电力能源体制改革及其存在的问题

第四章电力改革一、电力工业改革的历程1、改革开放前的计划经济时代2、市场化的时代1、改革开放前的计划经济时代到“一五”计划完成时，尽管中国的电力工业得到了很快发展，但是还是跟不上国民经济发展的步伐。实际上，缺电已经成为中国电力改革的直接动力。1958年，中共中央召开南宁会议，毛泽东提出了“电力先行”的口号，要求加快电力发展，在这个思想的指导下，电力工业有了长足发展。然而，从1966年起，受“文革”影响，电力工业的发展速度逐步滞后于国民经济发展速度，电力工业逐渐成为国民经济的“瓶颈”，缺电现象开始出现，上世纪70年代初期出现全国性缺点局面。到1978年，全国发电装机缺口达1000万千瓦，发电量缺口达400亿千瓦时。电力发展的脚步踌躇不前。改革开放前，我国电网规模不大，大多数为独立省网，不少省网还分别由几个独立的小电网供电。2、市场化的时代自改革开放以来，针对不同发展时期，我国进行了一系列电力工业体制改革和管理模式的探索，主要经历了三个阶段。（1）缺电形势下的集资办电（2）政企分开的改革探索（3）厂网分开改革（1）缺电形势下的集资办电1985年之前，我国电力工业一直实行国家集中统一的计划管理体制。中央政府是全国电力经济活动的惟一决策主体，负责全国电力资源的配置，直接组织电力生产供应和电力投资建设。这种典型的计划经济体制严重制约了电力工业的发展，造成了全国长达20多年的严重缺电。为迅速扭转电力短缺的局面，调动地方政府、企业、外资等方面的积极性，1985年，电力工业开始实行改革，采取了两项主要改革措施：一是实行以“电厂大家办，电网国家管”为方针的集资办电政策，对新建电厂实行“还本付息”电价，其目的是吸引社会资金投资兴办发电厂，创造必要的投资激励机制；二是在管理体制上实行省为经营实体，中央政府逐步放松对电力工业的准入监管和价格监管，同时对地方政府适当放权。这些改革措施极大地推动了电力工业的迅速发展，电力装机容量每年以新增1000万千瓦的速度递增，到1995年全国电力装机容量突破2亿千瓦，全国性电力短缺的矛盾基本得到解决。（2）政企分开的改革探索1997年3月，电力工业管理体制进入第二轮改革，进行了政企分开改革，成立了国有独资的国家电力公司，与电力工业部双轨运行一年以后。1998年，电力工业部被撤销，国家经济贸易委员会下设电力司，原电力部的行政管理职能移交该电力司。这一轮改革后，国家电力公司不再具有行政管理的政府职能，只是一个电力生产运营商。但是，垂直一体化经营的国家电力公司，集发电、输电、配电、售电于一身，几乎控制着全部电网和一半的发电厂，依然保持着垂直垄断的格局。（3）厂网分开改革90年代末期，中国电力市场的供求关系发生了变化，电力供应不仅不再短缺，而且实现了供需基本平衡，甚至有些地区出现了阶段性的供大于求。这一变化导致了发电市场开始出现竞争并且竞争程度逐步增强，逐渐显现出了电力工业产业组织结构垂直垄断的弊端：一方面，在发电市场上，国家电力公司拥有电网和调度权，由于缺少“公平、公正、公开”原则的市场竞争规则，独立发电公司与国家电力公司所属电厂处在不平等的地位上；另一方面，电力市场的地方保护主义即省间壁垒逐渐变得异常突出。2002年，在国务院《关于印发<电力体制改革方案>的通知》（国发〔2002〕5号）精神和基本原则指导下，中国的电力体制进行了重大改革。改革的重要举措：一是拆分国家电力公司资产，重新组建为两大电网公司（国家电网公司、中国南方电网有限责任公司）、五大发电集团（华能、大唐、国电、华电、中电投集团）和四个辅业集团（电力顾问集团、水电顾问集团、水利水电建设集团、葛洲坝集团）；二是成立国家电力监管委员会，对电力工业实施监管。2003年3月，国家电力监管委员会组建成立，按国务院授权履行全国电力监管职责，国务院有关部门依据相关法律法规履行相关监管职责，中国电力工业新的管电体制框架逐步形成，由过去的行政管理逐步走向市场监管。