电力市场化改革精选(九篇)

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第1篇：电力市场化改革范文

当务之急是加强法规建设

发令枪响过，游戏开始了，可是相应的游戏规则在哪里？在电力体制新的形势和新的格局之下，《电力法》的立法基础发生了很大变化，必然要做相应的修改和补充，电力市场化运作毫无疑问需要有新的游戏规则。对此，邵秉仁认为，电监会成立后的当务之急就是加强法规建设，因为修改电力法受立法程序的限制，需要较长时间，短期内不可能出台。目前正在抓紧制定一个电力监管条例，以及与之相配套的法规，可望年内出台。针对舆论批评的分拆之初业内一轰而起的电源建设“跑马圈地”行为，邵秉仁说：要一分为二地分析，我们在设计改革方案的时候市场供求平衡，现在市场发生了变化，这一方面反映出对市场的估计不足，另一方面也反映出企业之间的竞争已经开始。因而也就更加凸显出强化游戏规则的重要性，否则必然导致无序竞争。市场监管强调的是要依法监管，用法律的手段弱化行政手段，目前的问题是监管如何跟上，我们的法规建设急需提速。这对电力企业也是新的课题，电力企业的改革最重要的是转变观念，要从习惯于行政管理到适应法制监管，从垄断行为转变到市场运作，否则即使是机构变了，行为方式还是老一套，是无法形成和参与正常竞争的。

建立区域市场目的在于优化配置打破壁垒

电力体制改革酝酿之时，我国电力供应平衡偏松，但是分拆之后即遇国民经济快速增长和缺水导致电力供应出现局部与季节性紧缺，这无疑增加了市场化改革的难度。如果单纯从市场的角度理解，人们普遍认为竞价应该是在商品富裕的情况下才有可能，而在短缺的时候，理论上就无从竞价也不会存在壁垒了。针对这种疑问，邵秉仁说：我们要正视这种现实，但是应该明确，建立区域市场不单纯是解决竞价上网的问题，首先是为了打破省间壁垒，促进统一电力市场的形成，以利于资源的优化配置。之所以搞试点，一是从电力生产的特殊性出发，其经济性和可靠性是第一位的，不可一下子在全国铺开，必须先在局部地区取得试点经验；二是引入必要的竞争，努力探索中国电力市场化的有效经验。从体制上考察，我们看到全世界没有哪个国家的电力改革可以照搬，目前我国电力工业的状况不可能像有些人想象的，完全由用户选择供电商，那是不切实际的盲目理想化。因为一是供求关系决定；二是各类发电厂建设成本差异极大；三是现在输配电还没有分开，电价还不可能完全市场化。这是一个很复杂的问题，直接关系到投资建厂的积极性，因此，目前我们选取了两个不同特点的样本进行试点。东北的特点是电价比较均衡，供求相对宽松，网络联结比较健全；华东则一直电力供应偏紧，前些年已经先期开始竞价上网试点工作，有一定的经验和准备，市场化意识相对较强，目前也仅仅是拿出区域电量的20%来进行试验。邵秉仁认为，市场建设与缺电并不矛盾，不能因为缺电就不进行市场建设，相反，更应该借此加强开放，促进资源优化。

电力市场化改革不可能一蹴而就

针对电力体制改革中一些不顾国情，急于求成的现象，邵秉仁指出：当前电监会的工作重点是从电力监管的角度促进区域市场的发育和生成。区域市场的形成是一个过程，从过去的省为实体转变为区域市场，前提是电量要在省际之间做到统一交换，而当前交易量80%都在省内，离不开地方政府的支持，省为实体作为电力经济阶段性产物是发挥过积极作用的，必须要尊重历史事实，认识问题不应该非此即彼，这是一项需要各方面相互配合、积极参与的系统工程。多年来，我们的经济结构和体制一直在不断变化，电力体制要想完成从省级电力市场向区域电力市场逐步过渡，必须与时俱进，不断创新，否则就无法推进。他强调说，市场化改革切忌理想化，如果与实际相差太远，欲速则不达。但也不能因为承认这是一个过程就不行动。他说：我们的中心思想是逐步推进，现有省级电力市场不能固化，改革的目标是让其市场化，逐步去掉行政壁垒，强化经济调节与价格机制的杠杆作用。

安全生产是电力运营的第一要务

第2篇：电力市场化改革范文

关键词：电力市场; 营销改革

中图分类号：F407文献标识码： A 文章编号：

在时代和社会主义市场经济飞速发展的大背景下，人民的生活水平日益提高，社会各界对电能更高的要求为电力企业带来了机遇也带来了更大的挑战。在市场化不断推进的新形势下，电力产业的经营环境发生了翻天覆地的变化，对于电力的营销工作也提出了更高的要求。因此电力企业需要在深化改革的基础上，建立新的营销管理机制，创建新的市场营销体系，从而提升企业的竞争力，提高企业的效益。

一现代供电企业营销现状

1 电力企业缺乏市场意识、竞争意识。虽然电力企业已经认识到电力市场营销在经营中的重要性，但是仍有许多企业对于具体的营销理念缺乏意识，对电力市场营销的必要性估计不足。作为电力企业的核心业务，电力市场营销主导着企业的生产经营，由于许多人的意识仍然停留在国家垄断经营阶段，因此，必须引导他们把意识转移到以市场为导向，竞争经营上来。电力的竞争手段比较单一，一些用电客户拒绝使用电网接电，采用自用发电价发电或者使用其他能源设备来代替，众多能源产品的开发推广也使得电的市场竞争能力降低，因此必须针对市场提出相应的市场营销策略，增强市场意识、竞争意识。

2 供电企业管理体制僵化。现代化的、完善的营销管理体制是一个企业获得长足发展的必需条件，也是企业发展满足市场要求的重要基础之一，电力企业只有找准适合自身进步需要的良好管理体制，才能在一定的基础上逐步获得社会的认可和接受。在不少的电力企业中，电力营销管理显得比较落后，仍然存在欠费数字虚假、呆账、工作标准混乱等现象，僵化的体制有待优化和完善。还有，营销体系没有针对市场的需求作一个良好的调整，使得电力营销的效率过于低下，影响了电力企业的发展进程。

3 营销队伍素质低下。我国的电力企业堪称技术密集型企业，容纳了各类专业技术人才，为电力企业的发展提供了很好的人力资源，这是电力企业的一个优势所在，也为社会就业压力的缓解出了一份力。但从电力营销情况来看，由于专业化的理论指导没有到位，营销工作人员的整体素质也缺乏一定的了解和掌握，使得营销队伍的素质比较低，整个电力企业的管理和运作链出现不协调的局面，影响了电力企业顾客的满意度和忠诚度，只有提升营销队伍的素质，才能促进电力企业的健康发展。

4 管理方法陈旧。旧的供销一体模式观念根深蒂固的存在于管理者心中，这也导致了管理方法的陈旧，由产量来决定销量的生产管理模式已经不能适应市场的变化，这种管理方法严重限制了电力市场的发展。管理手段落后。在电力营销管理问题上，不仅在基础理论上有所欠缺，这使得整个团队的管理素质较低。按照当前的电力技术发展情况来看，管理团队的管理水平与商业市场的要求相去甚远。无论是法律手段、行政手段、技术手段还是经济手段的运用，都难以适应电力市场的需要。

