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电价改革方案范文1
事实上早在2002年2月，国务院就下发了《关于印发电力体制改革方案的通知》（业界统称的“电改5号文件”），其核心内容可以归纳为十六个字：厂网分离，主辅分开，输配分开，竞价上网。但十余年过去，除了厂网分离完成外，主辅分离没有成功，输配分开和竞价上网则是遥遥无期，“电改”为何步履维艰？
回顾
按照2002年既定的“电改方案”，要求电网企业逐步对配电业务实行内部财务独立核算，从而实现电网企业输配分开的重组。同时，对输配电价也进行独立核算，并最终形成上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价的四类电价。当年年底，五大发电集团成立，厂网分开基本实现。而电力行业应在2004年基本完成主辅分离，然而直到2011年9月底，中国电力建设集团有限公司（下称中电建）、中国能源建设集团有限公司（下称中能建）挂牌成立才算有了结果。
有一种观点认为，电力体制改革没有达到5号文件要求的市场化目标，原因是2007年国务院颁布的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（19号文）和5号文都没有写出电改的时间和进度表。
国家发改委原副主任、国家能源局原局长、国家能源委员会专家咨询委员会主任张国宝认为，之所以没有写出时间表是因为很难给出一个时间表；再者，改革的总体指导思想是“摸着石头过河”，先完成一步，在这个基础上，待时机成熟的时候再迈出第二步。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受《中国经济信息》采访时表示，电价市场化成功的国家，如英国，电量是基本不增长的，而我国有每年7%以上的电量增长。这两者概念不同，满足快速增长时再讲究定价可能比较困难，需求永远是最重要的。第二，英国当时在改革的时候，整个价格体制竞争的外部环境已经形成，与中国开始改革时的基本条件不同。他认为，5号文件提出的改革方案，厂网分离做了，主辅分离没有成功，后面两点则没有做。
思变
十报告指出，到2020年要实现国内生产总值和城乡居民人均收入比2010年翻一番的战略目标。这意味着即使考虑节能因素，我国电力年度消费也将从目前的超过5万亿千瓦时提升到8万亿-10万亿千瓦时；电力装机容量将从目前的10万亿千瓦提高到20万亿千瓦以上。
全国政协委员、中国电力国际有限公司董事长李小琳在今年全国两会上建议，在2002年电力体制改革的基础上，实施新一轮电力市场化改革，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。
时任全国政协委员、电监会副主席王禹民表示，电改“最难啃的骨头”在于电价形成机制改革。现状是上网电价已经独立，但输电配电售电仍然一体化。按现有的体制实行煤电联动，煤炭价格下降，但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，这就导致不论煤炭价格涨跌，老百姓总感觉电价上涨。
不久前，国研中心提交的“383”改革方案再次将电力改革提上日程。
“383方案讨论的人很多，但是，要让别人觉得有新意的话必须要有实质性的东西，没有时间表，市场化只是空谈。”林伯强表示。
建言
林伯强建言，就电力行业本身而言，至少需要从以下几个方面进行考虑：一是保障电力供应，支持经济增长；二是行业的可持续性；三是提高能源效率（降低电价）。由于现阶段经济增长比较快，保障电力供应是重点。行业可持续发展和提高效率要求电力有效的投资和合理回报，以及不要把辅业面扩的太广，应尽可能减轻电价压力。因此，电力体制改革除了适合国情，还必须在改革路径上动态反映阶段性的电力发展侧重点。
