缺钱的主要原因是水电电价相对太低。可是，为什么国家能够给风电、光电定那么高的电价，却不能给水电定相应的电价呢？如果给水电也定1元/千瓦时的电价，由水电企业用其收益滚动开发水电，我国电源结构会更加合理，所产生的经济和社会效益难以估计。为什么事后定价不会选择这样的最优水电价格呢？原因也很简单，在水电企业内部成本已经明确的情况下，只能以此作为依据确定一个较低的价格；政府当时很难估计外部成本，即使估计准确后考虑短期经济承受力也不会将全部外部成本内部化，产生一个真正能够引导水电优先开发的较高的水电电价。低水电价格导致了相对滞后的水电开发，事后定价导致水电投资不足与火电投资过剩在机理上相同。
解决事后定价及投资过剩问题的对策 国外经验 国外政府管制定价普遍采用事前定价，即事先确定明确的定价方法和计算与调整规则，企业据此在交易前可根据方法和规则基本确定电价，使电价可预期，并且根据可预期的电价调整当前的经营行为，包括投资。在这种情况下，价格的信号价值才可能体现出来，政府根据需要建设的目标，可以通过引导企业的电价预期而引导企业的投资行为。如当政府意识到发电生产能力不足时，可通过提高预期的上网电价水平而鼓励电源项目投资；反之亦然。类似的，当政府需要发展新能源时，可以通过较高的电价水平引导社会资本向新能源项目集中。 相反，事后定价之所以不可取，根本原因在于项目建成和成本发生之后再来确定电价，政府会陷入两难处境。在企业会利用信息优势策略性发生成本的前提假设下，根据成本定价虽然满足了企业，但是却因为较高的电价而损害了用户或社会的利益。另一方面，即使能够把不合理的成本剔除出来，电力企业因为已经发生的成本不能从电价中回收，会受到损失甚至出现经营困难，最终影响电力安全可靠供应。因此，在社会范围内，相比于事前定价，事后定价是诱导电力企业变坏的制度。 在电力定价中广泛使用准许成本加合理收益定价方法 目前我国独立输配电价改革中使用了准许成本加合理收益定价方法。这种方法是最基本的事前定价方法，不仅适用于输配电价，也适用于上网电价和销售电价。政府对具有自然垄断属性的电力商品进行价格管制（包括定价），是计划经济也是市场经济条件下政府管理经济的共同行为，国外有非常成熟而具体的政府定价方法和政策。由于国情差异等原因，过去我国并没有直接采用国外的政府管制定价方法。《电力法》规定制定电价应当合理补偿成本和合理确定收益，但是，究竟怎么补偿成本和取得合理收益，并没有制定具体的办法。2003年国家出台“电价改革方案”，随后提出的三个实施办法中虽然提出了成本加收益的定价方法，但是也没有出台具体细则。目前我国政府制定电价中的事后定价具体表现为事后成本逐项相机补偿定价办法，“事后”指成本补偿或收益的具体规则和行为发生在成本或投资发生之后而不是之前。“成本”指目前我国电价制定和调整过程中一般只考虑成本，很少考虑收益，所以直到现在我们很少有电力企业收益率的概念。“逐项”指没有系统地进行成本核算，每次都以单项成本变化为主要依据制定或调整电价。“相机”指电价制定与调整的时间、程序和结果都具有不确定性和主观性。“补偿”指电价一直用于补偿成本支出和社会分配等，很少用来传递投资信号等。 在电力定价中广泛使用准许成本加合理收益的定价方法具有革命性。这个方法完全改变了目前执行的事后成本逐项相机补偿办法，把事后定价变成了事前定价，企业可根据预测结果调整其经营和投资行为；除成本外，还明确规定了收益率，考虑了企业的合理收益；不是逐项制定或调整，在定价周期内至少有一次系统的制定与调整；“相机”也被确定的程序、时间和规则所取代，企业可能自行计算电价；当然，电价也会传递出投资信号，引导适度投资，避免出现投资不足而缺电和过剩投资而浪费两种极端结果，可以产生很大的经济效益。准许成本加合理收益的定价方法与国外普遍采用的投资回报率定价方法基本类似。这种方法通过准许成本、有效资产和准许收益率三个指标，实现规范、透明、有效率的科学定价，引导企业合理经营。电力企业事先就明确知道哪些成本可以计入准许收入从电价中回收，所以不会超过标准和范围支出成本，这种方法明确表达了政府管制的要求，同时也向投资者传递出了足够充分的信号，实施的难度也相对较小，是适用于目前我国政府定价工作实际的有效方法。 通过有效资产核定和准许收益率诱导企业合理投资 准许成本加合理收益定价主要从有效资产核定和准许收益率确定两个方面引导企业合理投资，在机制上保证不会产生投资过剩，也不会出现投资不足。 在准许成本加合理收益定价方法中，有效资产核定是核心和关键。企业形成的资产是否是有效资产，目前输配电价改革中有效资产的界定基本局限在合法（规）性和相关性的范围内，没有在合理性的范围内做文章，一项资产要么是有效资产，要么不是有效资产。这样核定有效资产显然过于简单，国外管制定价中有效资产的界定主要体现在合理性上。发电企业过度投资导致发电利用小时大幅度降低，由此产生的损失应该由发电企业自己承担，否则，不会制约发电企业投资。例如，根据国外的做法，可以确定5000小时作为火电机组的标准利用小时，如果实际利用小时大于或等于这个标准，全部资产作为有效资产；如果实际利用小时低于这个标准，差额部分所对应利用小时折算成容量后就按比例不能计入有效资产，相应的部分固定资产的折旧不能计入准许成本，也不能获得收益。发电企业事先被告知承担投资过剩的责任，会在投资决策中十分谨慎，而不是像现在这样不计后果地投资。 准许收益率也是国外引导合理投资的重要政策工具。一般情况下，如果政府认为发电生产能力不足，在发电企业上网电价制定中就会确定较高的准许收益率。我国还本付息电价政策中就出现过高达20%（5年回收期）的准许收益率。当然，如果政府认为发电生产能力过剩，政府就会降低准许收益率，甚至低于银行贷款利率。国外管制定价实践中准许收益率在较大范围内有变化，而且不同时期的准许收益率也是变化的。目前我国输配电价改革中没有明确和强调准许收益率确定的原则，与对这种方法的实质掌握不够有关。
主要结论及建议 电价形成机制按照交易过程中价格形成的时间可分为事前定价、事中定价和事后定价。这是一种新的电价形成机制。目前我国上网电价和销售电价主要依据发电和供电成本变化而制定和调整，本质上属于事后定价。 事后定价机制容易诱导投资过剩。在项目和成本已经发生的情况下确定电价，政府难以否定项目及其成本，也缺乏足够的信息甄别其合理性，只能将全部成本计入核价的准许成本。由于对这种结果的事先预期，为增加收益规模和获得权力，企业必然增加投资规模，从而产生过剩效应。 无论燃料价格高低，我国火电项目始终存在的投资热情及过剩状况证明了事后定价机制的投资过剩效应。风电、光电和电网投资中也存在类似的基于事后定价的投资过剩效应。水电投资的事后定价效应相对复杂，呈现出投资过剩和不足两种极端效应。 建议借鉴目前我国独立输配电价改革的经验，在上网电价和销售电价中全面推行准许成本加合理收益定价改革，将事后定价改为事前定价，完善准许成本核算办法，制定合理的有效资产核定方法，明确准许收益率标准，建立防止电力行业投资过剩或不足的长效机制。（本文刊载于《中国电力企业管理》（综合）2016年6期，作者系长沙理工大学副校长、教授、博士生导师）
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