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电力改革范文1
电力改革是本轮改革的重要一环，与政府部门改革和垄断国企改革密切相关。据知情人士透露，此前外界猜测最多的“输配分开”在本轮电力改革议题中将暂时搁置。
知情人士表示输配分开搁置的原因有二。首先，从现实情况看，输配分开很难分得开。因为从目前的配电网的电压等级来看，有些城市已经把22万伏的电路都当作配网来运行了，电压等级无法严格将输配网分割开；其次，分开之后有可能就会形成大的垄断。
“放开两头，监管中间”成为目前电力改革的主要改革思路。放开两头，即放开发电侧和售电侧的业务。而不管是发电侧，还是售电侧的放开都将呈渐进式推进。民营资本进入售电侧改革，更多将集中在增量业务里，而非存量业务。而且未来民营进入电力行业更多的要从投融资方式、经营模式，还有新业务创新方面寻找思路。
本轮电力改革的核心，仍然是电价的形成机制。如何打破目前缺乏开放的市场竞争机制，改变电力行业旧有计划经济的审核管理模式，从根本上确保输配电价通过独立的市场机制形成，是摆在电力改革规划者面前的最大问题。
电力改革要解决三大问题
当前是我国经济社会发展的重要战略机遇期，电力工业面临保障电力供应、提升能源利用效率、保护生态环境和应对气候变化等艰巨任务和重大挑战。以科学发展观为指导，以发展为第一要务，调整能源结构，转变电力发展方式，在切实转变政府职能的同时逐步推进市场机制建设，促进电力工业与经济、社会、生态文明建设协调发展，增强电力企业国际竞争力，应该成为本阶段电力改革的核心任务。
电力改革的核心目标就是建立和完善竞争有序的电力市场，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，促进电力工业科学发展，为经济社会可持续发展、生态文明建设提供稳定、经济、高效、清洁、低碳的电力供应。为此，本阶段电力改革，应在坚持市场化改革方向的基础上，借鉴国际经验，从中国国情和实际出发，按照开放竞争环节、监管自然垄断环节的思路，建立健全市场机制，稳步向前推进。
总结进入新世纪以来我国电力发展中的问题和经验教训，可概括为三大问题，即电力规划管理薄弱、缺乏电力市场机制和电价改革严重滞后，这些问题应该在本次电力改革中逐步得到解决。
首先，规划管理薄弱，电力发展缺乏统一规划的引导。
表现在电力规划的重大问题研究、编制程序、审定及滚动修订缺乏规范化、程序化、透明化的管理机制，规划的科学性、权威性难以保证。项目前期工作缺乏科学管理机制，电力项目良性开发秩序、市场运行机制和问责制亟待建立。
由于统一规划机制的缺失，造成电力的无序发展，如：电源与电网建设不同步、不协调；新建煤电项目与铁路运输、煤炭供应等没有协调匹配，地区性煤电运紧张问题反复出现；由于风电没有纳入电力发展统一规划，造成风电发展与电网发展不协调，使得部分地区风电装机规模大大超出电力系统合理消纳能力，弃风现象大量出现。
其次，没有建立起电力市场机制，电力资源配置基本停留在行政审批的计划经济管理模式上。离上次电力体制改革已十年有余了，尽管电力投资主体多元化格局已基本形成，但真正的市场机制并没有形成。
具体表现在电力投资项目的决策一方面不受国家规划的约束，另一方面作为市场主体的企业没有落实自主决策权，而是取决于政府主管部门的核准。电力企业自主投资的决策权没有完全落实，市场配置资源的基础性作用远未得到发挥。电力投资管理模式基本停留在行政审批的计划经济管理模式上。
由于没有市场化的机制，地方企业与央企、民企与国企、内外资企业等不同的投资主体缺乏公平的竞争平台，这在项目资源获取上表现尤为突出，给企业的公平竞争和多种经济成分的健康发展带来了很多困扰。同时由于缺少市场化机制的有效激励，企业的利润往往取决于政府的政策，削弱了发电企业强化内部管理的动力，出现盲目的投资现象。
最后，电价改革严重滞后。