电价改革方案范文2
进入二季度中期，一轮新的电价调整又在悄悄酝酿。
2005年和2006年的五六月间，国家发改委分别进行了第一、第二次煤电联动，调整了上网电价和终端销售电价，销售电价共上涨了0.0501元/度。今年以来，在有关部门紧锣密鼓地完善“煤电联动”机制的同时，第三次煤电联动即将启动的消息，在业内已流传开来。
中国电力联合会的一份报告正在力促启动第三次煤电联动。报告称，电煤价格上涨、运力紧张，导致发电企业成本增加过快；同时，电源建设加快导致发电设备利用小时数大幅下降，发电企业面临双重挤压，必须尽快调整电价。
“去年下半年以来，电煤的价格变化幅度已经超过5％。根据煤电联动的原则，联动周期内平均煤价变化幅度达到或超过5％，就须相应调整电价。”中国电力企业联合会的一位不愿透露姓名的专家指出。
不过，电监会价财部一位相关负责人向《财经》记者否认了煤电联动将在5月实施的可能性。他透露，历次煤电联动方案都要经专家测算、主管部门制订方案、相关部门会签、上报国务院等几个程序，并由国务院批复后才可进入实施阶段，其过程往往历时数月。
“如果联动在5月实施，这套程序应该早已启动，”这位负责人指出，“然而第三次煤电联动的方案还没有进入部门会签。从时间上讲，今年二季度实施的可能性是比较小的。”
国家发改委的表态则更加谨慎。在4月下旬举行的一季度经济运行会上，国家发改委经济运行局副局长朱宏任指出，今年煤电价格是否联动、何时联动，“将由价格管理部门综合各种因素，仔细、谨慎决定”。
煤电联动机制翻新
尽管新一轮煤电联动暂时还没有立即出台的迹象，但价格主管部门过去半年来，实际上一直在为煤电联动进行各种准备工作，包括完善煤电联动机制。
煤电联动政策已实施两年，煤电联动基础数据及参数的采集、核定，一直在业内广为争议。国家发改委价格司的相关负责人近日透露，价格司牵头编制的电煤价格指数已基本完成，近期将正式在物价系统内；待征求意见进一步完善后，将对社会公开。其中，电煤价格指数的数据采样，将分别由中国煤炭运销协会、中电联燃料分会进行收集。
据知情人士透露，在今后的煤电联动中，价格主管部门将根据这些指数来实施煤电联动，调整电价。
而新煤电联动机制，仍将以“成本定价”的原则进行，即根据成本上涨的幅度，测算出上网电价上涨的幅度，再测算到终端销售电价上涨的幅度。但在成本上涨的测算中，除了电煤涨价的因素，还将涵盖脱硫机组电价、电网建设基金、运输费、港杂费、可再生能源和排污费等其他成本上涨因素，从而形成一套复杂的联动机制。这实际上意味着在电价的形成机制中，成本定价将进一步强化。
而根据国家发改委制订的《关于深化价格改革促进资源节约和环境保护的意见》，今后，将把环境治理成本转移到石油、天然气、水、电、煤炭和土地等资源性产品的定价中。据悉，新一轮煤电联动机制中，脱硫电价就会成为一个加价的主要因素。
今年4月，国家发展改革委拟定了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）（征求意见稿）》（下称《脱硫电价办法》），并在征求意见后，准备于近期开始实行。
按这份文件的规定，今后，新建、扩建燃煤机组必须按环保标准同步建设脱硫设施，执行公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价；现有燃煤机组应按照要求完成脱硫改造，执行0.015元的脱硫加价；煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5％的地区，可单独制定脱硫加价标准。
业内专家指出，这些增加的脱硫电价，将会通过新煤电联动机制“顺出去”。
