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电力市场化改革范文1
一、 电力全球化
随着经济全球化趋势的加强，促使世界各国为实现本国经济的发展，加大经济开放程度，逐步融入国际经济一体化大循环中。全球经济一体化，在电力行业，就呈现为电力全球化，它促使世界各国纷纷实行电力市场化改革。电力全球化，主要表现在以下几个方面：
1．煤炭、油、气等发电能源，可以从世界市场采购，使发电能源选择具有多样性。
日本能源资源贫乏，只有少量水能和煤炭，必须大量进口原油、天然气、煤炭及铀等能源，是世界第 2 大能源进口国。虽然近几年日本进口能源的比重已明显降低，但到 1999 年底（指财政年，截至次年 3 月 31 日），一次能源进口比例仍超过 79％。日本的发电能源主要从世界市场采购。
2003年第一季度，俄罗斯石油产品出口达2090万吨，出口额42亿美元，其中出口柴油830万吨，价值20．9亿美元；出口重油930万吨，价值13亿美元；出口油25万吨，价值5200万美元；出口天然气达531亿立方米，出口额为52．9亿美元。俄罗斯是世界上出口发电能源较多的国家之一。
2．既可考虑自己建电厂供电，也可考虑由国外输入电力，这取决于经济效益的分析及环境容量的大小，相应需要发展跨国联网。
2002年上半年，俄罗斯电力出口量为72亿千瓦时。其中，俄罗斯向独联体国家出口电力29亿千瓦时，价值4650万美元；向独联体以外及波罗的海国家出口电力43亿千瓦时，价值7200万美元。据俄罗斯统一电力公司预测，到2005年俄罗斯电力出口将达到287亿千瓦时。
白俄罗斯年需电力平均为340亿千瓦／小时，但近年来每年只生产260亿千瓦／小时，需要进口70至80亿千瓦／小时。 2003年白俄罗斯生产电能259亿千瓦／小时，进口76亿千瓦／小时，其中从俄罗斯进口35亿千瓦／小时，通过俄罗斯公司从立陶宛进口41亿千瓦／小时。
第二次世界大战结束以后，由于能源分布和经济发展的不平衡及电网互联运行的巨大效益，跨国联网输电的趋势不断发展。如欧洲发输电联盟（UCPTE）早在1963年就实现了西欧各成员国400千伏交流联网，以后又通过直流同英国、瑞典实现非同期联网。1995年9月原民主德国电网与西欧电网联网，1995年10月波兰、捷克、匈牙利三国电网与西欧电网同期互联。美洲最大的北美互联电力系统由美国2000多个电力公司组成，电网装机容量近700 GW。北部还与加拿大通过交流和直流互联，南部则与墨西哥电网互联，形成了一个世界上规模最大的北美电网。
3．加强引进外资与对外电力投资并举，使资金、人力资源双向流动，加强国际交流与合作力度，使电力企业在融入全球电力市场中不断发展提高。
发达国家电力公司互相收购、兼并。美国、英国、法国、德国等国的一些大的电力公司纷纷制定海外投资战略，设立专门的海外投资机构。美国一家电力公司花了20亿英镑收购了伦敦供电公司，后又被法国EDF收购并直接经营。英国国家电力公司和PowerGen电力公司在海外投资，连续三年分别位居世界最大独立发电商排行榜的第2位和第3位。美国电力公司在英国和澳大利亚等市场化国家的投资也远远超出在其他国家投资的总额。
发展中国家电力工业吸收发达国家电力公司的投资，同时发达国家的电力公司也实现了资本输出的目的。以中国为例：据统计，截止1998年底，中国经批准设立的外商投资电力项目公司共计39家，涉及的装机容量达2700万千瓦，外商投入股本金总计达23亿美元，境外融资协议金额达上百亿美元。投资高峰期集中在1995到1997年，三年时间里，外商投资电力项目公司成立了19家，投入股本金约16亿美元，涉及装机容量1550万千瓦。
4．在电网布局、电源结构、电力能源供应及技术等方面，必须确保电力安全供应，具有较强抵御各种风险的能力，否则将对国家电力安全构成威胁。
蒙古西部和北部多个省份依靠俄罗斯供电，2000年3月，俄方曾因电费问题对蒙古西部3省断电近1个月。到了2002年11月，蒙古西部的科布多、巴音乌列盖和乌布苏分别欠俄罗斯4．86亿图格里克、2．7亿图格里克和3．23亿图格里克（1美元约合1115图格里克）的电费。俄罗斯远东地区电力公司多次敦促这3省尽早偿还拖欠的电费，但由于蒙方未积极回应，于是俄方停止向这3省供电。由于正值严冬，西部地区又是蒙古最寒冷的地区，停电后，当地供暖设备无法正常工作，同时又影响了当地污水处理和自来水的供应。蒙古总理、基础设施部长和财政经济部长与西部3省的领导进行了磋商，并决定由蒙古政府向西部3省提供优惠贷款4．50亿图格里克，加上各省自行筹资，希望尽快将拖欠的债务偿清，使俄方恢复供电。
为了解决蒙古西部省区用电问题，蒙古政府计划2005年在西部建立德尔根和泰希尔两座小型水电站，届时该国西部省区将结束进口俄罗斯电力的历史。
二、电力科技创新
电力科技创新使得电力网络具备了开放运营的技术，对世界各国电力企业的传统经营方式造成了空前的冲击。没有电力科技的进步、信息技术的发展，电力工业不可能走向市场化。电力科技创新对电力经营管理体制的影响主要表现在3个方面：
1．发电科技创新对电力经营管理体制的影响。
在第二次世界大战后的20年间，电力需求旺盛，石化燃料价格低廉，供电成本很低，电力科技创新的重点集中在发电科技上，提倡大电厂、大电网、大机组。随着电脑、信息和控制技术在发电设施上的应用，在发电领域不再有更多的规模经济效益：电厂设备和规模已经定型，热效率提高已达到极限，从技术上已没有更多措施降低成本。在这种情况下，燃气蒸汽联合循环机组，小型热电联产机组有了新的生存空间。除水能资源开发可以建设大型、特大型水电站外，其他如风能、太阳能、潮汐能等的发电利用都是小型的。
2．输电科技创新对电力经营管理体制的影响。
20世纪70年代以后，电力需求增长趋向缓和，电力部门转而重视电力负荷管理与电力需求管理，致力于用户消费结构的研究，以改进电力负荷及用电量的预测。这时，电力科技创新的重点集中在输电科技创新和配电科技创新上。
在输电方面，各电力公司的中央调度中心，通过各种通信方式将各发电厂及变电所联结成一个完整的调度、监控系统，各发电厂按照其调度命令调度发电量以适应电力需求的变化。调度中心的电脑，除了收集各发电厂和变电所供需电量资料外，还依据经济调度的需求计算结果，每隔数秒，就指令，调度各发电厂的发电设施，以达到整体最优。
3．配电科技创新对电力经营管理体制的影响。配电科技创新使配电系统实现了自动化。配电系统自动化主要是利用电脑、信息及控制设备，将配电线路及各用户连接成一个系统。其基本功能除了监控线路、迅速侦察事故、隔离故障和快速转供，以缩小停电范围外，还可以深入到每个用户，用微处理机和配电自动化系统替代传统的机械表，将任何时段的用电量、负荷记录下来，为电力公司经营管理所用。