电力改革最为核心和敏感的问题就是电价问题。2003年，作为电力体制改革的配套方案，国务院颁布《电价改革方案》，但迄今为止未能完全贯彻执行。独立的输配电价还未形成，电价传导机制不健全，电价还不能反映资源稀缺程度和电力市场供求关系。
特别是“十一五”期间，在煤炭等资源类产品价格大幅上涨的推动下，电价不仅不能反映资源稀缺性和供求关系，甚至不能反映发电成本。由于政府管制造成电价失真，价格无法有效向下游传导，市场难以发挥在资源配置中的基础性作用，导致火电企业严重亏损，有些企业现金流断裂，无力组织生产。
建立电力市场机制
目前，新一轮电力改革成为市场关注的焦点，但我认为新一轮电力改革应围绕建立电力市场机制而推进。主要应从以下方面着手：
第一，要通过深化行政审批制度改革、电力投资体制改革和电价改革，建立与社会主义市场经济体制相适应的电力市场机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，逐步替代长期采用的行政审批、计划经济的配置模式。
第二，进一步深化投资体制改革，落实电力企业投资自。要逐步缩小企业投资项目核准范围，及时把取消和下放的企业投资项目核准事项落实到位。目前还需核准的投资项目管理，要建立纵横联动协管的机制。
第三，真正放开发电侧，实现竞价上网。需要授予发电企业在国家统一规划指导下的项目建设自主决策权和自主定价权。电力是一种最典型的同质性产品，在电价市场化的情况下，低能耗电厂成本低、电价低，市场就认可；高耗能电厂成本高、电价高，市场就排斥，这样就可以发挥市场优胜劣汰的作用。
把项目投资决策权还给企业，让电力企业真正成为电力市场的主体，即规划执行的主体、项目投资决策的主体和市场竞争的主体。
第四，放开售电市场，实现竞价购电。一个独立的和非歧视性的开放电网是实现电力自由贸易的必要条件。从我国目前情况看，要积极推进大用户与发电企业的双边交易，逐步扩大到全部用户，让用户具有自主选择权，最终实现“多买―多卖”的市场格局，其关键是废除行政垄断的电价机制。
第五，加快建立电力市场及交易机制。继续开放省级电力市场，发展区域、全国（跨区域）电力市场。建立以中长期双边交易为主、短期交易为辅的电力市场。研究并逐步建立公平竞争的发电投资准入机制。
第六，创新电力市场监管。完善电力监管手段和监管方式，在发电环节强化价格、投资监管，严防价格操纵、无序投资；在电网环节强化开放监管，建立完善的成本加收益监管方式；在供电环节强化服务质量监管，确保供电服务水平。
第七，健全电力法律法规体系。市场经济是法制经济。要加快完成以《电力法》为中心，包括《电力供应与使用条例》《电网调度管理条例》《电力设施保护条例》等法律法规的修改完善，建立健全适应电力市场化改革和运营的法律法规体系。另外，国家应尽快制定《规划法》，从法律层面上对规划地位加以明确。
建立健全科学的电价机制，完善发电能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制；逐步建立和完善市场化的发电价格形成机制；在放开售电侧市场之前，按照成本加收益原则，制定独立的输配电价体系，加强电价监管；逐步推进销售电价结构调整，建立反映资源稀缺程度和市场供需状况、有利于节能减排的销售电价体系，构建由上网电价、输配电价顺加的销售电价机制。
为确保新一轮电力改革的顺利实施，我认为应该从科学性、严谨性方面加强电力系统的建设。
第一，应在政府有关部门领导组织下，在国家能源战略指引下，电力企业、科研部门、专家学者和社会公众等广泛参与，充分发挥中介机构和行业协会的作用，制定统一的电力工业发展规划并与经济社会发展规划有机衔接。
第二，要坚持统一规划、分级管理的原则，确立统一有效、层次分明、功能清晰、相互衔接的规划体系，确立规划的编制与组织制度。
第三，应创新电力发展规划管理机制，建立规范的论证、听证、评审、公布、备案和后评估制度以及项目确定的招投标制度等。根据规划实施情况，及时评估和滚动调整。
第四，政府应成为规划组织实施者，同时又是服务者。优化政府宏观调控，把实施统一规划与发挥市场机制作用有机结合起来。