二电力营销市场化体制改革趋势

目前中国正在进行的电力体制改革是把传统的垂直一体化垄断经营的电力产业转变成为“厂网分开, 竞价上网”的电力市场。电力市场包括一个把“电能的生产、输送、分配和消费等几乎在同一瞬间进行和完成”的生产系统和“电能的批发、交易、定价、零售等环节进行快速决策和运营”的交易系统, 其主体由发电商、输配电商、供电商、用户共同组成, 用户产生随机需求, 供电商根据用户的需求向发电商进行购电, 发电商竞价上网, 低价者优先上网发电, 输配电商负责把电力从发电厂输送给用户并收取过网费, 这一切是在瞬间一次性完成的。传统的电力产业中, 电力企业都有各自的经营区域, 电力又是“发输配供用”瞬间进行的, 使得电力的销售具有自然垄断的特性, 而且由于过去中国电力紧缺, 电力企业几乎不存在竞争对手, 所以过去在电力企业的经营中一直是以“安全生产”为重要目标, 营销在电力企业的经营活动中并不重要。最近十年来, 世界上很多国家对其电力产业进行了重大的结构调整, 电力市场化改革和行业监管重构已成为一个世界性潮流。这场世界性改革的主要内容就是建立电力批发交易市场机制, 逐步放松发电和售电端政府监管, 同时改革输电、配电环节监管方式, 建立适当的电网公司激励监管机制。

三 电力营销市场化改革策略

电力企业面对不断变化的市场，必须调整现有的营销方式，完善具有竞争与创新能力的现代电力营销体系来适应市场发展的需求。在正确的电力市场营销理念的指引下，我们应采取以下几点营销策略，改善电力市场营销状况。

1 实行有效的机制监管，实时市场、辅助业务市场、系统调度和传输权市场职能应该由同一个机构负责实施。在实时市场和辅助业务市场运行中,市场运营机构在考虑输电网络限制的情况下,按照电厂竞标额从高到低的顺序调度指令, 该调度指令的有效实施不仅有赖于系统的物理调度,也与传输权市场的有效运行密切相关,事实上,这些职能都是为了在电厂竞标的基础上,实现对现有传输网络的最优利用和对电厂的最优调度。将这些职能交由不同的机构执行,将导致调度和网络物理运行的混乱。国外一些电力市场的运行经验表明,这种分离将导致系统调度的不经济性,给予市场参与各方更多的博弈和合谋机会,甚至可能导致市场和系统的失控与崩溃。此时,监管机构应该尽快明确这些职能的具体实施部门,明确市场运营机构的具体职责和日常运营规则,制定合理的监管和激励措施, 保证不会出现相关市场运行职能的交叉和重叠,谨防出现实时市场、辅助业务市场、传输权市场和系统调度职能的分离, 以保证经济调度的有效实施。在电力市场建设初期, 监管机构就应该尽快明确行业改革方向和市场运行规则, 减少市场参与方的政策风险。同时, 在发展和完善电力批发交易市场的基础上, 监管机构应该适时促进长期契约、期货市场和二级市场的发展, 使得各参与方可以根据自己的风险偏好进行市场交易, 规避市场价格和投资风险。

2 树立电力市场营销新观念。企业的经营观念是企业经营环境的反应，也是促进企业长足发展的有力法宝之一，要想加强电力营销品质，就要从更新和完善观念出发，为电力营销获得成效打下坚实有力的基础。具体来说，首先，要以市场的需求为发展导向，在转变营销观念的前提下建立新型的以满足客户需求为中心的电力营销机制，努力以满足市场的规律和要求做好电力营销和服务工作；其次，国家现行的有力政策为电力企业的发展提供了更加广阔的发展平台，电力营销工作者要充分利用这一良好的机遇，在有利政策的促动下不断地完善自己的营销理

念，通过不断地学习和锻炼提升自己的电力营销品质，为工作水平的提高以及整个企业的进步和发展打下坚实有力的基础；再者，电力企业要经常性的开展诸如民意调查等工作或者活动，了解和掌握社会民众对电力营销服务的建议和意见，鼓励人们多提宝贵的意见，集思广益，为电力营销提供很好的督促和监督作用，在把握社会消费群体的最新恩想动态的前提下为营销观念的确立和完善作好强而有力的铺垫。总而言之。正确的营销观念是电力营销得以成功的必备条件，也是员工将自己融人企业、以主人翁的态度更好地服务于社会、顾客、企业的有力催化剂，促使电力营销品质的提升获得事半功倍的成效。

3 实用的科学技术推广策略，科学技术的推广是创建新理念下的营销策略非常重要的一个环节。利用先进的计算机与信息技术实现信息化管理，完善电力营销系统，提高营销的现代化水平，也能实现提高效率的目标。信息技术可以使服务和营销过程制度化、透明化，更有助于得到用户的信任。此外，新技术的应用也提高了管理水平。

4 优质服务水平。电力企业要想在电力市场中得到一席之地，必须做好服务市场的服务。建议实行客户经理制度，加强与客户的沟通互动，有助于服务工作的提升与创新。优质的服务不能仅仅停留在解决问题或排除故障方面，而是要从用户的多方面需求入手，从供电到用电保证全方位的服务。这也有助于树立良好的品牌形象，服务与质量双管齐下，赢得市场，更能够得到客户的好评和肯定。提高服务质量是电力企业的生存之本、效益之本，以优质的服务、良好的信誉得到用户的青睐。优质服务理念要求电力企业利用现代化手段健全电力营销的功能环节，提高服务质量和效率，同时企业的内部机构设置、业务流程要能够满足客户需求，并尽量借助社会化服务体系，在最大限度满足客户服务需求的同时尽可能降低服务成本。

四 结束语

电力营销体系只有紧跟市场变化的必需以及客户的要求不断地调整策略，才能谋求更好的发展。在新形势下我国的电力体制改革不断深人的情况下，电力市场的发展也要进行充分的分析，大力研究电力商品的特性,掌握电力营销的独特性,开发适合电力市场的营销工具、对提高电力市场营销活动的效率具有一定的意义。

参考文献：

[1] 周绍君. 浅谈供电企业电力市场营销[J]. 华章,2010,(2).

第3篇：电力市场化改革范文

当前，我国的金融改革进入了攻坚期，直面3个核心问题：利率改革、汇率改革和资本管制改革。这3个问题中，利率改革的重要性处于首位，它是解决金融体制性问题的突破口，是全面金融改革的基础和前提。

厘清几个认识误区

当前关于利率改革有一些认识误区，有些甚至具有广泛的社会基础，如不加以厘清，对改革方式和节奏的选择会产生负面影响。

利率改革后市场主体普遍受益

部分观点认为利率改革后市场各方主体会普遍受益。实际上，利率改革是一场社会财富的再分配。由于短期内整体利率水平可能会上升，对于存款人来说，获益是相对确定的，但对于借款人而言，则可能会普遍受损，中小企业的融资成本也可能会不降反升，而部分现金流短缺的市政和长期基建项目甚至会因财务费用的大幅增加而难以为继。

银行净息差大幅收窄，银行“暴利”结束

对银行“暴利”的讨论始于2009年前后。当时银行的净息差（NIM）接近3%，至2013年年底已降至2.3%左右。我们可以横向观察其他利率市场化的国家和地区。中国香港市场的净息差水平通常只有1.5%～1.6%，但香港市场体量太小，基本没有实体经济支撑，借贷活动大都发生在银行间市场，其利差水平不典型。再看发达国家，在金融危机冲击最大的2010年，美国银行业的净息差是3.8%，其中摩根大通银行、花旗银行、富国银行、汇丰银行分别为2.53%、3.41%、5.69%和2.68%。而中国内地同时期的净息差大概只有3%。再看发展中国家，2011年巴西、印度、俄罗斯的银行业净息差分别达到8%、4.3%和6%，远高于中国银行业的水平。

因此，利率管制放开后，我国银行业净息差到底是扩大抑或收窄，并没有固定模式可循。时至今日，中国银行业已完成规模的原始积累，下一阶段的经营重点将放在保持可续经营、适应监管规则变化等方面。粗略地看，在我国前10大银行的净息差构成中，1%左右的管理成本是刚性的，包括人员工资、房租、电子设备、市场营销等；1%左右的拨备、税费也是刚性的；另外0.5%～1%的净息差是银行维持10%～15%的净资产收益率（ROE）以自我补充资本的内在要求，如果ROE过低，银行将无法实现自身的资本积累，需要频繁到资本市场募集资本，带给社会的压力将更大。