配电科技创新使配电环节的功能分离，配电环节中若干环节可以让非电力公司来经营。例如，在美国加州，非电力公司被允许从事查表收费业务。随着电表记帐付费技术和配电网络维护技术进一步提高，配电环节更多的功能可以从配电公司的业务里分离出来。
配电公司出现横向整合和多种公用事业一并经营的现象。在菲律宾，城市和各省配电公司被允许与农村配电公司合并，以扩大规模，提高经营效率。煤气公司和配电公司的合并则扩大了配电公司的经营范围，但同时，煤气和电力的交叉竞争变得增强。
三、社会各界对打破电力垄断的强烈呼声
铁路、民航、电信、天然气等其它自然垄断行业服务对象都是社会部分群体?熏而电力则是对社会的全方位覆盖，服务对象涉及千家万户，关乎国计民生。正因为如此，世界各国都首先在铁路、民航、电信、天然气等行业率先实行体制改革的，而电力的体制改革则往往是放在最后来进行。电力体制改革因慎重而显得迟缓，社会各界对打破电力垄断因期望值较高而呼声强。
电力用户要求打破垄断。他们看到了垄断经营的弊端，要求通过引入竞争机制，享受低电价、高服务质量、拥有用电选择权、安全稳定用电。
电力投资者要求打破垄断。他们希望获得宽松的市场准入、公平的竞争环境和合理的投资回报。
独立发电公司要求打破垄断。他们要求电网企业不再拥有发电公司，所有的发电公司成为平等的市场竞争主体，在公平、公开、公正的电力市场竞争规则下，获得发展和采用新技术。
环境保护组织要求打破垄断。他们希望通过市场手段，减少污染。
监管者要求打破垄断。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。
政府也希望打破垄断。政府要求电力工业降低直接支付成本，提高运营效率，优化资源配置，改变垄断经营造成的体制性缺陷，通过电力市场化改革吸收到足够多的资金，促进电力发展。
四、国际组织的政策扶持
在所有的国际组织中，世界银行在推进电力市场化改革上起的作用最大，态度也最坚决。世界银行经过广泛调查研究之后，执行董事会通过了世界银行工业能源处撰写的《世界银行1992年政策报告――世界银行在电力部门中的作用》，将电力改革纳入世界银行认可的国际援助战略的一部分。这个报告对推进全球电力改革，特别是发展中国家的电力改革起到了推波助澜的作用。
世界银行认为，尽管发展中国家的电力系统有了惊人的发展，而且确有一些效率高的电力部门和许多成功的单项工程，但是由于政府未能触及到电力部门的基础――体制问题，而使得电力部门在制定电价、财务、技术和机构等方面存在着问题。
世界银行主张不能继续以垂直垄断方式来管理电力工业，应对电力工业进行改革――政府必须对电力部门减少干预，允许电力部门有较大的自，政府只负责制定目标、政策、法律和规章，以保证投资者和公众的利益。而且，世界银行还发放贷款支持电力市场化改革。世界银行1991年财政年度对发展中国家电力部门的贷款数额约为400亿美元，约占世界银行总贷款的15％。
五、垂直一体化垄断经营体制存在的缺陷
以公有方式实行垂直一体化垄断经营，导致了竞争制度的缺失，存在明显的制度性缺陷，难以达到有效提高全行业效率的目的。电力市场化改革前，垂直垄断和公有制的电力企业经过几十年的运营，存在着以下几个问题：
1．随着全球性市场经济的发展，一方面，发达国家电力需求增长速度变慢，电力供给的增加受到越来越多因素的制约，部分电厂对电网企业有意见，不收购上网电量，造成人为分割和电厂亏损。另一方面，许多发展中国家的经济蓬勃发展，电力需求很大，求大于供，缺电严重，要求高速度发展电力工业，这就需要更多的资金，而政府不能提供足够的资金，使得公用电力事业面临严重的资金短缺。
2．由于电力企业内部缺乏激励机制，电力企业之间缺乏竞争，造成电力企业普遍效率低下，服务差。在许多发展中国家输电、配电损失很大，发供电设备维护修理落后，供电可靠性低下，有些电力投资决策具有明显的缺点，电力供应很难满足用户的要求。
3．发达国家电价水平居高不下，民众对此深感不满。而发展中国家人为压低电价，阻碍了电力工业的发展。发展中国家政府紧紧地控制着公用电力事业，要求电力工业承担过重的社会目标，并且对电力企业经营管理的干预太多，许多发展中国家的政府认为便宜的电力对社会经济有好处，从而人为压低电价，这种政策的后果是：不能刺激用户节约用电，使得电力使用的经济效益不高；由于公用电力事业财政紧张，低电价，使得公用电力事业无法取得合理的投资回报和新的电力工程的投资，甚至连电厂的日常维护检修也难以维持，更谈不上老电厂的更新改造。
4．阻碍了可再生能源的开发，阻碍了能源效率的提高。并且政府缺少有效的监管制度和监管手段。政府以行政手段为主直接管理电力工业，从而扭曲了市场信号，导致了监管成本高、效率低。最突出的现实问题是价格管理，由于没有建立有效的价格形成机制，导致价格十分混乱，价格不能真实反应市场的供求关系。
这些问题从根本上讲是由于政府对电力企业干预太多，介入太深，政府没有将电力企业作为一般意义上的参与市场竞争的企业，而是过多的强调了电力企业的公用事业性和自然垄断性，要求电力企业承担许多非商业化的社会目标，没有提供按市场经济规律去运营的条件，电力市场长期处于垄断状态，缺乏有效竞争。
电力市场化改革范文2
关键词：电力改革，市场化，国际经验
0、引言
在世界各国都在如火如荼地进行电力市场化改革的时候，日本从上世纪90年代开始探讨电力放松管制和实施自由化。日本进行电力市场化改革除了受到国际电力市场化改革潮流的影响之外，国内各界对高电价的不满以及通讯、金融等行业放松管制的成功也起到了重要的推动作用。日本电力市场化改革的目标是在确保国家能源安全、保证电力长期稳定供应的前提下，通过引入新的电力供应商(特定规模电力企业，PPS)、建立公平竞争机制、逐步开放零售市场，以降低电价及提高服务水平。
1、日本电力市场化改革的主要内容和特点
1.1 主要内容
1.1.1 发电环节引入独立发电商
受日本国内要求解决电力高成本和缩小国内外电价差距的呼声，以及受国际上电信、电力等垄断行业放松规制改革潮流的影响，日本从20世纪90年代初开始正式讨论电力行业自由化问题。1995年，日本修订的电力法确立了独立发电企业IPP)的法律地位，初步放开了发电侧准入。
1.1.2 逐步实行售电侧放开
1999年，日本修改电力法，开放大宗用户的零售竞争。2000年3月允许容量2000kW及以上且供电电压20kV以上的用户自由选择供电商，这部分用户主要是大型工厂、商场和写字楼，占总用户比例的26%。2003年6月，日本又对电力法进行修订2004年4月，允许合同容量500kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商。至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到40%。2005年4月，允许合同容量为50kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商，至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到63%。2007年4月日本政府对是否开放50kW以下的用户和居民用户进行讨论。