电力改革范文2
一、目前我国售电测改革的现状和形势
1.电价市场化改革的久拖不决
目前的电价改革，在方向上虽然最终目标是完全市场化价格运行机制，但为照顾低收入群体的承受能力、支持重点行业和关键领域的用电成本等，在电价市场化改革过程中引入了分步过渡的思路，然后实行真正的完全市场化。这种电价内涵对低收入群体、重点和关键行业的价内补贴性职能：一方面造成了煤电价格顶牛和煤电联动机制取消后的发电行业整体亏损问题；同时在当前的电力生态布局下，隐含价内补贴的电价过渡机制，扭曲了电价的价格形成机制，导致了电力系统承担了诸多社会功能而无法完全市场化。另一方面，电价未能有效市场化改革，客观上牵制了售电侧输配分离和配售分离的市场化改革，强化了电网公司的垄断强势。
2.发电侧与售电侧间隔性增加了电力体制改革的复杂性
电力领域是囊括了发电、输电、配电和售电等完整的产业生态链，先发电侧后售电侧的改革思路，客观上割裂了电力体制改革的完整性，容易造成改革的前后顶牛和利益扭曲问题。事实上，不论是煤电顶牛还是一度出现的发电企业的整体亏损，都与当前电力改革的先后有别的分步改革有着直接的关联；而电网公司在主辅分离上先分离后拓展辅业，甚至部分省网公司采取各种可能手段投资发电项目，再度挑战相对较为成功的厂网分离，都与这种先发电侧后售电侧的分步改革相关。
3.电网公司的垄断强势急剧增加
在配电环节，成立多家专业的配电公司，进行竞价配电服务。售电业务则可以是发电企业直接面对最终用户（目前试点的直购电），也可以是发电企业把电卖给售电公司，售电公司直接面向最终用户。而电网公司将专司电网建设维护和输电服务。输配售业务电网公司继续独揽意味着售电侧的市场化改革只是电网公司的内部市场化，而非售电侧的市场化。显然，售电侧的市场化改革就是对电网公司的重新定位，这是电改能否有效推进的关键。
二、供电企业如何应对售电测改革
1.无歧视开放售电平台和规范交易方式让用户“轻松选”
市场主体应依法签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。放开的发用电计划部分通过市场交易形成，可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定；未放开发用电计划部分执行政府规定的电价。参与市场交易的用户购电价由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成。电力交易机构负责提供电费结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收国家基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。
2.依法建立售电市场信用体系与风险防范机制让用户“放心选”
（1）依法建立信息公开机制
有效竞争的售电市场要以公开、透明、及时的信息交互为基础。省级政府或由省级政府授权的部门要定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等详细信息。各类市场主体要在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司有关情况和信用承诺，对公司重大事项进行公告，并在规定期限内公司半年报和年报。政府监管机构要对公司重大事项范围及内容、公司有关情况内容、信用承诺内容、半年报和年报内容等进行规范和限定。
（2）依法建立市场主体信用评价机制
省级政府或由省级政府授权的部门依据售电市场交易信息和市场主体市场行为，依法建立市场主体信用评价制度。通过信用评价，要把各类市场主体的信用等级和评价结果向社会公示，既作为用户自主选择售电公司的重要参考，又促进市场主体强化市场竞争意识和提升服务质量水平。还应相应建立黑名单制度，对严重违法、违规的市场主体，提出警告，勒令整改，拒不整改的列入黑名单，不得再进入市场。黑名单的标准尺度要详尽周密、公开透明，不留灰色地带，不搞灰色操作，防止权力寻租。