针对业内争议颇多的电厂安装了脱硫机组后不实际运行、但仍可以享受脱硫电价的现象，一位接近发改委价格司的人解释说，价格部门将通过加大监督的力度予以监管，但“如果不给脱硫电价，电厂就没有脱硫的积极性”。
“逆市场”而为
随着电力企业呼唤联运的呼声渐强，业界对于启动第三次“煤电联动”的争论之声也日趋激烈。
“今年对于煤电联动的争议尤为激烈，原因是在电价这个问题上，计划与市场这两种调节手段的矛盾日益凸显。”中国电监会一位专家对《财经》记者指出，电价本应反映市场供求的变化，今年电力企业发电设备利用小时数大幅下降，电力供需逐步呈现供大于求的趋势。在此情况下，电价理应下调才符合市场规律。但如果今年继续按照成本加价的原则，实施第三次煤电联动，等于是违背市场供需关系的“逆向调节”。
此外，从国际横向比较来看，中国的电价水平总体已经不低，而中国的国民收入水平并不高，仅为了节约资源的杠杆作用就进一步提升电价，这位专家对此持保留意见。
“不能以建设节约型社会为由，不改进管理降低成本，而仅仅通过推动价格上涨来提高能源使用效率，结果只能是中饱私囊，实际损害的是整个社会的利益。”中国能源网信息总监韩晓平认为，“在2006年6月实施的第二次煤电联动中，特地为电网建设加价0.003元/度。但输配电价管理仍是一团糟。我们还看不出电网企业有改进管理、理清输配成本的努力。”
最令业界诟病之处，还是电价改革的裹足不前。
在2002年的电力体制改革方案中，电价改革是中国电力体制改革的核心任务之一。令人遗憾的是，五年来在电力体制改革过程中，电力定价并没有遵循当初设想的市场规律的路径，而是沿袭了旧有体制下传统的行政调控手段，在成本定价的路上越走越远。完善煤电联动机制，依照电煤价格指数来调整的新的电价机制，都只能进一步强化成本定价。
中电联相关人士曾指出，实施煤电价格联动，只是在煤价与电价执行两种不同的定价机制的情况下缓解矛盾的过渡办法。这不能从根本上解决发电企业的困境和煤电之争，最终还是要在今后电力供需形势进一步缓和的情况下，价格主管部门抓紧时机进行电价市场化改革。现在电力供需形势已经缓和，正是启动电价市场化改革的好时机，如果此时继续搞煤电联电，按照成本加价，完全是“逆市场而行”。
电价改革方案范文3
[关键词] 节能发电调度 电力市场 改革 电价
伴随我国经济社会的快速发展,资源与环境制约的矛盾日益突出,为了实现国民经济的可持续性发展,除了寻求新能源、可替代的清洁能源之外,另外就是进一步加强节能减排。电力工业作为基础性的能源产业,在国家能源战略中的地位举足轻重,因此在电力发展过程中应该树立科学发展观,加快节能发电调度模式下的电力市场机制改革,对提高电力工业能源使用效率,节约能源,同时减少环境污染,实现电力工业的可持续发展具有重要的战略意义。
一、节能发电调度的内涵及意义
节能发电调度是指在保障电力安全可靠供应的前提下,按照节能、经济的原则,优先调度可再生发电资源,按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序,最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。
节能发电调度模式的提出,表明当前电力市场改革和电力市场构建面临诸多新的变化,即不仅要考虑市场化配置资源,实现成本与价格最优,还要考虑能源资源的社会总体最优和长期可持续。在此背景下,以确保电力系统安全稳定运行和连续供电为前提,以节能、环保为目标,研究如何对各类发电机组实施优化调度,并与电力市场改革工作相结合,具有重要的现实意义。
二、节能发电调度模式下机组发电排序及组合
