电价改革方案精选(九篇)

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第1篇：电价改革方案范文

据权威部门透露，7月9日就从国办批复的电价改革方案，伴同6月底发改委《电力厂网价格分离实施办法》一起，作为对电价改革方针的细化，为电价改革制定了稳妥的框架。同时，也表明近期电价稳定趋势将保持不变。

一位权威人士说，这一方案基本上圈定了电价改革的总体情况，包括近期目标和长期目标，过渡时期的电价形式，以及在实际推行中应该注意的问题。

据了解，近期目标总共有四个方面，第一，建立适度竞争的上网电价机制；第二，建立有利于电网健康发展的输配电价格机制；第三，实现销售电价与上网电价联动，优化销售电价结构；第四，在具备条件地区，合理制定输配电价基础上实行大用户直供。长期目标主要体现在上网、输、配、售电价分开；发电、售电价格由市场竞争形成；输配电价格由政府制定；建立规范透明的电价管理制度。

在目前的推行中，要注重的是价格信号对投资的引导作用；电价改革与整个电改协调推进；循序渐进，搞好试点，分步实施；竞价上网在供大于求情况下实施，确保电价平稳。

该人士透露，在过渡时期选定两部制电价，意味着该时期的上网电价改革框架现在已经初步成型。容量电价由政府制定，原则上同网同价；电量电价竞争形成，竞价方式可选，同区域电力市场应保持一致。

在实际推行中，总共有7个方面的要求：允许竞价者采用差价合同等规避风险；现货市场出现大幅波动可制定最高和最低限价；竞价初期可对价格进行适当调控；固定回报外资企业尽量按新体制运行；搁浅成本通过企业重组和存量变现解决；原电网内部核算企业执行临时电价；竞价前严格按照价格部门定价执行。

第2篇：电价改革方案范文

摘 要 自从我国改革开放以来，电力体制已经有了翻天覆地的变化。但是从长远来看，我国电力体制的改革任重而道远，还需要不断的深入探索。本文对中国电力体制改革当前面临的主要问题进行了简单的博弈剖析，初步提出了深化中国电力企业改革的对策建议，并提出了要想切实实施这一改革对策：就是必须实现中国电力工业以市场机制调控市场，配置资源，以政府间接调控、依法监管取代直接干预的最终目标。

关键词 电力体制 电力企业 博弈

一、我国电力体制改革对发电企业发展的初步成果

（一）电力产业组织结构的改变有利于发展我国经济

2002年12月，我国成立了11家新的电力企业集团，这些电力企业集团是由原国家电力公司重组分拆的；2002-2006年，年发电装机和发电量增长率均达到13.2％和13.7％，仅用不到四年的时间就扭转了我国大面积区域缺电的局面；2003年底，按照我国电力体制改革所规定的要求，国家电网公司所属东北区、华东区、华中区、西北区、华北区五个区域电网公司进行了重组，以各个区域电网公司为运营主体的输电运营框架逐渐形成。自从成立南方电网公司后，其积极组织省与省之间的交易，有力地保障了广东省电力供应，同时也拉动了贵州、云南等西部地区电力建设和经济发展。

（二）电力管理体制改革有了新的突破

2003年3月，国家电力监管委员会正式挂牌，这标志着适应社会主义市场经济要求的电力管理体制框架的雏形开始形成；2006年，我国电力市场建设稳步向前推进，开始建立了市场配置电力资源的有效机构。华北区域、西北区域、华中区域的市场建设方案框架已经明确；2006年11月，广东省台山市直购电试点工作签约启动，年直购电量2亿kWh，大用户向电力企业直接购电试点工作早已开始积极推进。实践证明区域电力市场发挥了市场配置资源的基础性作用，促进了我国发电企业降低成本和提高效率。

（三）电力价格、投资改革稳步推进

2003年7月，国务院批复了《电价改革方案》。2005年5月1日，《电力监管条例》正式颁布施行。《电网调度管理条例》、《电力供应与使用条例》及《电力设施保护条例》的修订工作已经启动。适应电力市场化需要的电力法规体系逐步完善，为全面深化电力市场化改革创造了条件。

二、我国电力体制对发电企业发展的束缚

（一）电力垄断的局面未从根本上得以改变

虽然2002年底，原国家电力公司拆分重组为国家级大型发电集团和国家级电网公司,其中包括五个国家级大型发电集团，两个国家级电网公司，但是，我国电力垄断局面并没有因此消失，只是从单一型垄断变为了寡头型垄断，同时形成了两大电网公司相互盲目攀比的情况，这样的后果会使电力企业不顾自身的经济效益和社会效益，盲目的投巨资建设特高压等级电网，重组后，五大发电集团争相在全国建电厂，造成了我国电力市场混乱的竞争局面。

（二）电力行业主辅分离政策实施效果不乐观

从表面上来看，我国电力企业主辅分离似乎已取得一定的进展，辅业基本上以独立法人的形式出现，主业人员与辅业人员基本上是分离状态。但是，从本质上来看，我国电力系统企业关联交易不但没去除，反而被继续强化了，严重妨碍了我国电力建设施工市场的公平竞争秩序，加大我国电力的经营成本，用电价格不断上涨，直接损害了我国广大电力消费者的利益。我国电力辅业很大程度上受制于电力主业，是电力主业企业员工收入的来源之一，一部分主业的经营成本，经过辅业转移，变为电力员工的个人福利。

（三）我国用电价格形成机制存在争议

我国电力价格一直沿用过去计划经济年代的计价模式，由我国政府物价管理部门通过综合测算发电、输电和供电的成本，以电力机组为单元对各电厂上网电价和各省区电网销售电价进行相关的统计和审批。用电价格水平完全由少数人人为控制，没有直接很好的反映出市场供需形势和生产企业的供应成本，最后导致国家宏观调控政策失灵，调整了电价煤价就涨，再调电价煤价又涨，周而复始，循环往复，我国电力企业的生产成本成了一个巨大的无底洞。虽然我国电价管理部门和电力监管部门都在大力改进输电、配电成本分开测算的方法，但由于测算方法各有不同，难以统一，电力的利益格局被电力企业集团左右，因此，此项工作进展十分缓慢，短期内难以在全国的电价管理工作中予以实施。

三、深化我国电力体制改革，促进电力企业发展的对策建议

（一）坚持我国电力体制向市场化改革

纵观当今世界政治经济局势，我国坚定地选择了建立社会主义市场经济体系的改革方向。电力体制改革作为我国经济体制改革重要的一部分，必须要与经济体制改革同步进行，以科学发展观统领大局，以建立和谐电力、环保电力为目标。《电力体制改革方案》出台实施到今天，经历了南方冰雪灾害、汶川大地震，以及2003 年以来全国电力供应紧张等困扰，面对困难，是否能坚持电力体制市场化改革方向成为我们电力工作者必须做出的重大决择。

（二）加快电力体制改革的步伐

从过去5年的实践经验来看，《电力体制改革方案》确定的我国电力改革的方向，阐明了深化我国电力体制改革的首要任务：以最快的速度处理厂网分开的遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革；加快我国电力市场建设任务，构建符合我国国情、开放有序的电力市场体系；继续深化我国电力企业改革，逐步理顺电价机制等。现在，我国电力改革必须抓住有利时机，根据制度经济学的观点，任何体制都有自我强化的“路径依赖性”特点。因此，我国电力体制改革的成本将随着时间的推移而愈来愈大。因此，我国电力体制改革宜早不宜迟，否则改革的成本和代价将不断加大。

参考文献：

[1]王永干,刘宝华.国外电力工业体制与改革.中国电力出版社.2001.1.