（3）依法建立风险防范机制
要强化信用评价结果的应用，政府和市场主体通过各类公开信息特别是信用评价结果信息，及时发现市场行为偏差、交易漏洞、违约等潜在风险，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险，防止市场主体权益受损。市场发生严重异常情况时，政府可对市场进行强制干预。
（4）以实事求是的态度进行改革
首先，我国供电企业在进行整改时不能对国外改革方案进行照搬，必须根据我国实际国情和居民用电实际情况结合其他国家和地区的整改计划进行分析和探讨，寻找出符合我国居民用电和国家实际情况的售电测改革方案并实施，加强对我国售电测改革方案的监督和管理；其次，供电企业在实行售电测改革时必须严格按照[2015]9号文件的要求和条例进行稳定改革，在进行试点工作中进行分析和总结，及时找出改革方案在实施中出现的漏洞和不足，并通过改善和结合国家法规进行相关调整和补充，以实事求是的态度进行改革；第三，各省市区领导部门必须成立相关的售电测改革监督小组，并加强对供电企业的监管力度，通过严格检查等以实际、严谨的态度紧抓售电测改革方案，并以公开、公平的原则为基准，对各个地区的供电、用电进行监督管理，如发现有违规行为立即追究其相关责任，并积极对收电测改革进行评价和整理，为我国实现电力改革做出贡献。
电力改革范文3
在中国，发电环节是非垄断性的，各种所有制企业均可投资电厂。但电厂在中国的电力管制政策之中两头受气，因为煤炭是市场价格，而上网价则属管制价格，煤电并不联动。由于近些年煤炭价格上涨过快，环保要求也更加严格，但上网电价一直较低，大部分发电厂处于亏损或者微利状态。
大众关注的是魏桥发电成本为何较低？简单来说，这是因为环保成本、煤炭价格（运输成本）、储煤成本以及折旧成本和运行维护费用不同，而且魏桥成本电价并不一定比其他电厂便宜，只是其自用电价没有包含电网增加的部分。一个明显的例子是，外资电力公司在过去的十年都纷纷撤出中国，全球最大的独立电力公司之一美国AES正在出售其在华资产，就是因为中国发电企业很难赚钱。
事实上，所谓魏桥电价是国家电网的1/3也是一种未经调查的误传，最新的调查发现，其为非本企业居民和其他企业供电真实价格并不比国家电网低。而且，如果魏桥电厂自建网络并提供稳定的电力供应，其成本可能更高。
电力输送是自然垄断的行业，没有那个国家或企业去重复建设几个投资成本与维护费用都很巨大的电网。而且中国《电力法》中也规定一个地区中只允许有一个运行主体。因此，电网的垄断性并不是改革的目标，而是其定价机制需要改变。
国家电网现在享受上网电价与配售电价的差额，在这个差额当中，有大量政府征收的各种建设基金、扶持资金与附加费。中国人已经承担了各种过高税负，这些包含在电价当中的征收项目应由财政支付，而且中国财政的增长速度和规模异乎寻常的庞大，没有理由在电价中向企业与居民重复征收，何况这些资金用途往往去向不明。
其次，要计算出合理的电网维护成本。国家电网之所以备受诟病，是因为其人工费用过高，媒体经常报道抄表员的工资都有上万元（这更像是一种没有根据的比喻），还有巨额奖金和各种福利，依靠垄断享受过高的收益，而由电厂和市场承担这种垄断成本。因此，改革的目标应该是让输电、配电分开，国有电网公司可以垄断输电，但只应收取过路费，而且费用要经过严格的成本核算。
魏桥模式的意义在于，它为中国正在试点的“大用户直接交易”提供了推力。所谓大用户直接交易，就是用电企业引入市场，赋予其购电选择权，变由国家电网的“独买独卖”为“多买多卖”，打破电网单一垄断，即发电企业与用电企业直接交易，降低垄断环节因垄断经营带来的输配电隐形成本过高等问题。
电力改革范文4
电价机制是一个复杂的体系，特别是在一个已经厂网分离和市场竞争化改革的市场。这个体系含括了上网电价和销售电价的设计和匹配，既要在发电侧鼓励竞争、防止市场势力操纵价格扰乱秩序，又要在售电侧保证电价的相对稳定并发挥相应的财税再分配功能，同时价格机制设计者们还在不断探索在满足上述条件的基础上，能够鼓励清洁发电技术和消费侧节电的价格政策工具。