节能发电调度有利于促进能源和电力结构调整,确保电力系统安全、高效运行。节能发电调度的主要依据是机组发电排序表,可按以下顺序确定:(1)无调节能力的太阳能、风能、海洋能、水能等可再生能源发电机组;(2)有调节能力可再生能源发电机组;(3)核能发电机组;(4)按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组,余热、余气等资源综合利用发电机组;(5)天然气、煤气化发电机组;(6)燃油发电机组。
对于本区域内各省(区、市)发电机组发电组合方案的制定,除了参考电网运行方式、电力负荷预测和发电机组实际运行情况,还需要考虑安全约束、发电机组启停损耗等各种因素。为制定合理的本区域内发电机组发电组合方案,提出运用价格杠杆调节引导电源合理开发和用户合理用电。下面给出一个利用价格的经济杠杆作用的典型应用:给予有调节能力的电厂以经济激励,在丰水期将发电量让给调节能力弱的电厂,减少了无调节能力水电丰水期的弃水。火电厂则尽量减少丰水期发电,而集中在枯水期发电。这种方式充分利用了自然资源,优化了资源配置,使得火电和水电都有了生存空间。这表明节能发电调度将会改善了电源的结构,在实现成本和价格最优的同时兼顾能源资源的社会总体最优和长期可持续。
三、节能发电调度模式下的电力市场改革
电力市场改革方案经国务院批准已经出台,以厂网分开、竞价上网为特征的电力市场改革和电价体制改革已进入实施阶段。根据国家安排,“十五”期间电力市场改革的主要任务是:实施厂网分开,重组发电和电网企业;实行竞价上网、建立电力市场运行规则和政府监管体系,初步建立竞争、开放的区域电力市场,实行新的电价机制。
电价制定理论一直是令人关注的热门研究课题和话题,电价改革也是电力市场改革的核心和关键。现行发电和输配环节定价已经不适应新的行业重组和市场化发展趋势,与此相对应,即使是具有完全分段体现的销售电价体系也已经不适应改革的要求。我国至今没有一套对整个电力产业价格链价格体系的约束机制,尤其在用户端销售电价管理环节上更加失控,迫切需要对电力产业价格链各个环节的价格(上网电价、电网传输电价、终端用户购买电价)的全过程控制展开研究。
四、结束语
电力工业市场化改革使得电价及电价形成机制发生了深刻的变化,按照节能发电调度的要求对电力产业价格链各个环节(发、输、配、售)价格的全过程控制展开研究具有重要的理论和现实意义。
参考文献:
[1]节能发电调度办法(试行).四川省人民政府办公厅, 2007, 8
[2]曾 鸣:电力工业商业化运营与电力市场.北京:中国电力出版社, 1998
[3]中华人民共和国国务院:电力体制改革方案,2002,2
电价改革方案范文4
比2004年还严重的电荒再次袭击中同，但全国却有2馏亿千瓦的火电装机容量处于闲置状态。由此，电荒被认为是发改委电价管制造成的，市场煤价过高导致企业发电越多越亏损，发电厂被迫减少发电。
这是一种奇怪的组合，发改委控制了电价但放开了煤价，这意味着“电网分离”改革是一个半拉子工程。打破厂网全垄断格局的目的是为了刺激竞争，提高能源利用效率，但改革却出现一个全垄断的电网、半垄断的电厂以及市场化的煤炭市场，由于煤炭自由定价且实现价格联盟，相当于全垄断。最终，发电企业被下游(电网)上游(煤炭联盟)夹在中间，受到电网垄断(管制价格)与煤炭垄断(市场价格)双重压迫。
价格管制仅仅只是表象，真正的原因还有电力体制的混乱格局。
首先，出现电荒的地区多在长江以南，根据中国始自1999年的“西电东送”战略，政府鼓励水资源和煤炭资源集中的西南、西北和山西、陕西、内蒙西部的“三西”地区就地发电，输往经济相对发达的东部沿海地区，东部电力投资则受到严格控制。但今年湖南湖北等地发生大旱导致水电供应减少，连本地需求都无法满足，更别说向东部输送。而在东北、西北和蒙西，则出现电力过剩找不到买家的“窝电”现象。
再者，当发改委近期被迫调高了部分省份的上网电价后，那些没有允许涨价的地区，就会以停机检修等理由减少电力供应制造电荒，施加压力以调高价格。
