基于可持续发展的电价政策体系研究

　　摘要：近年来，我国已出台的电价政策存在一定的缺陷，而且也不能有效覆盖变化了的(厂、网分开)的电力行业。主要表现在：煤、电价格联动未能充分地反映电力的燃料成本变化，上网电价以基于经营期成本回收方法的单一电量制为主，不能适应变化了的电力行业结构。调节性能好的水电及抽水蓄能电价仍实行单一电量制，使该类电源的功能不能合理发挥。销售电价总水平监管尚未执行任何规范性方法，仍处于“相机抉择”状态，调整不及时、不到位，电价结构不合理，“交叉补贴”更加严重。针对这些问题，本文提出了完善我国电价政策体系的对策建议。
　　关键词：电价结构；电价政策体系；改革
　　
　　在市场经济中，价格是生产和消费行为的基本依据。要实现节能、环保的电力可持续发展目标，首先必须有与之相适应的电价政策。2003年以来，我国已出台多项促进节能及支持可再生能源发展的电价政策。如，峰谷电价、丰枯电价、煤电价格联动、差别电价、部分可再生能源全国统一补贴基础上的分区定价、随电价征收可再生能源附加等，使中国的节能及可再生能源发展取得了长足的进展。但从可持续发展的理念、坚持目标的统一及体系完整性的角度看，目前的电价政策体系仍有待完善。本文将以变化了的电力行业结构为基础，以推动经济与社会的可持续发展为目标，对我国的电价政策作系统性的思考。
　　
　　一、基于可持续发展的电价政策检讨
　　
　　基于可持续发展的理念来审视我国的电价政策体系，不仅已出台的电价政策大多存在缺陷，而且也不能有效覆盖变化了的(厂、网分开)的电力行业。
　　(一)关于“煤、电价格联动”
　　2004年，《国家发展改革委印发关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》规定：当6个月内电煤出矿价的变化超过5％后，在电力企业消化30％的煤价上涨因素基础上，火电上网价随之调整。水电价格也相应适当调整。煤、电价格联动按区域电网或在区域电网内分价区实行。原则上，一个价区统一计算。目前的“煤、电联动”规则执行中有三大弊端：
　　1、煤价上涨的30％要由发电企业自己“消化”的规则不合理。短期(例如一年)内，如果煤价只涨5％或再高一些，其中的30％由发电企业“消化”，或许问题不大。但如果涨幅高达20％、30％，或连续上涨几个5％(事实上也确实达到过这样高的涨幅)，又该如何?问题的关键是，发电企业“消化”的30％，是指降低煤耗?还是减少收入?如果是指降低煤耗，显然与技术进步的潜力不太相符。而如果是指减少发电企业的收入，根据何在?
　　2、6个月煤价累计涨幅超过5％的规则未能坚持。2007年以来，煤价6个月累计涨幅超过5％已有多次，但电价并未相应联动。特别是通胀尚未发生的2007年上半年，煤价6个月累计涨幅远远超过5％，而电价迟迟不行联动，此举，被一些人批评为“自己定的规则自己不执行”。为此，2007年上半年五大发电集团还联名上书要求政府有关部门执行规则，一度成为舆论热点。
　　3、居民电价上调须开听证会。由于煤、电价格联动的制度规定居民电价上调须开听证会，协调难度和时滞增加，地方政府和电网公司“知难而退”，导致居民电价不能及时调整。因此，已实施的5次电价格联动，均未能充分地反映电力的燃料成本变化，消费者不能充分地感知我国一次能源的稀缺程度，特别是居民用电相对价格水平越来越低，交叉补贴加剧，电价对节能的作用未能充分发挥。
　　(二)关于上网电价结构
　　我国现在的电力行业结构已非“纵向一体化”，发电行业基本上形成了竞争性市场结构，电网公司则输配售合一。而目前的上网电价结构并没有相应系统的安排，总体上以基于经营期成本回收方法的单一电量制为主，不能适应变化了的电力行业结构。