第3篇：电价改革方案范文

不过，一位知情人士称，正在完善中的水电价格形成机制进展缓慢，近期难以出台。

据介绍，新机制难产主要是因为利益诉求不同所致——地方政府希望延续低水电价格，支持当地经济发展；发电企业希望上调电价提高收益；中央政府从生态保护的角度也想改变水电价格机制。

地方想维持低电价

2013年5月，国务院常务会议提出，要出善水电上网价格，形成机制改革方案，作为资源性产品价格改革的要点之一。

目前，我国对水电价格实行“一厂一价”、“一站一批”的定价方法，即根据每个水电站的成本核定水电上网价格，生态补偿和环境保护并没有纳入成本考虑，造成水电价格普遍低于火电价格。

按照国家发改委正在拟议的水电价格新机制方案之一，水电上网电价将参照消纳地平均上网电价核定。

这意味着现行按投资额及发电量等因素成本综合加成的定价方式将会转变为参照电力消纳地（区域）平均上网电价水平核定水电上网电价，核定后的电价将随消纳地平均电价调整而调整。

但是，在水电的大盘子中，还包括地方政府和发电企业。国电集团副总经理谢长军说，发电企业想提高上网电价，目前移民问题支出大幅增加了企业投资，电价却维持着以往水平，水电的效益普遍不好。

地方政府从经济发展角度考虑，希望维持低电价，吸引投资发展工业，甚至高耗能产业。一位地方官员称，除了吸引投资发展经济，水电站本身也能带动地方投资，改善经济状况。

上述企业人士认为，地方更加愿意维持水电低价，对上调水电价格态度暧昧，造成水电价格新机制迟迟难以推出，未来也不乐观。

企业在非主要河流上建水电站的核准权，已经下放给地方投资主管部门，地方政府的筹码也将增加，水电价格形成机制的推出更加复杂。

企业投资积极性不高

在2013年7月举行的中国清洁能源电力峰会上，国电集团副总经理谢长军认为，水电开发受到移民投资增加、电价低、效益不好的影响，企业的投资积极性不高，呼吁实现同网同价。

据了解，目前水电装机规模不断提高，增速明显。原因在于水电站的选址资源稀缺，作为清洁电力，也在国家支持范围内，所以投资还在增加。

水电装机集中在西南、中部诸省，四川水电装机占到该省总装机的70%左右。作为全国政协委员、四川电力公司总经理王抒祥在今年“两会”间提议加强建设特高压输电设施，便利川电外送。同时，应架设疆电入川的输电线路，以新疆火电调剂四川水电。

不过，受到特高压争论不休的影响，特高压建设滞后。以四川、云南等省为代表的西部水电资源丰富地区的水电利用情况不容乐观。

国家能源局原局长张国宝曾公开表示，2012年水电“被弃”电量在100亿～200亿千瓦时。

第4篇：电价改革方案范文

健全水电气价改制度

在保障群众基本生活需求的前提下，建立健全居民生活用电、用水、用气等阶梯价格制度，出善水电上网价格形成机制改革方案。

解读：随着我国资源消费总量的不断增加，推行资源产品阶梯价格制度成为迫切的选择。2012年7月1日，阶梯电价率先在全国范围内实施，截至2012年8月7日，全国29个试行居民阶梯电价的省区市均已对外公布执行方案，九成提高了首档电量标准。阶梯水价、阶梯气价虽然还没有在全国实施，湖南、河南等地已经开始试点施行。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，目前我国水电价格采取的是成本加成定价方式，不能反映出市场需求和清洁能源的优势，完善水电上网价格形成机制改革方案，有利于使水电价格更加市场化，同时体现出作为清洁能源的优势。

铁路投融资改革方案年内出台

今年将形成铁路投融资体制改革方案，支线铁路、城际铁路、资源开发性铁路所有权、经营权将率先向社会资本开放，并引导社会资本投资既有干线铁路。

解读：国务院发展研究中心副主任刘世锦表示，铁路方面的改革是否会成功的标志之一，是看外部投资者能不能、愿意不愿意进入。据了解，铁道部门近年投资规模迅速膨胀，但其融资渠道却主要限于银行贷款和铁路债券，铁路部门面临着高负债率和低盈利的现状。在北京交通大学经济管理学院教授赵坚看来，铁道部政企分开后形成的依然是一个高度垄断的铁路公司，在此前提下形成的铁路投融资体制改革方案将难以触及铁路市场化改革最根本的问题。

加快制定政府购买服务指导意见

制定实施严控新设行政许可和规范非许可审批项目的措施，加快出台政府向社会组织购买服务的指导意见。

解读：据了解，北京在国内较早尝试政府购买公共服务。从2010年起，北京市社会建设工作领导小组每年都利用社会建设专项资金，向社会组织购买社会公共服务。2010年市财政出资4000多万元，购买了近300项社会组织服务；2011年，这份专项资金提高到5000万元，支持了363个社会组织服务项目。

社科院劳动和社会保障研究中心主任张车伟表示，政府不可能直接承办或提供所有服务，通过向社会组织购买服务，不失为解决社保、养老问题的一个好方式。同时，可以有效促进政府职能转变、加快建设服务政府、增强政府的社会管理能力，提高公共服务的效率与质量。

研究新型城镇化中长期发展规划

今年将围绕提高城镇化质量、推进人的城镇化，研究新型城镇化中长期发展规划。出台居住证管理办法，分类推进户籍制度改革，完善相关公共服务及社会保障制度等。

解读：国家发改委规划司副司长袁喜禄表示，城镇化发展规划有望在上半年推出。该规划将涉及全国20多个城市群、180多个地级以上城市和1万多个城镇的建设。有分析指出，这20多个城市群中，依照规划通过城际轨道和都市圈铁路连接带动城市间发展将成为发展战略。城镇化在人口管理方面的政策进展也备受关注。公安部副部长黄明此前透露，《居住证管理办法》已经上报国务院，居住证制度将使长期在城市工作并连续居住、参加社会保险的流动人口公平公正有序落户。

人民币资本项目兑换方案将出炉

稳步推出利率汇率市场化改革措施，提出人民币资本项目可兑换的操作方案。

解读：尽管人民币国际化和“双率”的市场化是我国近年努力推进的重点金融工作，但此前无论是国务院还是央行都没有对这两项工作的推进进程给出具体时间表。分析人士认为，此次国务院常务会议要求提出人民币资本项目可兑换方案，这也意味着年内人民币资本项目可兑换的具体方案有望出炉。

不过，在业界看来，目前推进人民币资本项目的可兑换当务之急是防范热钱带来的冲击。在境外热钱推动下，人民币近期连创新高，对我国外贸形势造成了不少压力。专家预计，一旦实现人民币资本项目自由兑换，将为国际热钱进入中国打开绿灯，如何防范由此带来的风险也是即将出台的操作方案不得不考虑的现实难题。