其三，近些年发电企业投资规模膨胀，债务压力过大，发电持续亏损，窟窿就会更大，这是他们不愿也不能承受的。而且，由于货币政策持续紧缩，发电企业也不愿意垫付更多的资金储存电煤。
其四，严格的节能减排考核让“西电东送”出现新的难题。西部把电卖给东部，但能耗却留在了西部，这导致西部地区政府为了政绩考核，不愿意继续向东部输送电力，而东部电力投资因受到抑制无法自足。
可以看出，目前的电力体制提供了一种无序博弈的格局，地方电厂、五大电力集团与各地电网、地方政府等相关主体都以非市场化的手段确保各自的利益，这种行业、企业与地区行政分割在电力领域遇到风吹草动之时，就会制造结构性电荒。
由此可见，中国的电力改革是失败的，而且造成比此前电力部门全垄断更为混乱的局面。
改革失败的原因在于相关企业的能量过于强大，挟持了改革并将行业陷入一种混沌状态，以便在事实上没有监督的情况下自我膨胀。比如电网分离后，现在电网侧重大举投资发电并在上下游各个领域蔓延，如果完成超高压建设实现技术垄断，电网或许成为下一个超级垄断企业。
电价改革方案范文5
最近，国家电网有点烦。
先是传出在陕西和地方电网因利益纠葛发生冲突对峙，接着又是山东魏桥创业集团以低于国网的价格售电，让人产生国网赚取暴利的联想……一时间，国家电网似乎陷入舆论漩涡，成为众矢之的。
电力体制必须改革了。现在的情况是，根据国家政策，即便是企业自备电厂也必须把电先卖给电网公司再供给自己用，哪怕只隔一个车间。
而魏桥创业集团正是由于突破了这一政策，自行售电且价格大大低于国家电网电价，从而引起广泛争议。
魏桥电价为何低
谈及为何要建自备电厂，魏桥创业集团的创始人张士平曾如是感叹：“我是被高电价和垄断逼上梁山的！”
魏桥创业集团以纺织起家，目前已是世界最大的棉纺织企业。在2011年的“胡润百富榜”中，张士平家族以300亿元的财富名列第19位，也是山东首富。这位山东首富自建发电厂，而且电价比国家电网要低三分之一。
1999年，魏桥集团开始涉足热电产业。当初建设热电厂的初衷，是为了给纺织车间供气。纺织企业对生产环境的温度、湿度要求都很高。温度、湿度适宜了，才能纺出好产品。在这种情况下，魏桥建设了第一个热电厂，装机容量为7.8万千瓦。
随着纺织产能的扩大，热电产业规模也随之扩大。尤其是魏桥集团铝业项目上马后，这个高耗能产业对电力的需求促使魏桥集团开始上马更多的热电项目。据魏桥集团的公开资料，到去年底，其发电装机容量已经扩张到287万千瓦，下一步目标是扩张到448万千瓦。
公司自有电成本比网上购电价格低近50%。这是魏桥集团投巨资进入热电领域的根本动力。当前多数火电企业“发电赔钱”，魏桥热电的发电实现了盈利。数据显示，2011年1-9月，魏桥创业的热电业务实现营业收入35.96亿元，毛利润8.45亿元，毛利率为23.51%。而同期的国有电厂几乎全部亏损。
原因何在？
至少有两点：一是魏桥热电购进电煤采购实行招标制，招标会每月举行一次，投标单位一般在60家以上；招标结束后，10天内完成合同，一个月交货，以求在保证质量的前提下，获得较低的采购价格；二是人员成本方面，魏桥热电较之国有发电企业也有明显的优势。一在魏桥热电工作两年负责验水的职工称，他每月工资在2400元左右，去年年底的年终奖刚超过1000元。而当地国有发电企业职工月薪保底为3000元，年终奖则在万元以上，每逢过节还会发洗衣粉等生活用品。
争议多是正常的
可以说，民企自建电厂，站在一国电力体制的高度来看，其意义恐怕在于真正打破既有垄断，在法治环境下形成电力合理成本。
但中电联称，魏桥热电没有缴纳相关的附加基金和电价交叉补贴。