　　1、已实行的上网侧峰谷电价并没有促进合理的上网电价结构形成。目前已实行上网侧峰谷电价政策的主要有四川、江苏、河南、湖南、安徽等省。当时实行上网侧峰谷政策的主要指导思想是鼓励发电企业高峰上网、抑制低谷发电，以提高系统的运行效率，进而实现平衡供求、节约资源的目的。但这些省区实际执行的结果不仅未达到预期的目的，而且导致独立发电企业收入下降、加剧了电网与独立发电企业间的矛盾。已实行上网侧峰谷电价政策所以不成功，主要有以下方面原因：一是设计原理错误。现行上网侧峰谷电价的设计，并不是以同网、同质、同价为原则，而是建立在“一厂一价”基础之上。由此设计出的峰谷电价，只是每个个别电厂自己的峰谷电价，而不是整个系统内的峰谷电价。因此，上网侧峰谷电价水平并没有统一的市场标准，与用户侧峰谷电价也难以对接，当然不可能发挥峰谷电价对系统资源优化配置的作用。二是电力调度体制未改。既然发电企业仍必须服从电网调度，电力企业对价格的主动响应也必然极为有限，因此，电价对促进发电企业增“峰”减“谷”，进而促进系统平衡的作用并不明显。
　　2、非煤发电机组的价格政策尚未成型。目前，新投产的以煤炭为燃料的机组(以下简称煤机)电价已普遍实行区域标杆价制度。问题是电力系统内的电源结构必须保持多样性，这不仅是因为一次能源结构本身具有多样性，而且也为保证整个系统经济、安全、可靠所必需，而不同类型的机组，经济技术特性不同，在系统中的作用不同，成本形成方式也不同，煤机区域标杆价制度不能代替解决水电、核电、抽水蓄能、天然气等非煤机组的电价问题。而目前，这些非煤机组的电价大多仿照煤机政策制定，因此，电源结构不合理及系统运行中的能源浪费如水电不合理弃水、火电大机组频繁启停等问题，至今仍没有得到根本解决。
　　(三)关于销售电价
　　尽管我国目前的发电价格政策仍不完善，但总体上已按规则行事。而销售电价至今未按规则监管，因而无论是总水平，还是价格结构，都与可持续发展的要求不相适应。
　　1、销售电价总水平调整不及时、不到位。由于销售电价总水平监管目前尚未执行任何规范性方法，加之对电网公司成本信息缺乏了解，销售电价总水平调整仍处于“相机抉择”的状态，特别是2007年下半年以来中国通胀问题再度抬头，销售电价总水平调整不及时、不到位的问题更加突出。
　　2、电价结构不合理。尤其是居民电价水平过低，“交叉补贴”更加严重。居民用电设备的电压等级低，且多在高峰时段使用，因而不仅电力的输送成本最高，所消耗的发电成本也比其他用户高。根据国外电价监管的经验，如果以用户对系统造成的成本耗费为依据，居民电价通常比工业电价高一倍左右。2007年我国电网企业平均销售电价为508.51元／千千瓦时(未含政府性基金和附加，下同)，居民生活用电为470。88元/千千瓦时，居民电价不仅低于终端售电价格的平均水平，而且比大工业电价(514.18元／千千瓦时)还低8％左右，交叉补贴严重。这样的交叉补贴既无效率，也不公平。说它无效率，是因为导致价格信号的扭曲，进而降低了能源的使用效率；说它不公平，是因为这里所谓的“居民”与贫困、“弱势”并无直接的关系，富人也是“居民”，而且比其他“居民”用电量大得多，这种交叉补贴，不仅补贴了穷人，也补贴了富人，而且富人得到的补贴更多。
　　
　　
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二、完善我国电价政策体系的建议
　　
　　(一)关于“煤、电价格联动”的改进
　　1、“煤、电联动”应以对电力成本做可控与不可控划分为基础。在未引入竞争性电力市场的成熟市场经济国家，也有电价与燃料价格联动的制度。但这一制度是以对电力成本的可控与不可控区分为基础的。燃料价格的大幅变化不仅对电力企业而言属不可抗力因素，也直接反映出化石能源的稀缺状况，从优化资源配置的角度出发，应让消费者及时感知化石能源的稀缺程度的变化。所以，对不可控成本，大都通过调价全额疏导。而对可控成本，则要按规则定期进行审查，并根据审查的结果作出相应的决定。因此，成熟市场经济国家虽然有“电价与燃料价格联动”的机制，但整体电价水平并非一定与燃料价格变动的方向和幅度相同。
