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电话那端，国家能源局新能源和可再生能源司司长王骏的手机再也无法接通。
5月23日晚，最高人民检察院宣布，以涉嫌受贿犯罪，对王骏立案侦查并采取强制措施。至此，王骏已经是国家能源局今年以来第四位被带走调查的官员。
如果要写一部中国电力体制改革史，王骏将是一个绕不过去的人物。当王骏被调查的消息一经传出，能源业界也是唏嘘不已。这位毕业于清华大学78级水利专业的“老愤青”，性格直率，素来以“敢言”、“有胆识”闻名圈内。
作为学者型官员，王骏曾经写过两篇长文《令人沮丧的电力改革》与《什么是水火同价》。同样是针砭时弊，呼吁进一步推动中国电力体制改革的文章，放在十年的不同阶段，其结果却截然不同。
出身于经济学世家的王骏，理论水平高，对电力行业的研究颇有见地，撰文时常融入经济学视角，正因如此，其学者型官员的形象深入人心。而王骏更为人熟知的另一个身份，则是“中国电力体制改革方案起草者”。
作为当前体制的一位抨击者，王骏可谓生存在体制罅隙之中的一个“异类”。2000年，时任国家发展计划委员会（下称国家计委）基础产业司电力处处长的王骏在《经济学消息报》发表了题为《令人沮丧的电力改革》的署名文章。这篇文章引起了国家领导的重视，时任国务院总理朱镕基决定由国家计委牵头，启动电力体制改革。
时隔十年，已转任国家能源局新能源和可再生能源司司长的王骏于2010年再在《中国能源报》发表《什么是水火同价》的万字长文，力倡中国继续推进电力市场化改革。然而，该文引发的不是改革，是其他部门对王骏将内部矛盾公开化的抨击。
王骏所经历并推动的改革，发生在世界上一个人口最多的国家，他曾经的谏言与这个国家经济发展进程中重要的十年联系在一起。如今，他的命运和他的谏言一样，受到更大的历史逻辑的左右，如同未来中国的经济发展，无法预测也不可理解。
以下附上上述两篇文章原文：
令人沮丧的电力改革
文/国家计委基础产业司 王骏
改革开放以来，我国的电力工业发展很快，取得了巨大的成就。到20世纪末，年发电量达到并超过了20年前预定的1.2万亿千瓦时的“翻两番”目标，装机容量更是远远超出2.4亿千瓦的预计，达到3亿千瓦以上。水电资源的开发程度从1980年的5.4％，达到目前的18.5％；火力发电技术已形成单机30万千瓦、60万千瓦的大型高效机组的大规模运行和建设局面；500千伏和330千伏、220千伏高压输电网络覆盖面迅速发展。总体上，电力供应已经摆脱了持续几十年的严重短缺状况，基本满足了国民经济发展需要。在这样的成就面前，电力工业如何分析和看待目前存在的问题与挑战，下一步如何走，已经成为当前各方关注的重大话题。
●电力工业的结构调整举步维艰
“九五”期间，随电力供需矛盾的缓解，解决电力短缺而形成的一系列政策和管理办法，日益显出难以适应买方市场的新形势，有许多过去的好办法现在已经反过来成为电力工业发展的桎梏。为此，国家计委提出了在“九五”后期和“十五”期间电力工业结构调整的一系列方针和内容，包括加强电网（高压输电网、农村电网、城市配电网）建设与改造；加快水电开发，增加清洁能源比重；提高火力发电技术和装备水平；“西电东送”，优化资源配置；关停老机组；以多种措施和“综合治理”缓解电网峰谷差过大的矛盾；重视环境保护，实施电力工业可持续发展战略；改革管理体制，让电力工业走入市场等等。这些方针得到了包括电力用户和电力企业在内的各方面认同，已经成为当前电力工业发展方向和思路讨论中的“老三篇”，业内人士言必称“结构调整”、“厂网分开”和“竞价上网”。但是，两年来的实践也已经证明，电力工业的结构调整和体制改革步履艰难，电力消费者至今叫苦不迭，而国家电力公司以外的独立电力企业更是怨声载道。那么问题何在呢？
●“省为实体”的发展方针，导致各省以邻为壑，关闭电力市场
“省为实体”的发展方针，在80年代鼓励多家办电，解决全国范围内严重缺电起到过重大作用。但在电力供需平衡后，“省为实体”已不能适应新的环境，成为阻碍市场竞争和跨省资源优化配置的主要原因。各省自己的电厂生产与建设，意味着税收、就业的增加，也是各级政府政绩的表现，因此，关闭电力市场成为必然。甚至出现了外省低价电也不要的现象，各省拒绝开放电力市场的原因不便直言，都以峰谷差过大、电价还不够低廉和电力输送上有技术方面的限制等各种理由为借口。
东北电网原为国务院批准的计划单列企业集团，也是国内各电网中最具有资源跨省优化配置条件的区域。但不知何故拆成三个电网，导致跨省电力流动的停止，内蒙东部和黑龙江的煤矿坑口火电厂难以送电到辽宁负荷中心，东三省的电力发展变成了各省自己的院内规划，更奇怪的是，将东北电网一分为三，其目的反而被解释为是为了加强各省之间电力资源优化配置。
内蒙西部向京津唐电网的输电容量目前停留在93.8万千瓦水平上，远未达到过去规划并承诺的150万千瓦。至于送电容量上不去的原因，华北电网提出是线路稳定极限所限。可是五年以前缺电时的“西电东送”规划中，华北电网声称所有的技术问题在150万千瓦送电方案中都已经解决了。
在华南地区，广东电网电力充裕时，贵州、广西和云南的水电便被以调节性能不好为由拒之门外；二滩水电站的电力，按行政文件规定的容量和价格，在四川和重庆电力盈余、电厂大多发电不足的情况下，自然无法兑现。
以上现象统统说明了一个问题，即我们至今没有形成买方市场条件下电力交易的法律，没有建立以价格竞争机制来配置资源的规则。
●发电装备技术水平在结构上继续恶化
我国发电装备虽已进入了30万千瓦、60万千瓦大型机组时代，但由于众多原因，近年来发电装备的技术水平在结构上不但没有好转，反而趋于恶化，主要表现在：