股民权益保护上升至国家层面

要建立个人投资者境外投资制度，制定投资者尤其是中小投资者权益保护相关政策。

解读：这被市场认为具有重大的积极意义。A股市场的股民权益维护一直备受各方诟病，此前证监会虽明确表态要加强股民权益保护，但这一表态仍长期停留于“只打雷不下雨”的状态。此次国务院常务会议提出这一要求，无疑也将股民权益维护上升至国家层面，这在此前较为罕见。

分析人士预计，在国务院的明确要求之下，今年的股民维权局面有望获得较大实质性突破，这也是亿万投资者的急切期待。而在开放个人境外投资方面，个人境外投资制度早在去年温州、深圳等地率先开启的金融改革中开始试点，预计今年试点范围可能会扩大。

“看得见、摸得着”的经济体制改革让人振奋

之所以说九项经济体制改革内容让人“看得见、摸得着”，皆因为都是提炼于基层百姓最基本的需求，同时又是国家在这个时展的必经路径。总理曾在履新之初表示，要让政府伸向市场的手缩回来，市场能办的事情政府绝不插手干预；此次会议，决定再取消和下放62项行政审批事项，制定实施严控新设行政许可和规范非许可审批项目的措施。对市场放权，而对政府压缩行政空间，使得政府能发挥好自己“服务者”的身份，用硬性规定来约束自己权力的膨胀，这将加大市场积极自主的流通性。

在城镇化改革牵动着城市和农村之间的人口流动，不解决“人”的问题，城镇化的质量和意义就要大打折扣。而此次会议把分类推进户籍制度改革、完善相关公共服务及社会保障制度等相关内容摆在首要位置对待，是让城镇化进程中“人”的合法权益得到充分保障。这也将助力城镇化中长期发展规划，让改革重点落地有声。

第5篇：电价改革方案范文

近日，有关国家电网公司一拆为五的改革方案在坊间流传。尽管国家电网公司称，国家发改委深化2013年经济体制改革征求意见稿中，并没有拆分国家电网的内容，但“拆分国家电网的消息表明了一种社会舆论的走势。”一位电力行业的资深人士表示。

记者在国家能源局采访时得到的消息是，目前新国家能源局的重组只确定了高层人选，各司处的设置还没有确定。有关国家电力体制改革的问题，要等到国家能源局重组完成后才有定论。

扫清障碍？

在吴新雄任职不到两年的时间里，电监会连发了多份有关电力交易与市场秩序监管、供电监管以及市场准入监管等一系列报告。这些报告直面电网垄断、企业间利益冲突等矛盾和问题。

“只有深化电力体制改革，电监会才有干事创业的更好舞台和平台。”在2012年电力监管年中工作会议上，吴新雄提出了“以改革促监管，以监管促改革”的基本思路，把“建立和完善电力市场体制机制”作为电监会推进电力体制改革的着力点和切入点。

吴在职期间，电监会组织研究了“十二五”电力改革顶层设计和实施路径，提出了“十二五”深化电力改革的操作方案，并形成了阶段性成果报告。吴也因此被业内认为是改革的代表人物。然而，电改并没有像吴新雄预想的那么顺利。

“据我了解，确实有很多人觉得，如果不动国家电网，电力改革就推不下去。” 上述电力行业的资深人士说。

国家电网掌门人刘振亚素有“铁腕人物”之称，在外界看来，电力快速发展，刘振业有首功，电改10年未动，也与刘的铁腕有关。刘振亚一直坚持输配一体化、调度和电网一体化的观点。他曾表示，电力改革不能走部分国家以全面拆分和私有化为导向的“破碎式”改革道路，而是要维护国有经济在电力工业中的主导地位，培育具有规模优势和国际竞争力的电力企业。

刘振亚认为，目前国家的电力体制可以最大限度地降低电力系统瓦解和大面积停电的风险，实施输配电网结构分拆反而会带来效率损失，中国若实行输配分开将增加成本600亿至1800亿元。

“把运营权下放到各个区域电网公司，是拆分国网的本质。”一位曾参与电力改革的电力行业人士对《财经国家周刊》表示，拆分国家电网，实际上就是落实了2002年的电力改革方案。

上述曾参与电力改革的电力行业人士说，按照“5号文”设计，国家电网是原国家电力公司管理的电网资产出资人代表，负责区域电网间电力交易、调度和事务协调，参与投资、建设和经营相关跨区域输变电和联网工程，受国家有关部门委托协助制定电网发展规划。

当时的设计是，国家电网公司作为母公司控股五个子公司，各子公司是独立运营的企业。由于当时国家电力公司坚决反对，只把南方电网公司独立出去，其他四大区域电网公司继续保留，原则上运营权在区域电网公司。然而，国家电网公司成立后，逐步把各个区域电网公司变成了分部，他们不再是独立运营的主体。同时，国家电网公司把各省电力公司的干部任命、经济核算等权力上收，相当于国网总部直管各省公司。

“拆分的真正意义在于多个主体可以互相竞争，就像现在的五大发电集团一样。尽管五大发电集团都是国企，但在清洁能源发展、装机容量、降低煤耗等方面都在竞争。”五大发电集团之一的一位负责人表示，国家电网分拆后，政府的发言权就增强了，电网间也有了竞争，发电企业的投资方向、电厂选址等都可以比较，这个区域的电网不好，可以去另外一个区域建厂，而现在，我们没有选择。区域电网分开后，即使输配暂时不分开，也可以对电网的建设和发展起到很大的作用。

改革时机

力推电力体制改革的电监会主导国家能源局重组，给10年未能完成的电力体制改革带来了新的机遇。

在今年两会期间，电改的呼声也日渐高涨。尤其是电力行业的两位重量级人物――全国政协委员、中国电力国际有限公司董事长李小琳，全国政协委员、电监会副主席王禹民的建言，掀起了新一轮电改的热潮。

在李小琳的提案中明确提出，购售电应逐步放开，增加电厂、用户的选择权和议价权，实现电能买卖从管制垄断型向竞争服务型转变；成立各级购售电服务公司，提供过渡期内的购电服务，成立独立的电力交易中心；出立输配电价；实施容量、电量和辅助服务三部制的电价机制，建立相应的容量、电量和辅助服务市场……

李小琳的提案内容几乎涵盖了电力体制改革的所有重点和难点问题。

而王禹民则表示，电改“最难啃的骨头”在于电价形成机制改革。目前的现状是上网电价已经独立，但输电、配电、售电仍然一体化。如果上网电价和输配电售电环节电价不变，价格就不能疏导出去。电价形成机制改革，应在体制和机制上双重突破，简单地说，就是输电的不卖电，即由政府制定出立的输配电价，电网企业负责把电网这条“公路”建好，按输配电价收取“过路费”，用于电网投资建设和维护。

政企分开、调度独立是电改的另一个难点。“国家电网公司改革的关键是要政企分开，把政府职能、社会管理职能和经营职能分开。”一位电力行业的资深人士说，国家电网公司既有政府职能又是企业性质，要防止其利用社会管理职能谋利，其中最典型的就是电力调度。