《山东省电网销售电价表》显示，山东滨州的一般工商业用电，电压等级1千伏-10千伏之间的，每度电价格为0.8024元，包括农网还贷0.02元、三峡工程建设0.007元、城市公用事业附加0.01元、中央库区移民后期扶持资金0.0083元、地方库区移民后期扶持资金0.0005元、可再生能源基金0.008元等6项政府性基金及附加费，另外还有农维费0.0059元。
中电联还认为魏桥集团侵占了公众利益，一方面自发自用，一方面对外供电，也违反国家相关法律条文。
中电联是1988年经国务院批准成立的全国电力行业企事业单位的联合组织，非营利的社会经济团体。自成立至今，历经五届理事会，目前国家电网总经理刘振亚为其理事长。
而与中电联的“呵斥”截然相反，民众与学者对此持欢迎态度。很简单，民众饱受两大电网公司的垄断久矣，国家电网的存在使买方和卖方无法直接对话，并由此派生出不少弊端，《电力法》的某些规定已不符合市场化的需要。魏桥供电模式所尝试的，正是要克服电网垄断之患，使发电企业的竞争价格直接传导到用户端，使用户受益的同时也使市场重归公平和效率。
电网垄断须打破
自2002年国务院下发 《关于印发电力体制改革方案的通知》启动电力改革10年之后，公众期许的电力市场并没有真正建立，电力竞争机制也没有形成。
目前电网的收益主要来源于上网电价与销售电价之间的价差，其中的输配电成本、价格并不透明，对老百姓而言，这更是一笔糊涂账。在电网垄断一时不能打破的情况下，了解电网输配电成本的构成，这对厘清电价非常重要。
事实上，形成合理电价的三个必要条件是：充分供给、有效需求和竞价上网。经过2002年以来的厂网分开改革，我国已基本实现在全国范围内的电力充分供给，但输配尚未分开，造成配电侧无法成为独立的电力购买者，无论是配电方还是电力消费者，无法绕过输电方与电厂进行直接交易，以竞价为基础的市场电价无法成型。
因此，如不尽快推动电网输配分开改革，仅仅依靠行政指令调整电价，以电价调整代替电力改革，将难以摆脱“面多加水，水多加面”的被动状态。实践证明，任何领域的价格管制，最终只能造成价格杠杆信号的失真。真正的合理价格，只能通过供需双方的有效竞争得出，资源品价格改革同样如此。
2002年的国务院电力体制改革方案确定了电力改革的四个步骤，即“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。
这四个步骤环环相扣，层层递进。目前，厂网分开已基本实现，但输配分开尚逡巡不前，而后者恰恰是“竞价上网”的物理与体制基础。
以比较成熟的北欧电力交易体制为例，为实现竞价上网，保证消费者用上最便宜的电力，北欧将电力产业链拆分为发电、输电、配电与用电四个不同主体。其中，发电与配电，由民营公司运营，而输电则由垄断但非盈利的国家电网公司负责。在整个交易链条中，国家电网的任务是保证电力安全高效传输，只收取过网费。配电方和用电方，可通过场外交易或场内交易方式，直接与发电方进行报价交易，最终依靠竞争形成的成交价格便是市场电价。
电价改革方案范文6
自2002年国务院关于电力体制改革5号文颁布以来，8年间中国电改进程曲折迂回，每走一步都引发外界强烈关注。最近的质疑，则来自于酝酿中的阶梯电价方案和电网主辅分离方案。
10月22日，国家发改委公布的居民用电阶梯电价方案网上征求意见结果显示，在参与征求意见的群众中，61％的群众支持，34．5％的群众表示反对，4．5％的群众对方案提出疑问。自10月9日开始征求意见，至结果公布之后，质疑声一直未停歇。
几乎与阶梯电价征求意见方案公布同时，亦传出了多年来久推不进的电网企业主辅分离方案调整的消息，消息指即将出台的主辅分离方案是一项妥协的改革方案，可能将由“主辅分离”降格为“主多分离”。
不管是阶梯电价，还是主辅分离，其目标都指向了电价市场化改革这一大方向，而阻碍这一方向的矛头所指，则是存在其中的行政垄断和市场垄断。
“涨价方案”?