老旧机组关停规划难以落实。我国现有超期服役的老旧火电厂2000万千瓦以上，拥有老旧机组的电厂最大的特点是职工多，一般10万千瓦的火电厂，人员多在1000人以上，另还养有几百名退休职工。一旦电厂关停，人员没有出路。这些电厂污染严重，煤耗高，但发电利用率还是最高的。
新的小火电厂犹如雨后春笋，“九五”以来，每年新投产违规建设的小火电厂容量迅速增加，计划外小火电每年投产达500万千瓦以上，进一步使环境污染状况恶化，加剧了能源浪费，什么原因促使地方和企业违规建设的小火电厂大量增加呢？
（1）地方政府以建小电厂为经济增长点，例如河南某县一小电厂投产，这个贫困县一举脱贫。在这种情况下，省级计划部门大量自行审批项目、审批电价。违规电厂越来越多，规模越来越大，省电力公司往往在小电厂上参股或迫于省领导的压力，为小电厂大开绿灯。2×12.5万千瓦的江苏某电厂，即为省电力公司以自己在香港的窗口公司的名义投资，违规建设的火电厂；
（2）国家对小火电的污染物排放尚无具有可操作性的环保限制法规；
（3）银行资金急于寻求出路，认为小电厂的资产相对较好；
（4）机电制造企业开工不足，往往以延期付款或设备入股方式支持小电厂建设；
（5）近几年国家为了避免重复建设，对大电厂的审批严格控制，这无疑给小电厂的发展以广阔的空间和极好的机会。例如1999年国家计划安装国产设备的大电厂开工规模居然为零，有限的发展空间几乎全部让给了小机组。目前机电制造企业的生产，国家计划安排很少，主要是靠违规建设的小电厂订货。
●环保法规严重滞后
我国至今没有形成对火电厂污染物排放的有效控制方式，各种煤耗的电厂在一起争抢发电，低的300克/千瓦时，高的可达900克/千瓦时，八仙过海，各显神通，权力和关系在争抢发电中最具优势。有的火电厂为了增加盈利，夜间不开启电除尘设备，对空排放；已安装脱硫装置的电厂，增加了成本和运行费用，但由于没有优惠政策，导致脱硫装置利用率极低，经常是为演示或应付检查才开动一下。环保部门的注意力仅放在对电厂超标罚款上，而罚款的10％留为环保局自己用，其余仅返还电厂的上级企业，用途均不得而知，严重打击了电厂企业自身改善环保的积极性。这种情况必将导致东部小火电依旧迅速发展，而西部清洁电力无法在东部公平竞争。
以上原因林林总总，都说明在行政手段已经失灵，而市场经济规则和环保约束条件尚未健全之际，小火电的无序发展是难以控制的。
●过时的电价审批机制
持续至今的传统的电价审批办法，以项目的成本、利润反推电价，不但完全脱离市场供求关系的变化，一点也不考虑消费者的意愿，而且对电厂、电网巨大的隐性超额利润无能为力。这种方式在实际执行中逐渐名存实亡。能够证明这一点的现象很多：用电企业难以承受过高的电价，全国欠缴电费数额已达206亿元；违规电厂、小火电厂、企业自备电厂均不采用国家定价规定，而在省里、县里自行制定较低的价格；不少独立发电企业纷纷提出降低上网电价的要求，突破了国家的规定；在有些省间交界地带，市场规律逐渐挣脱了省电力公司的束缚，县跨省购买低价电的现象发展很快，也远远脱离了国家规定价格。例如，贵州电网向四川、重庆、广西各省区的邻近县供电已有相当规模，而这些电力竟然比国家规定的价格低0.1－0.2元/千瓦时。
●电力企业隐性超额利润巨大，对国民经济发展造成负面影响
从表面上看国家电力公司仅有微薄盈利，但实际上巨大的隐性超额利润早已使这个行业成为最受人羡慕的行业。水电厂在大坝下掏洞装小机组发电，为自己赚钱成为普遍之举；退役老机组转到“三产”发电，利用率会大幅提高；而超额利润最大的当属供电公司，市、县供电公司花几亿元建疗养院和别墅并不稀罕；各级电力公司“三产”发达，电力公司房地产、餐饮业蓬勃发展，甚至养起专业足球队。“三产”的重头戏之一是赚取发电用煤价差。现在煤价连年下降，“三产”组织采购低价煤供电厂发电，但电厂上网电价仍执行国家定价，每吨价差数十元，一千万吨电煤数亿元。结果是煤价降低的利润不能体现到消费者的电价上，垄断造成了超额利润，而国家看到和听到的却是电力企业的“保本微利”。
●国家没有把电力管理体制改革作为大事来抓
各方面对电力体制改革的理解仅停留在“厂网分开、竞价上网”的口号上，没有明确电力体制改革的目标是要实现电力消费者有选择权，没有以立法的方式确定改革的方法、步骤和时间表。外界对电力体制改革的意见，均批回电力部门自己去处理，使独立发电企业和电力用户大失所望。对于目前的改革，大家形容为：裁判员同时又是运动员，改革无法深入。大家都已发现，正在几个省试点的“厂网分开，竞价上网”的利润，却因销售电价不能变，而增加了电力公司的收入，其结果与改革目标南辕北辙。
最近国家电力公司宣布了进入世界“500强”的目标，很多人提出，按国家电力公司8000多亿元资产和86亿元盈利，在国际上应是破产企业，和“500强”有什么联系？这个做法进一步加强了国家电力公司的发电厂、输电网、配电网整体资产密不可分的地位，使政府推行的电力体制改革与打破行业垄断的努力彻底宣告无望。
●呼吁和建议
电力工业是国民经济的动力命脉，传统的一体化垄断经营的电力工业已不能适应经济市场化的进程。例如西部大开发战略中的“西电东送”即受到各地关闭电力市场和电价问题的困扰。当前国际上电力工业管理体制改革的浪潮席卷世界。降低电价，保护环境，提高效率，进入良性循环，实现可持续发展，对于我国的电力工业来说，并不是充满风险的新路。
英国政府在1990年至1998年间成功地进行了电力体制竞争化改革。改革使销售电价降低了28％，并通过向公众出售电厂和电网资产获得700亿英镑的财政收入，这一方式已成为各国样板。英国发电装机容量共4000多万千瓦，仅是我国的七分之一，但政府为电力改革成立了向首相直接负责的专门机构——国家电力规则办公室，办公室定员52人，高强度工作十年，才完成改革任务。
国务院应将电力体制改革列为重要工作议程，专人负责，吸取国外改革成功经验，组织专门班子，配合立法，尽快形成改革的详细方案和时间表。