原国家电监会副主席邵秉仁也提出，电力调度中心应当独立，可以在新成立的政府管理机构下设一个全国电力调度中心，其分支机构负责每一个区域的电力调度。这样，既有利于解决调度公平问题，也有利于新能源的接入，并有利于各个区域根据其自身的区域特点发展出自己的模式。

第6篇：电价改革方案范文

中国电力工业改革，最早是为解决缺电的难题而开始的。

1978年之前，全国经历了十几年的长期缺电局面，各省(区)市大城市的企业经常停三开四，拉闸限电。经电力部调查1978年全国缺电1000万千瓦，缺电原因就是缺乏投资。当时电力仍由国家制定计划、立项拨款，电力部一家独办。“一家办电”，“多家用电”各省(区)市争抢总量不大的“电力蛋糕”。

在此情况下，国家计委建议中央和地方合作办电，实行“谁投资，谁用电，谁受益”的办法。1981年山东龙口电厂一期2台10万千瓦机组开工建设，总投资2.05亿元。中央和地方各出部分投资，中央投资从国家计划内解决，地方投资从地方全民企业、乡镇企业、生产大队分年集资。

龙口电厂开工是中国电力工业发展史上具有开创意义的一件大事，它打破了电力部门独家办电，实行中央和地方合作办电，并且初步试探了股份制办电。自2003年以后，江苏谏壁，上海闸北以及其他省(区)市相继仿效，从合作办火电，到合作力冰电，如广西岩滩、湖北清江、四川二滩、云南漫湾等大型水电站都采取中央、地方合资办电方式。

1983年水电部根据中央指示，召开农村电气化试点县座谈会，国务院批转了水电部“关于积极发展小水电建设中国式农村电气化试点县的报告”。

之后，全国县以下用电量从1978年的242亿千瓦时，增长到1998年的4599亿千瓦时。20年农村用电增长19倍。1998年6月前全国约2400个县，其中760个县级电力企业由中央电力部门直管直供，1040个地方所属县级供电企业由省级电力公司采取趸售方式供电，其余600个县级电力企业是地方自建、自管、自供、枯水期从大电网补充供电的、以小水电为主的供电企业。这次会议形成了以地方为主发展农村电气化事业的模式和政策措施。

改革方向之争

1978年之前，电力经营实行统收统支政策，即经营收入上缴国家财政、基本建设及维持简单再生产的支出由层层编制生产基本建设计划、逐级进行审批调拨。从建国以来到1978年一直实行低廉的销售电价，中央、省(市)区各级电力部门都称不上是有自主经营、自我发展、自我改造能力的企业。1978年后经过放权让利，承包经营，下放企业自的改革后，各级电力企业才逐步获得活力。

1978年以来，电价改革主要出台了三项改革措施：一是实行“新电新价”，1985年6月国务院批转国家经委“关于鼓励集资办电，实行多种电价的暂时规定”，对集资新建自的电力项目实行还本付息的原则核定电价水平，打破了单一的电价模式，培育了按照市场规律定价的机制；二是出台了“二分钱”的电力建设基金，为各省(区)市地方电力企业扩大再生产提供了稳定的资金渠道；三是实行“燃运加价、煤电联动”，随着燃料、运输价格上升相应提高上网电价，2003年国务院又批准了国家发展改革委制定的“电价改革方案”，方案中规定配合电力体制改革将逐步推行发、输、配、售电价四个环节的电价形成机制和电价管理原则，为电力工业市场化改革奠定了基础。

1987年7月国务院负责人在“全国电力体制改革座谈会”上提出“政企分开，省为实体，集资办电，联合电网，统一调度”的电力体制改革20字方针，强调为了解决缺电，在中国以各省(区)市为主体发展经济的情况下，以省(公司)为实体，有利于加快电力建设。同时，电网是跨省的，跨省电网采取联合电网方式，便于“同舟共济、团结治网”。跨省电网和省电网都要成为各种所有制、各种不同形式电网的联合体。而电网仍要维持统一调度，分级管理的体制。

1989－1991年，中国五大区域电力公司除东北成立电力总公司外，华东、华北、华中、西北四大区域电力公司都通过各区域电网领导小组的讨论，决定成立区域电力联合公司，确定了区域电力公司和各省(区)市电力公司都为公司法人实体，并且实行在区域联合电网内水、火互挤、互通有无，削峰填谷、互为备用、稳定频率，安全供电等“同舟共济、团结治网”的管理模式。

1997年国务院发出通知组建国家电力公司，通知规定：“国家电力公司是国家授权的投资主体及资产经营主体，是经营区送电的经济实体和统一管理国家电网的企业法人。国家电力公司不是一个行政性公司，而是一个以资产为纽带，按现代企业制度组建的一家大型国有公司。”

国家电力公司组建后，电力部随之撤销。而国家电力公司新任领导，却不是遵照国务院的要求去办企业的。同家电力公司强调电力工业具有“自然垄断”特性，不仅要对电网、骨干电厂、调峰调频电厂都要“管住”，而且还要对核电、天然气及新能源都要“管住”，“管住”了安全才不出问题；还强调对电网实行四统一，即：“统一规划、统一建设、统一调度，统一管理”，电网经营企业要“集市场单一购卖者、市场交易中心，生产调度中心为一体”等等，回复到改革前电力工业部“集中、垂直、一体化”的垄断管理体系，国务院的通知成为一纸空文。

20世纪末21世纪初，电力工业大战环境发生了明显变化，一是集资办电发展迅速，二是国家电力公司统一管理电网，又有直属发电厂在电网调度上偏重直属，轻视非直属，广大地方电力企业要求在电量、电价、电费上给予“公平、公正、公开”待遇。

中央要求改革的总体目标是：“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，促进全国联网，构建政府监督下的政企分开，公平竞争，开放有序，健康发展的市场体系。”

根据中央的要求，从2000年开始到2002年，“电力体制改革方案”在国家发改委牵头下，广泛征求电力系统内外人士的意见，酝酿了整整两年。而电力系统却认为：电力行业是垄断行业，电力生产运行特性是“发、输、配一体运行，产、供、销同时完成”，担心改革影响电网安全稳定运行，因此，电力工业需要集中管理……等等。

2002年初，国务院常务会议讨论，最终才通过了“电力体制改革方案”，自当年3月正式公布施行，电力工业进入了市场化改革的新时期。

重发轻供不管用

从2003年到2008年，“电力体制改革方案”颁布施行已经5年，5年内重组了国家电力公司，成立国家电网公司，南方电网公司，五大发电集刚公司和四大辅业集团公司，共11个集团公司。2003年成立国家电力监督管理委员会和颁布了“电力监管条例”。

但是改革并不足一帆风顺的，电网企业

主辅分离、主“多”分离的改革滞后；电网输配分开及农电体制改革停滞不前；电价改革仍需要积极推进。

中国是发展中国家，面对长期缺电瓶颈，在电力发展上却一直存再“重发轻供不管用”的问题。在电网建设上，则更加朝着远距离、超高压乃至特高压输电方向发展，电网结构特别是受端系统和广大农村电网规划建设十分滞后，城市配网和农网建设更是远远落后于主网建设，历史欠账甚多。