中国银行业净息差的明显下降只会伴随业务结构的转变而产生，即当中间业务收入占比较高以后，风险资产占比会减少，从而贷款的拨备和ROE的要求会下降，净息差才会真正出现社会期望的下降空间。

金融自由化大幅释放改革红利

从20世纪70～90年代世界各国的普遍经验看，除英美等少数传统发达国家外，金融自由化的激进推进少有成功的先例。拉美、东南亚、日本推行的金融自由化都没有成功，均导致或派生出较为剧烈的金融动荡。原因在于，三率改革同步推进的叠加效应复杂，导致宏观经济环境不确定性增大，蕴含着相当的系统性风险，且很难预测。因此，应该正视利率、汇率、资本管制三者的内在改革次序，循序推进。

策略要点

主要从以下4个方面着手。

保持改革节奏

目前中国经济体量排名世界第二，想要自然超越第一并主导世界难度非常巨大，必将遭遇多方面的遏制，是一场漫长的赛跑和持久战。美国经济体量即使在1870年前后就超过了英国，但真正改变世界格局则还是依靠第二次世界大战的历史机遇。既然是一场长跑，一场拉锯战，如何才能跟住对手、等待时机便是核心问题。当前中国的金融业既要支持“稳增长、促改革、调结构、惠民生”，更要防范系统性的金融风险。一旦没守住系统性风险的底线，导致金融动荡，整体经济可能会迅速坠落，并长期低迷，再想赶超难比登天。从这个意义上来说，金融改革的进攻需要与防守并重，保持较好的推进节奏。

若市场已经存在利率基准，利率改革可一步到位。当利率基准缺失时，利率管制放开其实并非利率改革的完成，而只是利率基准形成过程的继续。目前国情下，显然利率分次放开比一次放开更稳妥。在形成基准的过程中将一次波峰分拆成几次波峰，将总量风险分期承担，防止改革压力集中释放，确保社会各界平滑适应利率上升的阵痛。

保持改革透明度

提前公布整体方案，形成市场预期，保证自我调节，可有效防止市场集体“迷路”。中国香港利率市场化改革的经验值得借鉴。香港本币存款利率改革方案安排审慎，全程历时7年，分为两大阶段、五个步骤：阶段一是1994年10月～1995年11月，逐次撤销了1个月以上定期存款、7天以上定期存款、7天定期存款的利率上限；随后进入长达3年的观察期，香港政府密切监察放宽利率管制对市场的影响；阶段二是2000年7月～2001年7月，逐次撤销少于7天的定期存款、储蓄及往来（活期）存款的利率限制，利率市场化改革正式完成。值得注意的是，香港利率改革方案早在1994年10月改革启动前就已公布，市场主体得以提前调节自身预期，适应改革需求。

推进一元市场建设

尽快修订《商业银行法》和《贷款通则》，取消75%的存贷比限制，或是取消“自营存款”限制，将金融机构同业存款纳入存贷比核算，结束信贷市场和资金市场分割的二元市场状态，从而发挥资金市场三个利率基准的定价引导作用，最大限度地保证管制放开后利率走势的可控。同时，由于资金市场资金可以进入信贷市场，会大幅提高银行信贷投放能力，缓解贷款难、贷款贵的难题。

需要注意的是，贷款规模的迅速放大可能会导致社会信用总量的失控，因此，我国央行自2009年实施的信贷规模窗口指导政策应保留一段时间，直至改革波峰过去后再逐步淡出。

把握改革时机

鉴于利率改革的本质是社会财富的再分配，改革初期会导致存款者受益，借款者受损，因此，利率市场化改革的时机就要更多地从借款者角度思考，力争在企业总体成本上升的和缓期实施。而影响企业成本的最主要的两个变量是通胀率和生产要素价格，这两个方面的稳定期方为利率市场化改革的最佳时机。

一是通胀率较低时期。低通胀时期，存款负利率效应不明显，利率市场化后，名义存款利率上升不明显，相应的名义贷款利率上升也不明显，企业相对容易承受，对实体经济负面冲击相对较小。

二是生产要素价格上升较稳定时期。生产要素价格稳定，企业经营预期比较明确，可以专心应对利率市场化后融资成本的上升。

从这个角度看，当前我国实体经济活动面临一定通缩的压力，生产价格指数（PPI）持续负增长，而各类大宗原材料、土地、运输、能源等生产要素成本又在趋于平稳，利率市场化改革的时间窗口正在出现，应予把握。

第4篇：电力市场化改革范文

世界各主要国家电力改革的目标一般都是保证长期可靠的电力供应，打破垄断、引入竞争机制，以及电价的市场化和提高效率。而在实践中，世界各国的电力改革没有一成不变的固定模式，每个国家都结合自身国情和改革目标选择了不同的改革路径。

美国的电力市场改革

改革前各州都由一家厂、网合一的电力公司垄断经营。1992年开始的电力体制改革可分为联邦电力体制改革和各州电力体制改革。联邦仅仅负责制定统一的监管法规，作出竞争性的强制要求，各州再遵循市场化原则组建电力市场。联邦层面改革总的方向是提高市场化程度，鼓励竞争。州层面的改革最典型的有加州模式与PJM模式。

政策引导：1992年通过的能源政策法案（EPACT）要求电力公司使用自己的输电线路传输其他电力公司交易的电量。1996年联邦能源管理委员会（FERC）888/889号指令，要求拥有输电设施的公司在以成本定价的基础上，对所有各方提供没有歧视的公平进入条件，并鼓励独立电网运行机构（ISOS）的形成。1999年FERC出台的2000号法令，要求成立区域输电机构（RTOS），2001年FERC要求电力公司将所有的输电资产全部交给RTOS，并构想在全美成立五个大的RTOS。

市场发育：美国电力体制改革前电力市场化程度已经较高。改革后，市场化程度进一步提高，实现了发电、输电、配电业务相分离，发电侧上网、输配电和售电侧的不同竞争主体之间的相互竞争。但美国并没有建立全国统一的电网结构和电力系统，而是各州自由搭建区域电力市场。

效果评价：总体来说，竞争提升了发电侧和电网的运行效率，降低了发电供电成本，而长期合同又使得发电商、输配电商和售电商都能规避部分原材料价格波动的风险并保证基本用电需求稳定。加州模式由于有缺陷的市场设计与较高且波动的电价造成改革失败；PJM模式则由于良好的市场竞争环境、高效的电网调度和电力生产，改革进行得比较成功。

英国的电力市场改革

改革前英国电力工业实行垂直一体化垄断经营。改革大体分为两个阶段：第一阶段，是对中央电力局（CEGB）进行拆分，在发电、输电、配电和售电四个环节打破垂直一体化的垄断局面，引入私有化和竞争。第二阶段，主要建立开放的电力交易市场，先后形成了POOL、NETA和BETTA三种不同的市场运营模式。

政策引导：1988年政府发表《电力市场民营化》白皮书，1989年颁布了新的《电力法》，为改革奠定了法律基础。随后几年，重组后的各公司股票陆续上市，实现了私有化目标。2001年，以新的电力交易规则NETA代替了POOL，建立双边合同市场和平衡机制市场，并采用调整供电和发电关系的纵向整合与调整供电公司之间关系的横向整合。2004年《能源法》颁布，为建立统一的英国电力交易和输电制度（BETTA）提供基本法律框架，一直至今BETTA按计划实施。

市场发育：市场主体发育较为充分，1990年英国中央电力局拆分为国家电网公司、3家发电公司和12个地方配供电公司，同时建立了电力库。逐步开放大用户直接选择供电商，于1998年对100千瓦以下用户开放，建立自由竞争的电力零售市场，目前零售市场已经对全部用户开放。