电力工业市场化改革的成功将成为国民经济转轨的必要条件，其主要思路应为：
（一）在电力供大于求的电网内，实施真正意义上的“厂网分开”。除少数在技术上影响电网安全的特殊电厂（如抽水蓄能电厂、核电站、三峡水电站）外，发电厂均要成为独立电厂，其发电行为必须要经过竞争性招标才能实现。国有资产可交由独立电厂董事会中的国有资产代表管理；并逐步向公众出售股份。按比银行存款高几个百分点的利润率，即可以吸引公众。出售1亿千瓦容量，国家即可轻易得到数千亿元的财政收入，既可降低上网电价，又能增加老百姓的收入。
（二）高压输电网（500千伏、330千伏和部分220千伏电压等级）由国家电力公司独家经营，政府必须加强财务管理，严格将电网经营润率按年末资产总额控制在10％以内。
（三）对市、县供电企业实施商业化改组，在改革后期，也可将配电网的资产向公众出售。在供电公司之间需要建立市场准入法规，电力消费者可以通过同一电网系统在价格和服务上选择供电商。另一方面，一个供电公司必须对其他供电公司开放市场，自己仅能收取电力过网成本费，这样才能大幅度降低电价，发电环节竞争出的效益，才会落到消费者身上。
（四）国家严格控制环保对发电行为的约束条件，使竞争公平合理。
（五）大区域电力市场形成后，在各区域市场之间建立电力准入法规，价格较低的电力优先。只有这样才能实现“西电东送”，资源优化配置。
（六）电力项目和电价的审批制度必须随之改革。对电力建设项目，国家仅负责环保、土地法规的监督；对于价格，必须尽快形成新的机制，发电价格由电厂竞价形成，售电价格由用电户在诸多供电商的报价中选择形成，国家仅负责监督电力过网费水平。
在世界范围内，电力工业竞争化改革的实践都证明，对这个关系到国计民生、千家万户的行业进行打破垄断的改革，于整个国民经济的发展是至关重要的大事，对电力工业本身是实现可持续发展的大事。这个改革必须从上到下，必须由政府发动推动，必须立法当先，必须有专门的领导和监督机构，必须有详尽的方案和时间表，必须让更多的人了解，改革的最终目的是使电力用户取得选择商品的权力，是让电力消费者真正成为上帝。
(原载于2000年5月5日《经济学消息报》)
什么是“水火同价”
文/国家能源局新能源和可再生能源司司长 王骏
近几年电力业界各方面大力呼吁，建议尽快实行“水火同价”。这个说法实际上是建议遵从经济规律，要求推行电力价格市场化形成机制的代名词。这事儿说的是改革，而并不是说请高抬贵手，把水电价格审批得跟火电价格一样高。
大家都知道，发电领域一直没有执行1996年颁布的《电力法》规定的“同网同质同价”这个最基本的电价原则。发电环节本来是典型的竞争性领域，但我国企业的发电价格至今都要由审批决定。审批的主要内容是成本和利润，而各发电企业的成本、利润各异，并且都处于不断变化之中,审批出的价格自然各不相同，成本高的批给高电价，成本低的批给低电价。任何发电企业成本和利润的增加都需要申报审批，然后以“宏观调控”的名义在全社会提涨销售电价，称之“顺价”或“疏导电价矛盾”，最后都“顺”到电力消费者身上去消化。供电紧缺时急需“顺价”，供电宽松时又是“疏导电价矛盾”的大好时机，所以不论电力消费形势高涨或低迷，电价的走势从来都是单边上扬，违反了市场规律。尽管如此，还总是拖着电力企业的电价欠帐、总需要寻找再次实施电价“宏观调控”的合适时机、一次又一次“顺价”。这是许多地区占全部用电量85％左右的工业和商业用电实际支付的可比价格水平已高于美国等发达国家的原因。因此，在水电站的上网电价被人为定得很低的情况下，如果是以行政审 批确定的燃煤火电厂上网价格不变为前提，只要谈“水火同价”，就是指采用行政措施单独提高水电上网电价，也就意味着在水电比重较大的地方需要大幅度提高全社会销售电价。水电多的地区一般都欠发达，这样的做法对贫困地区发展经济的打击会是毁灭性的。其实用不着再煞有介事地搞调研，因为它显然不可行。难怪广西自治区政府顾不得日益激化的水电移民遗留问题矛盾，正式行文表示坚决反对“水火同价”。
如果这样解释“水火同价”，是在把一个明显荒谬的说法加在论题头上，令其不攻自破；这样对待“水火同价”，是将电价市场化形成机制这项重大改革转化成一件按计算器算帐的“大幅度顺价”工作，来证明改革不可行；这样宣传“水火同价”，是在与“电价改革就会导致销售电价上涨”的危言遥相呼应。无独有偶，“改革就会涨价”这个缺乏科学道理的论断，与十年前的“厂网分开就没有人投资建电厂了，全国都会严重缺电”的著名警句同出一辙。说穿了，是在用大幅度提涨销售电价的不可行前景，对整个电力行业市场化改革“将军”。
“水火同价”的实质，是指各种不同的发电方式所生产的电力，都是同样的商品，给使用者带来的效用是相同的，从作为“上帝”的消费者那里能够讨到的价格必然就是相同的，不可能不一样。因为用户是在消费“电力”这种商品，而不是在消费煤炭、天然气、水、核材料等其它种类商品，这是经济科学的规律。至于成本高低，对于从事竞争性业务的企业来说，完全是自己产品竞争力的问题，用不着行政部门去管。《电力法》中的“上网电价实行同网同质同价”，已经朴素地表达了这个道理。国务院2003年批准的《电价改革方案》，基本思路也是首先对电网企业实行单独定价，然后放开对发电价格和用电价格的政府管制，让发电企业与电力用户直接进行电力交易，通过讨价还价形成市场价格。这样，电力作为同一种商品，在市场里的价格自然就会是相同的。这才叫做“水火同价”。当然，风电、光伏发电等新能源在一定发展阶段还需要政府在市场价格的基础上给予政策扶持。至于有些电厂因技术特点所限，在发电时间和出力大小方面的“不由自主”，不应属于电能质量问题，能够上网运行的电力，物理参数都是相同的。国际上成熟的电力市场并不存在“垃圾电”这类歧视性概念，因为只要实行“分时计价”就可以看出，在同一计价时段内，是所有发电机组共同提供的电力电量满足了电力供应，因而该时段内每度电的贡献是相同的，缺一不可。在某一时段，不能说是最后加入的那台发电机组才满足了最高电力负荷需求，就像不能说“吃了第三个馒头感觉饱了，就后悔买前两个馒头”。所以，“同时同价”比“同质同价”表达更为清晰，因为它更直接地反映出电这种商品在时间过程中稀缺程度的变化。在用电环节，如果用电电压等级和输电距离不同，按照政府对电网企业的定价规则，用户所缴的输电或配电过网费不同，用电支出水平自然有所差别，所以才有了政府对偏远贫困地区用电户的普遍服务政策。