1.1.3 废除“调拨供电费制度”
2005年4月，日本政府为了促进跨区交易的发展，实现用户可以不受供电服务区域的约束选择供电公司，作为政策性措施，废除了相当于我国过网送电费的“调拨供电费制度”。
如图1所示，在A电力公司经营区域的PPS向在C电力公司经营区域内的用户供电。在改革前，PPS需要向三家电力公司支付过网送电费：向A、B电力公司各支付0.3日元/(kW·h)，向C电力公司支付3日元/(kW·h)；而在改革后，PPS仅需要向C电力公司支付3日元/(kW·h)，原来需要分别向A、B电力公司支付的过网送电费，由C电力公司经营区域内的全体用户分摊。
1.1.4 建立电力批发交易市场
根据2003年2月日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会报告精神，日本电力批发交易所(JEPX)于2003年11月成立。JEPX主要开展现货交易及长期合同交易，其成立的目的主要是形成并公布电力批发交易价格信号，建立有助于电力企业进行电源投资判断的机制以及为各电力企业调剂余缺提供交易的平台。
JEPX于2005年4月开始运行，截至2006年3月，市场交易电量合计为10.88亿kW·h，占日本同期总售电量的0.13%。其中，现货交易为9.38亿kW·h，占86%；长期合同交易1.5亿kW·h，占14%。参与交易必须首先成为JEPX的交易会员，截至2006年5月，JEPX共有交易会员29家。
1.1.5 成立输配电中立监管机构
根据2003年6月修改后的电力法，日本电力系统利用协会(ESCJ)于2004年2月成立，并于2004年6月被政府指定为日本唯一的“输配电等业务支援机构”，即中立监管机构。ESCJ由中立者(主要是教授、学者)、一般电力公司、PPS、电力批发公司、自备电厂等组成会员，以确保输配电业务的公平性、透明性和中立性。ESCJ日常管理工作主要由来自9大电力公司轮流派往的人员担当。
ESCJ主要开展5个方面的工作：负责制定电网扩建计划、电网运营及阻塞管理等方面的指导性规则(相关的详细规则由相关电力企业制定)；负责处理输配电业务方面的纠纷和投诉；负责跨区联络线的剩余容量管理、阻塞管理；负责公布联络线剩余容量、潮流、故障等信息；负责制定并日本全国的电力供求状况和电力可靠性评价报告书。
1.2 市场化改革后的日本电力工业结构
通过电力市场化改革，日本电力工业结构发生了较大变化。如图2所示，在发电环节，独立发电企业、趸售供电企业；电力公司和PPS通过参与电力批发交易市场，初步形成了发电侧市场竞争；在输配电环节，日本九大电力公司负责运行全国所有的输配电网，负责提供公平、公开的电网准人和过网送电服务；在售电环节，九大电力公司负责向各自区域内部50kW以下的管制用户供电，本地电力公司、其他地区电力公司、PPS均可对50kW以上的自由化用户供电，形成了零售竞争格局。
1.3 日本电力市场化改革的特点
从日本电力市场化改革的主要内容和历史进展来看，日本在维持九大电力公司发输配售一体化体制的同时，在发电侧和售电侧引入了市场竞争，其改革颇具特色。主要包括：
1.3.1 先立法、后改革
由于能源资源匮乏，所以日本政府对待电力市场化改革的态度非常谨慎，在每次实行电力市场化改革之前均对电力法进行修改，随后才实行相关的改革。在售电侧市场放开过程中，日本于1999和2003年两次修改电力法，于2000和2004年才开始实施相关的改革内容，确保了电力市场化改革的权威性、合法性。
1.3.2 维持九大电力公司垂直一体化体制
日本电力市场化改革的一个重要特点就是维持了九大电力公司的发输配售垂直一体化体制。这主要出于以下几个方面的考虑：一是确保能源安全。日本能源自给率较低，能源消费的80%依赖进口，因此，日本政府大力鼓励核电建设。政府认为，保持垂直一体化体制有利于在保持供电稳定的前提下促进核电的大力发展。二是确保电力安全稳定供应。首先，日本电力负荷全天变化剧烈，政府认为，垂直一体化的电力供应更有能力应对这种负荷的急剧变化。其次，日本为串联型电网系统，联络线上通过大电流时容易出现稳定问题，跨电力公司之间的大规模电力输送受到很大限制，各电力公司需要各自保持供需平衡。再次，由于日本电厂和输电线路建设周期长，缺电时无法立即追加供电能力，日本电力行业认为保持垂直一体化体制有利于确保安全稳定供电。三是协调厂网规划，提高输电线路利用效率。保持垂直一体化体制可以更好地协调电厂和电网建设规划，有利于开展整体的、有计划的发电和电网建设投资，也有利于有效利用昂贵的输电线路。目前，日本输电线的电流密度是其他国家的2—3倍。
1.3.3 进行了改革量化分析
日本是目前唯一对电力改革的各种模式做过量化分析的国家。在讨论日本电力自由化改革的过程中，日本电力中央研究所对日本电力公司垂直一体化体制的经济效益进行了定量分析。分析结果表明，相对于厂网分开体制，发输配售垂直一体化体制可以节省4%-14%的费用(9家电力公司平均为9%)。这一量化分析结果在日本选择电力改革方向时起到了一定的决策参考作用。
2、日本市场化改革的效果及政府评价
2.1 改革效果
2.1.1 电力公司与PPS的竞争日趋激烈
自2000年4月份以来，PPS售电量逐步增大，至2005年12月份，PPS售电量已接近10亿kW·h。在九大电力公司经营区域内，PPS在东京电力公司经营区域的市场份额最高，为4.11%。从用户电压等级看，9大电力公司和PPS对20kV以上高压用户的争夺尤其激烈，东京电力公司经营区域内8.27%的高压用户由PPS供电，其中主要是商业用户。
电力市场化改革之后，日本九大电力公司正在面临PPS较大的潜在竞争威胁。以东京电力公司为例，自售电侧市场放开以来，脱离东京电力公司的用户逐步增加，截至2006年9月1日，共有1500家用户、240万kW负荷脱离东京电力公司。目前，东京电力公司的30%的商业用户改由PPS供电。
根据日本PPS公布的电源建设计划，预计在2009年之前新建装机容量398万kW。其中，东京电力公司供电区域新建221万kW，关西电力公司供电区域内新建111万kW，东北电力公司供电区域内新建61万kW，九州电力公司供电区域内新建5万kW，其他电力公司经营区域内PPS没有新建电厂计划。随着PPS新建电厂的投产，日本电力公司与PPS的竞争将更加激烈。
2.1.2 用户电价逐步降低