效果评价：英国的电力改革是电力市场化最具代表性意义的改革之一，也是全球第一次采用以市场为基础的改革模式。改革的目标是私有化和市场化，改革实现了对电力库的改进，促进了电力市场的良性竞争，降低了电价，提高了效率，将电力交易范围扩大到了整个英国。

法国的电力市场改革

法国电力公司占绝对统治地位，并且有良好的业绩，因此法国政府对电力改革一直持消极态度。但是迫于欧盟的压力，法国电力工业逐步进行了一些改革，制定并实施了《关于电力公共服务事业发展和革新的法律》，但新电力法并没有改变EDF的市场垄断地位，拥有80%核电的EDF也不进行相关私有化改革。

政策引导：《新电力法》对公共服务使命及其资金来源有明确的要求，在供电侧确立了市场开放时间表以及在需求侧确定有选择权的用户；设立由不同机构管理的独立于发电公司的输电网管理组织；在财务上EDF将发、输、配电帐目分开。可见，政府并没有分拆纵向一体化经营的法国电力公司，而是通过法国电力公司内部业务的适当分离和监管部门的合理监管来实现欧盟对市场竞争性要求。

市场发育：市场主体比较单一，法国电力公司处于绝对垄断地位，尽管欧盟和《新电力法》要求开放市场，引入竞争，但以EDF在法国电力市场的实力和地位，其它公司是不可能和他竞争的，市场自然选择的结果只能是进一步强化EDF的垄断地位，除非拆分EDF。

效果评价：法国政府其实是反对电力行业的私有化和市场化改革的，尽管在欧盟压力下做了一些革新，但由于不涉及根本，改革成效并不明显。法国是世界第二核电大国，电力结构中核电比重高达80%，要实现核电的市场化与自由化显然对核安全不利。而且这种电力结构既有利于廉价电力的稳定供应，又有利于温室气体和其他污染气体的减排，改革必要性不大。

日本的电力市场改革

20世纪90年代，日本电价水平普遍高于欧美主要国家，由此日本开始讨论如何在电力行业引入竞争来降低价格，改革从零售侧放开用户选择与供电侧引入竞争机制两方面展开。

政策引导：1995年，首次修订1964年的《电力事业法》，开始放松发电侧管制，引入独立发电商（IIP），开始实施新建电源项目招标机制。1999年二次修订，在电力零售侧引入部分自由化，并对电价制度进行了重新修订。2000年3月发展成为对大型用电客户零售自由化，大型用电客户占全部用电需求的30%左右。2003年6月三次修订，对输电系统继续保持垄断，但是制定不同的调度机制以保证对用户的公平公开。

市场发育：日本国内电力市场由10大垂直垄断的私有化电力公司组成，按区域划分实行一体化垄断经营管理。此外，政府和九大电力公司共同投资成立了电源开发公司和日本核电公司。由于日本一次能源主要依靠进口，10大公司电源结构类似，9大电网基本独立运行，互换电量很少。

效果评价：日本电力改革在降低电价方面效果显著，在新的《电力事业法》实施后，尽管国际能源价格持续上涨，但日本电价平均下降了35%左右，零售自由化比例不断增加。但改革对电力体制并没有根本触动，仍然保持10大电力公司在各自区域内垂直一体化的格局，只是成立了电力交易所。

二、目前国际典型电力市场模式分析比较

各国由于国情、历史、驱动力、改革目标等背景不同，因而改革结果和最终模式也存在很大不同。从目前情况看，大体上可以分为三类：

一是以美国、英国为代表的高度市场化模式。美国、英国高度市场化模式的形成有其深刻的历史和政治背景，早在里根、撒切尔夫人主政时期，美、英两国就热衷于推行自由资本主义，鼓吹私有化和市场化改革，鼓励引入竞争，由于电力行业具有某种自然垄断的属性，因此只能在其他行业的市场化改革完成以后，才能进行电力行业改革。这类国家目前已基本实现发电、输电、配电和售电业务相分离，发电侧上网、输配电和售电侧的不同竞争主体之间相互竞争。

二是以法国为代表的垂直一体化模式。法国电力公司（EDF）集电网、电厂于一家，垄断了法国90%以上的电力生产和供应，是标准的垂直一体化模式，电厂只是相当于一个生产车间。但EDF目前的垄断地位是市场竞争的结果，并非行政垄断或自然垄断，法国法律规定别的公司也都可以建电厂、电网，但顾客通过比较供电可靠性、价格水平及相关服务，最后都选择了EDF供应。法国的垂直一体化模式，是抵制美国、英国，走自己路的结果，法国核电发展历史悠久、技术先进、价格富有竞争力，并且核电所占比重高达80%，所以改革的动力不是很强。

三是以日本为代表的区域一体化模式。日本国内电力市场总体上划分为十大区域，分别由十家电力公司负责经营，各大电力公司在各自区域内也都是实行厂、网合一的垄断经营模式。日本的这种模式是历史原因形成的，不太好改，日本是个相对传统的国家，不欢迎自由资本主义，所以没有形成英美等国的高度市场化模式。日本十大电力公司在区域市场占垄断地位，所以才会一体化，区域垄断也没有导致电价很高。

三、中国电力市场模式探讨及启示

国际电力改革的基本经验说明，电力市场化改革要有具备一定经济规模的市场竞争主体，及完善可靠的高质量输配电网络作支持，目前中国电力全面市场化改革的基本条件还不成熟。中国的电力市场模式既不同于英美的高度市场化模式，也不同于法国、日本的一体化模式（垂直或区域），可以说是具有中国特色的市场模式，这种模式可从三个纬度来刻画：

（一）体制改革

中国电力体制改革的大方向是从原来高度垄断的模式向市场化模式转变，而“厂网分开，竞价上网”则是近期改革的重点，目前看厂网分开已经基本实现，但竞价上网则还是停留在口头上，这一方面因为上网电价还是被严格管制的；另一方面则是由于区域电力市场还没建立起来，夸省或区域的电力调度量很小。同时大户直销、发电权交易等配套改革还处于试点阶段，这直接限制了核电参与市场竞争的能力。

（二）市场发育

中国的电力市场规模还比较小，没有足够多的市场竞争主体，市场体系不完善，竞争也很不充分。目前在发电市场上引入了竞争模式，卖方是若干独立的发电企业，而买方是唯一的电网公司。另外在供电市场，仍然是卖方垄断的局面。同时与市场化改革相配套的其他改革进展缓慢，如中国电价一直没有放开，也没法放开。我们的模式与英美差距太大，目前没有可比性，根据有关研究，我国电力行业最少需要8―10年才初步具备市场化的条件。

（三）政策引导

目前国家的政策导向是鼓励风能、太阳能等可再生清洁能源的发展，同时限制火电等高污染能源扩张，核电作为一种环保清洁能源也属于鼓励发展的对象，为此国家出台了节能调度办法，同时从上网电价、项目报批、融资等方面加以扶持，因此，电网并没有垄断权。同时，五大电力集团只要符合国家产业政策，也基本可以不受限制地在不同地区扩张业务，并不存在像日本那样的区域垄断格局。电力行业的厂网纠纷、价格矛盾、上网顺序、电量分配等，最终只能由国家发改委来仲裁和主导。

第5篇：电力市场化改革范文

一、十年来电力体制改革的主要进展和成就

“厂网分开”和“主辅分离”取得实质性进展，发电领域竞争格局基本形成。区分竞争性和垄断性业务，对原一体化经营的国家电力公司进行拆分重组，成功组建两家电网公司、5家发电集团和4家辅业集团，实现了产权关系上的“厂网分开”和中央层面的“主辅分离”，发电领域的竞争性市场格局基本形成。2011年，对两家电网公司所属辅业单位成建制剥离，与四家辅业集团进行重组，形成两大新的辅业集团，标志着网省公司层面主辅分离改革基本完成。