上述论点的基础是将电力作为普通商品看待，尽管它具有“产供用”三个环节在同一瞬时发生的特点，但并不改变某种商品对于消费者的效用相同，其市场价格就会相同的科学规律。正是基于这个规律，英、澳、美、欧盟等早已建立了发达的电力市场，有些已经发展到取消电网企业作为单一购买方的“竞价上网”办法，代之以全部电量都由发电商与用电户或配电商签订各类购电合同、自行商定电价的高级阶段。经营输电网络的企业不再被允许“买卖电力”，而只能做“传输电力”业务，终于使电力成为一种高度市场化的普通商品，显著地提高了电力系统整体效率和经济性。
我国电力行业为什么要改革？因为党的十六大、十七大都明确提出：要尽快建立和完善社会主义市场经济体系。更早些，江泽民总书记多次指示：“现行电力体制必须进行改革”，要建立市场竞争机制，改变“既打篮球，又吹哨子”的垄断体制。因此，电力行业责无旁贷，本当奋勇争先。
我国电力工业市场化改革于2000年前后起步，在当时并不算太晚。然而，厂网分开后，电力体制改革的核心任务——电价市场化形成机制的改革却止步不前。当今世界上已经没有几个国家还像我们一样，在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域，仍然由行政审批来规定全部发电电价和用电电价，将市场上时刻变化着的电力供求关系牢牢罩在审批制度之内，而对于最该尽快实行政府单独定价单独监管的电网环节，在十年后的今天，却依然处于“全部电力的唯一购买方和销售方”的垄断地位，保留着所有收入都来自发电企业上网电价和终端用户电费之间价差“最粗放型价格管理”的落后模式，将我们与世界先进电力管理体制的距离越拉越远。我国的电价改革“千 呼万唤不出来”，电力是商品的概念甚至都开始“被模糊”。改革不进则退，不少水电站被规定，江河里的水，流过不同的水轮机所发出的电量要执行不同的上网电价。
现在业界听到最多的是：“只要把水电电价提高一两分钱，就能解决许多移民困难”。这种天真型建议的出发点无疑是希望加快水电发展，但事实表明，它的客观效果却是夯实计划体制基础，在市场竞争领域内继续对商品价格实行行政管理、依赖官员裁量、按照成本定价的模式。
如果审批确定具有一定代表性的“分类标杆电价”，比起过去多年的“一厂一机一价”，似乎是个进步。但问题的关键是，“标杆”仍旧是行政性手段，是单独以企业成本为基础的人为安排，是一种不考虑用电户需求情况的单向规定。所以，“标杆”无法反映市场上时刻变化的电力供需关系，也就不能满足电价改革的基本原则。事实上，只要考虑成本因素，标杆电价就要设为多种，像水电、火电、核电，发电成本都各不相同；水电还准备按照各个水库不同的调节性能，分为日调节、周调节、月调节、季调节、年调节、多年调节；火电要分为脱硫、不脱硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤、水冷、空冷、供热、凝汽、常规锅炉、循环流化床锅炉；核电要分新的、老的、进口的、国产的、轻水冷却的、重水冷却的；这么多种标杆电价，还规定了在每个省又都各不相同，标杆总数还需要再乘以30……这与过去的一厂一价有多大区别呢？ 可见，标杆电价最多是个过渡性措施，是因电价改革滞后“不得已而为之”。还是要加快电价市场化改革进程，尽快转为由市场供需关系形成电价。条件不够，就要想方 设法创造条件，有什么问题就抓紧解决什么问题，出现困难就努力去克服困难。若将过渡性措施作为常态管理和运行方式，或者用人为制定的、以成本审批为特征的“标杆电价”改头换面代替电价市场化形成机制，沾“不愿改革”之嫌，实不可取。
换一个角度看，发电环节成本定价模式，既浪费能源又污染环境，对国家的节能减排战略有着重大负面影响。
特别需要指出的是，现在对新投产的水电项目实行每千瓦时上网电价低于当地火电厂0.1-0.2元的低价政策，在理论上和实际中都存在很大问题。
首先，它是一种歧视政策。水电站给电力消费者提供了效用相同的电力商品，却“被低价”。管理者按照发电方式来定电价，火电就给高价，水电就给低价，而且新建成电厂不论低价和高价上网，均与销售电价水平无关，因为现在终端电价主要通过“煤电联动”与电煤价格挂钩。然而,新增加的水电发电量执行了低电价，却并没有见到全社会销售电价有所降低。这样做，使得新投产项目的“家庭出身”成为定价的依据，有点像文革期间按照地主或贫下中农的出身来决定人的命运。实际上，水电在我国电力结构中起替代火电、减少燃煤和污染物排放的作用，按照现行办法，既然新的火电厂投产后可以批给高电价而不用提涨销售电价，那么水电替代火电当然也应当得到相同的价格。
其次，以行政行为，人为压低水电站的上网电价，直接导致水电项目业主从紧控制水库移民和生态环境保护方面的支出，而由此带来的水库移民不稳定和生态环境破坏问题，自然成为政策性问题，是“国家价格政策不到位”造成的，责任在中央政府身上，不在投资方和地方政府身上。项目业主没有主动性，一旦出现水库移民稳定和生态环境保护问题，就都坐等中央政府提高相关水电站的上网电价，涨多少价干多少事，如果还不够，就等下次再提价，像“挤牙膏”一样慢慢来。这种机制使水电移民遗留问题越积越多，矛盾反复发作，影响到社会稳定大局。所以说，人为的水电低电价政策是我国水电工程移民安置和库区生态环境保护工作长期陷于困境的直接原因。