日本实施电力市场化改革以来，虽然发电燃料成本及国际能源价格均大幅度上升，但日本的电价却有较大幅度的下降。东京电力公司2005年的电价水平比1996年的电价水平下降了27%。同时，东京电力公司也采取措施积极降低过网送电费，与2000年3月相比，东京电力公司2005年的高压用户过网送电费下降了23.2%；中压用户过网送电费下降了13%。在售电侧市场放开之前的1999年，日本工业电价为美国的3.7倍，英国的2.22倍，德国的2.5倍，意大利的1.66倍，韩国的3.12倍。而在电力市场化改革之后的2003年，日本工业电价仅为意大利的0.83，相对于其它国家，日本的工业电价也有很大幅度的降低。
2.1.3 供电可靠性维持在高水平
电力市场化改革以来，日本供电可靠性继续保持较高水平。东京电力公司2005年的户均平均停电时间为7min／a，停电次数为0.1次／a。电力市场化改革并没有影响供电可靠性。
电力-[飞诺网FENO.CN]
2.1.4 客户满意度提高
根据九州电力公司的调查结果，2005年度，自由化电力用户的满意度为52.2%，受管制电力用户的满意度为47.7%，全体用户的满意度为50.6%。对比可知，售电侧市场放开提高了客户满意度。
2.2 政府对改革的评价
2005年10月，日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会编写了日本电力自由化改革评价报告。评价报告主要结论包括：
(1)基于效率的评价。电力市场化后，日本出现明显的电价下降。评价委员会通过基于计量经济学的定量分析认为，日本电价下降的40%源自电力市场化改革。(2)基于稳定供电的评价。评价委员会认为，虽然日本九大电力公司的电力建设投资自1995年以来持续下滑，在日本电力供需基本平稳的情况下，电能质量并没有受到影响。(3)基于环保的评价。电力市场化改革后，日本C02排放量并没有大量增加。另外，为了削减电力行业的C02排放量，九大电力公司、日本电源开发公司、日本核能开发公司等12家公司还制定并公布了“电力事业的环保行动计划”。评价委员会同时认为，在电力市场化改革后，由于PPS不负责电力供需的实时平衡，这将可能导致电力公司的备用不足。评价委员会认为，PPS应该和电力公司一起构筑能够确保稳定供电的机制。评价委员会同时建议进一步讨论目前阴向日本电力公司提供供需失衡补偿的问题。
3、对中国电力改革的启示
从日本电力市场化改革取得的实际效果来看，虽然看起来日本市场化改革措施非常保守和谨慎，维持了传统的发输配售一体化体制，仅从发电侧和售电侧引入竞争，但其市场化改革却非常成功，取得了政府、电力用户、电力行业内的企业、新进入电力行业的企业均比较满意的效果。深入分析研究日本在电力市场化改革中的得与失，对中国电力体制改革进一步科学、稳步向前推进有着重要的借鉴意义。他山之石，可以攻玉，对照日本电力市场化改革的做法和思路，认为中国电力市场化改革在如下方面还可以进一步改进和加强。
3.1 改革要结合国情，稳步推进
虽然从技术上看，全球电力工业具有高度同质性，但由于各国所处的经济发展阶段和具体国情、文化传统不同，各国的电力市场化改革所采取的模式差异甚大。
日本电力市场化改革就充分考虑到其能源短缺、国土狭小、环境保护和供电安全等具体国情，在经过深入探讨，并与政府、公众和电力企业达成共识，决定保持九大电力公司的发输配售垂直一体化体制的同时逐步实行售电侧放开。电力行业是关系国计民生的产业，电力行业改革必须在保证安全稳定的前提下稳步推进。中国的电力市场化改革要考虑中国经济高速增长、区域经济发展不平衡，要考虑跨区电网、城市电网和农村电网均急需大量投资、供电可靠性仍需大力提高的现状，在确保满足社会经济发展的电力需求、有效促进电力工业发展和安全稳定供电的前提下，在结合我国具体国情充分论证、达成共识基础上稳步推进电力改革。
3.2 改革应明确目标，立法先行
电力体制改革直接关系到行业的稳定健康发展，涉及千家万户的利益和社会经济发展。中国可以借鉴日本的经验，在每次实行重大改革之前，都首先制定新的法律或者修改法律，以法律的形式明确改革目标、步骤，随后再稳步推进。目前我国电力行业法律法规建设滞后于电力市场化改革，我国应首先针对已经完成的改革内容，对相关法律进行修订。随后，明确下一步电力市场化改革的目标，并将改革目标、步骤等纳入法律法规框架内。
3.3 改革应进行量化分析
在日本电力市场化改革过程中，量化分析起到了重要的作用。其中关于电力公司是否需要保持垂直一体化体制的量化分析结果表明，维持九大电力公司的垂直一体化体制可节省9%左右的费用；同时，在对电力市场化改革进行评价时，量化分析表明，日本电价降低的40%源自市场化改革。
电力市场化改革范文3
关键词：利率市场化 经济 金融
一、利率市场化的“两种模式”选择
从已完成利率市场化改革国家的经历看，利率市场化改革分为“渐进式”和“激进式”两种不同的模式。“渐进式”改革的典型代表主要有美国、日本和韩国。其特点主要是：从改革启动时点上看，改革选择在宏观经济较为平稳，通胀水平处于合理可控水平上这样一个时点起步。从改革过程看，都制定了适合本国国情的改革方案，改革经历的时间都在10年以上，并且随着改革的不断深入，配套措施能够同步跟进。从结果看，改革虽然给本国经济带来了一定影响，但由于经济主体经历了较长的缓冲期，在经过短时间的调整后，经济金融恢复了平稳较快发展。
“激进式”改革的典型代表主要有阿根廷、智利等拉美国家。其特点主要有：在缺少必要准备，且宏观经济条件不是很有利的情况下，草草启动利率市场化改革。从改革过程来看，推进的速度过快，部分国家几乎在短短一两年时间内取消了所有利率管制，且在推进利率市场化的同时，汇率改革、资本项目开放等改革几乎同时推进，严重超出了本国经济的可承受能力。从结果看，利率市场化改革严重破坏了经济的内外均衡，货币的内外价值出现巨大波动，给本国经济带来了巨大损失。20实际80年代拉美国家出现严重的债务危机，就是包括“激进式”利率市场化等一系列改革所带来的直接后果。
二、对利率市场化改革的几点思考
（一）利率市场化的实质是资源配置市场化、风险定价市场化的过程，是市场与政府两种力量的博弈演进过程
周小川行长曾经指出：“利率作为非常重要的资金价格，应在市场有效配置资源过程中起基础性调节作用，实现资金流向和配置的不断优化。”真正意义上的利率市场化不仅仅是指放开利率管制，而是要使利率真正成为市场价格的引导，建立一个金融资源的市场化配置机制，提高资源的配置效率。换言之，利率市场化就是金融市场化，是对政府放权的一种倒逼。在我国，由于政府对经济活动的过多干预，在金融市场上大量存在着政府的隐性担保，使金融市场上最重要的产品――风险的定价机制严重紊乱，出现了高收益、低风险甚至无风险的怪现象。因此，我国利率市场化改革的一项核心工作就是去除市场定价中的政府因素，使风险的价值实现真正意义上的市场化，资金价格真正反映项目的回报与风险。否则，即使放开了包括存贷款在内的利率管制，市场收益率曲线也仅仅反映的是政府有形之手引导下的资金价格，算不上真正意义上的市场化利率。