二十多年来，各国电力价格机制设计的实践和试验既有成功经验，也有深刻教训，更让学术界和政策设计者对电力市场机制设计有了更为深刻的认识。本文将从上网电价设计、售电侧价格政策工具设计等方面，概略的梳理各国电力价格机制的实践和试验。
价格机制才是关键
厂网分离后，一般认为发电侧不再有自然垄断的约束，不再需要监管的垄断体系提供服务，而应代之以自由竞争市场，通过市场机制形成上网价格。然而，厂网分离这一改变并不足以形成一个繁荣而可持续的市场。
一些地区厂网分离，由于没有有效和明确的市场平台和交易方法，一些厂网分离的地区并没有真正形成市场。因此，一个明确的市场交易方法和相应的保障体系对市场的形成是不可或缺的。
在各国的机制设计实践中，目前主要的价格机制有两种：一是市场统一价格，即市场上的供求双方的买卖都以一个价格核算；另一种是节点边际价格，即市场上的供求双方支付各自接入电网点的价格。
市场统一价格是不少欧洲市场选择采用的模式。这些市场的设计者认为，统一的价格有助于竞争的形成（虽然理论上和事实上均非如此）。事实上，统一价格机制无法反应整个电力系统的资源稀缺程度和物理约束。和其他市场不同，电力市场中电网硬件对电力商品的流通约束极强，同时还需要满足电力生产和消费的实时平衡。
因此，位于电网不同位置的相同电力消费对电力系统而言，供给的边际成本是不同的。这种差异包括了输电损失带来的成本和拥堵造成的损失。在拥堵时，高成本地区无法从低成本地区输入电力造成的成本。市场统一价格机制难以反映这一问题，因此，市场统一价格机制不仅会造成资源的错配，还会给电网调度带来困难，使得电网调度者不得不认为干预市场均衡的形成，降低了电力市场的竞争性。
理论上，一般认为节点边际价格体系主要在智利、阿根廷和英美等国的电力市场中被选择作为上网电价形成的核心机制。
节点边际价格包含了发电成本、输电损失和拥堵成本三个部分，充分反映了发电和输电系统的资源稀缺性和配置属性，因此能够对发电企业和购电方都形成正确的信号，指导他们的决策。
无论供求双方是通过双边合同还是双向拍卖形成供求关系，节点边际价格都扮演着核心的角色。只有实施了节点边际价格，供求双方的议价才有有效和正确的参考信息，才能制定出符合经济规律又能双赢稳定的合同。
然而这一机制也存在许多缺陷，例如在一些情况下，消费者接入点的价格要低于发电者接入点的价格，而如果此时消费者不从接入点价格较高的发电者购电，就无法在输电系统物理约束下实现供求平衡。
这一现象给交易的形成带来了极大的难题，特别是对双边合同这种交易模式的影响尤其显著。
售电侧的政策工具
绝大多数市场中，售电侧仍然维持着“监管下的垄断”这样的市场结构。这是因为将售电企业和配电网调度剥离开比较困难（涉及到利益切割和后继市场机制设计），而配电网的高固定成本低运营成本的特点，决定了监管下的自然垄断是这个市场较优的选择。
一般来说，监管机构都会对零售电价进行管制。这种管制一般是只允许零售电价在一个有限的幅度内波动。而售电企业则通过维持售电价高于最低上网电价的盈余，对冲售电价低于最高上网电价的损失。这种对售电价格波动幅度的限制，实际上是对低收入人群的一种保护，是带有民生福利色彩的政府行为。
由于售电价被允许的波动幅度非常有限，同时电力消费者也难以获得实时上网电价的信息，因此电力消费往往弹性较小，实施与上网电价相关联的实时电价也较为困难。普遍提高电价又会对低收入人群造成伤害，加剧社会不公平性。这就让通过以售电价格为基础的价格工具激励变得困难。
随着全球暖化问题的加剧，通过消费侧管理实现节电减排愈来愈成为热点话题。各个市场也都设计了不同的政策工具。如何评价和看待这些政策工具是重要的问题，只有对这些政策工具的绩效有了正确的认知，才能在未来的政策设计中取长补短，去粕存精。