再者，主管方面曾经宁愿考虑就事论事的办法，不改革电价形成机制，而在某次提高全国销售电价的方案中拿出数十亿元资金，专门用于解决“闹事儿的水电站水库移民遗留问题”，按项目分下去。给钱当然是福音，且不说资金在数量上是不是杯水车薪，但会不会对“还没有闹事儿的水库移民”产生影响，是需要慎重对待的。若引发连锁反应，造成新的矛盾，花钱引起不稳定，那就不是玩笑了。
还有一个经常听到的、来自价格主管方面的反对实行电价市场机制的理由是：水电的经济效益很好，而水电资源都属于国家，所以只能定低价。否则，投资方获取了水电资源的开发权就赚取了暴利，是不公平的。
这是个站不住脚的伪命题。我们可以从几个方面加以分析：
1. 这个论点是计划经济体制铸就的。因为计划体制下所有产品都要按照所谓的成本定价，企业盈利水平被事先规定，各种资源之间和商品之间都有着官员认定的“合理比价关系”，都要由“看得见的手”来安排，都与市场因素无关，都与消费者行为无关。这种听起来精确无比的行政手段配置资源方式和价格审批管理办法，经过几十年的社会实践，让国家和人民付出了极其巨大的代价，事实证明：计划经济没有出路！如一位大经济学家所说，搞计划经济的国家无一成功，最后都改弦更张，回归到市场经济。“国家计划委员会”已经更名为“国家发展和改革委员会”，我们是诚心诚意地希望世界各国承认我国的“完全市场经济地位”。
2. 从事竞争性业务的企业凭借某种技术优势和环保优势所带来的经济优势，在市场里获取更多的利润，是国家大力鼓励的。且不说有大量水电项目因“被低价”，在水库移民和生态环境保护方面欠帐而形成社会稳定问题，即使有些移民负担较轻的水电项目经济效益很好，或者过去国家拨款建设的老水电站现在有较高利润，企业可以将其作为滚动发展水电和其它清洁能源、扩大投资规模、改善融资条件的筹码，国家也可以通过税收政策加以调节，不宜使用直接干预市场价格的做法，延续成本定价机制，让“市场配置资源、供需决定价格”沦为空谈。
3. 现行水电审批定价的灵活性也能说明成本定价机制的不合理。主管方面一直主张要按照各个水电站不同的水库调节性能定价，调节性能好的批给高电价，调节性能差的批给低电价。众所周知，日调节性能的水电站是所有水电站中调节性能最差的，本应批给最低价。然而，为了满足某省两个纯径流式的日调节水电站每千瓦时0.57元和0.65元的超高上网电价要求，主管方面不但专门拟文强调这两个调节性能最差的小型水电站对整个省电网调峰的重要作用，要求省里为这两个小型水电项目单独制订、实行发电峰谷电价，而且明确承诺将因此而增加的电网购电成本摊入全部销售电量，相应提高全社会销售电价，让全体电力消费者买单。如此看来，水电低价政策并非铁板一块，“被高价”也是可能的。
4. 电力资源开发权如何配置与电力市场化改革不是对立的。水电资源是全民所有，但其它种类的能源资源，诸如核电厂址、火电厂址、风电厂址、大小煤矿等也都不例外。各行各业实践证明，市场机制能够促进资源的优化配置，也就是说，电力资源的优化配置是电价市场化改革的结果，而不是推行改革的前提条件。就像上述两个民营小水电项目，主管方面考虑满足它超高上网电价的要求时，并没有对它的开发权提出置疑呀。在国家光伏发电项目通过特许权招标方式确定每千瓦时1.09元上网电价之后，有关部门审批决定另两个光伏项目执行每千瓦时4元的上网电价，也没有说明投资方是如何得到那钻石级项目开发权的。毫无疑问，确定资源开发权的办法应当改革，电力、煤炭、油气、房地产等各行各业都在积极探索，改革的思路同样是引入公平公开竞争机制，减少政府直接干预，发挥国家税收政策调节作用，完善社会主义市场经济体系。
对于水电站只批给低电价的原因，主管部门一直这样解释：水电站不用买煤，没有燃料成本，尤其是老水电站，还贷早已结束，折旧都提完了，所以只能批给更低的价格，否则利润过高。
这是一个需要弄清楚的关键问题。
企业从销售收入中计提折旧，偿还债务，是正常的财务运转。然而，在市场经济条件下，商品价格是由供需情况形成的，不可能由个别企业的财务安排来决定。比方说，如果市场管理者根据各个菜农种植设施不同的财务折旧情况，分别规定其蔬菜在市场上的售价：种植大棚需要偿还贷款时，蔬菜必须卖高价；贷款一旦还清，蔬菜必须低价出售。这是不可思议的。
如果不谈市场经济，就按计划体制的规则说话，也可举出一个例子说明问题：我国现有较早建设的几亿千瓦燃煤电厂，按照成本定价规则都已经完成了建设贷款的“还本付息”，而且不断地有更多的火电厂在财务上结束还贷，按成本定电价主要考虑内容之一的“还贷成本”已经不存在了，但这些电厂至今都继续享受着“还本付息”电价，每度电多出0.15元左右的“暴利”。由于全国燃煤发电量比重占80％以上，这个因素影响全国终端销售电价高达5-6分钱，每年从电力用户那里多拿走2000多亿元。对于这样巨大的成本审批漏洞，有关方面含糊地解释为：“火电厂普遍亏损着呢”。可是不应当忘记吧：按照现行成本定价规则，“打油钱不能买醋”，火电厂是在燃料成本上亏损，自有“煤电联动”办法给予补偿，与还贷成本无关呀！还贷结束就应当及时将上网电价里面的还贷电价降下来，像“没有燃料成本”的水电一样拿低价，相应及时降低全社会的销售电价。不应使火电企业仅仅在燃料成本上大做文章，而将不应得的还本付息电价藏而不露，在成本上“只报忧不报喜”。这项事关每年数千亿 元电费的重大降价举措从未实施，成为我国电价只升不降的主要因素，直接影响国民经济整体竞争力。所以，即使执行计划体制规则，单独指责水电获取暴利也是说不通的。