（二）“双轨制+体制替代”的渐进式改革是适合我国国情的利率市场化改革之路
当前中国经济的特征与利率市场化之前的日韩等国具有较大的相似之处。这些国家的经验告诉我们，渐进式改革模式是符合经济金融基本规律的理性选择。从我国经济30多年来改革的进程看，“双轨制+体制替代”是我国经济领域各项改革的一条主线。当前我国的利率定价与改革开放之初的“价格双轨制”极其相似，既存在民间借贷利率与存贷款利率这种体制外与体制内的价格双轨，也存在银行存贷款利率与理财收益率这种体制内的价格双轨。在市场力量的作用下，首先实现体制内两种利率的并轨，进而实现体制内与体制外两种利率的并轨，最终实现利率的单轨运行，完成我国利率市场化的进程。由于这种并轨的过程是在市场力量的作用下渐进完成的，可以减少改革的剧烈震动，并有效控制改革中的各种风险。更为重要的是，这种渐进式改革是对价格的探索和发现过程，是在一种动态调整过程中实现了价格的均衡，从而避免了利率市场化改革而造成经济发展中的各种失衡。
（三）金融创新是利率市场化改革的有力保障
从利率市场化改革的国际经验看，利率市场化改革缘起于金融创新而带来的金融“脱媒”，借助于CDs等创新工具推动了改革的加速发展，依托于利率互换、利率期权等创新产品而实现了市场化改革后宏观经济的平稳发展。可以说，金融创新始终伴随着利率市场化改革的全过程。在我国利率市场化改革的过程中，也必须要把创新作为市场化改革的一个必要配套措施。当前，要逐步推进以市场化定价为基础的金融产品和工具创新，以逐步对存贷款等形成替代效应，从而逐步实现存贷款由固定利率向市场化利率过渡。同时，要从金融组织结构、金融监管结构和宏观调控体系等多方面加大创新力度，在创新力量的作用下实现我国利率市场化改革的平稳发展。
电力市场化改革范文4
关键词：电力改革；市场化；竞争化
中图分类号：F713.5文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）03-0-01
日、美、欧各国改革尝试中的经验和教训，对我国的电力市场化改革有一定的借鉴意义。我国需要深入比较和思考他们的实践模式和效果，然后结合我国具体国情，制定切实可行的改革方案。
一、电力市场化改革的背景分析
从率先实施电力市场化改革的日、美、欧各国历史经验来看，促成电力市场化改革的主要因素有以下几点：
1.电力工业的自然垄断性质发生了改变。传统意义上，电力工业具有自然垄断性，然而随着日新月异的科技发展，尤其是电力科技创新，人们逐渐对电力工业的自然垄断性提出了质疑。事实上，在发电环节和售电环节都能引入竞争以提高效率，特别是新的发电技术如联合循环机组(CCGT)技术的推广，将发电厂的最有规模下降到150MW~300MW之间，自然垄断的性质已经不明显，因此在发电和售点环节竞争是可以引入的。
2.电力科技创新和通信技术，使得电力工业解绑和开放后的开放运营、信息交换成为可能。
3.社会各界对打破电力垄断的呼声和高质低价电力产品的呼唤。电力用户希望通过改革，引入竞争，提高电力市场运行效率，从而享受低电价、高质量的服务。
二、日、美、欧各国电力改革模式和经验
(一)日本——引入有限竞争的单一买家模式
日本《电气事业法》自1996年l月1日起施行，这个修改后的法律加大了竞争力度，开放了电力趸售市场，废除了趸售企业许可证制度，放开了局部电力零售市场，修改了电价管理办法，由以往简单的电力企业成本加利润确定电价改由通商产业省制定标准电价。新法律还建立了新的安全生产管理办法，减少了政府对电力企业的检查次数，而更多地让法律去约束企业行为。日本的电力改革被经济界和理论界称为“先立法，再依法改革”的良性改革模式。
日本的电力改革虽以自由化为目标，但坚持谨慎原则，在保证有稳定的投资，有可靠的电力供应前提下，进行自由化改革。这是适合日本资源依赖进口、九大区域电网之间不存在资源优化配置的特点的。
(二)美国——纵向整合模式
美国电力体制改革的四个步骤：一是限制垄断企业的市场力量，实行输电、发电和销售功能分离；二是建立独立的输电机构和电力交易市场；三是开放销售市场，取消批发价格的规制，允许消费者直接选择电力供应商；四是区域配电网公司基本上保持垄断经营。
美国电力体制改革的主要措施是从成本控制入手，趸售业务引入竞争，实行输电和发电功能分离，电网分散所有，企业重组靠市场机制，跨州管制从控制价格和限制进入转向促进竞争、限制垄断。
(三)英国：从POOL到NETA，再到BETTA
1.私有化和电力库(POOL)交易模式
1990年4月—2001年3月，英国电力市场化改革的措施是将原来的发、输、配电统一经营的中央电力局分解，并相继使各发电公司、配电公司不同程度地实现私有化。与此同时，建立了电力联合运营中心，即电力库(POOL)，通过竞争性电力批发市场来打破原来中央电力生产局对电力批发的垄断。
A模式
2001年3月27日英国开始实施“新电力交易制度(NETA)”的详细文件。与电力库模式相比，NETA模式更具有市场化的交易特点，其基础是发电商、供电商、中间商和用户之间的双边交易。通过分别申请、颁发配电和售电执照，英国电力市场目前已实现了配电、售电业务的彻底分开，出现了若干个地区配电系统运营商和售电商。所有用户，无论其规模大小，均可自由选择售电商，从而实现用户侧市场的完全竞争。
3.BETTA模式
为了实现更大范围内的市场有效配置电力资源，英国提出将NETA推广，在整个不列颠地区建立统一的不列颠电力交易与输电制度(BETTA)，让不列颠三大地区所有市场实体在同等条件下进入统一的市场，所有的市场参与者都被允许在整个英国进行自由电力贸易。
三、对我国电力市场化改革的启示
总结日、美、欧各国电力市场化改革的成功经验，可以归纳出以下可供我国借鉴的改革做法：
(一)立法保证，政府推动：日美欧各国的电力市场化改革均是有政府组织和主导的，这是由电力工业本身在国民经济中的特殊性决定的。而电力法规体系的建立，能够保证电力市场化改革中的秩序，避免改革引起的混乱。
(二)统筹设计，渐进实施：电力市场化改革是对发电、输电、配电、售电全过程的整体改革，因此在改革设计时要有统筹各方情况，然后从实际出发，循序渐进的推进。日、美、欧各国在实施改革之前都设计了详细的可操作性强的方案。
改革开放以来，我国也在不断尝试和鼓励电力工业体制改革。经过艰苦探索，中国的电力市场化改革取得了阶段性成果，建立起了电力监管制度，发电侧形成了寡头垄断市场结构。
电力工业市场化改革的道路，还需要我们进一步探索。在借鉴他国电力工业改革的经验教训基础上，我国需要用实事求是、科学认真的态度去解决电力工业改革中出现的问题。
参考文献：
[1]林伯强.现代能源经济学[M].中国财政经济出版社,2007.