在管理体制上，追求直管、代管、控股，而缺乏真诚帮助、扶植农村电网的思想。对于大电网、大城市一旦发生停电，固然应该十分重视，紧急组织抢修保电，而对农村停电有时甚至十天半月没有及时修复的问题却长期忽略，并且这种事件并不鲜见。

事实上，国有大中型电力企业都应该要坚持公用事业性质，坚持“以人为本”的理念，不能利用垄断地位侵占国有资产，转移国企利润，更不能在垄断条件下“私有化”发电企业和电网企业。而对待地方电力企业，则不能采取压制的办法，廉价购电、高价卖电、杀价收购小水电和地方电网、谋取小集刚利益的这些行为，需要被明令禁止。

从上世纪90年代起，各省(区)市陆续建立地方电力、能源、建设投资公司，形成地方办电的生力军。30年电力工业改革开放的历史就是打破独家办电、实行投资主体多元化的历史。30年历史证明电厂可以大家办，尤其是厂网分开后，五大电力集团和众多地方投资企业合作兴办电厂互相参股、控股，按“公司法”组成有限责任公司或股份有限公司，正在走向现代企业制度。拖后腿的电网问题

既然电厂可以大家办，电网为什么不能按股份制的办法大家来办呢?目前，电网发展严重滞后于电源发展，其原因是电网仍没有打破一家独办的局面。

厂网分开后，电源投资主体猛增，从2002年－2006年，电源年投资额从747亿元，增加到3122亿元，平均增长高达43％，而同期电网投资从1578亿元增加到2106亿元，年均增长仅8％。

目前，电网公司是一家拥有1.3万亿巨额国有资产的独资企业，名义上是所谓的“集团化运作，集约化经营，精细化管理”，但实质是传统的“集中、垂直、一体化”高度垄断的管理体制。从上到下，各级电网企业都没有进行现代化企业制度改造，因此大小腐败案件不断产生，缺乏有效监督。

因此，需要按照发电厂实行现代企业制度的经验，按照国务院文件所确定的改革方针和步骤对国家电网公司、区域电网公司、各省(区)市电力公司和县级供电企业逐级进行现代企业制度的改造。

对电力企业进行现代企业制度改造是中央和国务院的既定方针，多元投资主体集资、合资、互相控股、参股办电、客观上需要按照公司法组成股份制公司。而对电网公司来说，为了扭转电网发展滞后局面，势必也要实行多元化投资主体集资、合资、互相控股、参股办网，坚持“一家办网，一家管网”，已经走进死胡同，电网滞后局面永远摆脱不了的。

因此，对国家电网公司、区域电网公司到各省(区)市电力公司、县一级电力公司企业实行现代企业制度改造，是一项必须进行的改革措施。

30年改革特别是厂网分开的改革，证明电力体制改革和电力运行特性可以得到完美的结合。担心改革是否会把电力系统搞乱，影响电网安全稳定运行的疑虑可以完全打消。全世界多数国家的发、输、配、售电力企业，有众多投资主体主要是私营企业组成，他们都是分开管理经营的。

第7篇：电价改革方案范文

关键词:上网电价；自然垄断；政府规制

一、我国电力行业的“五加二”格局

随着我国电力行业的改组，发电企业和电网企业实行 “厂网分开，竞价上网”，原国家电力公司拥有的发电资产改组为规模大致相当的五个独立的发电企业、两家电网公司和四家辅业集团公司。五个发电企业分别是中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司。两家电网公司分别是国家电网公司和南方电网公司，国家电网公司作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表，按国有独资形式设置，管理除南方电网公司以外的原国家电力公司管理的所有电网资产。这就是所谓的“五加二”格局。五家发电公司的主要职能是从事电源的投资、建设、经营和管理，组织电力的生产和销售。两家电网公司的经营范围主要是从事电力销售的业务，负责所管辖各区域电网之间的电力交易和调度，参与投资、建设和经营相关的跨区域输变电和联网工程等。之所以形成“五加二”的格局，其目的就是在五家发电公司之间和两家电网公司之间的业务形成竞争。

二、我国电价定价机制的形成和演变

1995年以来，受国内经济高速发展和宏观调控政策双重的影响，一些地区在部分时间段出现了电力供大于求的情况。此时，以个别成本为基础定价的还本付息电价政策显示出了弊端。随着电力项目造价的不断提高，“八五”期间的发电机组平均造价比“七五”提高了约一倍。小火电盲目发展，劣化了资源配置。电价节节攀升，90年代中后期新投产机组的平均上网电价己超过每千瓦时0.4元。为改变成本无约束、价格无控制的状况，国家适时调整电价政策。

1996年国家计委规定对地方指导性电价实行提价申报制度，并于1996年调整了各地的指令性目录电价和地方指导性电价，同时在推行统一销售电价制度和峰谷分时电价制度方面作了大量的工作。1997年的电价调整方案中，燃运加价由按总量改为按单耗计算，并要求电力企业消化30%。新建电力项目的发电成本，由按个别成本改为按平均成本核定。继续推行统一销售电价制度，全国2/3的地区指令性与指导性电价并轨，执行统一的目录电价。取消了一切价外乱加价和乱收费，到目前为止只保留了三峡工程建设基金和城市公用事业附加等少数经过国务院批准的收费项目。1998年，以经营期电价政策取代还本付息电价政策。这一政策主要是将按电力项目还贷期还本付息需要定价，改为按社会平均先进成本定价，同时统一规范了电力企业的资本金收益率水平。这一政策实行后，原来的一厂一价、一机一价的定价方式逐步向按社会平均成本的定价方式过渡，新项目的上网电价平均每千瓦时降低了5分钱左右。此举使电力项目还贷高峰期保持了电价水平的基本稳定，为保持我国经济竞争力创造了条件，同时，对促进电力企业加强管理、提高效率发挥了积极作用。

2002年，电力体制改革步入实质性操作阶段，中央层面上实现了厂网分开，建设竞争性电力市场的改革试点也正在稳步推进。原有的政府定价方式受到空前挑战,管理环节扩展为发、输、配、售四大环节，利益主体也由电力企业、用户扩展为电厂、电网和消费者等，电力市场竞价模式的研究也与原有的单一政府定价发生矛盾。进入2003年，电力供求形势也发生巨大变化，许多地区电力供应紧张，18个省区市采取拉闸限电措施。新形势要求尽快建立新的电价形成机制，既刺激供给，吸引电力长期投资，提高效率，又通过价格杠杆抑制不合理的需求，以达到电力供求的动态平衡。在2003年7月，国务院了《电价改革方案》，相继开展了上网电价、输配电价和销售电价改革试点。2005年国家发展改革委同时出台了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，是对2003年国务院出台的《电价改革方案》进行了细化，这是近年来电力市场改革迈出的重要一步，新的电价管理办法确定了上网电价和销售电价的市场竞争机制，明确了输配电价格的成本决定机制，标志着作为电力体制改革核心问题的电价改革己经从政策层面上开始破题。