由以上分析，以商品效用同一性为基础的“水火同价”理念及其所倡导的电力价格市场化形成机制才是能够避免行政定价诸多弊端的科学机制，才是政府和企业权责明确的法治机制，才是能够建立水电项目的经济可行性边界条件，从而促使水电站项目业主积极承担水库移民脱贫致富的责任，发挥主观能动性、想方设法去解决水库移民不稳定和生态环境保护问题的治本之策。换句话说：电价市场化，水电移民和库区生态环境保护工作的经济边界明确、项目开发的权责清楚，企业才有条件承担全部责任，下真功夫、费大气力，切实做好这两方面工作；电价行政化，项目开发的经济边界模糊，缺乏经济性就等待审批提价，政府成了最大的责任人，企业没有主动性，移 民和环保工作困难重重，水电开发不可持续。
前一段时间，主管部门提出了一份《水电价格形成机制改革研究》，下发地方能源主管部门和相关电力企业征求意见。令各方面感到难以理解的是:党中央和国务院8年前就批准了《电力体制改革方案》和《电价改革方案》，而这篇名为“改革研究 ”的文件中却没有任何改革的内容，只字不提市场机制、竞争机制和电力供需关系，而将水电价格再次定位在“行政审批”、“成本加成”、“高成本高电价”、“低成本低电价”的逆竞争机制旧轨道！仅从这个研究的题目就能看出问题，因为它还是把电价圈在计划体制框架内，为维持个别的或“分类”的成本审批定价方式寻找依据，也就意味着后面纷至沓来的“火电价格形成机制”、“核电价格形成机制”、“风电 价格形成机制”……，可就是没有“电力市场价格形成机制”！与水电开发有关的地 方和企业都大失所望，其中，水电第一大省的发改委在正式回复文件中提出了全面的和尖锐的不同意见，强烈要求国家尽快推行电价市场化形成机制的实质性改革，真正促进水电健康快速发展。
中央与地方、政府与企业、干部和群众，谁更应该站到改革大潮的前面呢？
胡锦涛主席2009年9月22日在联合国气候变化峰会上郑重承诺，到2020年，中国的非化石能源在能源消费总量中要占到15％左右。要实现这个目标，任务十分艰巨，而中国的水电首当其冲，承担着最大的份额，决定着战略的成败。
在大力推行全社会节能的前提下，如果按照2020年全国商品能源消费总量为45亿吨标准煤最保守估计，则非化石能源需要提供6.8亿吨标准煤，折合电量约为2.1万亿千瓦时。其中，十分乐观地预计核电、风电、光伏发电等能够在未来10年间翻三番，实现8倍的增长速度，即：从2009年的1000亿千瓦时，到2020年可以达到8000亿千瓦时，则水电还需要提供1.3万亿千瓦时的年发电量。
进一步分析，2009年全国水电发电量为5717亿千瓦时，目前在建的水电站约为5000万千瓦，建成后可以增加年发电量约2000亿千瓦时。考虑水电项目建设周期长，2016年开工的大型水电站对2020年的发电量已无贡献。也就是说，为了在2020年提供所需新增的5000多亿千瓦时电量的水电项目，都要集中在2011年-2015年开工建设，“十二五”水电新开工总规模需要1.5亿千瓦，平均每年新开工水电站3000万千瓦！
由上分析，我国水电承担着2020年非化石能源总量中60％以上的份额，届时，全国总共4亿千瓦、1.75万亿千瓦时经济可开发水电资源的开发程度需达到80％，“十二五”的五年期间，常规水电站新开工规模将接近建国60年水电建成的总规模！任务极其艰巨，时间非常紧张，但若不按此实施，非化石能源占15％的国家承诺势必落空。可以说，加快水电建设已经是能源行业必须完成的一项“硬任务”。
今后10年间，要完成高速度、超大规模开发水电的硬任务，我国作为水电第一大国，在技术、资金、专业人员、设备制造和建设施工方面，可以说条件均已具备，不存在太大的困难。然而，仅仅由于落后的管理体制和管理方式已经完全不能适应新的经济社会环境，使得近些年水电开发与建设矛盾重重，步履艰难。一是因规定的上网电价过低，导致老的水电站水库移民群体事件反复发生，生态环境保护问题无资金投入；二是对水电项目按成本定价，高成本批给高电价，低成本只给低电价，促使新建水电项目走入需要动脑筋抬高成本，人为提高造价的歧途，回到上世纪八、九十年代造价攀升的老路，由此出现的效率滑坡、经济性降低问题，使水电项目经济不可行； 三是水电建设项目要统一执行过去规定的水库移民安置补偿的计划指标体系，而这些指标并没有、也不可能周全地考虑到各项目所在地千差万别的具体情况，项目业主按图索骥，照本宣科，不可能满足移民群众基本的生存和发展需要，新开工的水电项目往往在工程建设期间就出现移民不稳定事件，而混乱的局面都归咎于“国家的水电低电价政策”，因而最后都要由中央政府出面收拾；四是环保部门对于河流水能资源的开发要最大限度地利用水流落差的科学方法和国际惯例了解不够，在法律依据和科学依据都有不足的情况下，自行删改建立在数十年间积累起来的前期勘测科学资料基础上、经过法定论证程序的河流梯级水电站国家规划布局。从怒江到金沙江，河流规划环评中连续出现主管部门只同意开发河流上某几个梯级水电站，并且要求投资方承诺放弃国家规划中其余更大量的水能资源的怪异情况，使我国水电可开发资源量随时都在减少。这种类似“环保极左”的思路和做法，当然令国内外各类极端环保组织和人士弹冠相庆，使国家水电开发规划和建设无所适从。以反对开发水电为己任的“环保人士”，“张口都是原生态，自己活得最现代”，他们生活的舒适程度和用电量水平都远远高于普通老百姓！但是，殊不知在我国的电力结构中，被放弃的水电是完全要靠燃煤发电去弥补的！当前水电环保管理集中在项目开发前端的行政审批环节，习惯采用“环保风暴”方式，忽冷忽热，忽快忽慢，相机行事。一旦某个项目的环保出了问题，就对当地其它的发展项目施以“殃及池鱼”式的“环评限批”处罚，工作重心总是集中在前端审批环节，而项目施工建设中或投产运行后，对生态环境的实际影响过程却缺失监管，鲜有问津，就像2010年7月中央电视台报道的，紫金矿业在福建汀江排污，造成严重的环境灾难，而调查显示：一年前就查出它是环保违规企业了。那么，环保监管在哪儿呢？“环评限批”这样的“株连”政策，的确可以体现行政审批权力的威严，然而被丢弃的，却是大量无辜项目和地区经济宝贵的发展机遇。这一系列问题的结果，使得近年来许多大型水电项目的前期勘测设计工作和项目核准工作几近停滞，大江大河上数千万千瓦的大型水电工程陷入进退两难境地，经济损失巨大，防灾度汛形势严峻。再拖下去，胡主席和温总理对世界的承诺如何兑现？