　　我国的“煤、电联动”性质上与成熟市场经济国家的“电价与燃料价格联动”相同，实际上是对发电企业不可控成本部分的反应机制。但近几年来，直接影响发电价格50％以上构成部分的发电机组造价大幅下降，由原来的每千瓦6000多元降到每千瓦4000元以下，降幅达30％以上。主要原因是一些重大改革措施导致管理效率的提高：一是厂、网分开后，使火电机组建造的主要成本指标具有可比性，因而尽管尚未建立竞争性的电力市场，但在各发电集团之间以及发电集团内部各电厂之间，还是形成了所谓的“标比竞争”。二是火电“标杆价”的实施，使火电上网电价不再以单个机组造价为依据，加之发电企业已广泛形成市场竞争的预期，也促进了投资成本的降低。因此，尽管发电企业“消化”了以往煤价上涨的30％，但只要煤价上涨增支额不超过机组造价下降减支额，就仍会有相应的超额利润。但由于电价监管没有与之“对冲”的规则，即使发电企业得利不少，还是理直气壮地要求涨价。为此，建议参考国外通行的做法，在我国的上网电价监管中，明确引入可控成本与不可控成本的概念。对燃料价格等不可控成本的变动，价格应基本上予以全额反映，以使消费者准确地感知这类成本的变化，及时调整消费行为。而对可控性成本，应定期审核，而且应有“效率不断提高”的要求。如果确认成本可以或已下降，价格就应及时下调。只要规则清楚了，“桥归桥，路归路”，前述困扰我们的争议也就迎刃而解了。
　　2、“煤、电联动”中的居民电价调整程序应简化。按照现行“煤电、价格联动”的规定，终端售价中居民电价的“联动”须举行听证会。受程序限制，加之制度本身设计上的缺陷，我国的听证会大都花费不菲，且社会评价不高，令一些地方望而生畏。以至于不是时滞过长，就是价格难以到位，
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总之，在实践中较难执行。“煤、电联动”实际上是针对发电成本中的不可控部分设计的价格反应机制。因此，在成熟市场经济国家，电价与燃料价格联动是一种电价自动调整机制。由于燃料价格上涨的信息透明且可准确掌握，因而作为应对燃料价格突发性变动的电价调整方式，并不需要召开听证会。我国的“煤、电价格联动”本质上是电价自动调整机制，居民电价“联动”须召开听证会的规定，既降低了行政效率，也不利于社会和谐，建议取消。
　　(二)关于调节性能好的水电及抽水蓄能电价的改革
　　物品的效用和社会属性是其生产、交换、分配等各项制度与政策确立的物质基础。关于发电侧的电力产品分类，以往的划分很不明确，常以电能“质量”高低统称之，更谈不上社会属性的区分。其实，厂、网分开后，对电力用户和系统运营机构而言，发电商均是独立的商品提供者，而非纵向“一体化”时期的内部车间，不同类型机组在系统中的不同作用，必然转化为不同类型的产品，如电能量与辅助服务区分、基荷电与峰荷电区分等。在国外竞争性电力市场(特别是在双边交易模式的电力市场中)的实践中，已有相应的市场细分，并形成了相对复杂的交易安排。我国的“厂、网已分开，发电侧产品分类不应沿袭传统的电能“质量”划分方法，而应以最新的实践经验为基础，重新理解发电侧电力产品的种类及其特性。在我国目前的电力体制下，发电侧产品可分成三大类：基荷发电、调峰和辅助服务。调节性能好的水电及抽水蓄能电站主要提供调峰和辅助服务。其中，高峰电能相当于电力系统内的私人产品，可直接卖给电力消费者，在相关条件具备时，其价格还可由市场竞争决定。而辅助服务相当于电力系统内的公共产品，不能直接卖给电力消费者，只能由系统操作机构(相当于电力系统的政府)统一收购；其购买成本，也只能通过向电网用户的普遍加价(相当于电力系统的消费税征收)予以收回。
　　调节性能好的水电及抽水蓄能电站具有提高系统运行效率、保障系统安全、提高“节能减排”绩效的作用，适度发展的意义不言自明。但由于电价政策争议较大，至今仍实行单一电量制，调节性能好的水电及抽水蓄能电站的作用不能合理发挥。为此，我们提出如下建议：