“这是电价调整第一次面对公众征询意见，是一种进步。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对本刊记者说。历史上，发改委亦曾根据“煤电联动”机制上调过两次销售电价，但并未进行过公众意见征询。
中国的电力价格机制长期以来由发改委管制终端电价和上网电价，缺乏价格信号导致电力市场体制僵化，电价调整长期停滞。
此次，发改委公布了两套居民用电阶梯电价调整方案，第一档电量分别按照覆盖70％或80％的居民家庭的月均用电量确定，电价分别为保持基本稳定和每度电提高1分钱；第二档电量分别按照覆盖90％或95％居民用户的电量设置，每度电提价不低于5分钱；第三档为超过第二档电量，每度电提价不低于O．20元。
按照2009年全国居民月均用电量，方案一的第一档在110度以内，第二档110度到210度，第三档超过210度；方案二第一档140度以内，第二档140度到270度，第三档超过270度的部分。
发改委表示实施阶梯电价主要是为节能减排、节约用电着想。但方案公布之后，外界普遍质疑第一档的基本用电量标准过低，对城市居民意味着这将是一个“涨价方案”。
“其实应该关注的并不是第一档的11O度和第二档的140度，而应该关注的是覆盖率，70％~80％的基本用电量覆盖率在各个地区都不一样，不管平均电量标准是多少，各地要实施阶梯电价的前提条件是覆盖率要达到70％～80％，保证大多数人电价基本稳定。”林伯强指出。
阶梯电价采取的拉姆齐定价法则，其核心思想是追求预算平衡约束下的社会福利最大化，既考虑了生产者自身的成本，又兼顾到消费者的支付意愿。
“让大多数人接受涨价，是最难推行的电价调整方案。如果确定电价需要涨，阶梯电价是一种相对易为公众接受的方式，因为把涨的部分转嫁给了用电量多的少部分高收入人群。”林伯强说。
如果电价调整的出发点是节能减排和节约用电，分时电价显然更符合电价调整方向。“但问题在于分时电价是在某个时间段内针对每一个人涨价，这很难推行。”林指出。
但对于阶梯电价的争议，并不仅止于是否涨价，另一个质疑，来自于涨价的出发点和涨价收入去向，这是该不该涨的问题。
利益分析
如果按照电价市场化的方向，电价应是有涨有跌，不管是煤电联动还是电价结构的交叉补贴，其基础在于成本机制和价格机制的透明。目前的现实则在于，电价调整中，居民、发电企业、电网的利益无法进行公开博弈。
事实上，居民用电在整个社会用电量中所占的比重并不大，亦不是电网的主要利润来源，目前居民用电大约占全社会用电总量的10％左右。“对节能减排的作用有限”，海南一家发电企业人士对记者说。
发改委表示阶梯电价调整后涨价收入主要用于弥补节能减排等环境成本增支因素，补偿电力企业脱硫成本；用于居民用户电表改造支出以及弥补由于燃料成本上涨增加的电网企业购电成本，缓解发电企业经营困难，保障电力正常供应。
“这只会对电网有利，对发电企业没什么利，涨价多收的钱也不会分给电厂。”上述发电厂人士说。目前海南平均上网价O．42元／千瓦时，终端电价0．63元，千瓦时，“2毛多的价差电网肯定是能挣钱的，线损、人员工资、电表维护这些成本早都算进去了。”对于发电企业而言，竞价上网在电网企业垄断的情况下，形同虚设。况且目前海南的装机容量比较大，电力供应充足，发电企业上网得看电网脸色。
“风电上网价在0．64元/千瓦时，火电O．44元，千瓦时，水电0．2～0-3元／千瓦时。”该人士猜测，出于成本考虑，电网公司一般不愿意收购风电、太阳能，但遵循国家清洁能源的发展方向，又必须按规定收购绿色能源。因此，长期以来，国家对电网公司有一定的补贴。实现阶梯电价后，国家这方面的补贴就可能减少。
“提价后电网多收一分钱都是一个大数目。”他说。公开数据则显示，国家电网2009年销售电量2．2748万亿千瓦时，如果每千瓦时多收1分钱，1年可增收227．48亿元。