对电力市场体系建设进行了积极探索。在“厂网分开”基础上，相继开展区域电力市场“竞价上网”，大用户与发电商直接交易，一省范围内的多边交易、节能发电调度，发电权交易以及跨省、跨区电能交易等试点工作。通过探索，对推进电力交易市场化积累了宝贵经验。

对市场化电价形成机制进行了尝试性改革。围绕电力市场建设和节能减排，进一步完善了电价政策。上网电价由最初的“一机一价”转变为“标杆电价”；为了引导节能减排，推行了差别电价、峰谷电价、阶梯电价和新能源电价；在电力市场建设的改革试点中，先后在东北区域市场推行两部制定价，在内蒙古市场推行双边交易电价。

行业管理体制得到创新。组建国家电监会，在电力安全、市场秩序、节能减排、服务质量等方面开展电力监管，为转变政府职能、加强行业监管积累了经验。成立国家能源委员会，组建了国家能源局，政府管理职能逐步明确到位。

农电改革取得了阶段性成果。中西部农网改造和建设取得明显进展，基本实现了城乡同网同价，农电价格大幅下降。电网改造使农村生活用电价格由1998年的0.756元/千瓦时下降到2009年的0.539元/千瓦时。

二、改革带来的变化和积极影响

一是促进了电力工业快速发展。破除了独家办电的体制束缚，大大解放了生产力，2002年以来电力投资快速增长，一直保持能源工业总投资 70% 左右的水平。截止到2010年年底，电力装机达到9.6亿千瓦，比2002年增长2.74倍，大大增强了电力供应的保障能力。2010年，我国全社会用电量达41999亿千瓦时，成为世界第二大电力消费国。

二是提升了电力行业生产效率。在发电领域，竞争机制开始发挥作用，大大提高了生产效率，工程造价和运营成本不断下降，彻底解决了计划经济时期电站工程造价连年攀升、制约发展的老大难问题。2002年以来，在材料、设备价格上涨的条件下，发电工程造价降低40—50%；平均线损率从7.97%下降到为6.94%；全国燃煤电厂平均供电煤耗从383克/千瓦时下降到335克/千瓦时，已低于美国、澳大利亚等西方发达国家。

三是行业活力增强，可再生能源加速发展。在多元主体竞争的格局下，企业创新活力不断激发，有力地促进了科技创新，可再生能源发电比例不断提高。10年来，超超临界发电技术国产化、风力发电、洁净煤发电、流域型大型水力发电等技术与运营管理已迅速领先于世界前沿发电技术。水电装机、风电装机和核电在建规模均跃居世界首位，2010年底全部清洁能源装机容量比重达到26.56%，为节能减排做出了积极贡献。

三、进一步深化改革的政策取向

10年的电力市场化改革实践证明，“5号文”确定的电力体制改革的方向是正确的，打破垄断，引入竞争，是促进我国电力工业健康、持续发展的必由之路。但是，不可否认的是，由于关键领域改革未能及时跟进，加之近几年出现的新情况，电力行业的矛盾和问题不断累积，煤电矛盾深度发展，电荒频现，电力企业经营困难，厂网发展不协调，新能源并网消纳困难等，使得计划与市场、垄断与竞争的深层次矛盾表象化，已严重影响到国家经济发展和能源安全。新旧矛盾的交错并存，反映出推进电力体制改革已迫在眉睫、刻不容缓。进一步深化电力体制改革，需要推进解决以下问题。

一是实施输配分开，调整电力产业结构。国际经验表明，打破传统的纵向一体垄断组织结构是电力行业构建竞争性市场体制的基础，输配分开是实现电力市场有效竞争、电力双边交易、价格机制发挥作用的基本前提，是电力市场化改革无法回避的重要问题。我国2002年开始实行的电力市场化改革，只是在发电领域实现了竞争，输电、配电、售电环节仍然维持了一体化的组织结构，形成了电网公司在发电侧和需求侧双边的“独买独卖”格局。由于输配不分和缺乏透明的输配电价，电力市场主体不完善，市场作用难以发挥，阻碍了电力市场化价格机制和煤电价格传导机制的形成，导致煤电矛盾不断加剧，电力市场不公平交易行为层出不穷。进一步深化电力体制改革，必须继续推进电力产业结构重组，通过输配分开打破电网独买独卖的垄断局面，以确保电网无歧视开放和电力公平交易的电力调度和交易组织体系，为充分发挥市场在电力资源配置中的基础性作用提供体制保障。

二是推进电价改革，建立市场化电价形成机制。电价改革是电力体制改革的核心内容，也是破解当前煤电矛盾的重要环节。目前电力上网电价和销售电价还由政府定价，输配电价尚未明晰，电煤价格到销售电价之间无法建立起市场化传导机制。从现阶段经济发展水平看，我国工业和商业用电价格在国际上已处于高水平，仅靠继续调高电价疏导煤电矛盾、解决电力企业经营困难的空间有限。电价改革的基本方向是“放开两头，管住中间”，属于自然垄断环节的输电价格和配电价格由政府制定，属于竞争环节的上网电价和销售电价应由市场来决定。应加快推进电价改革，尽快形成能够真实反映资源稀缺程度、环境损害成本和市场供求关系的电价机制，合理疏导电煤价格上涨因素，有效化解煤电矛盾。

三是放开民营资本准入，实现电力投资主体多元化。目前，电网建设仍然保持国有独资的产权形式，电力行业对民营资本开放的领域仅限于电源建设和发电市场，并且，民营及外资发电企业装机容量占全国总装机容量的比重也仅为4.82%，国有资本仍然占到95%以上。尽管国务院在2005年和2010年先后出台了鼓励非公有制经济发展的“旧36条”和“新36条”，但实际上非公有制经济进入电力行业的隐形障碍仍然较高。由于电价机制扭曲，投资回报率难以保证，民营资本无法获得稳定的投资收益，已进入的民营企业近年来纷纷退出。投资主体多元化是解决电力供应短缺和促进电力行业改革发展的重要基础，应进一步放开市场准入，鼓励民营资本和外资投资发电、配电领域，培育和健全市场主体，进一步提升电力行业的市场化水平，提高电力行业经营效率。

四是全面推行节能发电调度，建立市场化节能减排长效机制。当前的电力节能减排主要是依靠行政手段，带有较强的计划色彩，缺乏市场化的内生激励机制。我国发电调度长期以来一直采用电厂或发电机组大致平均分配发电量指标的办法，大小火电机组不论能耗高低，都享有基本相同的发电小时数。这种平均主义分配发电量的体制和电力调度体制严重制约了市场在电能优化配置中的作用，导致高能耗产业的进一步扩张，影响国家节能减排目标的实现。当前已在部分省份试点的节能发电调度办法，可打破传统的计划发电调度体制，形成一套鼓励先进、奖优罚劣的市场化运行机制，鼓励可再生、节能、高效、低污染的机组优先发电，限制高耗能、高污染机组发电，更好地发挥市场配置资源的基础性作用，有助于催生节能、环保新电价机制的形成，建立起市场化的节能减排长效机制。下一步，应在节能发电调度扩大试点的基础上，适时在全国全面推开。

第6篇：电力市场化改革范文

在电改方法论上，必须跳出简单地把国家电网拆分并私有化的狭隘思路，从中国国家基本经济制度和经济安全出发，走出一条法人所有权背景下，在保持国家电网整体化的基础上，通过市场化改革和资本化重组走上现代公司制度的创新之路，通过资本市场和公众公司的途径实现电力企业的凤凰涅，让电力这样的国家基础产业像大船掉头那样平稳地在市场化的海洋中实现转型。

在电改总体思路上，由于电力体制改革牵一发而动全身，其改革应该与政府机构改革、政府职能转变同时推进，要将电力体制改革与发电、输电、配电、售电等各个环节相结合，与规范市场秩序、培育市场主体、优化市场结构、改变管理方式、政府职能转变等各项改革工作统筹推进。