国家电力公司系统发电资产可控容量20000万千瓦(含在建项目),权益容量13000多万千瓦,在扣减国家电网公司管理的各区域电网保留抽水蓄能和应急、调峰电厂、国家电网公司系统暂保留并转让发电资产和划转给重组中设立的辅业集团公司以及为南方电网公司预留用于保留或转让的发电资产外,其余发电资产(可控容量16000万千瓦、权益容量10000万千瓦)按照规模相当、资产质量相当、地域分布合理的原则并尊重历史进行配置和重组。这其中国电公司系统保留并转让的发电资产权益容量近650万千瓦用于补充电网建设资本金和补偿部分必要的改革成本。而划转给重组中设立的辅业集团的参股发电资产权益容量920万千瓦用于支持主辅分离改革。2002年12月29日，国家电网公司，中国南方电网有限责任公司，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等5家发电公司，中国电力工程顾问集团公司、中国水电工程顾问集团公司、中国水利水电建设集团公司、中国葛洲坝水利水电工程集团公司等4家辅业集团公司同时挂牌。二、电力体制改革的成果经历以上三个阶段的改革，特别是2002年的以“厂网分开”为主题的改革以后，我国电力工业取得了突飞猛进的发展，主要表现在以下几个方面：1、全国发电装机容量增长迅猛。2002年底，全国发电装机容量约为3.6亿千瓦，而截至2006年底，全国发电装机容量已达到6.22亿千瓦，即在2002年改革后的四年中，全国发电装机增长了72％，预计到2007年底，全国发电装机将比2002年翻一番。2、发电侧主体进一步多元化。2002年，国家电力公司全资及控股装机为1.7亿千瓦，约占全国总容量的47％。国家电力公司发电资产改制后的五大发电集团截至2006底装机容量为2.4亿千瓦，占全国总容量39％，即下降了8个百分点。其他独立发电主体装机容量有所上升，发电主体进一步多元化。

3、发电工程造价大幅降低。由于发电主体进一步多元化，发电企业在竞争环境下注重加强内部管理，不断提高效率、降低成本，发电工程造价在几年中大幅降低。以火电工程为例，单位概算从2001年的5000元/kW下降到2005年的4000元/kW左右，下降幅度约20％。4、政府管电职能逐渐从行政管理过渡到行业监管，独立电力监管机构逐渐走向成熟。2002年改革，实现了政监分离，在全国建立了独立的、专业的、垂直一体的电力监管机构。新体制运行四年多来，在推进竞争性电力市场建设，促进政府电力管理方式和管理观念转变、提高监管的科学性和规范性、确保电力安全等方面，取得了显著的成效。三、电力体制存在的问题如前所述，自2002年电力体制改革方案实施以来，我们实现了厂网分开，发电主体进一步多元化并在竞争中降低了成本、提高了效率，监管机构也初步建立，但从全社会公众角度看，这仅仅是电力工业自身结构的调整，老百姓没有享受到电力改革的成果，电力体制还存在很多问题没有解决。1、消费者没有享受到电力市场化改革的成果。在发电主体进一步多元化的同时，尽管各发电主体已经形成了潜在的竞争意识，但企业所节约的成本、获得的效益仍然只是企业自己享有，老百姓无法享受到电力竞争所带来的效益。例如，根据专家测算，2003～2005年，发电企业因为造价降低节约了1400亿的投资，而2004年和2005年，销售电价分别平均上涨了2.84和2.52分钱，消费者多支付了约1600亿元，即使是考虑前几年煤炭价格上涨的因素，消费者也难免对电价上涨产生质疑。消费者享受不到企业成本降低的成果，体制上原因是目前我们还没有真正建立电力市场化的竞争机制，还没有形成市场竞争效益的传导机制，电价机制并没有根本性的改变，市场交易模式仍然单一，缺乏多样化和可选择性，最终销售电价仍然是政府核定，用户也没有购电选择权。2、对电力垄断企业监管不力。虽然发电企业基本实现了主体多元化，但是整个电力行业绝大部分主体仍然是国有垄断型企业，从2002年的电力体制改革至今，电力行业的垄断不仅没有被打破，反而进一步加剧并受到公众的指责，表现出政府监管国有垄断型电力企业仍然存在着体制缺陷。