世界各国电力场分析

世界各国电力市场分析日本电价市场日本的电价由以下三种基本电价制度构成：（一）容量电价制这种电价，是按以后的合同设备容量计收电费，而不考虑其用电量的多少，即根据每个合同用电设备的瓦数或伏安数，按比例定时缴纳固定电费（除灯具及小型电器收费之外，每项合同须加收一笔用户费用）。容量电价制只适用于用电甚少，不值得为收取电费而装表和抄表的小用户。（二）表价（表底费制）对于实行表价制的用户，只需按其用电量（kWh）支付一定电费。与容量电价制相比，其缺点是，如果用电量很少或用电时间不长，则不能收回电力的固定成本。因此，表价制规定要收取一笔固定的，按一定用电量计算的表底费。（三）两部制电价这是上述两种电价的混合体，其电费计算包括两部分，即按合同容量（kVA）、电流（A）或负荷（kW）确定的容量电费，加上按用电量（kWh）计算的电量收费。大多数用电合同均采用两部制电价。上述三种电价制形成了日本电价的基础，除此之外，还实行以下几种特定电价制度：（一）分段电价制分段电价制是一种递增性的电价制度，是对一部分住宅用电实行的，它将用电量分为三段（第一段用电量不超过120kWh/月）。其中，第一段的电量，认为是维持人民最低生活水平的绝对需要量，采用较低的电价；第二段电价，定在只够抵偿平均成本的水平；第三段电价，则是反映边际成本的上涨趋势，用以促进能源节约。（二）季节电价制该制度是1980年电价改革时提出的，其目的在于缓和夏天高峰负荷时供电方发电机组不足以满足需方负荷而造成的设备过分滥用。该制度规定，在夏季（7-9月）加收一笔反映供电成本季节判别费用的较高价格（高于其它季节）。对冬季高峰负荷，所有公用电力公司对商业动力动力、低压、高压和特高压动力用户，均采用季节电价制。（三）分时电价制主要针对高压动力和特高压动力用户执行，可由用户自己选用。印度电力市场从印度国内实际情况看，电力十分缺乏，各地限电频繁，即使在首都新德里，也经常拉闸停电，不少商店、旅馆和居民都备有小型柴油发电机，以备应急之用。所以，印度电力市场有较大的需求。从人均耗电量看，印度每人仅有350千瓦时左右，只有中国的一半。每年新增装机容量最近10年平均在400万〜500万千瓦，也只有中国的1/3。从电力结构看，多年来，印度水电占的比例约在18%〜25%,核电2%,火电发电75%〜80%。目前，印度政府有意改善电力市场结构，充分利用北部山区水能资源，增大水电所占比例，减少燃料进口。从电力资源管理看，整体管理水平不高，并造成发电机组利用小时数低、电量流失、电费回收困难的局面，私有化部分所占比例不大。印度政府正试图通过私人办电，以及采用BOT等方式改善投资环境，提高电力市场的管理水平。有关人士认为，印度现有的电力设施和状态已对该国经济发展产生了严重制约。要想解决这个制约瓶颈，除加强现有电力市场管理、发挥潜在能力外，必须加快新电厂的建设。在这方面，印度政府也在采取一些新的措施，制订了一些新政策，如在加强中央办电的同时，支持地方办电，在火电市场和水电市场推行BOT,优先开发北方地区巨大的水力资源等。可以说，目前，印度是一个具有较大潜力的电力市场，预测最近几年，每年装机容量应在400万〜500万千瓦左右或更多，这对中国发电设备制造及相关企业提供了较大的机遇。开发印度电力市场的困难主要表现在：一是印度本国的发电设备制造业有较强的生产能力，发电设备的主要来源由印度BHEL、前苏联国家和西方国家提供装备。目前，印度的对外开放政策还不可以做到对印方企业和中方企业一视同仁，中方的进入将面临当地、前苏联国家和西方国家强大的阻力。二是印度中央和邦政府都想发展电力市场，但其经济实力有限，尤其是邦政府资金更为困难，有些项目开工后在资金上无法保证。三是在印度开发电力市场风险较大，电站建设期以及建成后的运营、管理水平不高，电费回收有相当难度。法国电价市场法国电力公司制定电价的出发点可归纳为以下三个条件：能满足负荷需求、生产成本达到最低、按边际成本出售。法国电价结构依用户类别而不同，主要有以下三个方面：1、取消原规定的电价与电压等级相关的规定，而代之以需量为划分基础的电价，并随输、配电网的发展而不断修订，电压等级成为决定价格高低的次要因素，三种颜色电价的需量等级划分如下：绿色电价250—4000kVA及以上。黄色电价36-250kVAo蓝色电价3-36kVAo2、地区差价只适用于特大型工业用户(需量为40000kVA及以上用户)。3、增加分时电价的时段数，并提出一些可选用的电价方案，使用户自己在努力响应电价信号改变用电方式后可以减少他们花在每时段上用电的平均费用。法国可先用电的电价方案有以下几种：1、"高峰日电"。将一年中价格最贵的高峰小时总数定为396h,分布在每年11月一第二年3月之间的22天里，究竟哪一天不用电可由用户自由选择。2、"可调换用电"。该方案比"高峰日让电"选择方案微调性更强，它将全年8760h分为相等长度的四个时间段，但用电时有随意性。这种方案主要适用于绿色电价用户。3、"固定的季节用电"。对预定负荷在9-36kVA之间的蓝色电价用户执行。