以美国加州20-20节电激励项目为例，该项目是2005年实施的，旨在鼓励消费者节省用电的一个政策。该项目的参与人如果在2005年的6-9月间的总用电数量比2004年同期削减20%，他们的电费就会被减免20%。
根据加州三大公共事业公司的报告，该项目施行后，获得削减的用户占总用户数的9%左右，共计支付了2.5亿美金左右的账单返还。三大公共事业公司都认为这一项目是有效的，他们用于鼓励居民节电的支出低于购电成本。
然而，随后的研究却指出，三家公司都高估了项目的效益。究其原因，是因为该项目在没有仔细分析消费者特点的情况下，对不同消费者采取了同样的政策设计。实际上，气温极端地区的政策成本只有5美分，大大低于购电成本。而对气候温和地区同样的政策设计，并没有产生真实的节电效果还大幅拉高了政策成本。
这个例子告诉我们，以售电价格为基础的价格政策工具设计，必须建立在对不同消费者群体行为充分研究的基础上，因地制宜、因人制宜，有差别性的设置相关政策设计。
电力改革范文5
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。
电力改革范文6
关键词：电力市场；改革；体制；营销
引言
法律、经济等手段是电力市场的主导，本着公平竞争、自愿互利的原则，对电力系统中发、输、供、用等各成员组织协调运行的管理机制和执行系统的总和。电力市场具有开放性、竞争性、计划性和协调性的特点，与普通的商品市场相比，电力市场具有计划性和协调性；与传统的垄断的电力系统相比，电力市场具有开放性和竞争性。目前，我国还未建立完善的电力市场机制。
基于我国电力市场的实际状况，文章重点讨论以下几点内容：（1）我国电力体制改革；（2）我国电力市场改革；（3）我国电力市场模式展望。
1 我国电力体制改革
回顾我国的电力体制改革轨迹，大体可分为六个阶段：
1.1 政企合一、垄断经营（1949-1985）
这一阶段，政府是电力行业的管理者，具有双重的职能，既制定政策与规约，也参与行业管理。在这个阶段，电力行业唯一的生产经营者是国家，有“政企合一、国家垄断经营”的特点。
1.2 政企合一、发电市场逐步放开（1985-1997）
在这个时期，国家调整了相关管制政策，放开了发电市场，允许新的投资者进入，发电市场不再是独家经营，大批的地方政府和外资进入发电市场，有效推动了电力市场的发展。此阶段，政府的管理体制本质没有改变，仍然存在着明显矛盾。
1.3 政企分离（1998-2000）
在这个时期，电力体制改革有了更深层次的推进，重点要解决政企不分的诟病，在我国部分省市推行了“厂网分开、竞价上网”的改革试点，并且撤销了电力部，成立了国家电力公司。此阶段，政企不分在一定程度上有了改善，但电力市场仍然是计划与垄断占主导。
1.4 厂网分开（2000-2002）
这一阶段，以“厂网分开”为标志进行电力体制改革，将国家电力公司按业务分为两大块：电网与发电，并进行了重组。2002年底，在电网方面，成立国家电网公司和中国南方电网公司；在发电方面，成立了中国华电集团公司、中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华能集团公司、中国电力投资集团公司五大发电集团公司。此阶段，发电与输电实现了分离，发电市场呈现了多元化发展，我国的电力供应基本充足，但是电力输配以及电力营销的垄断性并没有解决。
1.5 主辅分离（2003-2011）
这一阶段的改革由于阻力较大，历经时间较长，除去送变电施工的电力修造、勘探、设计等辅业资产被分离出电网公司。2011年9月，组建中国电力建设集团有限公司与中国能源建设集团有限公司。这两大电力建设公司的成立标志着我国“主辅分离”电力体制改革的完成。
1.6 输配分开（2012-至今）
现阶段，我国的发电机装机容量以及电网规模都有了成倍增长，厂网分开的改革后，发电市场进一步放开，五大发电集团以及地方发电厂之间的竞争加剧，发电侧的市场化改革有了成效，但政府依然占主导地位，上网电价与销售电价未形成市场化。
2 我国电力市场改革