目前，我国的现行电价是一种以企业个别成本为基础的成本推进型价格形成机制，由于投产时间、筹资条件、造价成本不同，出现了一厂一价、一机一价，在同一电网内，定价水平会相差一倍以上，甚至几倍，造成小火电建设失控和电站建设造价失控，各类电厂上网电价水平悬殊不公平的复杂状况。据国电公司1999年的统计，国有电厂、集体电厂、联营电厂、股份制电厂、中外合资电厂、中外合作电厂、外资电厂的平均上网电价之比为1:l.27:l.56:l.46:1.94:l.54:4.17。这些不合理现象的存在必然导致发电环节的效率下降和上网电价水平的急剧上升，对于国家提出的“同网同质同价”目标的实现从一开始就增大了难度。

由于物价管理部门制定或调整电力价格，基本上是以企业上报的成本为主要依据，但是这种成本是在一定范围内垄断的一家或少数几家企业的个别成本，而不是社会平均成本。按企业的个别成本定价，会导致成本越高，价格也就越高，企业因此没有降低成本的动力和压力。虽然物价部门会对企业上报的成本资料进行审核，但由于没有向企业那样了解真实成本，就主要审核其合法性，而其合理性却难以审核。通常凭主观判断对企业的调价幅度“砍一刀”，难以避免主观随意性而且这也会刺激企业虚报成本缺乏努力降低成本的动力。　三、电网差价形成的原因

电网公司的职能主要是从事电力销售的业务，负责所管辖各区域电网之间的电力交易和调度，因此对电网差价的理解应该从上网差价和销售差价两个方面来分析。

1.上网差价形成的原因

上网电价是指独立核算的发电企业向电网经营企业提供上网电量时与电网经营企业之间的结算价格。我国现行的上网电价是执行政府定价，即政府根据各发电企业的实际发电成本、合理的发电利润、税金等确定发电企业的电价水平，实行一厂一价，甚至一机一价。造成上网差价的根本原因在于各发电企业由于发电类型、建设时期、资金来源渠道、社会环境、设备的技术水平、地理位置的不同，使各发电企业的，每千瓦造价、还本付息的负担、人员的配备、燃料的运输价格等方面存在较大差异，由此形成了现行的上网电价在发电企业之间形成的较大差别。

第8篇：电价改革方案范文

但时至今日，彼时确定的“厂网分离、输配分离、主辅分离、竞价上网”等改革目标仅第一项基本实现。

在这段时间内，世界上绝大多数国家基本完成了电力体制改革。基本思路是对发电、输电、调度、售电垂直一体的传统电力体制进行切割。除在发电环节实现竞争之外，还成立了独立开放的输电公司和调度系统，并将售电环节剥离出来，建立竞争性的电力交易市场。

电力市场化改革是世界性难题。改革中既有电价下降、效率提升的成功案例，也有电力市场失衡，大面积停电的惨痛教训。

总结电改的国际经验，或可为中国新一轮电改提供镜鉴。 政府推进是关键

“先立法，后改革”是各国电力市场化改革的通行做法。依法改革，目标明确，有章可循，可以克服改革的随意性，减少改革的风险。电改立法完成后，在各国政府的主导下，改革逐步在各领域展开。

在诸多进行电力体制改革的国家中，俄罗斯的电力工业体制和中国最为相近。改革前，俄罗斯统一电力公司（RAO）是俄电力工业中的巨无霸，其角色与此前中国国家电力公司相似。2000年俄政府准备推行新一轮电力体制改革，但由于电改牵扯的利益太广，在改革方案的论证阶段，俄政府高层、电力公司和经济学家之间爆发了激烈争论。

在此情况下，俄总统普京决定亲自挂帅电改。

2001年1月，普京组建了 “电力行业改革工作小组”，小组成员来自不同单位，代表不同的利益集团。5月，改革草案即告出台。年底，俄政府提交了改革时间表。2003年，普京签署了五项法案以拆分统一电力公司、放开电价、建立竞争性电力市场。

2008年7月1日，统一电力公司寿终正寝。该公司旗下的火力发电资产被拆分为6家电力批发公司和14家区域发电公司，参与市场竞争；输电资产中220千伏以上的骨干电网由新成立的联邦电网公司所有；区域配电公司成立负责电力零售业务，独立的电力系统调度公司也宣告成立。

2012年11月，俄总统普京签署命令，又对俄联邦电网公司和地方配电公司进行合并。

俄政府称，此举是为了提升电力行业的效率。输配合一完成后，发电侧和售电侧的竞争态势并未改变，输配电依然被视为自然垄断领域受到严格监管，其收入由联邦政府核定并监督。

调整后，俄罗斯的输配电网依然采取准许收入的模式，独立的系统调度公司依然被保留，俄罗斯市场化的电改方向并未受到影响。

中国电改基本上与俄罗斯同时起步，但十年蹉跎，进展缓慢。现行的《电力法》是1995年底颁布的，严重滞后于现实，并非改革的法律依据，有些规章条文甚至会阻碍改革的推进。

2002年“5号文”和2007年的“19号文”（[2007]19号，《关于‘十一五’深化电力体制改革的实施意见》）是目前改革可以依据的两份纲领性文件。

但这两份文件并非法律法规，甚至不是行业条例，不具有法律法规的约束性。随后的实践证明，这两份文件中大部分内容流于形式，未被落实。

综合各国经验来看，政府始终是改革的主导力量，只有在政府的强力推动下相关改革法案才能落到实处。

但在中国，过去十年经济以每年10%左右的速度发展，低电价是主要支撑因素之一。作为政府调控经济的手段之一，电力的商品属性被摒弃，上网电价和销售电价被锁死。电力市场无法形成，以致煤电矛盾愈演愈烈，电荒频发，火电投资连年下降，改革不进反退。 电网定位有共识

电力市场的重要组成部分电网公司在整个电力工业中应该扮演什么样的角色？

这是所有致力于电力市场化改革的国家必须回答的问题，因为这直接牵扯到电力工业发、输、配、售四大环节之间的关系。

由于发电和售电并不具有自然垄断的性质，因此大多数国家在推行电力改革的过程中均开放了这两个领域的竞争，但输电和配电是否分离却存在不同的路径。

无论是哪种模式，在大多数成功进行电力市场化改革的国家，电网的角色非常清晰——“一个独立的，传送电力的高速通道。”

“只有独立的电网，才能在两侧形成充分的竞争，进而组织起有效的电力市场”，“改革即便要保有输、配一体化模式，也应该对垄断部门进行严格的监管，以引导其向公用基础性方面发展。”国家电监会负责电力监管方面的人士在接受《财经》记者采访时表示。

如何确定电网公司的收益？世界电改经验显示采用“成本+收益”的模式最为合理。

在这种模式下，处于自然垄断地位的电网企业净资产收益率不如竞争行业高，但常年稳定，这对于现金流充沛、实力强劲的投资者十分有吸引力。

2012年11月，中国国家电网公司（下称国网）以5.24亿美元的价格赢得澳大利亚昆士兰州电联公司所持南澳输电网公司ElectraNet 41.4%的股权。国网在澳大利亚采取的是和国内完全不同的两种盈利模式。

在澳大利亚，电网企业的收益模式为“成本+收益”。电网投资者凭借其输电资产所获得收入总称为监管收入。监管收入由折旧费用、运维费用、税费、资产收益和运营激励五部分构成。