另外，对装有双向电源装置同时又向法国电力公司签订有"可调换用电"电价选择方案合同的绿色电价用户另有"灵活用电”的特殊电价规定。绿色、黄色和蓝色电价中每类电价都有一种几乎与每天用电相适应的基本用电电价，还有用于鼓励用户在可能情况下将其部分电量转移到本年度低负荷期的用电电价。(一)基本用电电价1、绿色电价该类电价包括如下三档电价：(1)电价A:适用于预定负荷需量10000kVA以下。通常包括5或8个季节的分时电价项目，分别把它们称作"A5"或"A8"。(2)电价B:适用于预定需量介于10000—40000kVA之间。(3)电价C:适用于预定需量大于40000kVA者。后两种电价由8个计价项目组成。电价A和B的等级在全法国都相同。在C种电价中，用户实际负担的电价在已公布的最高电价(也即指导性电价)的基础上，参考当地供电条件和供电特点来决定。2、黄色电价该电价有两种方案。(1)中期用电。这种方案十分简单，适用于预定负荷需量的利用时间小于或约等于2000ho(2)长期用电。这种方案适用于长期利用其预定负荷的用户，或是在执行绿色电价制度中能够在高峰负荷期或冬季调节减少其负荷的用户。黄色电价预定负荷介于36—250kVA之间(由36-108kVA按6kVA分级，大于108kVA按12kVA分级)。3、蓝色电价在蓝色电价制的2600万用户中，大多数(约70%)都同意选择基本用电电价方案，其它30%采用低负荷电价方案。从长期看与电价政策是一致的一一60%的用户选择采用基本用电电价方案，20%用户将采用低负荷电价方案，20%用户将采用"高峰日让电"电价方案、季节电价方案和可调用电电价方案。（二）"高峰日让电"电价除了将用电时间按通常方式硬性划分之外，还提供一个季节性分时供电方法，反映出一个由发电部门决定的移动的峰荷期。该峰荷期由22天内的连续18h构成，法国电力公司认为这段时间将是一年当中成本最高的时间。实际上，法国电力公司根据移动的峰荷期能够准确地识别出一年当中发电厂燃料消耗最多的运行小时数。除了该峰荷期是可变动的之外，该电价方案与基本用电电价方案的运作方式完全一样，每组电价的结构仍得以保持。用户能够视其用电的灵活性和取得的经济效益情况在基本用电电价方案和高峰日电电价方案之间作出选择。对绿色和蓝色电价制，高峰日让电电价应用于所有用户，而对黄色电价制中，高峰日让电电价仅应用于“长期用电”的情况。（三）可调用电电价该电价方案只适用于采用绿色电价制度的用户。该方案是朝向实时电价的一个明显进步，在移动低负荷季节具有很低电价的可调用电电价旨在鼓励用户更多地采用季节性双能源"。这种电价实际规定了4个实时电价期，基本周期单位是周。法国电力公司至少给出12h的"预告"信号，即在星期一下午3时，至迟5时公布下周的状况。在11月1日―3月31日之间有22天每天18h移动峰荷期。在未处于移动山I荷期的全部周内，有9周是移动冬季负荷期也1170h）。在未处于移动峰荷期的一周7天的全部小时数中，有19周是移动季中期（约3138h）。该年度的其余时间（约24周），是移动低负荷季节。可调整年是由9月的第一个星期二到下年9月的第一个星期二。移动峰荷期的使用可以不用划分移动冬季负荷周之间插入一个移动低负荷周。此种做法可自行决定。（四）季节用电电价季节用电电价是蓝色电价制度的补充。该用电电价是在9-36kVA之间的容量范围（9、12、15、18、24、30、36kVA）内，将两个季节期和两个分时期区分开来。其中：（1）电价按季节分期，冬季（5个月），11月一第二年3月；夏季（7个月），4-10月。（2）分时电价期与低负荷期用电电价相同。季节用电电价是对民用、农业和中小工商业用户开办的。这种用电电价的特点是有固定的季节分时电价，以后可变成一个接近于向绿色电价制度订户推荐的可调用电电价的模式。全国电工仪器仪表标准化技术委员会秘书处孙成发摘编我国上网电价改为两部制有四方面好处2004年09月29日信息来源：新华社贵州乌江水电开发公司财务处处长罗涛认为，我国上网电价改为两部制，有以下四方面的明显好处：首先，实行两部制电价后，电网在不需要电厂供电时，只向电厂支付容量电费，需要电厂供电时，则同时支付容量电费和电量电费。由于容量电价主要根据电厂固定成本确定，电量电价主要根据电厂变动成本确定，因此对各电厂实现合理补偿成本和合理确定收益，都会变得比较容易。其次，上网电价改为由容量电价和电量电价组成后，电网按不同类型、不同质量（如按丰枯、峰谷、事故支援等原因）电厂的固定成本确定容量电价，按不同季节，高峰、平常和低谷各时段电网运行中成本最高的电厂的变动成本确定电量电价，也都比较容易，因而在同一电网内，同质同价工作可以顺利展开。再次，两部制电价中，由于电量电价主要与电厂实际发电时所耗燃料费、水费等有关，只有电量电价高于电厂变动运行成本时，电厂发电才会盈利；电量电价低于电厂变动运行成本时，电厂发电则只会增加亏损。因此各电厂要想增强上网电价的竞争力，就必须在提高自身管理水平和加快各种新技术的推广应用上下功夫，以尽可能节约成本。