例如，我国电力投资和电价控制权仍在发展改革委，绝大部分国有电力企业绩效管理职能在中央或地方国资委，电力环保监管职能在环保总局，电力安全和电力市场监管在电监会。这种横向职能的分散配置，看似各部门各负其责，互不影响，但从几年来的实践来看，这种多头、分散式监管，使得对电力企业的监管能力减弱，垄断电网企业进一步加强集约化管理，增强了电网的垄断势力；发电企业形成利益集团的割据局面，非公经济主体很难进入。3、电力企业的效益依然很低如前所述，我国电力工业中，国有资产占绝大部分比重，由于长期处于垄断地位，企业效益长期在低水平下增长。国有电力企业盈利水平低，一方面反映出国有垄断企业普遍存在的市场激励不足，另一方面也反映出对国有电力企业的绩效激励机制还需要进一步的改进和加强。4、电力市场建设缓慢，配套政策落实难度大。由于电力市场建设迟缓，当前电力工业落实国务院节能、降耗、减排、环保等政策措施难以通过电力市场的方式加以落实，只能用传统行政命令方式进行，缺乏统一的市场规则，执法标准不统一，执行力不强。例如，关停高能耗、高污染小火电的节能、减排措施，若没有强有力的、统一的市场退出机制，各地方政府执行中难免受阻，也难以做到公平；如果建立了统一的电力市场准入、退出机制，关停措施的执行也可以做到一视同仁。又比如，新近提出的通过改变电网调度方式降低能源消耗的措施，如果不与电力市场很好的结合，将可能倒退到80年代计划调度体制，明显不符合社会主义市场经济的发展方向；如果将节能、降耗措施纳入到电力市场运行统一规则下，设置能耗、污染“门槛”指标，节能、高效机组优先排序，则老小机组在市场竞争中自然淘汰，这样既能很好贯彻落实节能、降耗、环保政策，又能够实现电力工业在统一、公正、透明的电力市场规则下的和谐发展。四、我国电力结构的突出矛盾和

主要问题1、小火电尾巴甩不掉。截至2006年底，10万千瓦以下的火电小机组高达1.15亿千瓦，占全国火电装机的23.7%。小火电的缺点：一是浪费大，二是污染重（大型高效发电机组每千瓦时供电煤耗为290－340克，中小机组则达到380-500克，同时，由于技术水平低下，小火电大量排放，2005年小火电机组二氧化硫和烟尘排放量分别占电力行业总排放量的35％和52％）；同时还造成不公平竞争（统配大电厂承担了电价的社会平抑功能，比如对农业用电、化肥、化工、居民照明用电要进行价格上的扶持和照顾，但小电厂则游离于国家宏观政策调控之外）。90年代末，国家就开始打响了关停小火电的战役。早在1999年，当时的国家经贸委就曾出台文件，要求单机容量在5万千瓦（含）一下的中级低压常规机组在2003年前关停。此后，关停机组的容量扩大到10万千瓦级，但是，几番高调展开的关停行动，屡屡无功而返。小火电屡禁不止，究其根本，还是短期利益驱使。由于小火电发电成本比网电便宜，处于追逐短期利益的考虑，上马自备电厂等小火电被一些企业认定为大幅降低生产成本的必然选择。同时，这些上马小火电的企业，一般都是地方招商引资项目或者地方支柱企业，地方政府也乐见小火电上马。随着电力供应形势的缓和，关停小火电的良机再次降临。最近，国家出台以“上大压小”为核心的一整套“关停新政”，决意不让机会再次错过。2、电源结构不合理，火电一家独大。2006年，我国发电装机规模6.22亿千瓦，燃煤火电机组77.8%。（2005年75.6%）由于火电建设具有工期短见效快的优势，火电成了大干快上的理想对象。于是，即使在水电、风电、核电也快速发展的近期，火电比重仍不降反升。火电比重过大，造成二氧化碳和二氧化硫等有害气体排放居高不下。火力发电正消耗着一半的全国煤炭产量，40％的工业用水；二氧化碳排放量占全国一半以上，烟尘排放占20％，产生的灰渣占70％。到2020年计划火电装机占60％，发电占70％，仍高于世界平均40％的水平。