其中前三者为成本，后两者为收益。澳大利亚能源监管委员会（AER）根据核算出的数据将成本和收益按年发放给输电公司。

其中，资产收益率部分由AER确定，通常比银行利率略高。在此模式下，电网的收入和输电量无关，供需双方直接对话交易，协议签订后，电量通过电网传输。

国网成为南澳项目的投资方之后，可以通过内部结构调整，降低折旧、运维费用等成本；通过必要的财务手段和提升供电可靠性获得较高的资产回报率和运营激励，进而获得利润。 电力监管无特区

建立有效的监管制度是电力市场化改革的另一项重要内容。随着电力市场化改革的推进，中国也按照国际通行的方法，设立电力监管委员会。

在此前的体制下，发改委和电监会均可对电力工业行使管理权，但电监会缺乏具体的监管手段，无力推动电力市场的形成，又在关键的电价方面无发言权，处于边缘化地位。

国家电监会前副主席邵秉仁在接受《财经》记者采访时感叹，“没有市场，何来监管？”

2013年，中国进行新一轮大部制改革，电监会被撤销，并入国家能源局。

双层监管在国际上并非没有成功的经验。英国国家电网公司董事长John Parker告诉《财经》记者，在英国的电力监管体系中，政府机构主要在宏观层面负责规划电力发展和制定相关法规、政策。而具体价格监管和准入许可均由天然气与电力市场办公室（OFGEM）负责执行。宏观调节与微观监管分工明确，相互独立，互为补充。

从整体上看，各国电力监管体制改革的总趋势是放松对竞争环节（发售环节）的管制，发挥市场在资源优化中的基础性作用，而对垄断环节（输配环节），则加大监管力度，防止垄断企业随意扩张。

在世界电力改革的进程中，并不乏监管方制衡垄断企业，迫使其做出改变的例子。

法国是少数改革后仍保持垂直一体化模式国家的代表，由政府100%控股的法国电力公司（EDF）负责管理全国的发电、输电和配电业务，在电力市场上形成了单一买方的格局。

选择这样的模式缘于法国70%以上的电力源自核电，将这些敏感且颇具战略意义的核电站交给私人经营是否可行，多数法国人持怀疑态度。

但在欧盟的强大压力下，法国最终还是在2000年2月出台了“新电力法”，明确要求EDF将发、输、配三大资产账目分开，独立核算。

其中，输电资产成立子公司法国电网公司（RTE），专职负责电网运营和电力调度，其总裁由法国工业部长直接任命，并向法国国家能源监管委员会（CRE）汇报。

由于RTE是高度垄断企业，受到了法国监管当局的严格监管，其运行的最终目的就是保证各电厂公平地接入电网，供需双方可以通过期货或者分包商建立关系，自由买卖。电网则以输电量为基数收取过网费，过网费的标准由国家法律规定统一测算确定。 电力市场须平衡

建立有效电力市场是改革的核心目标。与传统的垄断电力系统相比，电力市场具有开放性和竞争性的特点，用户拥有自由选择供电商的权利。

在成熟的电力市场中，用户的参与和自主选择不仅可以在售电领域形成竞争，同时还能传导至发电侧，引导资源优化配置。

英国电力市场化改革之初，实行的是单一买方的电力库（POOL）模式：发电商卖电给电力库，电力库卖电给供电商，所有的电厂都必须加入电力库，形成全国统一的交易市场。

电力库的模式在初期促进了英格兰和北爱尔兰电力市场的发展，成为世界电力市场化改革的典范，至今仍然为许多国家效仿。

不过，电力库模式在英国发展到后期，弊端逐渐显现。在该模式下，定价依据主要取决于发电商的报价，用户的选择权未得到充分的强调，而英格兰和北爱尔兰地区发电商集中度较高，容易形成事实上的“卖方市场”，大型发电集团有能力对电价形成操纵。

2001年3月，英国方面开始对电力库模式进行优化升级。新的电力交易系统NETA（New Electricity Trading Arrangements）诞生。

NETA系统一方面引人发电商和用户直接见面的双边合同交易，用户选择权得到重视，同时也遏制了潜在的垄断行为。

世界电力市场化改革中也有惨痛教训，美国加州电力危机就是忽视用户作用的反面案例。

改革之初，加州政府为了提升公众对改革的信任度，对零售电价进行了严格限制，但同时却放开了对批发电价的管制。

这套方案割裂了发电侧和用户侧的价格联动机制。与此同时，发电投资受到政治社会因素抑制以及美国用电负荷增长超出预期，这两大因素已为电力危机埋下伏笔。

2000年夏，加州开始出现发电供应不足，发电公司进而哄抬批发电价，而零售价格又被冻结，处于夹缝中的配电公司入不敷出，濒于破产。

从2001年1月到5月，加州共发生了五次大范围的停电，但即使最严重的那次停电，电力缺口也只有30万KW，这在5000万KW加州电力系统总容量中只是很小一部分。

第9篇：电价改革方案范文

电力多边交易试点,是地方政府迫于发电能力过剩的压力,而试图推动电价改革的尝试。

12月上旬,停工数月的包头铝业二期工程终于面临复产。

就在11月中旬,作为全国惟一试点,开始在自治区范围内启动电力多边交易市场,即多个电厂和多个用电企业同时在一个交易中心进行交易,电厂和用户各自报价,由交易中心对报价进行处理后,达成交易。由此,有可能在同一时期根据用电量的多少和时间的长短,形成多个市场价格。

内蒙古为此设立了一个领导小组,交易中心的职能由设在经贸委的一个领导小组办公室来承担。内蒙古宣布,将对符合国家产业政策和环保要求的铁合金等企业推行生产用电多边交易价格。按此价格,每千瓦时(即每度)电价下调0.04元至0.08元不等。包头铝业有限公司(下称包头铝业)成为第一个签约大用户。

此前,由于国际铝产品价格一路下滑,包头铝业二期电解铝项目自建成后一直没有投入生产。加入多边交易试点后,包头铝业生产成本大幅降低。

不过,目前大多数当地企业和发电电厂仍处于观望之中。由于电网长期处于强势地位,他们主要担心成本核算的透明度,也担心这一试点究竟能坚持多久。监管部门对试点前景也态度谨慎。内蒙古电力多边交易市场启动一周后,国家电监会市场部一位负责人向《财经》记者表示,目前对这一政策的效果还在“研究”中。

电力需求“滑铁卢”

此次内蒙古推行电力多边交易试点,直接动力是经济放缓导致电力需求大幅下滑;与此同时,前两年电力短缺时期上马的发电项目却纷纷投入运营。由此,在以内蒙古为代表的西部省份,大量发电能力闲置。地方政府不得不设法大幅降低电价,以低价吸引用电大户增加用电。

对于这种情况,一位电力行业资深专家总结为:每到经济出现滑坡的时候,政府就有改革的动力;电厂和电网为了增加用电负荷,也有推进的积极性。但这种改革动力并不长久,往往经济好转,利益各方就不愿意再继续。

内蒙古的电价素来不高。根据国家发改委公布的《2007年各省级电网输配电价和销售电价标准》,2007年,内蒙古西部电网平均输配电价为83.04元/千度,平均销售电价为342.06元/千度,是全国电价水平最低的省份之一。