对于电力市场改革，应该分析能源行业、电力体制现在出现了哪些问题，这些问题是不是妨碍了实现大的目标。我国的电力市场应该更加深化的科学改革，应该逐步放开用户选择权和议价权，实现电能买卖从管制垄断型向竞争服务型转变。
第一，同步放开110kV及以上专变用户，同时确定开放其他用户的时间表。其中，行使选择权的用户须按比例承担可再生能源补贴。
第二，在国家电网与南方电网公司的基础上成立各级购售电公司，购售电服务公司负责在过渡期为无选择权和不行使选择权用户提供购电服务，承担普遍服务职责。以直接补贴取代交叉补贴。
第三，在多个层次成立电力交易中心，这一中心是独立的，包括国家层面、区域层面与省级层面，同时赋予交易中心自，自由进行培育各种交易品种，实现互动交易的形式多样化。
3 我国电力市场模式展望
从1987年起，英国进行了大规模的电力体制改革，用户市场发生了巨大变化，大用户购电有了更大的灵活性，可以自由选择供电方，自主的选择电力公司或者发电厂。
阿根廷自1991年开始进行电力改革，将发电系统、输电系统与配电系统进行私有化改革，形成了图1所示的电力市场。
图1 阿根廷电力市场
在接受电力调控中心调控的前提下，发电公司可以进行自主的电能输出。以阿根廷模式为例，其同时开放了发电、输电与大用户市场另外，用户也可支付一定的输送费从第三方（非本地电力供应方）购买电能。发电市场与用户市场的开放，有利于阿根廷电力市场竞争机制的形成，这种电力市场形成后，不仅可以吸引外资，而且可以形成多家办电的局面。
我国电力体制经历了几个阶段的改革，电力市场具有中国特色，依据我国的具体国情，针对电力市场提出几点改革建议，如图2所示。
发电侧：我国发电侧实现了多元化发展，发电企业包括国有企业投资的独立发电厂以及电网公司下属发电厂。目前，电厂的投资、建设与经营尚未向民营企业开放，电厂的上网电价还受政府的调控，民营电厂的投入将会使发电市场的竞争更加激烈，以纯市场的手段激发营销模式的改革。在发电侧，供应商可包括：国有独立电厂、电力公司电厂、民营独立电厂以及境外购电，此模式的形成，势必会对费用较高、环境危害较大的火电厂产生冲击，可能会导致小机组火电厂的亏本运营。
输电侧：输电网络承担着跨省、跨区的高电压、大容量的电力传输，关系到整个电力系统的安全、稳定运行，输电侧不向民营企业开放，成立全国范围的国有输电公司，负责运营500kV、750kV、800kV、1000kV超（特）高压交、直流输电网络。输电网络的作用类似于高速公路，输电公司只负责电能的转运，不参与电力营销，由政府制定出台相应的电力转送价格。
配电侧：配电侧是电力市场的关键环节，负责电力营销。完全开放配电销售市场，可成立多个配电公司，包括国有配电公司与民营配电公司，各个配电公司可依据发电侧电厂的上网电价来决定购买，也可通过输电公司来购买跨省、跨区电厂的电能，而且各个配电公司之间也可以进行电力交易。配电侧的灵活性、多元性会极大的刺激电力市场的竞争性。
用户侧：依据用户年用电量将用户分为大用户与一般用户。大用户对电力的购买具有较大的选择权与主动权，可选择从各个配电公司购电，也可从各个电厂直接购电，也可通过输电公司进行异地购电，与目前相比，一般用户的购电自也有所提升。
图2所示的我国电力市场营销模式展望可以有效推进我国的电力改革，可以实现“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”的改革目标，使用户拥有自主的选择权和议价权，实现电力买卖由管制垄断型转变为竞争服务型。
4 结束语
电力市场改革需要长期推进，目前已实现了政企分开、厂网分开、主辅分离，输配分开与竞价上网是下一阶段的努力方向，打破电力垄断专营体制与赋予用户购电选择权等是最终目的。
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作者简介：李璨（1989-），男，硕士，主要从事二次检修的工作。
郭铭（1987-），女，本科，主要从事资产运营方面的工作。