电力改革应坚持市场化的导向，从售电侧引入竞争则是电改市场化的重要抓手。下一步应推进配、售分开，构建多个购电主体，售电企业直接向终端用户放开购电选择权，促进市场充分竞争。从售电侧引入竞争，就要全面推进大用户和厂商直接见面，借国网“跑路”，国网只收过网费。用户和厂商直接见面有利于促进合理价格机制的形成、合理市场竞争机制的建立，促进电力市场建设的完善。

目前，电力交易试点仅在我国少数省份、少数企业之间开展，电量交易规模非常有限，仅占社会用电总量的千分之几，并且电力大用户向发电企业直接购电主要采用政府指导、自由协商的方式。下一步除了要增加电力直接交易的省，扩大大型重化工企业直接购电的数量外，还可以鼓励医院、社区、学校、政府部门等用电单位和发电厂商直接见面。

第7篇：电力市场化改革范文

摘 要 随着现代电力企业体制的改革以及市场化的改革不断加深，我国电力企业之间的相互竞争也越来越激烈。作为我国国家的垄断性行业，电力企业的发展正在经历着由垄断到市场经济模式的过渡，在此过渡过程中，最为困难的问题就是对电力资源自主定价问题的有效解决。但是，在实际的生活过程中，想要同时保证居民的基本用电要求和电价机制市场化还存在一定的困难。

关键词 电力企业 经济运作管理 电价政策 关系分析

随着我国电力市场改革的不断加深，我国的电力市场同时还受到国家相关政策的影响，怎样才能有效的对电力经济运作管理以及电价政策之间的关系进行处理，已经成为现代电力企业发展过程中急需解决的问题。目前，我国居民用电以及工业用电所定价格受到国家发改委电价政策的影响非常大，所以，电力企业在现代社会的发展过程中，就必须保证对电力经济运行管理与电价政策进行有效的处理，进而保证对电力企业发展与社会电力需求的满足。

一、电力经济运作管理与电价政策关系现状

1.长期不变的电价政策无法适应电力企业的市场化发展需求

我国电力企业随着市场化进程的加快，也逐渐的向市场化发展，这就对我国的电力企业的经济发展提出了更大的要求，但是，电力企业在实际的运营过程中对于电价政策的制定还受到计划经济时代电价政策的影响非常大。而现在还在沿用的电价计价与调价相结合的方法因为电价政策的长期不变，就导致了传统电价政策不能在现代的电力企业经营与发展过程中进行有效的匹配，所以，传统电价政策已经很难适应现代电力企业市场化的发展要求。

2.基本电价计算方式影响电力企业与客户的关系

在电价计算的过程中，基本电价的核算方法是核心问题所在，这同时也是电力企业在正常的发展过程中所需要面临的一个重要问题，基本电价作为电力资源价格产生的基础，其主要的形成与发展都与电力资源的耗用计算有直接的关系。我国相关部门对于电力资源的基本电价也进行了一定的规定，简单的说就是供电部门和用户在基本电费的计算上共同的承担电能损耗，而在实际的供电无功损耗损失基本上都是由用户自己承担。相应的，在实际的电能应用过程中，电能从用户的电表到应用过程中还存在一些损耗问题，而这些损耗问题的存在在传统的计价模式中通常都是由用户自己承担，这就造成无功损耗产生的原因不论是什么，最终都会由业主自身承担，进而对业主自身的利益造成极为严重的危害。

3.现行的分时计价方法导致电力企业经营处于被动地位

在传统的电价政策下，虽然已经有电力企业采用了分时计价的计价方式，但是计价方式的选择权并不在用户手中。当电力资源应用相对紧张时，供电部门就会鼓励相关部门要进行分时计费，进而保证对电力资源的有效缓解，而用户自身也可以进行对分时计费的申请，但是电力部门也很难批准。这主要是因为进行分时计费时，会造成配电网自身的线路需要进行重新的设计与完善，这对于电力企业来说成本会很高，很多企业并不能承受。现代电力企业的分时计价方式还处于成长阶段，如何才能保证对分时计价全面有效的实施，并保证分时计价的主动权掌握在用户自身的手中，这需要电力企业要具有相应的方案来保证对相关政策的制定，进而保证分时计价方式的有效运行。

二、电力经济运作管理与电价政策关系分析

1.调整经营管理策略、推动电价政策改革和完善

对于现代电力市场的发展来说，电力政策的变化并不是很大，所以，从电力企业的角度来说，就需要有效的对电力企业的经营管理进行处理，进而保证对电价政策的积极完善与改革。而具体的电价改革与完善政策主要有以下几个方面：

第一，要对电力企业的经营管理策略进行积极的调整，在电力企业的经营管理角度来说，电价也几乎是不变的，所以，电力企业就需要进行深化的改革，不论是从经营理念、经营方式来说，还是从营销建设来说，都需要保证电力企业的改革能够符合现代电力市场经济的发展要求。

第二，要充分的运用自身的政治影响力来保证对电价政策的改革与推动，对电力企业的电价政策进行有效的完善。当前情况下，电力企业自身经过了市场化的改革，但是其地位仍然是国家垄断行业，所以，在这种情况下，电力企业对于电价部门的政策依然具有非常大的影响力，这就需要企业能够利用好这种影响力，进而推动市场化电价政策机制的形成。

2.挖掘企业内部潜力、推动基本电价价格形成机制的完善

目前，我国电力企业经营管理过程中，电力企业的价格依然会受到价格政策的影响，这也与电力企业自身的管理问题有直接的关系。作为我国国有企业，现代电力企业的体制改革并没有有效的得到进行，特别是对于电力企业来说，各个电力企业并没有建立起现代化的企业制度，在此基础上，就需要对电价价格的形成机制进行不断的完善。而具体的方法是：

第一，想要保证对电价形成机制的有效完善，就要保证在现代情况下，能够将按变压器额定容量进行计算的政策进行进一步的细化，并对相关的政策进行进一步的明确，对相关的计算权限进行明确，进而同时对电力企业与用户自身的利益进行保证。

第二，要积极的推动分时定价机制的完善。通常情况下，白天用电相对较多，而晚上用电则较少，而一些地区就会出现白天用电紧张，而夜晚用电浪费的情况，而为了有效的对白天用电与夜晚用电平衡进行保证，就需要供电企业积极的对分时定价机制进行完善

三、结束语

综上所述，电力企业应该从改善自身的经营管理水平出发，在推动价格政策不断完善的基础上，在现有价格政策的基础上，寻找新的发展机会，只有这样才能适应电力市场竞争的需要。

参考文献：

第8篇：电力市场化改革范文

显而易见，打破电力行业的垄断，不但对社会和百姓有利，对电力行业自身的可持续发展也是有利的。这需要一段时间才能显现出来，随着时间的推移，效果越发明显。因为中国入世以后，开放电力市场是迟早的事。改革电力管理体制和机制是实现上述目的的有效途径，不打破电力垄断，就不能建立电力市场；不建立现代现代企业制度，就不能适应国际竞争的需要。从我们的国情和电力现状看，从打破垄断到建立开放的电力市场，至少需要10年左右的时间，而这与加入世贸后的适应期相差不多，所以打破电力垄断迫在眉睫，决不能像一些人所说的那样，将电力改革放一放。推迟电力改革，将会错失电力可持续发展机遇。