但林伯强认为，根据发达国家的情况，居民用电价格普遍高于工业用电，目前中国的情况则是工业用电高于居民用电，工业用电补贴居民用电。“居民用电是峰谷用电，发电的成本比较高，这是一个不争的事实。”
争议的焦点所在，是发电和输配电的成本难于核定，在电网终端输配送垄断的情况下，发改委的价格管制难以发现真正的电力成本，也无法解决垄断导致低效率带来的成本高企。
电价控制者
按照当初电价市场化的改革思路，将电价划分为上网电价、输电价格、配电电价和终端销售电价，发电、售电价格由市场竞争形成，输、配电价由政府制定，建立规范、透明的价格管理制度。分段管理、两端竞争，中间透明。
去年以来，电监会曾了几个有关《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则》的通知，试图限制电网权力，推动电价市场化改革。
今年5月6日，在电监会牵头操办下，全国第一个电力多边交易市场――华北区域内蒙古电力多边交易市场正式启动运行。这意味着“发电、用户和电网”三方同时参与电力购销，电力用户首次参与竞争，电网公司垄断购电的格局被打破，形成购售电双向竞争的市场雏形。
几乎是在相同时间，电监会批复华东跨省电能集中竞价交易平台规范化、制度化运行。自此，华东区域内发电机组均可
直接参与交易，一改电网公司坐庄交易的模式。
但自电改以来，“竞价上网”、“大户直购电”等旨在促进电价市场化的改革举措屡屡受阻，进展缓慢，其中的因素，与目前电价的实际控制者的市场垄断和行政垄断关系不无相关。
“电价是电改的‘牛鼻子’，电价控制者才是阻碍改革的最大垄断势力。”中国政法大学资本研究中心主任刘纪鹏向记者指出，目前电价的控制者，指的则是发改委和电网企业。电监会由于缺失了价格审批和投资准入的权限，所起的作用并不大。
电网运行成本的无法厘清，又与电网企业复杂的辅业资产无法剥离相关，因此在5号文中，提出电网的主辅分离、输配分离的方向。
2007年底，国资委曾会同国家电网和南方电网及相关部委共同操刀《电网主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案》，但2008年，由于南方大面积雨雪冰冻灾害造成电力设备大量损坏，该方案被搁置。
中国电网遭遇最严重的一次灾害引起了多位专家对国网公司垂直一体化垄断模式和一味强调建设大容量、远距离的大电网行为的批评。但据传国网公司在大力宣传抗冰保电成就的同时，也成功游说有关部门放弃既定的主辅分离改革。
去年，国资委和国家电监会等部门设计的主辅分离方案是：在电网主辅分离中，同一网省的辅业单位成建制的进入同一电力建设集团。地市及以下层级的辅业单位以及各级“三产”、多经企业，由国家电网公司和南方电网公司按照主辅分离、辅业改制的相关政策实施改制分离。
今年10月电监会方面透露出来的最新方案却是，确定输配电、电力设备制造、施工等关键辅业，由以前草案中的剥离，改为在电网企业中继续保留，也即由“主辅分离”变为“主多分离”，仅将电网底下的宾馆、酒店等多种经营资产剥离。
“目前‘主多分离’也只是一种传闻，‘三产’是电网职工持股最多的地方，如何清退是一个很复杂的问题。”湖南省电监办一名人士对记者说。
多年来主辅不分离导致电网企业经营效率低下，伴生诸多内部交易和腐败现象，也是造成成本难以降低的一大原因。
不仅仅在输配电侧，甚至在发电侧，电网的资产亦并未完全剥离。2002年国家实施电力市场化改革时，分别预留了920万千瓦和647万千瓦发电权益资产，用以变现后支持电网企业主辅分离改革。但即使在2002年电改之后，电网继续投资发电站的行为也并未完全停止，“主要是一些小水电站，以‘调峰调频’的名义优先上网，这是电网目前一块很大的利润来源。”上述电监办人士说。