改善电力结构成为电力工业发展改革当仁不让的主题。面对严峻形势，“十一五”规划再度强调，在优化发展煤电的同时，有序开发水电、积极推进核电建设、适度发展天然气发电、鼓励新能源发电。3、污染物排放偏高。我国能源结构以煤为主，电力生产高度依赖煤炭。2005年全国发电用原煤11.1亿吨，占煤炭消费总量的近50%，占一次能源消费总量的36%，全国排放的二氧化硫总量约2400万吨，其中，燃煤发电占1300万吨，超过了一半。4、调度方式陈旧落后。目前，我国发电调度方式是以电厂或发电机组为单位，参照上一年度发电量完成情况，对各类机组大致平均分配发电量指标。这种调度方式曾为鼓励多家办电、尽快扭转当时的严峻缺电局面发挥过积极作用，但由于忽视了能耗和排放水平的因素，使能耗高、高污染的小火电享有了与大型高效燃煤机组同样的发电利用小时数，在很大程度上刺激了小型燃煤、燃油火电机组的建设，造成了巨大的能源浪费和环境污染，已经不能适应节能减排的要求。这种看似公平的调度方式，使高能耗、高污染的小火电与水电、核电等清洁能源以及大型高效燃煤机组基本享有同样的发电时间。实际运行中，小机组未达到发电计划指标时，大机组即使有潜力也不能多发；燃煤机组未能完成计划发电量时，水电甚至只能弃水来保证其计划发电。5、电源建设无序现象仍存。2006年全国违规建设的电源项目达到上亿千瓦。这几年电力建设呈现的大起大落和无序乱象，与电力需求预测不准和规划滞后有关。“对未来电力需求走势吃不准，是中国电力的老毛病”，这直接导致1998年后的电荒。三年不上火电期间，很多老老实实遵照执行的省份在随后尽尝缺电的苦头。而不听话的某些省份违规建设了不少电力项目，却在随后而来的全国大缺电中过着从容的日子。这不由让人对现在的规划生出一份怀疑。6、“高投入、高消耗、低效率”，仍然没有摆脱粗放型的发展方式。我国每千瓦时平均供电煤耗约比发达国家高60克标煤，线损率比发达国家高2%～3%，火电厂耗水率每千瓦时比国际先进水平高40%多，主要电力企业的劳动生产率不到世界先进水平的1/3。此外，电力企业主辅不分的问题普遍存在，成本模糊、笼统，不能有效控制，交叉补贴和关联交易不可避免，极大地降低了行业效率。总体上看，我国综合单位能效是发达国家的1/3，美国的1/4，日本的1/5。国有电力企业总资产回报率只有1%～2%，远低于银行贷款利率的5%～6%和发达国家的9%～11%。7、电网建设相对滞后，历史欠账多，地区发展不平衡。长期以来，受“重发轻输不管供”的影响，加之电网投资主体单一，电网建设相对滞后于电源建设和用电需求。随着电源建设的快速发展，电网发展滞后的现象更为突出。无论是远距离输电，还是区域省间联网，尚不能满足西电东送和市场建设的需要。城市电网结构不合理、线路陈旧、设施老化等薄弱环节，仍有许多“卡脖子”现象，导致有电落不下，供电可靠性和服务质量不高，与国外先进水平相差较大。与世界平均水平1：0.5：0.7的发、输、配电投资相比，中国的比例是1：0.23：0.2，投资的长期不平衡开始清晰显现。但对于加大电网投资，人们还存在争议，强大的电网被视为垄断的工具和象征，国家电网公司对特高压电网的投资计划引发了众多的质疑。中国电网项目基本靠银行贷款，电网公司的上市计划屡被搁置。应该适度超前加强电网建设。在建设中应作到电网改造与优化并举。针对电网建设资金匮乏的问题，有专家指出，应当推进电网企业进入资本市场，国家有关部门应尽早启动大型电网企业的股份制改组工作。同时，积极促进电力企业投融资体制的改革创新，如加快电价改革步伐，建立电网投资回收和滚动发展机制。五、未来电力工业发展的基本思路1、优化电源结构优化发展火电，有序发展水电，积极推进核电建设，适度发展天然气发电，鼓励新能源发电。具体举措：“上大压小”“上大压小”的具体内容就是要将新建电源项目与关停小火电机组挂钩。在建设大容量、高参数、低消耗、少排放机组的同时，相对应地关停一部分小火电机组。上大给关小创造了市场环境，关小则为上大腾出了容量空间，两者之间相辅相成，互为因果。