一位业内知情人士告诉《财经》记者,内蒙古对高耗能企业实行低电价的做法,一直受到来自国家发改委的压力。2007年,全国单位GDP能耗比上年下降了3.66%,内蒙古是少数未能完成降耗任务的省份之一。在中央节能减排的压力下,2008年9月,内蒙古将铁合金等高耗能行业用电价格提高0.07元/度,使得硅铁企业生产成本每吨骤增600元至700元。

内蒙古一家铁合金企业负责人也告诉《财经》记者,今年9月中国经济已经开始下滑,很多企业都在抓紧时间清理库存。电价上调后,企业更加不敢接单,能停工的生产线全部停工,电网电力负荷骤减,企业和政府意见都很大。

上述担忧很快反映到了统计数据上。根据中国电力企业联合会(下称中电联)的最新统计,今年1月至10月,全国发电设备累计平均利用时间为3981小时,同比下降200小时。10月,全国社会用电量同比下降0.46%,多年来首度出现负增长;其中内蒙古社会用电量更是骤降13%,降幅居全国前列。

严峻的经济形势,迫使内蒙古地方政府在提价一个月后,紧急推出电力多边交易试点。不过,其实质则在于根据新的市场形势调低电价,以缓和电力负荷下降的压力。

10月,内蒙古成立了电力多边交易市场领导小组,名列其中的均是内蒙古主管经济的“重量级人物”:自治区经济委员会主任牙萨宁担任组长,副组长为自治区发改委副主任王秉军、内蒙古电力公司总经理张福生,组员包括自治区经济委员会、发改委、电力公司及发电企业主要负责人。政府以降价促需求的意愿相当迫切。

核算难题

内蒙古一家铁合金企业负责人告诉《财经》记者,除了包头铝业,很多小企业也已经开始执行上述多边交易价格,但真正复产的企业并不多。签约企业普遍担心,这只是政府为遏制电力需求下滑采取的临时性措施,一旦经济好转,需求上升,很可能就会取消。

事实上,上述多边交易价格并非长期政策,只有三个月试点期限。根据方案,此次电价调整的成本,将由各方分摊。铁合金、多晶硅、单晶硅、工业硅、电石、氯碱化工、氟化工企业等用电大户生产用电价格,在现行基础上下浮0.08元/度。

每度电下浮的这0.08元,将由地方财政承担0.01元,电网公司承担0.02元,火力发电企业承担0.03元,煤炭企业通过降低电煤供应价格的方式承担0.02元。此外,黑色金属冶炼、有色金属冶炼及深加工企业生产用电价格,在现行基础上每度下调0.04元,降价的成本同样按上述比例分摊。

方案还规定,电网企业将安排参与多边交易的发电企业多发电、多上网,以保障发电企业的积极性。不过,出于对成本核算机制的担忧,内蒙古几家大型发电企业目前没有一家参与签约试点。

内蒙古北方联合电力公司一位内部人士告诉《财经》记者,方案虽然规定了电厂必须承担每度电0.03元的降价成本,但究竟如何核算,并无明确说法。由于电厂和用户之间并无“物理链接”,也没有透明的外部监管机制,成本确认只能通过电网企业来进行,难保不出现猫腻。何况,即使参加多边交易,电网企业也并不能保证电厂发电量就一定增加;即使增加,也无从证明究竟是由于多边交易带来的,还是电力需求增长带来的。

根据方案确定的成本分摊原则,煤炭企业供应电厂的高热值煤将不得超过320元/吨,低热值煤不得超过180元/吨。包括神华在内的当地大型煤炭生产企业均已表示接受。不过多位电力企业人士认为,这一限价措施对多边交易价格影响有限。目前煤炭价格已经大幅下行,很难说这一限制是市场自发形成,还是政府通过行政力量干预的结果。

输配电瓶颈

电力多边交易试点,是地方政府迫于发电能力过剩的压力,而试图推动电价改革的尝试。不过,这种仓促实施的改革,在很多电力分析师看来,并非真正意义上的多边交易,因为其交易价格并不是由市场竞价而来,而是政府安排的。

前述国家电监会人士则指出,在内蒙古现在的试点中,中国电力市场基本的格局仍然没有改变。电力改革之后,发电侧市场已引入竞争,而输、配、售电市场还没有放开,使得电力市场仍然只有电网公司一个购买者,缺乏竞争。这正是中国电价改革长期裹足不前的主要原因。

2008年9月,国家电监会价格与财务监管部主任邹逸桥在回答《财经》记者的提问时曾表示,近年来电力体制改革的步伐有所放缓,但相关工作并未停止,主管部门一直在讨论输配电价等方面的改革方案。

近年来,国家电监会几次推行大用户直供电改革试点,即用电大户直接与发电企业直议价格,签订长期用电合同。但这些试点的进展并不顺利。

2005年3月,吉林碳素集团与吉林龙华热电股份有限公司、吉林省电力有限公司签订合同,首次尝试大用户向发电企业直接购电;2006年12月,广东省江门市台山电厂与广东电网公司、神华国华台山发电公司等六家大用户签订了“点对多点”的直购电试点合同。不过,这些合同最后都难以为继。

中电联一位专家透露,直供电改革的最大难题是输配电价难以确定,“电网公司的态度是,你们都把便宜电买走了,我们贵的电卖给谁?”等到最终与电网艰难协商达成一致,最后发电企业和用户一核算,发现成本低不了多少。

2008年11月17日,国家发改委首次公开了2007年度各省级电网输配电价和销售电价标准,要求以此为基础,开展大用户向发电企业直接购电试点和“主辅分离”工作;同时健全财务会计和电力负荷统计制度,为实施新的输配电价机制做好准备。

这一标准在实际执行中,仍有不小难度。中国能源网信息总监韩晓平表示,按照发改委规定的输配电价标准强制执行,等于把电网的收入封死,电网企业肯定不同意,而由于售电侧缺乏竞争,实际输配电价也远远高于这一水平。此前各地在执行“峰谷电价”政策,就出现过核算不公开、不透明,电网克扣发电企业利润的情况。他认为,下一步电价改革的重点,应该让电网输配电价格像高速公路收费一样公开透明,并在终端售电侧也形成多个运营主体,将电网变成比较单纯的输电主体。

此次内蒙古推行的电力多边交易试点,电价优惠仅限于铁合金等少数行业,如何精确统计这些行业用了多少电、每家电厂分摊多少成本,同样也遭遇到过去大用户直供面临的核算难题。

一家发电企业负责人举例说,电厂发电到底有多少是给了优惠8分钱的铁合金厂,有多少是给了优惠4分钱的有色金属厂,有多少是给了没有优惠的企业;这些电中,多少是甲电厂供应的,多少是乙电厂供应的,各自需要承担多少成本,全是电网一家说了算,无法证明,也无法监督。他直言不讳地指出,这种情况下,“又是一笔糊涂账!”

截至2007年年末,华能、华电、内蒙古能源、神华四家电力企业,共占内蒙古电力市场80%以上的份额。内蒙古华电卓资发电有限公司总经理工作部部长梁俊韬告诉记者,目前内蒙古几家大型发电企业都处于观望状态中,没有一家正式参与多边交易试点。