电力市场化改革范文5
[关键词]市场势力；政府管制；市场化改革；效率提升
[中图分类号]F274 [文献标识码]A [文章编号]1005-6432（2014）8-0032-03
1 引 言
2011年我国经济平稳较快发展，能源、电力生产与消费保持较快的增长势头，如图1所示，发电装机已与美国基本持平，发电量和用电量均已超过美国位居世界第一。我国已经成为世界电力大国，但人均装机、发电、用电及电气化水平与发达国家相比仍然较低，未来增长空间大。在市场机制仍不健全的情况下，中国“经济要发展，电力要先行”的发展战略仍然是有效的，中国电力消费与经济增长之间存在着很强的内生性关系，提高电力产业效率的经济改革和产业结构调整可节省能源，反过来采取能源保护措施和提高能源利用率，有利于促进长期可持续的经济增长（林伯强，2003）。能源与电力发展方式的转变是经济发展方式转变中的重要内容。就目前我国能源消费结构与电力产业发展现状而言，我国需转变能源发展方式，而探索中国电力产业效率提升的实现路径成为尤为迫切需要解决的问题。
就目前中国电力产业的效率而言，已有的实证研究结果似乎表明，电力的市场化改革并没有实现电力产业的效率的明显改进，换句话说，改革的机制设计、结构调整和管制措施并没有发挥效果，中国电力产业在效率问题上存在着较为明显的X-非效率和资源配置效率的损失。电力产业已有的效率提升在很大程度上依赖于技术的进步，而且是技术进步消除了效率损失后的结果。因此，电力市场效率的改进是目前中国电力市场化改革中需要解决的一大根本性问题。与此同时，中国电力产业的发展在很大程度上依赖于煤炭资源的供给，由于煤炭资源的稀缺性和不可再生性，随着经济的发展，中国对电力能源的需求不断增加，电力一旦由于发电能源投入不足而出现短缺，将直接制约着我国国民生产发展和人民生活质量。因此如何提升产业效率，高效利用能源，实现持续发展是关乎电力产业未来发展出路的重大问题。
2 文献综述
中国电力产业市场化改革开始于20世纪80年代，在2002年取得阶段性成果，其中大致经历了三个阶段的发展，即多元化融投资改革阶段（1985—1997年）、政企分开的改革阶段（1998—2002年）、打破垄断、促进竞争，电力市场化改革阶段（2002年至今）（吴昌南，2011）。但就目前而言，我国的电力建设仍处于初级阶段，虽然“厂网分离”实现了垂直一体化结构中发电环节的分离，电网企业仍然在输、配、售电环节具有垄断地位，我国电力产业的市场模式仍处于单一买方市场阶段（林伯强，2004；谢洪军，任玉珑，2006）。
国内外学者在电力产业市场化改革和电力市场机制设计方面对一些比较典型的电力市场化改革的国家，既有发达国家，也有发展中国家，进行了一定的研究，旨在为中国电力市场化改革提供一定的借鉴（周定山，2005；朱治中，谢开，于尔铿，2005；郭丽岩，2010）。在发电环节和零售环节引入竞争，而输配电以及系统协调环节则仍应保持垄断经营的状态是现今许多发达国家电力改革的基本思路。
国外的理论研究和实践经验都表明，电力市场建设不可能靠自己形成并自我维持，几乎所有的电力经济学家（Joskow，2001；Stoft，2002；Hogan，2003；Harvey&Hogan，2001）都认为，电力行业的可竞争市场结构（Hogan，2001）是不可能由市场和市场参与者自身来形成的，电力市场需要严格的市场设计。电力市场的机制设计一旦出现问题，很有可能导致市场交易的问题，扩大发电厂商的市场势力，影响短期调度效率，扭曲市场价格并降低长期投资效率（李虹，2004）。因而，在电力行业重组期间，特别是初期，电力市场设计和严格的行业监管对于保证电力市场的竞争性非常关键。
作为转轨经济条件下的国家，中国自然垄断产业的规制改革，是一个放松规制与强化规制同步进行的制度变迁的过程，就是在非自然垄断环节充分利用市场机制，让市场价格信号引导企业的经济行为，同时在自然垄断环节建立起科学合理的规制体系（于良春，2004）。针对目前市场主体、要素市场、电力需求的特殊性以及政府监管的不完善造成的中国电力均衡的体制，应进一步调整市场结构，充分发挥市场机制和政府监管在电力均衡中的作用（于良春、杜琼，2005）。
目前有关电力产业研究主要集中在市场化改革与机制设计两个方面，中国学者在研究本国电力产业问题的同时，密切关注他国电力市场化改革的进程，制度创新和运作方式，旨在为我国的电力市场化改革和机制设计寻求现实基础和理论依据。本文认为无论是市场化改革还是机制设计，无论是调整电力市场结构还是规范电力企业行为，其最终的落脚点都应该是实现电力产业的持续发展与效率提升。现有的国内外文献在这一问题上的研究较为分散，即使涉及电力产业市场结构、行为与绩效方面相关内容，大多只是用来佐证市场化改革和市场机制设计的中心论题。本文从产业组织理论的视角出发，探讨电力市场化改革过程中，中国电力企业市场势力与政府管制在电力市场结构、行为与绩效之间传导过程中发挥的作用，探讨如何实现中国电力产业的持续、稳定、高效、发展。本文是对以往研究的归纳总结与深化，具有较高的学术价值与现实意义。
3 电力企业的市场势力
在自然垄断行业发展的最初阶段，规模经济会使垄断成为一种可选择的市场组织形式，行业内的企业依托规模经济所带来的低成本优势和高效率优势，具备不受任何干预的市场势力。所谓市场势力就是企业将其产品的市场价格提高到边际成本以上的能力。一个产业的市场结构和市场行为通过市场势力影响其自身的经济绩效。经济绩效是用来衡量产业完成其符合社会利益的任务的概念，它包括两个方面，即效率和技术进步，也被称为静态效率和动态效率。（维斯库斯、哈林顿、弗农，2010）。传统产业组织理论认为企业凭借低成本、高效率的优势可以有效控制市场，获取市场势力，但是市场势力本身会造成企业效率的损失，表现在X-非效率和资源配置效率两个方面。
在电力企业中由于所有权与经营权的分离，加上市场势力的作用，会允许经营者用他们自己的目标去替代所有者的经营目标，在这种情况下，X-非效率就会出现。电力企业依托不受干预的垄断势力通过产量控制的手段达到抬高价格进而实现利润最大化的目的，产量控制和抬高价格不仅使消费者剩余减少，还会导致资源配置效率的损失。
虽然传统观点认为市场势力会对经济绩效产生负面效应，但在稀缺资源的利用问题上，哈佛学派学者给出的最佳方式是实行所有权垄断或归口管理（谢泼德，2002），市场势力也就由此产生。其实在资源行业或者对资源存在严重依赖的产业，政府管制下，适度的市场势力则发挥着对保护资源、提高效率、优化服务的正面效用。
目前煤炭作为我国最主要的发电能源，极具稀缺性，通过所有权的垄断或归口管理，一方面，电力产业内的市场势力的存在明确了资源所有权，强化了资源节约和环境保护的责任意识。另一方面，电力产业的技术创新的规模经济效应较大，需要大型电力企业的较大市场份额来提供足够的资金和人力支持，这与电力产业的持续发展的实现有着密切的联系。
中国电力产业目前的市场组织形式为单一买方市场模式。就发电市场而言，2002年年底，经过对原国家电力公司的拆分重组后，在原国家电力公司拥有的发电资产基础上，形成了五大发电集团公司。除国家电力之外，还有国华电力、华润电力、国投电力、长江电力以及深能源、申能源、粤电力等发电公司。我国发电市场的竞争主体虽然增加，但并不意味着发电市场从一个垄断市场变成了竞争性的市场。市场的选择以及各种优势往往有利于具有规模优势的原国有电力公司，原来处于垄断地位的国电公司分拆出来的五大集团仍然具有比较强的市场势力，无论是全国还是区域的发电市场，电力行业的分拆重组以后，发电市场基本上形成的是一种寡头垄断市场，而不是竞争性的市场结构。（于良春，马甜，2006）。