同时，由于容量电价主要与项目建设投资有关，项目建成后要想取得较好回报，项目业主就必须在工程立项、设计、建设阶段，都以控制工程造价为中心，千方百计降低投资，而不会再像以前一样一味只是争项目、争高上网电价，应不应该的投入最后都让消费者来“买单”。第四，两部制电价对电力资源的优化配置和降低电力投资风险，也能起到“四两拨千斤”的作用。因为上网电价一旦不再由电厂个别成本决定，而由市场决定，厂网分开之后，电网就只能根据最经济和最合理原则，来对各发电企业进行综合调度，以保证自身利益的最大化。投资者在投资时，也不会再无所顾忌，而会对电站建成后的投资回报认真测算，并承担相应的市场风险。中国新闻周刊：电价改革：一场内部市场化变革2005年04月18日14:43（声明：刊用《中国新闻周刊》稿件务经书面授权并注明摘自中国新闻社《中国新闻周刊》。）细观之，被一些业内专家称为电力体制改革启动以来步幅最大的一次改革，实际上是调整电厂与电网企业之间的利益分配的一场内部变革2005年4月5日，国家发改委出台了《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》。发改委称，这标志着我国电价将实行新的定价机制。据国家发改委相关负责人介绍，实行竞价上网后，发电企业的上网电价将实行两部制电价，其中容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。具有自然垄断特性的输配电价格由政府按照“成本加收益”的原则制定。销售电价在竞价初期由政府管理；配电与售电分开后,将由市场竞争形成。新的定价机制的核心是发电企业将实行竞价上网此前，发电企业的上网价格存在多种标准，价格与市场脱节。竞价上网的出现，令此次电价改革被一些业内专家称为电力体制改革启动以来步幅最大的一次改革。然而，也有专家指出，此次改革仅为市场化改革的过渡阶段，还不能被称为真正意义上的市场化改革。定向爆破厂网分离后遗症4月1日至5日，国家电监会主席柴松岳一行到河南、湖北调研。其间，他在谈话中指出，电力体制改革后出现了一些新的矛盾和问题。如厂网分开后，发电企业与电网企业之间，暴露出不少矛盾。2002年底，在原国家电力公司的基础上，成立了2家电网公司、5家发电集团公司和4家辅业集团公司，实现了厂网分开。厂网分开后，垄断权力最大的就是电网公司。发电企业之间形成了初步的互相竞争的关系，但是在市场机制没有完全建立和输配电运营体制没有改变的情况下，电网的制约作用很大。特别是电网公司还保留了相当规模的发电机组，上网电量又实行计划分配。电网公司参与决定电量分配计划，电力调度有权决定机组启停和调峰调频，用哪个企业的电、用多少，不用哪个企业的电，电网公司和调度有很大的决定权和裁量权。竞价上网，能够在发电企业与电网企业之间建立相对市场化的交易机制，让大部分发电企业在同一起跑线上竞争，提高资源的配置效率。国家电力公司下属的电网经济研究所高级工程师李成仁告诉本刊记者，此次改革提出竞价上网，就是想通过这样的一种市场化方式，理顺发电企业和电网企业的关系，逐步向更为市场化方向过渡。内部协调型改革一位不愿透露姓名的行业专家称，此次电价改革，主要还是为了调整行业内部企业之间的关系，规范上游和下游企业的交易规则。此次改革方案的参与起草者，国家发改委经济研究所副所长刘树杰在接受本刊记者采访时亦称，此次改革方案是向市场化转型中的一个过渡方案。这是由两部制电价体系决定的。在两部制电价体系下，容量电价由发改委确定，电量电价由市场竞争形成。容量指的是发电厂的装机容量，而电量指的是一定时间内发电厂输出的电的数量。容量电价是以区域电力市场或电力调度交易中心范围内参与竞争的各类发电机组平均投资成本为基础制定。容量电价=容量电费/机组的实际可用容量，容量电费由购电方根据发电机组的实际可用容量按月向发电企业支付。而电量电价通过市场竞争形成。李成仁称，容量电价由发改委确定，发改委根据电力供求状况调整容量电价的系数：供大于求时，系数变小；供小于求时，系数增大，即缺电时多支付一些，反之则减少，目的是确定发电企业的收益。有分析人士据此认为，两部制电价充分考虑了电厂的成本，却无法在发电端形成充分的竞争。电网企业也成为此轮改革的受益者。李成仁所在的电网经济研究所2004年承担了南方电网有限公司的研究课题《南方电网电价形成机制》。他指出，此前由于没有输配电价环节，电网企业的利润来自于上网电价和销售电价的价差。销售电价由发改委确定，调整起来顾虑比较多，因此电网企业所得的这部分利润有时候很难得到保证。在新的定价机制下，明确了配输电价，按照发改委的文件，输配电价按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定，这样由上网电价到输配电价再到销售电价，电网企业的利润也就能得到了保证。至此，电价改革就变成了调整发电环节与输电环节，即调整电厂与电网企业之间的利益分配的一场内部变革。谁来主导下一轮改革发改委在下发的文件中提到，新的办法从5月1号起开始实施。在同一天，另一部影响电力行业的条例也将开始生效2005年2月25日国家电力监管委员会在北京公布了《电力监管条例》，并称该条例将于5月1日起施行。这部条例规定，国务院价格主管部门、国务院电力监管机构依照法律、行政法规和国务院的规定，对电价实施监管。此前，在2005年1月24日由电监会和亚洲开发银行在北京联