优先发展水电是发达国家走过的成功之路，他们拥有的水能资源在上个世纪就已经“吃光榨净”，只是近几十年反复发作的石油危机带来的能源安全问题，才促使他们转向开发风能太阳能利用技术，不得不降低国民经济整体效率，去使用昂贵的新能源。而我们的水能资源才开发了30%，每年将其余1万多亿千瓦时的清洁水能付之东流，白白放掉，然后大量建设燃煤电厂去承担这部分发电量，每年为此增加6亿多吨原煤的采掘和运输量、多排放十几亿吨二氧化碳、多付出600位矿工的生命！面对与发达国家不同的国情、不同的能源资源禀赋条件和不同的经济社会发展阶段，是加快开发利用经济性和清洁程度都无可比拟的水电，还是就此放弃水电，全面转向大规模使用需要全社会用电量不断加价、高额补贴的新能源发电，该做何种选择？
我们已经没有退路，也不能再拖下去了。再出一次瀑布沟事件足以毁掉整个水电事业。没有理想就没有方向，不搞市场机制，中国的水电已经不可能再有发展。市场竞争领域中的成本定价机制是水电的悲哀，作为水电移民管理办法改革的前提条件，电力定价模式首先需要尽快改革。
（一）改革国有电力企业经营业绩考核办法，严格区别对竞争性发电业务和自然垄断性电网业务的不同考核方式，对前者考核单位资产利润率，即考核其经济效益；对后者考核单位资产输、配电量，即考核其经营效率。
不应考核国有发电企业的“资产总量排名”、“发电装机总量排名”等“纸老虎 ”指标，还应避免“资产总量末位淘汰”这类可能促使发电企业非理性发展的政策；不应考核电网企业的盈利水平，因为垄断企业的盈利当由国家规定和控制，不是越多越好。
（二）在不改变电网原有物理联结格局和发展规划的前提下，区分面向电力资源配置的输电设施和面向用户供电的配电设施的不同功能，划小电网企业财务核算单位，按照“合理成本加规定利润”的规则，并通过在同类企业之间进行资产量、输配电量和运营效率的横向比较，对各级电网企业分别实行单独定价，确定并公布其年度准许收入总量和相应的输电、配电所有路径的过网电价。国家对电网企业单独定价的结果，主要应体现：充分保证各级电网企业正常经营和发展建设所需要的合理、充足和稳定的收入，并使之与发电企业和电力用户的交易情况脱钩，与电力供求关系形成的发电和用电价格隔离。在此值得一提的：只有完成这项工作，才能够为我国以建立现 代企业制度为核心任务的农电体制改革铺平道路，使农村电力市场的蓬勃发展成为可能，真正惠及农村经济和8亿农民。
目前在输配电价改革方面，国家既定的“划小电网企业财务核算单位、从而实现政府对各级电网企业分别单独定价”这项最为关键的工作多年来按兵不动，而在2006、2007年两次以正式文件突兀颁布“分省电网输配电价标准”，公布了各省电网企业经营每千瓦时电量的平均输配电价约在0.09元至0.13元上下，但并没有说明该标准如何付诸实施；标准与电网企业的实际运营效率、实际结算上网电价、销售电价实际执行情况和售电现金实际收入总量等财务运行情况之间关系如何；没有划分各大区域、各省、各市县电网企业的成本和利润在每千瓦时0.09元-0.13元中各占多大份额；也没有公布各个电网企业按照上述标准的规定，每年各自应得总收入多少，实得总收入多少，多收入了多少，少收入了多少，原因各是什么；特别是在中央和国务院做出的“主辅分开”决策长期难以贯彻实施，其改革原则反而面临着“被改革”的境况下，该标准并未反映出电网企业的设计施工等辅业及“三产多经”的成本和利润在其中的总量和比重；电力监管部门对标准实施中监管情况如何，存在哪些问题；电网企业、发电企业和电力用户对此反应如何、意见如何。如果这些情况都不清楚，那么已经颁布的标准是根据什么制定的？出台这些标准的用途是什么？如果这些情况都清楚了，那么是否意味着国家对各级各地电网企业单独定价这场“改革攻坚战”在三年前已经结束，只差信息公开了？这些问题是需要负责任地回答的。
（三）以完成上述两方面工作为前提，按照用电户的电压等级和用电变压器容量，从高到低，逐级限期，规定由用电户与发电企业通过双边和多边直接交易，签订各类购电合同，自行确定电力、电量和电价。所签合同交付电力调度机构执行后，由用户按国家规定向电网企业缴纳过网费。较低电压等级的零散用电户可委托相关配电企业代签与发电商的购电合同，并由地方政府负责监管。
需要反复强调的：包括试点工作在内，开展电力直接交易的前提条件，必须是完成对各个电网企业的单独定价和单独监管。实际上这也是发展新能源等分布式能源和智能电网、微电网的必要条件。过去的实践已经证明，如果不能做到将电网企业的收入与发电企业和电力用户的交易情况相隔离，“竞价上网”、“大用户直购电”等所谓的电价改革，都会演变成一出出“从电网那里讨些便宜电”的闹剧，刚刚起步的太阳能发电等分布式能源亦将受到制约，造成浪费。另外需要指出，现在有关方面明文规定：每一项购电合同都要报批。此举又将电力市场交易活动统统纳入行政审批范围，而且不允许水电项目与用户签订购电合同，是没有道理的。
（四）建议取消销售电价中诸如三峡基金及南水北调重大水利工程建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加等名目繁多的各类附加收费，让终端电力价格贴切地反映市场供求关系。与此同时，将上述所需资金来源全部转为在化石燃料发电量环节或者全社会化石燃料燃烧量环节征收环境影响税，向国际主流思路靠拢：多排放多收税，少排放少收税，不排放不收税，鼓励节能减排，支持清洁电力。