与此同时，由于电力本身的同质性，在电力产业的输配电环节，电网企业为获得一个地区的输配电权而进行竞争的结果是形成了一个新的垄断者。因而不同电力产业市场势力之间的竞争应当在政府管制之下，从输配电环节转移到用户服务差异化与电力普遍服务的质量上，确保中国国民与企业在任何地方和时间都能以可承受的价格享受供电服务。
产业组织理论认为寡头垄断市场分为松散寡头垄断市场和严格寡头垄断市场，其中前者是可以存在有效率的竞争的，因而通过一定的政府管制措施，限制电力产业中的寡头企业通过合谋、默许合作、合并、固定价格等方式形成市场势力，对发挥电力产业规模效应、提升竞争效率和推动技术创新和完善电力普遍服务，具有重要的作用。
4 电力产业的政府管制
从管制理论和实践来看，政府管制是应对市场失灵的必要手段。现实中的许多行业是由少数大厂商主宰的，市场垄断、外部性以及信息不对称广泛存在，以及公共产品都会导致市场的失灵，政府有必要通过价格激励，管制法规或是直接控制的经济行为来对这些领域进行管制，其中经济管制是与竞争政策互补的产业监控手段，其目的就是为了提高效率。政府经济管制的作用更多地集中于一些特殊的产业领域，包括公用事业、电信、电力、交通等在内的网络型产业。政府对自然垄断行业的管制不仅包括经济管制，还包括健康、安全与环境管制（维斯库斯，哈林顿，弗农，2010）。
Baumol（1982）和Sharkey（1997）修正了传统的自然垄断理论，指出规模经济将不再成为自然垄断的充分必要条件。电力产业作为自然垄断产业，一直都是政府管制的重点，20世纪90年代以来，世界各国兴起了电力行业重组和市场化改革的浪潮，其核心就是在电力行业建立竞争性的市场结构（李虹，2004）。谢泼德（2002）认为多数自然垄断行业（包括电力产业）都包含了自然垄断和自然竞争的部分。李虹（2011）认为随着企业产品或服务类型的多样化，具有网络特征的产业中普遍存在着竞争性和非竞争性业务，就电力产业而言，非竞争性业务包括高压输电网、低压配电网，竞争性业务包括发电和售电环节。
我国电力管理体制正在由高度计划、垂直一体化的管理方式向市场化过渡。国家拆分国家电力公司，打破垄断后，电力市场呈现出寡头竞争的格局。寡头之间通过博弈选择竞争或是合谋。如果寡头选择竞争，则由于电力产品的同质性，其竞争方式和竞争行为都会趋同，价格竞争会可能造成社会资源的损失。但是如果采取合谋的方式，那么由于电力产业自身的技术经济特征，价格垄断同样也会带来社会福利的丧失。因此电力市场化改革过程中政府对市场行为的管制显得十分必要。以电网公司为例，当同时有两条或者更多的网络线路需要扩展时，网络公司之间的合谋将使得监管机构更难对它们进行甄别，低效率网络公司的向下扭曲变大，高效率网络公司的信息租金增加（何广涛，阙光辉，蒋靖浩，2004）。
就目前而言，中国电力产业的政府管制体制已经进行了多项的改革，包括融资主体多元化、建立新的管制机构、管制目标与职能的重新定位等，未来还需要在电价设置、电力产业市场结构方面进行更为深入的改革。中国政府应针对电力产业中的不同业务环节，采取不同的改革方案与管制举措。通过引入竞争机制、规范市场秩序、引导技术创新、在提升电力产业运营效率的同时，提升中国电力普遍服务水平，充分发挥市场主体的积极性，调动社会各方力量，是实现中国电力产业效率提升与持续发展的重要途径。
5 结 论
我国的电力改革不仅需要建立竞争性市场结构，完善市场机制，也需要建立新的政府监管体系，转变政府行业管理方式，完善监管手段。中国电力产业持续发展与效率提升的实现机制如图2所示。实现中国电力产业效率提升与持续发展需要明确电力市场结构的改革方向与途径，通过市场化改革调整电力产业的市场结构，在市场化改革中通过严格的市场设计约束电力产业企业行为，共同影响电力产业市场势力的形成与效力的发挥。在规制企业市场势力的同时，不断完善电力市场政府管制，形成市场势力与政府管制在规范引导企业市场生产经营活动与研发创新活动的合力。在自然垄断行业，通过发挥市场势力和政府管制的共同作用，鼓励引导技术进步，有利于实现该行业效率的提升与持续的发展。
参考文献：
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电力市场化改革范文6
(一)先前电价改革所取得的进展
改革开放以来，我国电价体制一直处于变革之中，基本适应了国民经济和社会发展的要求，取得的主要进展可以概括为以下三点：
1、上网电价从无到有，从无序到初步规范。特别是1985年后推行的“还本付息电价”、“燃运加价”等项政策，对鼓励“多家办电”，增加电力产出，扭转我国长期存在的全面缺电局面，支持国民经济持续、快速增长，起到了关键性作用。2001年后推行以“经营期电价”取代“还本付息电价”的政策，在促进电力企业加强管理、提高效率方面，也取得了一定的成效。
2、终端售价体系合理化有了长足的进展。主要表现为：(1)新的“目录电价”取代“多种电价”；(2)“东高西低”的地区差价形成；(3)峰谷分时电价、季节电价逐步推广。
3、管理权限高度集中的局面有所改观。通过长期的探索，初步形成了与体制现状相适应的决策机制，如政府管制与相关主体间的协调相结合、中央统一审批与委托地方管理相结合等。
(二)新一轮电价改革要解决的主要问题
一是价格监管的现代化。主要目标是：(1)以科学的理念为依据的兼顾效率与公平的电价体系；(2)明晰的监管规则；(3)运转有效的价格监管组织体系；(4)体现民主与法制的决策机制。
二是推进电力体制的市场化改革。上世纪90年代以来风靡全球的电力体制改革，先期实施的国家虽具体做法各不相同，但均以市场化为基本取向。我国国情与上述国家大不相同，但走市场化道路也有其必然性：(1)发电环节竞争性市场结构与政府统一定价在体制上无法兼容。其结果必然是：以个别成本为基础的定价，在有效刺激供给的同时，也导致了成本失控和系统效率下降。特别是前几年的电力过剩，使两种制度的冲突更为突出。为进一步提高资源配置效率，必须在体制上做方向性的选择。(2)重回“垂直一体化”难以操作。经过近20年的“多家办电”，独立发电公司已占据“半壁江山”，且数量众多，产权结构复杂，重回“垂直一体化”，利益关系调整难度太大。而此时又恰逢国外电力市场化改革如火如荼，决策层自然会选择市场化的解决办法。电力市场化改革的核心是电价形成机制的转换，为适应电力体制改革的需要，新一轮电价改革方案，必须有与“垂直一体化”体制下不同的设计。
二、新一轮电价改革应遵循的基本理念
(一)电价改革的根本目的是提高效率，促进增长
这里所说的提高效率主要指以下三个方面：(1)电力企业的效率。主要指降低企业的投资和运营成本。(2)电力系统的效率。包括电源结构的优化和系统的高效运行。(3)电力消费的效率。要有助于形成合理的消费结构，进而形成合理的产业结构。
实现以上三个方面的效率预期，就可称之为健康发展。
因此，不宜简单将降低电价作为改革的主要目标。电价改革应注意鼓励电力的长期投资，特别是过渡阶段的改革措施，应充分考虑我国电力需求增长潜力及电力投资的特点，把提高效率与促进增长有机地结合起来。
(二)电价改革应循序渐进、平稳过渡