为了调动地方和企业实施上大压小的积极性，允许按一定比例折算，即：建设单机30万千瓦机组要关掉其容量80%的小机组，建设单机60万千瓦机组要关掉其容量70%的小机组，建设单机100万千瓦机组要关掉其容量60%的小机组，也可按等煤量计算。“十一五”期间，要力争实现三个目标：（1）确保全国关停小燃煤火电机组5000万千瓦以上，包括关停燃油机组700万—1000万千瓦，各地应根据实际情况力争超额完成；（2）通过关停小火电机组，要形成节约能源5000万吨标准煤以上、减少二氧化硫排放160万吨以上的能力；（3）建成一批大型高效环保机组和其它清洁能源、可再生能源发电机组。2007年上半年，全国关停小火电机组装机容量551万千瓦，占全年关停1000万千瓦目标的55%；全国6000千瓦以上电厂发电生产供电煤耗率为356克/千瓦时，比去年同期下降8克/千瓦时，在发电用煤同比增长17.99%的情况下，二氧化硫排放同比下降了5.4%左右，这意味着电力行业结构调整迈出坚实的一步，小火电机组过多、火电机组比重偏高、清洁能源利用不足等一系列问题在电力供需基本平衡的条件下正逐步得到改善。2、提高能源效率积极采用先进技术，推广使用高效节能的发电及输电设备；加大技术改造力度、提高设备利用效率，在热冷负荷比较集中或者发展潜力较大的地区，因地制宜的推广热电联产或者热电冷汽多联供技术；改进发电调度方式，实施节能环保调度，加快淘汰能源利用效率低、发电煤耗高、污染排放重的小火电机组以及损耗高的老旧输配电设施。具体举措：“节能调度”节能调度就是将按照节能、环保、经济的原则，将各类发电机组编制序位表，优先调度水能、风能、太阳能、生物质能、核能等清洁能源，其次调度热电联产、资源综合利用、天然气、煤气化发电，之后按照机组能耗和排放水平，对燃煤机组进行排序，依次调度。实行这一办法后，能耗低，已安装脱硫装置的燃煤机组将优先得到调度，能耗高，污染重的小型燃煤、燃油机组将难以上网发电。这一办法将首选在南方五省市进行试点，取得一定经验后，明年１月起再在全国推开。按照“十一五”规划纲要，2010年单位GDP的能耗要比“十五”末期下降20%。2006年上半年单位GDP不降反升，上升了0.8%，经过下半年的努力，万元ＧＤＰ能耗为１．２０６吨标准煤，比２００５年下降１．３３％，这是自２００３年以来单位ＧＤＰ能耗首次下降。２００７年上半年，全国单位ＧＤＰ能耗同比下降２．７８％，保持连续四个季度下降，巩固了去年全年单位ＧＤＰ能耗下降的良好势头。3、保护生态环境我国能源结构以煤为主，电力生产高度依赖煤炭，煤炭大量开采和燃烧，引发了严重的生态环境问题，包括地面沉陷，地下水系遭到破坏，酸雨危害的地理面积逐年扩大，温室气体和固体废料的大量排放等等。2005年全国排放的二氧化硫总量约2400万吨，其中，发电占1300万吨，超过了一半；二氧化碳排放总量约22.2亿吨。我们规划到2010年，燃煤电厂每千瓦时二氧化硫排放量降到2.7克，要达到国际先进水平，二氧化硫年排放总量控制在1000万吨以内，安装脱硫装置的机组要达到3亿千瓦。每千瓦时烟尘排放量控制在1.2克，烟尘年排放总量控制在300万吨以内，废水排放的达标率要实现百分之百。拟采取的措施包括重点加强二氧化硫排放的控制，鼓励火电厂控制氮氧化物的排放，烟尘排放做到增产不增污，包括对新机组严格控制排放量，根据排放标准，采用高效率的电除尘器和袋式除尘器等。4、加强电网建设电网建设当前主要存在的问题：尚未建立科学合理的电网投资收益机制，电网企业资产负债率较高，投入不足；电网建设体制缺乏自我约束和成本控制意识，因为电网是自然垄断的，目前改革滞后影响新的电价机制的形成；各区域电网的主网架相对薄弱，尚不能适应更大范围电力资源优化配置的需要；局部电网卡脖子的现象还存在，城市配电设施的负担比较重；电网调度监管体系不健全。我国电网建设的总体思路是：推进西电东送、南北互济、全国联网，在更大范围内实现资源的优化配置。