“根据国际经验，从改合主办的“电价形成机制与电价监管国际研讨会”上，亚行人士指出,革的方向看，电价审批权应逐步赋予国家电力监管委员会”。“根据国际经验，从改据本刊记者了解，此次的改革方案完全由发改委主导，其中涉及到价格部分的控制权仍然在发改委掌控之中。《销售电价管理暂行办法》32条规定，各级政府价格主管部门和电力监管部门按各自职责对销售电价进行监督和检查，价格主管部门对违反法律、法规和政策规定的行为依法进行处罚。一位不愿透露姓名的行业专家对此颇有微辞，他认为，电价改革本是电力机制改革的核心部分。然而，作为行业监管机构的电监会对于电价改革却没有主导权，这势必会影响整个电力体制改革的进程。社科院工业经济研究所研究员余晖曾参与电监会组建的研究与设计工作。他表示，没有核心的电力投资准入权与定价权的电监会，根本就没有监管效力。他认为，“最终还是需要在《电力法》修订时，把这两个最关键的监管手段划归给电监会，做到政监分开。”（文章来源：《中国新闻周刊》作者：刘小乐）搜狐首页>财经频道>产经新闻电价改革确立4电价改革确立4大目标“大用户直供”有望推行2003年8月19日16:49［单继林］来源：［中国经济时报］页面功能【我来说两句】【我要“揪”错】【推荐】【字体：大中小】【打印】被电监会专业人士称作“已滞后于电力体制改革，仍在蹒跚前进”的电价总体改革方案，随着发改委和国办下发的文件而渐渐显露出总体框架。记者从权威部门了解到，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。一位权威人士告诉记者，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。在此次方案中，还有其他的考虑，那些新建和具备条件的核电企业应参与竞争，而风、地热等新能源暂不参加竞争，待另立专门市场。在输配环节，初期由平均销售电价减购电电价确定，竞价后由成本加收益法定价。在销售环节，初期由政府制定，含购电成本、输配损耗、输配电价（含销售费用）和政府性基金；并且逐步实行峰谷电价和两部制电价。调整采取定期调整和联动调价方式，竞价第一年内保证居民和农业用电价格稳定，长期允许全部用户自由选择供电商。相关人士认为，文件对电力体制改革的核心一一电价改革定下了框架，但并没有制定时间表，对改革的参与主体、推进速度也相当谨慎。千头万绪的电价改革中国管理传播网（域名：）作者：栾国磊来源：《中国科技财富》时间：2004-4-2对于目前的电力工业改革来说，电价是整个市场化导向改革的核心和温度计，它能测量出电力的温度，从而暴露出这个机体存在的问题，而这个信号的上涨与下调直接反馈于改革的“业绩盘面”。2002年底发物的新一轮电力改革的基本思路是“厂网分开，竞价上网”，它的实现需要以装机容量和电力供应相对比较充裕为前提条件。然而，让改革者们没有预料到是，2003年大面积的用电紧张却与改革不期而遇。没有了前提的“竞价上网”让改革者们感到尴尬。不过，即使能按照原计划上网竞价，这种电价调整实质上也只是电厂和电网之间的利益划分，因为改革目前还处于最初阶段。电价改革的滞后已经成为了改革目前迫切需要解决的关键。目前的电价集中反映了电力工业中的体制症结和历史问题。继2004年1月1日每度工业用电价格上涨八厘后，六月份电价又将每度上涨两分，前一次主要是为了抵消煤电顶牛和煤价上涨带来的影响，而后一次又是为电网的历史问题埋单。“如果电价改革不能顺利进行下去，那整个电改将很难迈出实质性的步伐”华北电力大学研究电力市场的曾鸣教授说。竞价的实质2003年12月18日，辽宁，总额约为32亿元的最后一批发电资产在这里由国家电网公司移交给中国电力投资集团。至此，本轮改革所确定的“厂网分开”任务已基本完成，改革者们用了整一年的时间，在错综复杂的电力利益格局中迈出了第一步，逐步在发电环节打破了垄断。紧接着的2004年1月15日，作为改革下一步“竞价上网”的试点也在东北电网正式模拟运行，东北地区有26家发电企业拿出全部电量的20%参与了模拟竞价上网，对下一个月的上网电量和电价进行了报价竞争。面对着大屏幕墙上跳动的数字，国家电监会主席柴松岳表示，只有引入竞争机制才能摒弃垄断带来的市场信息不对称的陋习，这也标志着我国电力市场化改革已经迈出了实质性步伐。事实上，电监会之所以选择东北进行竞价上网的试点，除了东北电网本身一直实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，形成了比较完善的跨省主网架，有着较好的历史条件外，整个东北地区的销售电价水平比较均衡也是重要因素，因为这有利于新电价机制的形成。更为重要的是，东北电网有着全国少见的充足的装机容量，不会因为缺电而影响电力供应。据曾鸣教授介绍，一般情况下，竞价上网有一个前提条件就是供求平衡。在装机的增长跟不上需求的增长，导致供不应求的情况下，这个前提条件就不存在了，竞价的条件也就不能形成了。