电力现存的问题决不仅仅是个管理问题，说到底还是个体制和机制问题，应该以产权多元化为突破口，建立起现代企业制度并真正按现代企业制度运作。

有人说电力的问题不是体制问题，而是机制和管理方法上的问题。实际上机制和体制是紧密相联的，没有体制的改革，机制创新不可能实现，没有机制创新和新机制的运作，就不可能使体制改革切实到位。怎么能说电力的问题是机制而不是体制的问题呢？实际上这种说法，说到底是要说电力的问题不是体制问题而是管理方法的问题。电力系统的问题大致有：在电力建设方面建设成本过高，成本控制手段落后；在发电方面，电源结构不合理，成本核算过粗，管理有广度无深度；在供电方面，可靠性不强，服务质量不高，经营观念淡薄；多产业包袱重，科技含量低，竞争能力差。有人说“这些问题属于管理机制和管理方法上的问题，不是管理体制上的问题，是在现行管理体制下，可以通过加强科学管理逐步解决的问题”。这样回避电力体制存在问题，显然是不实事求是的。可以这样说，国有企业在体制上存在的问题，电力企业都存在，由于它的自然垄断性，其制约经济发展的弊端更显突出，这是不容回避的事实。电力建设成本高、电源结构不合理、服务质量不高、多经产业竞争力低等问题，绝不仅仅是管理方法上的问题，从根本上说还是个体制问题。电力部门长期以来既是经营企业，又作为政府的行政管电部门，政企不分，电源的规划布局和建设发展的决策都没有完全按市场经济的规律来办，有的不是专家集体决策，而是长官意志决定，决策不当，重复建设也不鲜见。电价虽由国家控制制定，但是电价制定的基础和建议权在电力企业，同时电力建设成本和运行成本偏高，是一个重要的价格制约因素。电力成本高，电价确定的基数就高。电力建设成本和发电、供电成本高，单纯归结为管理，是不能解决问题的；电力服务

质量水准低，管理也并非是根本所在。管理是企业永恒的主题，长期以来电力系统并没有放松管理和少抓管理，企业整顿、企业升级、创一流企业接连不断地进行，为什么总是不能彻底地解决电力的根本问题？究其原因，体制是根本所在。没有竞争，不愁市场，谁会长年自觉地去节约资金，降低成本；别无分店，没有对手，用户求电力，不养成门难进脸难看的习气那才不正常。所以，在这种体制下，无论你怎么加强管理，都难以从根本上降低成本，提高服务质量。相反，倘若抓住体制和机制创新，能够展开有效竞争，通过加强管理，就会有事倍功半的效果。

今年2月和4月，为了解西方主要国家电力市场化改革进展情况，以及改革后电力立法和电价机制情况，我们先后去美国、日本、英国、法国、比利时和欧盟总部作了一些调查。综观世界各国的电力市场化改革，既有降低电价、提高服务质量的成功经验，也有像美国加州电力危机这样的教训。那么，我们应该从这些国家电力改革的实践中学些什么呢?

电力改革要实现多重目标的平衡

实施电力改革、建立竞争性电力市场是一个复杂的过程，其主要原因是改革有多重目标，而且相互之间有矛盾。这些目标包括：

---用户希望低电价、高服务质量和安全稳定供电。

---股东希望得到较高的投资回报。

---电力公司希望公司获得发展和采用新技术。

---员工希望工作有保障和高工资。

---政府希望实施全国性的能源政策和与经济发展相适应的电力发展方针。

---环境保护组织希望减少污染。

---监管者希望能够通过竞争实现最优选择，通过监管实现价值最大化。

---燃料供应商希望保护其市场和投资。

电力改革必须使上述目标相互平衡，要实现这种平衡，需要根据经济发展的不同阶段和电力发展的不同水平，确立改革的主要目标和次要目标。不同发展阶段的电力市场，改革的着眼点和目标不同。根据各国的经验，成熟的电力市场的标志是：电价水平一般反映了成本和投资回报率；用电客户有较高的电价承受能力；有限的用电需求增长；有限的筹措资金的需求。而发展中电力市场的标志是：在电价方面交叉补贴现象较为普遍；用电客户对电价上调的承受能力有限；对建设和扩充电力设施所需的资本具有很大的要求。针对不同发展阶段的电力市场，改革的焦点和首要目标是不同的。对于成熟的电力市场，改革的焦点是降低电价，改革的首要目标是：降低电价，提高效率，为客户提供更多的选择，系统的安全性和可靠性。而充足的发电容量，基础设施扩建和升级，吸引投资成为改革的次要目标。

对于发展中的电力市场，改革的焦点是电力设施的扩建，改革的首要目标是：吸引电力投资，建设充足的发电容量，基础设施扩建和升级，系统的安全性和可靠性。而降低电价，提高效率和为客户提供更多的选择则成为改革的次要目标。电力市场化改革要具备一定的技术经济条件。电力的市场化改革除需要有正确的、适合市场经济规则和电力工业特点的指导思想外，还必须具备一定的技术经济条件，这些基本条件包括：

---系统必须有足够的规模（容量）：系统中要有若干的竞争主体，而且每一主体都能达到其经济规模。

---系统要有充足的备用容量：这既是市场化改革的原因之一（追求系统的价值最大化），也是市场化改革的基础（保证改革期间的安全稳定供电）。

---要有高质量的输配电网络系统。

---要有与市场化改革相配套的电力法和完备的基于激励机制的监管法规。

---要有健全合理的电价形成机制，输电配电过网费的计算原则和办法。

---要有切合实际的长期电力规划（每年滚动编制一次），并明确组织实施规划的责任主体及办法。

---要有保证发、输、配电设施发展的措施办法。

---要明确系统运营机构负责发、输、配电间运行调度工作，确保系统运行安全。

---建立完善的电力市场运营规则，明确现货市场和长期、中期、短期合同的关系及管理办法。

---改革过程中原有电厂沉淀成本（因执行国家能源政策致使造价较高，缺乏竞争力）处理办法。

---新能源及再生能源（风力发电、水电等）发电补偿办法。

---要有成熟的信息技术系统支持。

---要有比较成熟的资本市场，实现灵活的进入退出。

周密设计改革方案，并根据实际情况不断调整

电力市场化改革方案的设计包括：

一、电力立法。审查现有的电力立法、准备立法咨询文件、起草修改后的电力法、通过修订的新电力法。

二、经济财务分析。建立详细的经济模型，资产（企业）价值评估，准备过渡期合同，制定输配电价格。

三、批发市场设计。制定系统安全标准，建立电力库定价，期货市场定价和对冲市场，检验电力库规则，建立信息技术系统和结算系统。

四、形成具体监管法规。界定监管的范围，起草监管法规，通过监管法规，正式组建监管机构。在经济和财务分析方面要做更详细的设计：要检讨国际电力改革的经验教训；建立批发市场／电力系统模型；完成电力各环节的财务模型；建立供电价格对用户经济影响模型，包括设计市场和产业结构；确立和处理过渡期主要问题，包括补贴、沉淀资产、各环节收入的重新调整、过渡性的供电协议、新投资的需求；对电价结构和监管法规的详细设计。

电价核定应该遵循的一些基本原则

虽然各国在电力工业发展的不同阶段，电价核定的原则有所不同，比如正处于发展中的电力市场，电价的核定原则要与改革的首要目标相一致，电价水平要使股东有较高的回报，吸引投资，加快电力建设；对于成熟的电力市场，电价的核定要有利于提高效率，让用户分享提高效率的成果。但各国在电价核定中都能共同遵循一些基本原则。一是成本补偿原则。

电价能够补偿合理的成本支出。二是合理报酬原则。电价能够让股东有合理回报。三是公平负担原则。用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。在正进行电力市场化改革的国家，竞争环节的电价，由市场决定；垄断环节的电价，由监管机构或政府核定并受监管。定价原则是否正确，是影响电力改革成败的关键因素之一。美国加州管死了销售电价，而放开发电批发电价，因供不应求，批发电价猛升，造成两个电网公司破产，发生了严重危机。

建立独立的、专业的电力行业监管机构

电力行业监管机构监管机构的独立性，是指独立于本行业的任何一家经营者，被充分授权监督产业政策的执行情况，例如制定或改变价格。对电力行业有效的监管，要求监管机构对本行业具有详尽的专业知识：有能力获取详细和准确的行业信息，包括财务信息、技术信息和经营信息等；能克服监管者和市场经营者之间信息的不均衡性；能了解本行业中的变化，包括技术和竞争行为等；能吸引合格的职员。