我们需要把国家调控经济的宏观措施，诸如利率、税收、进出口政策等用好用足，而不宜对商品价格直接施加人为安排。因为价格仅仅是商品供需情况的反映，性质上属于一种信号，拿它作为调控手段或“杠杆”，会使市场信号扭曲失真。现在销售电价有些类似行政集资的“摇钱树”，里面的“加演节目”实在是太多太乱了。
而与不断上涨的煤电电价和终端销售电价相比，人为压低水电的上网电价，却已经成为水电发展的桎梏。
另外需要讨论的，我国水利工程水库移民遗留问题的原因与水电工程类似，但现在解决水利项目移民遗留问题，不应当与水电项目绑在一起，也去依赖提涨全社会销售电价筹资，出台全国统一的“一刀切”补助政策。因为每一项水利工程本来都应当有负责任的可行性研究报告，包括完善的水库移民安置补偿方案及资金来源落实的筹资方案，经济上可行才能实施建设。如果某个建设项目的移民工作出现问题和矛盾，就应当调整这个行业的国家政策，或者研究这个行业、这个领域内的体制改革问题。假如各行各业的建设项目一旦在工程移民和生态环保方面出了漏洞，就都从提高全社会销售电价上开口子拿钱，“羊毛出在牛身上”，那么中国的电价不就涨到天上去了？
通过上述电价改革，以项目的经济性取决于市场商业电价水平作为水电项目开发建设的前提和边界条件，对水电建设中的水库移民安置办法按照“以人为本、因地制宜”的原则进行全面改革，彻底改变以往在僵化的计划指标体系下，脱离实际、大而化之、不负责任、敷衍了事的移民工作方式。不再实行全国统一的水电站水库移民搬迁安置经济补偿标准等“一刀切”的计划指标体系。
以下对于做好水电移民、环保工作有五条较为具体的建议。需要强调的是，这些办法和措施都必须建立在电价市场化形成机制，即俗称的“水火同价”基础之上。如果离开这个前提，这些建议没有意义。
（一）将水库移民和生态环保工作纳入水电项目业主经营业绩考核内容。按照国家批准的河流水电规划建设和运营水电站，明确要求将全部移民的脱贫致富和坝区库区生态环境保护作为最主要任务之一，与设计装机容量和年发电量目标同时完成、同时考核、同时验收、同时公布。
（二）新建水电项目经济可行性研究所依据的主要边界条件，是项目业主自己预测的市场商业电价水平，“风险自担”。既要考虑工程建设投资，完成防洪、发电、灌溉、供水、航运等综合利用设计要求，又要满足与地方政府和环保部门共同制定的水库移民脱贫致富目标和工程建设和运行期间生态环境保护的要求。如果项目业主在自己预测的市场电价水平下，某水电项目的经济性不能同时满足上述目标，特别是无法做到使水库移民生活明显改善以及工程生态环保措施真正落实，则该水电项目经济不可行或环保不可行，建议国务院不予核准。如果国家有原因要求必须开发建设某个经济不可行的水电项目，例如近期在高海拔地区开工的水电项目，则应在市场电价水 平的基础之上，再加以国家政策扶持，直至该项目具备经济可行性。
（三）要求新建水电项目有针对性地、分别制定各自的水库移民脱贫致富方案和生态环境保护措施的具体目标及实施办法。在执行中必须发挥人的主观能动性，针对当地实际情况解决实际问题，“有的放矢”。因此，应由省级地方政府会同环保部门和项目投资方，根据当地经济、社会、人文、地理实际情况和具体条件，按照“以人为本，因地制宜”原则，解放思想，实事求是，一个工程要有一套办法，一个项目要有一套标准，各种办法都可以使用，各种方式都允许尝试，宜农则农、宜工则工、宜商则商；以农业生产方式安置移民，如果土地资源不足，可尽量结合国家城市化战略统筹考虑；水库淹没涉及地质灾害多发的不宜居住地区，正好借助水电建设把人搬迁 出来；给移民上养老保险、医疗健康保险；对口移民及其子女的专项就业培训、招工；包括以移民被淹没的生产资料折算投资入股、分红方式在内的各种长期补偿安置办法。各水电项目要专门制定、实施自己的移民安置和生态环保方案，并必须与水电站枢纽工程建设和水库蓄水进度相协调，不能滞后。这些工作的责任主体是项目业主和省级政府。跨省和界河水电项目由有关省级政府共同负责。
（四）建立“环保管理为发展服务”新理念。改变以往对水电开发中生态环境保护工作“重前端审批，轻过程监管”的问题和“环保风暴”式的环评审批操作办法。水电站工程施工与水库淹没、移民搬迁所涉及的生态环境保护问题，在按照上述规划和措施认真实施的同时，由环保部门负责，按国家有关法律法规严格实施过程监管。把水电项目环保工作的重点从前期行政审批转到工程施工、移民搬迁安置和水库电站枢纽日常运行的实时过程监管上来，从“不能建”转为“怎样建”。
（五）高度重视、妥善解决老水电站水库移民遗留问题。已建成运行的2亿千瓦水电站和在建的约5000万千瓦水电站，均要由项目业主和省级地方政府一起，以电价实行市场机制为基础条件，按项目重新建立责任制，“谁的孩子谁抱走”。每个发电企业自始至终要对其拥有的所有水电项目的水库移民工作负责，以自己经济效益好的项目支援自己经济效益差的项目，“以丰济欠，以盈补亏”，分别根据各个水电站水库移民工作的现状、特点和实际情况，有区别、有针对性地制订解决移民遗留问题的具体办法，该补偿的补偿，该补助的补助，该补建的基础设施尽快实施，该花的钱要花，该做的事要做，切忌一刀切，切实维护好库区移民稳定。在建立和实行了市场化电价机制的条件下，如果水电企业对水库移民和生态保护依旧投入不足，还有欠帐，出了问题，即使盈利再多，国资管理部门也不应认可。
电价改革是电力体制改革的核心任务，而党中央和国务院做出的改革决策，却因来自各利益体的阻力，至今无法推行。反观电力体制改革迈出的第一步，厂网分开取得巨大的经济效益和社会效益，大家当然可以感到，能源工业一旦实行市场机制，将给中国经济注入多么大的活力和动力！也正因如此，业界上下拭目以待：电价改革，何去何从。
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