因此，柴松岳所表示的“缺电不影响我国电力体制改革”，只能理解为他对整个改革方向的表态了，而作为改革具体步骤的“竞价上网”则肯定会相对于原计划有所调整。目前，电监会正在华东地区紧张地准备第二个模拟运行的区域电力市场，这也是我国在缺电最严重地区首次进行的电力市场化的试点。不过，电监会拟定的交易电量在整个华东8000万千瓦的总装机容量当中只占15%,而且将试行的是年度交易和月度交易模拟，日交易模拟则被推迟进行。尽管电监会采取了尽量减小电网供电风险的措施，但即使是竞价时的报价水平较高，相信也不会没有买主，所以真正的竞价上网时在目前电力十分短缺的华东各省，尤其是夏季用电高峰期，首先保证电力的供用仍然是最大的主题，时机的到来还需等待供求矛盾的缓解。否则，竞价就只是电监会的一相情愿，同时也失去了它本来的意义。据曾鸣教授介绍，现阶段以“厂网分开，竞价上网”为主要内容的改革模式实际上是一个单一购电模式，把原来的垄断企业拆分后，电的主要买主只有一个就是各地区的电网公司，而卖主有多个，就是各个发电企业。广大的真正终端消费者目前还不是买主，他们在各地电网的覆盖范围之内。电网从发电侧这边买来电之后再零售给他们，终端用户并不能选择供电商，更不能直接选择发电厂。因此，即使按照原来的设想，上网电价是竞价形成，实际上作为终端电价承担者的广大消费者与企业目前也不能成为此次电价改革的直接受益者。在目前的电价构成中发电环节仅占一部分，其余则是输配电环节的成本与收益，这也就意味着，在发电实际成本变动不大、终端用户电价基本不变的情况下，电价改革调整的是发电环节与输电环节，即电厂与电网企业之间的利益。据介绍，市场化方向改革从国际上看主要有四个阶段，目前的这种单一的购电模式只是第一步，之后逐步过渡到输配分开的阶段，通过多个配电公司（未来的配电公司可以暂且理解为各个地区的供电局，他们与省网目前是总公司与分公司的关系，实际上是一个公司，将来他们是独立的经营实体）来实现，他们可以选择不同的发电商。再逐步过渡到批发竞争的阶段，有些大用户就可以选择不同的供电商和发电商，也就是我们说的大用户直供电。最后的阶段就是价格真正由市场决定，比如现在美国加州的模式，有许许多多的终端用户，他们在市场上可以选择发电商和供电商。“这显然还有相当长的路要走，即使象英国这样的国家,电力工业的改革也用了10年的时间”。寻找同一起跑线据东北电网公司发展策划部主任方庆海透露，发改委目前已决定在东北进行“两部制电价”改革试点，目前已下发征求意见稿。而之前电监会在东北搞的区域电力市场模拟中，由于电监会并没有定价权，所以回避了电价的形成这一关键的问题。事实上，之前由于价格体系这一基础性的改革没有明确，即没有与新的区域电力市场模拟相配套的电价形成机制，电监会的改革试点也遇到了不少麻烦。据介绍，目前我国上网电价有几百种，且都是有关政府部门制定的，这一定价只是简单的在成本的基础上加一个平均利润，从而形成我国独特的定价机制。而发展改革委此次准备在东北试点的“两部制电价”，则是将上网电价分为容量，容量电价反映发电厂的固定成本，电量电价反映发电厂的变动成本。电厂的固定成本电价和电量电价两部分通过容量电费回收，变动成本主要通过电量电费回收。据有关人士分析，“两部制电价”改革中，容量电价这部分的出发点就是考虑保护电厂投资者的利益，这部分电量与电价的最终决定权仍然在政府手中，只是电量电价由市场产生。这就使得这项改革成为一柄“双刃剑”，这两部分电量在电力市场交易中的份额多少决定了这项改革的“市场化”有多少含金量。另外，容量电量如何准确计量也是一个操作难度很大的问题。目前我国电厂由于水火核电差异、地区差异、机组新旧差异等因素，造成了生产成本不一的现实。曾鸣教授认为这是目前改革最难办的一件事，也就是所谓的“同一起跑线”问题。他认为，水电和火电在现阶段实际上是不可能有统一的标准，统一的规则，统一的起跑线的，应该是分开的，至于分开的模式，具体地区要具体研究。国际上也有一些模式，可以供我们借鉴，但是那也只能借鉴不能照搬。对于新旧机组的问题，旧机组里头有五六十年代完全是国家投资的老机组，现在该退役了，但由于现在缺电有些机组还在运行，煤耗很高，有着沉重的国有企业负担。还有一些比较新的，是八十年代中后期开始集资办电时建设的，这些机组情况也不尽相同，有些贷款已经还的差不多了，有的还没还完。另外，还有民营、中外合资、外资等各种经济成分的机组。由于当时的电价管理体制基本上是国家批电价，国家管电价，国家调电价，因此就形成了所谓的“一厂一价，一机一价”的局面。这些都是过去计划经济时代留下的问题，现在要进行市场化改革就不得不面对这些历史问题。至于怎样逐步找到一个公平起跑线，曾鸣教授认为只能逐步过渡，因为要尊重历史，要兼顾到社会稳定，要兼顾到国有企业的包袱。具体过渡的思路，首先是水火电要分开，其次在火电里再根据资产优劣程度的不同，成本的负担不同，制定相应的解决办法。比如，在两部制电价改革中，应该在容量电价里头兼顾到这几类情况。曾鸣教授建议，对于新机组，应该学习一些国外的先进经验，在建设电厂的时候实行公开招标机制，严格测算投入成本，这有利于以后的竞价。