　　1、实行“产品型两部制”。在我国电网公司仍输配售一体化的条件下，调节性能好的水电及抽水蓄能电价形成机制，应既保证电站收回投资，又能使其调峰和辅助服务的功能合理发挥，为此，我们推荐“产品型两部制”(或称“功能型两部制”)，即企业收入结构为“电量价格+辅助服务综合价格”。按“市场评价与财务平衡相结合”的原则，一是先按电网高峰售电平均价格与其平均售电毛利之差来确定电量电价，再按收入需求总额与发电收入之差确定辅助服务价格。二是先以火电标杆价为基础确定高峰发电价格，再按收入需求总额与发电收入之差确定辅助服务价格。如果火电标杆价的峰价水平与电网高峰售电平均价格之差大于或等于电网平均售电毛利，可使用第二种方法，即以火电标杆价为基础确定抽水蓄能的电量电价；反之，如果火电标杆价的峰价水平与电网高峰售电平均价格之差小于电网平均售电毛利，可使用 论文检测天使-免费论文检测软件http://www.jiancetianshi.com
第一种方法，此时的抽水蓄能电量电价应略低于火电标杆价的峰价水平。
　　2、各梯级水电价格按其接入电网内的火电标杆价为基础核定。流域梯级开发的水电大多具有良好的调节性能，而且可充分水能，提高一次能源的使用效率，减少流域内化石能源的使用。但由于现阶段我国多数流域梯级电站分属不同的开发主体，上下游电站间成本不同，价格核定至今仍是一大难题。在未对流域进行统一管理之前，电价核定不必拘泥于成本，而应实行需求导向，即以其接入的电网内的火电上网标杆价为基础确定。这样的价格安排，不仅有利于各电站功能的正常发挥，也可为流域内有关各方利益主体所接受。
　　(三)关于统一的核电价格形成机制的确立
　　[8]电大学习网.免费论文网[EB/OL]. /d/file/p/2024/0425/fontbr />　　“积极发展核电”已确定为中国能源战略的一部分。由于核电碳排放接近于零，在抑制全球气候变暖的背景下，中国这种以煤电为主的国家“积极发展核电”，不仅对中国的可持续发展，而且对全球生态环境的改善都是必要的。但目前我国核电价格仍处于“事后定价”、“一厂一价”、定、调价方法不确定的状态，政策至今尚未成型，不利于实现“积极发展核电”的战略目标。尽管市场竞争对核电的影响仍难准确预料，在先行电力市场化改革的国家，核电还是在一些政策配合下进入了电力市场。我国政府的《电价改革方案》也明确了核电参与市场竞争的改革方向。因此，作为长远的政策设计，核电价格由市场竞争决定是没有疑义的。但就目前我国电力市场发展的实际情况看，主、客观方面的困难都比原来预计的大得多，改革的过渡期可能会很长。而核电参与市场竞争涉及更为复杂的制度安排，与其他常规电源相比，应是更加遥远的事情。因此，过渡期的核电价格监管，应从长计议。总的思路应比照各地煤机的“标杆价”来确定核电价格。有两种方法可选择：
　　1、标准成本法。即在全国范围内，核电价格按一个标准的成本水平核定，并执行统一的价格标准。在正常情况下，同一国家内的核电成本地域差异不明显。核电成本全国统一标准，也符合“公正报酬定价法”，即“基于成本的价格管制”原理。相比目前的“按个别成本定价”，标准成本法无疑是很大的进步，不仅价格信号清晰，决策过程简单、透明，社会的交易成本也会大幅度下降。但在我国现有的条件下，标准成本法也有明显的缺陷：首先是对技术路线的统一依赖性强。因为核电的技术路线不仅对核电成本的主体——建设成本至关重要，对核电的运行成本也有很大影响，所以核电发展水平高的国家都很重视技术标准的管理。而我国目前采用的核电技术可谓五花八门，确定标准成本所依赖的“正常情况”还未出现。尽管业内已普遍认识到技术路线统一的重要性，但由于缺乏我国自己的核心技术，在短期内，核电技术路线的统一似乎也比较困难。而如果技术路线不确定，标准成本也较难确定。其次是不能促进核电的合理布局。如上所述，我国地域辽阔，地区间经济社会发展水平不平衡，加之产业结构各异，在不同地区核电的“性价比”是有很大差别的，因此，并非所有地区都具备“积极发展”核电的条件。全国同一的核电价格标准，显然不能与每个地区核电的“性价比”相符，很可能助长核电的盲目投资。