“十一五”期间要加快推进“西电东送”三大通道线路走廊建设，包括北通道、中通道、南通道；另外是建设坚强、可靠的区域电网；第三是推进大区电网互联，适当控制交流同步电网的规模。5、继续深化电力体制改革“十一五”期间的主要任务是：巩固厂网分开成果，推进主辅分离改革，改进电力调度方式，加快市场平台建设，配套推进电价改革，实施输配业务分开核算，加快政府职能转变，完善电力监管体制，积极探索稳步实行输配分开和农电体制改革试点。六、2007年上半年完成情况2007年1-6月份，全国供电煤耗率为356克/千瓦时，比去年同期下降8克/千瓦时。线路损失率6.03%，比上年同期减少0.13个百分点。由于去年发电装机大规模投产，以及跨区跨省电能交易的愈加频繁有效，全国电力供需形势今年上半年总体基本平衡，缺电范围明显减少，缺电程度也明显减轻。上半年，全国尖峰负荷最大缺口为500万千瓦左右，广东省重工业用电增幅居全国首位，缺电问题比较严重。自去年下半年以来，受装机快速增长的影响，发电设备利用小时数持续下降。上半年，全国发电设备累计平均利用小时为2437小时，比去年同期降低100小时。截至6月30日，全国已关停小火电机组551万千瓦，占今年关停1000万千瓦目标的55%。其中，江苏关停113.9万千瓦、内蒙古关停69万千瓦、河南关停45万千瓦、黑龙江关停40万千瓦、山西关停37.5万千瓦、四川关停37.5万千瓦。五大发电集团中，大唐集团关停总容量最多，达129.8万千瓦，华能集团关停107万千瓦，华电集团关停75万千瓦，中电投集团关停71.5万千瓦，国电集团关停71.2万千瓦。华能煤耗水平最低，为339.61克/千瓦时；大唐下降幅度最大，同比下降10克/千瓦时。《化妆品术语》起草情况汇报中国疾病预防控制中心环境与健康相关产品安全所一、标准的立项和下达时间2006年卫生部政法司要求各标委会都要建立自己的术语标准。1ONE二、标准经费标准研制经费：3.8万三、标准的立项意义术语标准有利于行业间技术交流、提高标准一致性、消除贸易误差，作为标准体系中的基础标准，术语标准在各个领域的标准体系中均起着重要的作用。随着我国化妆品卫生标准体系建设逐步加快，所涉及的术语和定义的数量也在迅速增长，在此情形下，化妆品术语标准的制定就显得尤为重要。四、标准的制订原则1.合法性遵守《化妆品卫生监督条例》、《化妆品卫生监督条例实施细则》中关于化妆品的定义。2.协调性直接引用或修改采用的方式，与相关标准中的术语和定义相协调。3.科学性对于没有国标或定义不统一的术语，在定义时体现科学性的原则。4.实用性在标准体系中出现频率较高，与行业联系较紧密的术语优先选用。五、标准的起草经过

第一阶段：资料搜集

搜集国内外相关法规、标准、文献并对国外文献如美国21CFR进行翻译。第二阶段：2007年末形成初稿

初稿内容包括一般术语、卫生化学术语、毒理学术语、微生物术语、产品术语、人体安全和功效评价术语，常用英文成份术语等７部分。第三阶段：专家统稿1.2007年12月第一次专家统稿会（修订情况：1.在结构上增加原料功能术语、相关国际组织和科研机构等内容；2.在内容上增加一般术语、产品术语的种类，将化妆品行业的新产品类别纳入本标准；3.对于毒理学、卫生化学、微生物学术语进行修改；4.删除与化妆品联系不紧密、无存在必要的常用英文成分术语。2.2009年1月第二次专家统稿会会议意见：1.修改能引用国家标准的尽量引用国家标准；对存在歧义的个别用词进行修改。2.删除由于本标准中的“产品术语”一章和香化协会所制定的某个标准存在重复，因此删除“产品术语”一章的内容；对“原料功能术语”的内容进行梳理，删除了20余条内容。3.增加专家建议增加“化妆品限用物质”等若干项术语。第四阶段：征求意见2009年2月面向全国公开征求意见。第五阶段：征求意见的处理与形成送审稿。在征求意见的处理阶段再次征求了相关专家的意见。六