基于上述要求，一家独立的、专业的电力行业监管机构，比多头分散的行业监管结构更可取。为确保监管机构的独立性和履行职责，要有明确和清晰的法令法规；要有开放和透明的监管程序；要有由所有本行业经营者参与的监管程序；监管机构负责人的任职期限要固定；要有完善的申诉机制。

实行厂网分开，竞价上网，建立发电市场

首先，厂网分开，有利于电力系统清晰产权。比如，以往电厂与电网之间的联络线由电厂投资建设，无偿交电力公司经营，成为电网经营企业的资产，延续这种作法只会造成新的产权不清和输电价格的成本失真。而实践证明，只有产权清晰，才能方便建立现代企业制度。专家认为WTO首先是一个体制概念，它对企业的制度要求只有一个，就是建立现代企业制度，而建立现代企业制度的核心又是建立现代产权制度。现代产权制度包括产权的清晰性、产权结构多元化、产权的可流通性和交易性、产权制度的设置要有利于调动人力资本的积极性等。只有建立现代企业制度，才能参与国际市场竞争，从这个意义上说，WTO对我们来说首先是个体制问题，然后才是一个产业概念。实际上从这里又可以说明电力的问题不单纯是一个管理方法问题，而首先是一个管理体制问题。

第

第9篇：电力市场化改革范文

关键词：电力；改革；政策

中图分类号：F426

文献标识码：A

文章编号：1672－3309(2010)12－69－02

一、中国电力改革的现状

电力是一种特殊商品，属公共物品或准公共物品。电力行业是典型的自然垄断行业，如具有规模经济、范围经济、沉淀成本、网络性等因素。由此带来的不经济和市场失灵都需要政府对其实施有效的规制。长期以来。世界各国的电力产业多采用垂直垄断的经营管理模式，并由政府实行严格的规制，这是由电力产业的自然垄断性，发、输、配、供、用电各环节的电能需实时平衡的技术经济特征以及电力产业对国民经济发展的重要性所决定的。

从20世纪80年代末开始，南美与欧洲出现了以建立“电力市场”为中心的电力市场化改革浪潮，并在10多年的时间里波及了几乎整个世界。全球电力行业改革的基本趋势主要有两个方面：一是在行业组织结构方面要打破垄断。形成竞争机制；二是在所有制方面要促进电力企业民营化，加强政府监管职能。具有代表性的是英国的电力市场化改革。

中国的电力改革路径是先打破垂直一体化模式，进入单一买方模式，再到批发竞争模式，最后实现零售竞争模式，2002年中国电力市场化进入了一个新阶段，对国家电力公司进行了分拆，电厂和电网分开，拆分、重组为2家电网公司、5家全国性发电集团公司和4家辅业集团公司。

改革带来了竞争，电力行业发展迅速。近5年，中国每年新建发电装机容量在1亿千瓦左右，到2009年底发电装机容量达到8.7亿千瓦，位列世界第二。截至2010年7月底，中国电力装机容量突破9亿千瓦，目前中国电网规模成为世界第一。电源结构不断优化，发电技术及装备水平不断提高，2002―2008年，全国火电厂平均千瓦造价从4762元降为3708元，累计节约投资2000亿元以上。至2009年，中国60万千瓦及以上机组增加到370台。拆除、替代落后机组5000万千瓦。电力行业平均煤耗从每千瓦时367克降为339克。全国燃煤机组脱硫设备安装容量比例达到70％。

改革的同时也存在一些问题。一是发电平均利用小时下降。2004―2009年，全国发电平均利用小时由5455小时降至4537小时，相当于8000多万千瓦的装机容量闲置，按2009年火电机组的平均造价3708元，千瓦计算，相当于3000多亿资金提前投放市场但未发挥应有效益，这其中还不包括电网配套设施所投入的资金。二是电力行业盈利能力不足。2002年国家决定放开电煤市场，取消电煤指导价，完全由市场机制来决定电煤价格。而发电企业的上网电价仍然由国家发改委审批。由于电价受到政府规制，发电企业很难像其他行业一样接受煤炭涨价，煤炭企业和发电企业价格争端每年都在上演。据统计，2008年天然煤价格全年同比上涨112元／吨，五大发电集团平均标煤单价高达628元／吨，按当年发电用煤13.15亿吨计算，就增加全国火电企业成本约1470亿元。2008年五大发电集团亏损322亿元，全国火电行业整体亏损700亿元。发电企业大面积亏损，发电收入不足以弥补发电成本。三是电源与电网发展不协调。电源建设是由电源投资者和地方政府考虑用电需求和接人电网方式，没有考虑电网和电源的整体规划、电网的安全以及运煤通道等。即“以点定线”，一方面，未来几年内大量电源的集中投产，造成整体的电力供大于需：另一方面，部分地区由于电网外送通道的限制可能窝电，而部分地区则由于运煤通道的限制造成缺煤停机。这也是造成中国很多地方“缺电与窝电并存”的主要原因。

二、对下一步电力改革的几点建议

借鉴国内外电力改革的经验教训，提出下一步改革的政策建议。

(一)电力安全是电力市场的首要目标

从电力产业的技术经济特性来说，为了保证电网的安全可靠运行，需要高度集中的管理体制和统一的运行规则。高度发达的市场化模式并没有相应的产业内部组织形式的有效整合作为保障，致使电网管理运行体制分散、市场格局多元、技术壁垒严重，对电网的安全稳定运行常常造成挑战。过于分散的电力市场在电力供应和安全方面存在难以克服的缺欠。

独特的市场竞争模式特别是电网之间转运的高度发达往往掩盖市场供给的真实情况，致使市场价格信号的作用弱化，加之日益苛刻的环保监管以及缺乏有力的规划引导和市场调控，常常会造成发电市场的备用容量不足。这样持续的结果，当电力需求增长较快且相临的两个或几个市场都出现紧缺时。电力供应的危机就不可避免。单纯从电力市场的组织模式来看，美国加州电力市场无疑是比较先进的。但是，自2000年夏季以来，加州却发生了大规模的、严重的电力危机。加州电力危机的爆发，引发了世界各国对电力市场化改革的重新思考。

(二)建立同市场经济相配套的法律体系

现行《电力法》是我国第一部电力法。它诞生于计划经济向市场经济的转轨时期，许多条文已经不适合电力行业的现实状况。修改《电力法》应该增加以下内容：第一，建立规范的电力市场，把建立全国、统一、公平竞争、规范有序的电力市场，优化资源配置。作为立法目的；第二，厂网分开，重新明确电力市场经营主体的法律地位；第三，确立国家管电网，输配电网统一运营制度和输配电网网络开放服务制度：第四，逐步健全合理的电价形成机制；第五，大用户直接向电厂购电与售电侧市场开放；第六，防止发电侧市场不正当竞争：第七，确定电力市场监督管理问题。这是各国电力市场通行的一项制度，我国《电力法》应增加此项制度，以适应监管调度“三公”和维护电力市场秩序的需要：第八，增加关于保护电力可持续发展与开发利用洁净能源相应条文。

(三)管制方式的改革是电力改革的重点

管制是指政府对电力企业活动的控制。由于电力产业对国民经济的巨大作用和影响，政府不可能不管电力产业。但是电力管制有两种类型：一种是老式的管制方式，即政府对国有电力企业的管制，这种方法是多个部委和每级政府的有关机构对电力部门广泛、迟缓和非透明的管理：另一种是新式的管制方式，即政府以经济手段为主的宏观调控。政府只负责制定电力的法律、法规，并通过电力或能源管制委员会进行管制，这种管制方式是集中的、有限的和透明的，并且允许电力企业自主经营。前一种方式适用于国有的垂直垄断的电力部门，后一种适用于自由化、民营化的电力企业。凡是实行电力改革的国家，由国有垂直垄断向自由化、民营化的方向转化时，必须相应地对电力管制方式进行改革。