“分步实施”是所有先期改革国家的共同经验。电力的市场化必须以系统的安全、可靠为前提。因此，无论市场模式如何选择，各国的改革通常都是先从发电企业与大用户的价格竞争起步，在逐步扩大用户选择权的基础上，分期分批引入市场机制。如，英格兰和威尔士的终端售价放开，历经8年，根据事先确定的时间表分步实施。北欧及其他已进行电力体制改革的国家，也都遵循了“总体设计，分步实施”的改革战略。原因在于，电力的发、输、用互为条件，系统性极强，市场化进程每深入一步，都需要有一系列新的相关条件配套。与上述国家和地区相比，我国市场体系不健全，市场发育程度低，引入竞争所需的电力基础设施较差，政府监管能力也不够强。因此，必须正确处理改革、发展、稳定三者之间的关系，既要有合乎市场经济方向的改革路径，又要有合乎中国国情的改革步骤，稳步推进。
值得进一步指出的是，当今世界各国电力改革的设计者，无论是先行者，还是仿效者，对电力体制变化规律的认识过程并未完成。英国在1990年推行的电力体制改革方案，虽然规划了分阶段达到的目标，但并未包括目前实行的新交易制度(ne㈤的设想。经过10年的修改和补充，仍不能从根本上解决原强制性电力库的弊端，最终还是用新的“双边”交易制度取而代之。此外，关于电力的行业结构安排，从一开始就存在争议，近几年，发电与售电的一体化整合渐成趋势，并得到欧洲各国(包括英国)政府的允许，是由于“双边”交易成为市场运行的主导方式后，系统平衡的经济责任主要由发电商和售电商承担，双方风险大大增加，人们才开始达成共识：作为一种有效竞争的制度保障，这种纵向整合是合理的。由此可见，即使是那些电力市场化改革的先行者，对电力体制变化规律的认识过程也仍未完成。可见，诸如“毕其功与一役”、“快刀斩乱麻”一类的操作理念，是根本不适于电价改革的。
所以，我国的电价改革，必须从电力行业的技术、经济特性出发，特别是要根据所需解决问题的重要性和难易程度，确立分阶段的改革目标和与之相适应的操作方式。即使在发电环节，改革初期也仍须施以适当的行政控制。
(三)电价改革应与整个电力体制改革协调推进
电价改革作为电力体制改革的有机组成部分，既是电力体制改革的核心，也以电力体制改革其他方面的设计与进展为条件。如：电力市场交易模式直接决定电价双轨制的具体形式；电力市场化进度影响电价管制的比重及临时上网电价水平及其持续的时间；电力市场布局影响电网公司构架，进而影响输电价的监管；发电企业重组则从两方面影响电价安排：一是市场结构决定交易模式进而影响电价；二是电网公司保留发电机组容量达到一定程度，直接影响上网电价的管制方式和输电价格的核定。此外，电力管制权配置则对以上各个方面都有影响，进而对电价改革产生全方位的影响。如：横向配置的方式决定协调的质和量；纵向配置的方式影响区域间具体模式、进度的差别。
因此，电价改革必须与电力市场布局、市场化进度、交易模式、企业重组、管制权的配置等其他方面改革互相衔接，协调推进，才能取得预期的效果。
(四)电价改革必须“因地制宜”
国际经验证明，电力工业的市场化改革没有统一的模式，必须“因地制宜”。例如，北欧电力市场、英格兰与威尔士2000年前的电力市场，均设有电力库，但二者在价格决定机制及系统价格的作用方面却大相径庭。英国2000年后实行的新交易规则采纳了北欧电力市场的一些做法，但在现货市场、平衡市场价格形成机制及系统价格的作用方面，与后者仍有很大的不同。纵观其他先期改革国家的做法，虽然都力图使电力价格像一般商品那样在竞争中形成，但由于改革前的经济与政治环境、电力工业所处的发展阶段及供求关系等诸多条件的差异，具体的方案设计尚未发现哪两个国家是相同的。即使在英国内部，苏格兰、北爱尔兰也未与英格兰和威尔士采用同一种模式。
我国电力改革的起始条件，所要解决的具体问题等很多方面都有特殊之处。从市场结构看，我国改革初期多数地区不具备跨省区域电力市场的条件，这些地区如先建省级电力市场，则多数省级电力市场中各发电公司规模可能差别很大；从供求状况看，我国目前大部分地区再次处于缺电局面。此外，还存在各独立发电公司上网电价高低悬殊、终端售价体系不合理等情况。这都决定了对我国而言，没有可套用的统一的模式。加之我国地域辽阔，人口众多，各地区经济社会发展水平、电力供求关系、资源条件、电源结构、网架结构等都有不同程度的差距，改革的起始条件及面临的问题也不完全一样，因而在改革的时间、步骤、具体的过渡方式等方面，决不能搞“一刀切”，应允许各地“因地制宜”，才能减少失误，提高成功的几率。
三、新一轮电价改革的主要内容
新一轮的电价改革，应以“促进适度竞争、提高监管效率”为基本取向。
(一)关于上网电价改革
改革的方向是全面竞争，结算价格为供需双方竞争确定的市场均衡价格。为避免电力投资与负荷需求增长脱节，也可考虑建立一个备用容量市场，以该市场价格信号来引导容量投资。但这一方向性目标的实现需要较长的过渡期。
在过渡期间，上网电价可实行双轨制，即一部分由政府制定，一部分由市场调节。双轨制的主要形式有三种：一是“两部制”，其中，容量电价由政府决定并同网同价，电量电价由市场竞争形成；二是部分电量竞争；三是浙江式的“全电量竞争+差价合约”。
一定时期内需保护或扶持的核电、风电等新能源及可再生能源发电，长期看，原则上也应参加市场竞争，竞争收入不足以维持正常运营的差额部分，通过税收减免或由政府进行定期、定量补贴解决。补贴资金来源，可采取在终端售价上加收附加筹集。近期因相关条件不具备，可仍实施目前的价格支持政策。
过渡期电量电价的形成机制，既要促进有效竞争，也应避免价格的非正常上涨或下降。现在看来，“双边”交易及强制性电力库的价格形成机制，对我国都有参考的价值。相比之下，“双边”交易制度由于有需求方约束，价格信号相对合理，因而更为先进，但它对配套体制条件如购买者的数量、结构及风险管理的手段等配套条件要求较高。强制性电力库的竞价方式(国内称“竞价上网”)，曾为我国业内人士普遍认可。主要原因是我国改革初期的行业结构为“单一买者”，即电网公司输、配、售不分，大部分地区不存在独立的售电商，绝大多数用户也无供电选择权。但强制电力库竞价方式，较难解决发电商操纵系统购人价格问题，也不能成功引入需求方约束，容易导致系统购人电价过高。
在我国，那些经济发展水平较高、电力趸售量较大、大用户较多的地区，可试行“双边”交易制度，即允许趸售县供电企业、大的终端用户直接向发电企业或批发市场购电。但其他大部分地区，可能暂时还难以逾越强制电力库的交易模式。
(二)关于输配电价改革
电力输配业务具有自然垄断性，因而输配电价改革方向不是引入竞争，而是监管的规范化、科学化。监管的原则是：合理成本，合理盈利，公平分担，兼顾公共政策目标。
对电力输配价格总水平的监管，作为方向性目标，可选择激励性较强的“价格上限制”、“总收入上限制”等。在我国电网需要高速发展的中近期，为鼓励电网扩张，建议按“准许成本+准许利润”的公式核定输配电价总水平，即实行成本加成的管制方式。但同时应切实加强成本监控方面的制度建设，以有效抑制单位成本上升的趋势。
电力输配的用户价格，应按电压等级分类，同时实行“两部制”。同一电压等级的用户，从量计收的价格相同；基本电费按容量计收，负荷率不同的用户之间，按“峰荷责任法”分摊固定费用。为简便宜行，在市场化改革的初期，建议采用“邮票法”，输配电的距离因素暂不考虑。在相关条件具备后，可逐步引入“节点法”等更加科学的计价方式。
(三)关于终端用户电价改革
终端用户电价改革的方向，是在给全部用户以自由选择供电商权力的基础上，价格由市场决定。这一目标的实现，应与上网电价的全面竞争同步，因而也需要较长的过渡期。过渡期内，应根据售电市场开放的程度及用户自由选择供电商的交易成本，分批减少政府管制的范围。
过渡期政府管制终端售电价格的原则，与对输配电价的管制相同。