　　2、机会成本法。就是比照各地的煤机“标杆价”确定核电价格，实行核电价格与煤机标杆价挂钩。因为我国一次能源以煤炭为主，在各类电源中，煤电具有广泛的替代能力，尤其是与核电间的替代性最强，以在建煤机的全要素成本为基础核定的各省煤电标杆价，基本上体现了当地电能量供求长期均衡的要求，从而也就成了各地区核电的机会成本的最合适的标志。而机会成本才是一切投资和运营决策最根本的依据。所以，比照各地煤机的“标杆价”来确定核电价格，在理论上也是完全站得住脚的。
　　从政策效果看，比照煤机“标杆价”确定核电价格，可能更加适合我国国情。一是可不受核电技术路线争论的影响。由于核电价格是参照煤机“标杆价”确定的，不论核电技术路线确定与否，核电价格都可以事先确定。并且，由于有了煤机“标杆价”的约束，反而可能有助于核电技术路线的确定。二是可促进核电的合理布局。各地煤机“标杆价”的差别基本上反映了各地基荷电源长期边际成本的差别，而只有成本低于或等于煤机“标杆价”的核电项目才有经济性，也才能达到预期的收益水平。有此价格信号的引导，核电行业就会更加重视投资的地区选择，政府的行业规划和项目审批也有了更为明确的经济性标准，进而使核电产业在地区间的布局更加合理。三是可促进核电企业自觉提高效率。核电价格比照煤机“标杆价”确定，从激励机制的角度看，类似于“价格上限制”。由于价格不再取决于核电本身的成本，成本高价格也不可能高定，成本低价格也不会定低，企业将会更加自觉地加强管理(特别是对工程造价的管理)、降低成本、提高效率。四是可操作性更强。核电价格比照煤机“标杆价”确定，决策过程更加简单、透明，有关各方不必再为核电成本问题“讨价还价”，买卖双方博弈的成本会大幅下降，政府测算、协调的工作量也减少了，决策效率也就相应提高了。
　　(四)关于终端销售电价调整的规范化
　　1、应正确理解电价监管与宏观经济调控的关系。电价监管的目标是平衡电力买卖双方的利益关系及电力资源配置的优化，属局部均衡问题，与宏观经济的稳定没有直接关系。所以，自上世纪80年代后，成熟市场经济国家的电价调整不再受宏观经济政策的影响。也就是说，电价是否该调、调整多少，依据的只是电力的成本及其合理性的判断，并不需要考虑物价形势即通货膨胀的走势如何。电价调整首先是电力买卖双方利益关系的调整。现代市场经济国家监管机构调整电价的一个基本准则，就是平衡电力买卖双方的利益关系，既不偏向电力企业，也不偏向于消费者。但这一着眼于电力买者与卖者间利益平衡的监管原则，其意义绝不仅限于公平与公正，更重要的是促进资源的优化配置，实现社会福利的最大化。因为从公共利益的角度看，如果实现了电力买者与卖者间的利益平衡，则企业将愿意继续投资以满足需求，消费者也愿意为此支付并适度消费，进而保持电力供需的长期均衡。因此，我国电价的调整机制的设计与执行，视野不能局限于对物价指数的影响，而应站到促进公平、公正的高度，着眼于优化资源配置效率、实现可持续发展。据测算，常规性的电价调整，对消费物价指数影响不大。根据2005年的消耗系数，我国电价调整1％，即使全部形成对下游产品成本的推动，既不考虑下游行业成本节约及需求的约束，对消费物价的推动也仅为0.09％，而常规性的电价调整一般在每千瓦时1分左右，对消费物价的推动最多也不到0.2％，而在以往通胀的年代，我国政府安排的调价项目通常要推动消费物价提高3个百分点左右，电价调整在通胀控制目标中所占的比重很小。且电价调整对消费物价的影响主要是在下年，时滞较长，因而即期的电价调整对通胀的控制目标完成，影响就更是微乎其微了。
　　2、上网电价改革与终端售电环节电价改革必须整体设计、同步推进。在中国的电价市场化改革计划中，时间顺序是上网电价先改，终端售电环节电价后改。但这种安排，二者之间很难协调。东北、华东两个电力市场试点所以失败，最根本的原因是售电侧的价格体制僵化，不仅没有引入竞争机制，而且总水平居然不能与上网侧的电价变化趋势相衔接，结果是两环节的改革都无法推进。