对此曾鸣教授有一套比较专业的办法，“‘老人老办法，新人新办法’，用这套办法来做，老机组慢慢地就会过渡掉，将来的起跑线就是基本公平的”。一个新建电力项目的电价水平，在做可行性研究阶段，在做预算考虑造价的时候就基本可以计算出来。但目前我国的情况是，这个计算的电价要普遍低于最终建成后的电价水平。因为现在的电力投资基本上都是国有企业，存在一些固有弊端，为了得到一些项目便将预算说的很低，但最终国家投入了数十个亿，甚至上百个亿的资金，超出了预算。为了收回成本，电价水平实际上就水涨船高了。要解决这个问题，只能通过未来多元化的投资主体的进入，以及企业法人治理结构的完善。涨价为改革埋单去年底，发改委决定从2004年1月1日起，除居民生活、农业生产、中小化肥用电外，其余各类用电价格均在电网销售电价基础上每千瓦时提高8厘。并且对电解铝、铜、氯碱等高耗能企业一律加收“两分钱”农网还贷基金。这次涨价的目的主要是用来抵消煤价的上涨给电厂的压力，缓解煤电供求的矛盾。作为一次能源的煤炭价格直接关系着火电厂的发电成本，长久以来电力用煤中有相当部分是计划电煤。毕竟，电煤行业有着无法替代的生存依赖度，目前全国50%以上的煤炭产量是供应电力行业的。但由于煤炭行业在1993年就放开了，煤价近年来随着市场走势逐年上涨，而刚刚成立的五大发电集团，在电价不能相应上调的前提下，普遍不愿意承担电煤加价增加的成本。这造成了所谓的“煤电顶牛”的局面。由于计划电煤仍然存在，煤炭长期存在着两套价格，一套是电煤价格，一套是其他行业用煤的市场价格。而在电煤方面，又存在着计划内电煤价格和计划外电煤价格两种。相反，电价全部则由国家统一核定。这种长期扭曲的价格管制，使煤炭行业蒙受了巨大的损失，电煤指导价实行了12年，煤炭亏损了八九年，直到前年才依靠国家补贴勉强扭亏为盈。去年，煤炭行业的公司联合起来抵制计划煤，导致两者矛盾的激化。而也有观点同时认为，去年很多地方的拉闸限电在一定程度上也是由于发电企业在无法拿到计划煤的情况下达成默契，以此给有关部门施压拉以提高电价的“招”。国务院发展研究中心的冯飞认为，煤炭与电力这两个存在上下较紧密关联的行业，长期以来政府出面协调价格和供应量，在电煤价格问题上纷争不止，形成了依靠“政府干预”来维系两者脆弱关系的局面，情况严重时政府干预的体系也承受着巨大的压力和难度。这两个上下游行业形成的不合理的剪刀差，已成为电煤两个行业间巨大的安全隐患，国家如果不能从整个产业政策的角度考虑重新分配这两个行业的利润，这种僵局将很难打开。曾鸣教授分析，要根本解决这个问题，必须进行更深层次的改革，目前用行政办法过渡是权宜之计，电煤纠纷的最终解决还取决于电力改革的进展情况。只有在电价由行政定价变成市场形成价格之后，电煤之间的联动才能真正形成。近日从发改委内部传来的消息称，第二次电价上涨将在6月开始实行，在现有的电价基础上每度上涨2分钱。国电公司的一位人士告诉记者，这次电价上调的目的与上次不同，这次主要是因为电网改造的债务压力日益凸显，到了不得不解决的时候了。按照规划，本次上调电价能带来200多亿元的收益，而这个收益将全部用于新兴电网建设及网改债务分担。他分析，厂网分开后，用于电网改造和建设的国有资金不足，负债率提高，造成电网改造和建设严重滞后。这种状况又反过头来要求电价上涨。而与之形成鲜明对照的是，电网公司在2004年将面临大面积的亏损压力。作为垄断行业的电网公司怎么会出现亏损那？据有关人士介绍，一方面，为了推进网省之间的电网建设，电网公司需要巨额投入，同时要偿还电网改造几千亿元的债务；另一方面，电价偏低、电费存在巨额拖欠现象。数据显示，2003年国电公司的利润超过40亿元，而电网公司的售电利润仅为800万元。仅占到总利润0.2%的售电收入，还包括大量的电费欠费在内。有人士指出，厂网分开后，电力调度的权威与过去相比在一定程度上打了个折扣，统一调度和协调配合的制度需要相当长的一段时期，而电网建设与电源建设在规划和建设上的脱节，也是对电网经济安全的一个威胁。近日，电监会、发改委和国家电网公司针对我国电网比较薄弱的现状，一致提出加大电网建设力度的意见。“这意味着还需要大笔的资金投入”，国家电网公司的某知情人士说。事实上，电力一直是作为一个公用行业存在，承担了实施转移支付对弱势群体补贴的功能。尤其是对社会弱势群体的电价补贴。如在西北地区的农业排灌用电，大概只有3分钱/度，还有现在的居民用电和农村用电也很低。与国外实现明补，以公共福利基金或者以税收的形式来进行转移支付的形式不同。国内现在实行的是暗补。电网公司通过抬高工业用电价，来补民用电价留下的亏空。现在的电力企业基本上是国有和国有控股的，所以现在国家有两个角色，一方面是公众利益保护者，一方面是投资人。政府的双重角色，让其左右动弹不得,作为公众利益保护者的时候，要解决三农问题等，希望电力价格低一点。但作为投资人的时候，又希望价格高一点，所以电价改革也只能一拖再拖。电网的这种亏损实际上是一种政策性亏损，有业内专家给出了一个大概的数字：如果把整个电力的从生产到终端销售看作是一份，那么利润空间的75%左右落在了发电环节，电网的利润空间只有20%至IJ25%,而在国际上，这个数字是一半对一半。所以电网和电源的利润分配是严重失调的。也就是说我们目前的上网电价，如果按照这个数字来推算，显然是太高了。只有把上网电价要压下去，给电网留下利润空间，然后再组织独立的输电价格，到那时侯，电网就不会再出现大面积亏损了。据了解，我国目前的电力资费结构比较复杂，没有反映出电力供给的成本结构，也不能促进用电方节约用电，甚至出现了非用电高峰时，消费者支付的电价比供电成本高，而高峰时电价又比成本低的局面。这种计划经济时代“一刀切”的电价不能提供有效的刺激。按照经济学的规律，在目前电力供不应求的情况下，电价也应该合理上涨。不过，曾鸣教授也指出，电价要反映合理成本，适当反映供求关系，但电价绝对不能随行就市，因为电是特殊产品。而且电力生产有个特性就是“产供销瞬间平衡”，一用就要生产，一不用就要停。如果有相当的一些用户都要在某一个时段用电，那么这个时段可以按照市场供求适当提高，也就是高峰期电价。而在高峰期主动避免或者拉网中断用电的可以适当给以优惠，也就是所谓的可中断电价。擅长电力营销领域的曾鸣教授指出，这些都是近期政府应该赶紧出台用于调整负荷需求供求平衡的市场手段，国际上已经证明这是一个能够促进资源优化配置和可持续发展的好办法。由于我国目前的电价不是市场形成的，所以我们不能做目前电价水平高低的判断。作为基础能源的电价上涨势必导致一些其他消费品的成本上涨，从而将成本转移给最终的消费者。在目前的体制下，电价一方面要考虑供求关系和电力企业的成本效益，又由于其基础能源的特性决定了其影响面很大，定价部门只能在涨还是不涨，如果涨，要涨多少之间权衡。这显然已不适应我国市场经济的发展，政府只有放弃对价格的指导，只保留为维护社会公平而确立的最高限价权利，让市场来决定价格的浮动，才能摆脱越来越力不从心且费力不讨好的角色。电力市场是电价改革的必需载体——电监会副主席宋密谈电价改革记者：《电价改革方案》明确，此次电价改革的目标是逐步建立与社会主义市场经济体制相适应的电价形成机制，而电监会承担著推进电力市场建设的重要任务。您认为电力市场建设与电价改革是什么关系？宋密：建设电力市场是电价改革付诸实施的前提。电价改革的目标是建立适应市场经济的电价形成机制，因此，电价改革不可能在原有的计划经济运行模式下进行，必须建立崭新的市场运行模式，才能使电价改革有实施的场所和载体。从这种意义上说，没有电力市场，就没有电价改革。同样，当电力市场规则已经确定，电力市场开始运行后，如果没有电价改革的跟进，没有投资管理体制的改革，电力市场也很难运作，通过市场配置资源也难以实现。电价改革与市场建立，是相辅相成、相互依存的，二者不可能脱离而独立存在。没有电力市场的建立，电价改革也只能停留在制定原则上，无法进行实践。在推进电力市场建设方面，电监会将本着因地制宜、试点先行、梯次推进的原则，今年先选择部分地区进行区域电力市场建设的试点，同时加强对其他区域电力市场的研究准备工作，争取用三年左右的时间初步形成各大区域电力市场。同时，要建立健全市场管理体系，不断完善和加强区域电力市场的建设，促进市场竞争机制、调节机制的形成，促进投资等配套机制的改革，推进电力体制改革平稳地向前发展。记者：在电力体制新旧转换期间，将不可避免地出现各种利益冲突和矛盾，诸多矛盾体现在电价政策的执行和市场的规范管理方面。电监会作为监管电价的职能机构，今后将如何加强电价的管理？宋密：在电价监管工作中，电监会将站在公正立场上，维护市场秩序，保护公平竞争，监督企业按照电力市场规则进行竞价，严禁通过低价倾销、价格垄断、串通竞价等不正当竞价行为获得非正常收益；对于未竞价的，要监督检查其是否严格执行国家上网电价电量政策。电监会还将对合同的执行情况进行监督，维护双方的合法权益，并对收费、电价结算等进行监管，对输配电价政策、销售电价政策以及峰谷电价、季节电价政策的执行等进行监督。为摸清情况，更好地执行电价监管职能，电监会上半年开展了一次全国范围的电价大检查，发现了一些突出问题。这些问题不仅对目前市场的供求关系产生了逆向调节作用，而且对产业结构调整产生了不利影响。其中的严重越权违法行为，弱化了中央政府电价管理的权威性，恶化了电力投资和经营环境。目前电监会正会同有关部门，抓紧就这些问题进行整改。我认为，尽管电监会将通过对执行国家电价政策情况的监管来规范电力企业的电价行为，维护公平竞争的电力市场秩序，但真正解决电价中存在问题的根本出路仍在于电价改革。记者：电监会在推进电价改革方面将重点做好哪些工作？宋密：一是要提出电价改革调整建议，二是以电力市场为背景，加快电价改革步伐。我们将根据《电价改革方案》及国家发改委电价改革的总体部署，及时提出电价改革和调定价建议，促进建立清晰、分环节的电价体系和相应的电价形成机制。针对改革后出现的新问题及技术性、基础性较强的电价管理工作，如辅助服务收费、大用户直供电价、跨区送电价格等，进行前期调研工作，并提出有关建议。电价改革只有在竞争性电力市场的背景下才有实际意义，同时电价问题关系著各市场主体的切身利益，关系着电力市场运作的成败。电监会将与发改委共同研究，提出切实可行的区域电力市场电价改革方案。