　　3、建立与上网电价联动的终端售电价格即时调整制度。在传统的发输配售“垂直一体化”条件下，电力公司可对发电统一规划，统一调度，因而能够、也必须对电力的总成本负责。但我国现在实行的电力产业组织形式是厂、网分开，厂与网的成本结构和影响因素各不相同，电网公司不应该、也没有能力对发电企业的成本负责。特别是建立了发电侧的竞争性电力市场后，购入电价的变化主要由市场供求关系决定，无论对电网公司还是对其监管者，电价的变化都是不可控的，甚至是不可预见的，只能被动接受。因此，关于将发电公司成本做可控与不可控划分的思想，对终端销售电价的调整机制设计也是适用的。
　　实际上，国务院关于电力体制改革及与之配套的《电价改革方案》，都已规定新体制下上网电价与终端销售电价的关系，即：销售电价与上网电价联动。这一规定的背景，一是与我国竞争性电力市场初期终端电价仍由政府管制。二是美国加州能源危机的教训。后来东北电力市场的实践，也证明了它的重要意义。在电网公司输配售合一的体制下，没有销售电价与上网电价联动，任何地区的电力市场建设都注定要重蹈东北电力市场的覆辙。尽管销售电价与上网电价联动规定的直接目的是为“竞价上网”配套，但实质上还是为避免厂、网分开后的电网因发电价格的变化而出现财务危机。现在看来，我国的竞争性电力市场建设的进度远不如设计改革方案设计者当初的预期。但厂、网已分开，而只要厂、网分开了，厂、网就必须各自运营、自负盈亏，电网公司所能控制的成本，只能是输配售部分，而不再是与终端销售电价相对应的电力总成本。所以，从我国电力行业重组的实际出发，无论是否已“竞价上网”，销售电价与上网电价联动的规定都必须执行。
　　4、执行基于电力输配售成本的定期调整。可按以下步骤完成：一是电力输配售价格与上网电价、销售电价分立。在当前厂、网分离而输配售合一的体制中，尽管电网公司的总收入仍表现为终端销售电价与售电量的乘积，但由于发电价格由政府决定(以后还要由市场竞争决定)，真正决定电网公司盈亏是电力的购销价差，而不是终端销售电价，并且，在与终端销售电价相对应的电力总成本中，电网公司可能控制的，也只是与电力购销价差相对应的输配售成本。在这种中国特有的过渡性电网公司体制下，仅靠终端销售电价，显然已不能保障电网公司的合理收入，也不利于对电网公司形成有效的成本约束。因此，电网公司的输配售成本与价格必须独立。电力输配售独立后，终端售电价格的形式仍可保留，但在用户的电费单上，应将发电公司与电网公司各自的收取项目与价格分别列出。二是按现代化的监管准则核定电力输配售价格。现代化监管的基本准则，就是平衡电网公司与其用户的利益关系，实现电力输配售资源的合理配置。我国政府价格主管部门已制定并颁布了一些体现现代化监管思想的规则，如，《电价改革方案》及其配套文件《输配电价管理办法》，其中，提出的“合理成本、合理赢利、公平负担”的定价原则及“按电力企业正常筹资成本确定投资回报率”的利润核定方法等，都基本合乎现代监管的基本准则。目前，我国政府对电网公司电价的监管仍处于相机抉择的状态，甚至未对电网公司输配售的合理成本进行过核定。尽管我国的销售电价已调整多次，但没有一次电价调整是以明确的目标价格为根据的。所以，在电力输配售价格独立后，首先要做的不是如何与物价指数挂钩，而是先按现代化的监管准则核定出合理的价格标准。
　　5、逐步建立电价与物价指数挂钩制度。成熟市场经济国家实践证明，“CPI-X”的确是一种先进的价格调整机制，它有助于被管制电力企业财务的适时平衡，减少了政府的行政开支，更重要的是，可激励企业主动降低成本、提高效率，从而真正创造出企业和消费者共赢的局面，提高了社会的整体福利水平。在我国，电力输配售价格独立并按现代化的监管准则定期核定后，也可考虑逐步与物价指数挂钩。

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