方案要从区域电力市场建设实际出发，符合电力体制改革与发展的需要，符合电价改革的总体目标要求，有利于促进电源与电网协调发展，有利于进一步实现资源优化配置，有利于提高效率、降低成本、促进增长。对电价改革的几点建议电力作为优质高效的二次能源，在国民经济和人民生活中处于十分重要的基础地位。电价就是电能这个“发、输、配、售”同时完成的特殊商品的价格。电价对电力企业的经济效益乃至其生存发展有着举足轻重的作用，同时与国民经济中的各个行业、人民群众生活有着十分密切的关系。电价改革是电力体制改革的重要组成部分，如何解决目前电价改革中存在的问题，推动电价改革健康发展值得我们认真思考。一、改革电价管理体制，建立健全法律法规一要尽快适应电力体制改革和电价改革的新形势，修订好《电力法》，在此基础上，制订颁布《电价管理条例》，明确规范适应社会主义市场经济体制的电价形成机制，制订好电价的制订原则、计算方法和审批程序。电价改革的指导思想应是：打破垄断、公平竞争，约束造价、降低成本，实现资源优化配置，促进发电、输电和配电协调发展。改革的基本原则：1、电价形成机制要与电力体制改革相适应，与电力体制改革配套进行；2、引入竞争机制，降低电力成本，提高供电效率；3、充分发挥市场机制作用，促进资源的优化配置；4、对垄断环节的价格管制要建立在科学核定成本的基础上，提高价格管理的科学性与透明度。二要实行分级管理，在市场竞争中形成上网电价；高压电网输电价格由国家价格主管部门负责制订监督；低压电网的配电价格由省级政府价格主管部门负责制订和监督；基层供电公司的供电价格在市场竞争中形成，由市县政府价格主管部门负责监督。三要在电价制订调整过程中实行价格听证制度，充分听取不同利益主体的发电、输电、配电及用户的意见，使电价真正起到资源优化配置的作用。二、妥善处理历史遗留问题，为深化电价改革做好准备如何使各历史时期不同隶属关系、不同投资主体的发电厂的电价问题得到科学合理解决，使它们在适应市场经济条件下的电价改革实施前，处于相对平等的起跑线上，是我们应立即开展的工作，要约束电力成本的上升，对核定上网电价办法进行调整。一要对现已运营的发电厂按发电项目经营期（火电20年、水电30年）核定平均上网电价，原则上火电按13〜18年（水电18〜25年）归还贷款计算还本付息额。现发电企业已按还贷期核定上网电价的，也统一改为按剩余经营期核定平均上网电价。还贷已结束或折旧已提完的重新核定发电成本，降低上网电价。仍在还贷期内的对尚未归还的贷款改为按剩余经营期重新核定上网电价。二要对新投发电企业按发电企业的社会平均成本核定上网电价，即按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定。三要对外商直接投资的发电企业，在按已与省级以上政府签订并明确电价规定合同的基础上，在有关各方协调一致下按统一办法重新测算核定。四要严格控制老电厂因改制或向境外企业出售产权而提高电价的现象发生。三、实行“厂网分开，竞价上网”，在竞争中形成上网电价实行厂网分开，就是要把电网经营企业所属的电厂从电网中剥离出来，成为与电网经营企业无产权关系的独立的发电公司，与独立电厂一样在同等条件下平等竞争。改革电价形成机制的核心就是在建立电力市场的基础上，通过竞争形成上网电价，以引导企业降低工程造价，提高技术水平，降低燃料消耗，加强管理降低成本、提高效益。目前要按照国家“厂网分开、竞价上网”试点意见，搞好试点，积累经验，制订好“竞价上网”指导意见。要规范发电公司报价，以机组为单位分时报价。机组的报价以其发电成本为基础。电力市场按照机组报价的高低顺序，以供需平衡点的机组报价作为该时段的统一上网价。四、适应电力体制改革进程，逐步建立发电、输配电和售电三段式电价体系，改革电价结构三段式电价是指销售给用户的最终销售电价将由上网电价、输电电价和配电电价叠加而成。其核心内容在于把输电、配电电价从传统的销售电价中单列出来并据此核收相应的电费，以适应厂网分开、输配分离的需要。输配电电价的制订也应按合理补偿成本费用，合理确定收益，依法计入税金的原则核定，同样也要设置合理的电价结构。目前要在清理规范供电企业对用户各项收费基础上，测算现行销售电价中实际包含的输配电成本费用、供电损耗和税金、利润标准，在此基础上研究提出各电网经营企业输配电价格的合理水平，为2002年改革输配电价格形成机制做好准备。输配电价格应由中央、省级政府合理定价，应使电力生产各环节电价比例适当、合理。供电企业的供电价格要由市场竞争形成，并建立与上网电价联动机制。鼓励买方竞争，允许配电企业和大用户进入电力市场，在市场上直接向发电企业购买电力，签订长期供电合同，高压输电企业和低压配电企业的电网，必须对所有用户开放。电价结构改革要有利于反映电能商品成本，有利于用户公平合理的负担电能商品成本，有利于执行国家产业政策和节约能源政策，有利于简便易行，有利于电网商业化运营和电力企业的生存发展。五、加快农网改造和农电体制改革，积极实施同网同价农村电网建设与改造及农电体制改革工作为实施城乡同网同价提供了前提条件。一要加快