电价改革方案范文

电价改革方案篇1

根据国家发展改革委员会推出的《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见（征求意见稿）》（以下简称征求意见稿），无论实施哪一套电价方案，月用电量在270度以上的居民将每月为每度电多付出0.2元以上的价钱。

征求意见稿一经，一石激起千层浪。汹涌的舆论指称，发改委方案除将钱包中的人民币多分出一部分交付电费之外，没有得到其他实质性的好处，而电力企业却可以在此改革过程中“捞”得不少利益。在电企大楼越盖越高的现实对比之下，为其买单的消费者如同“待宰羔羊”。 “改革等于涨价”的说法，如同“狠来了”的故事一样由来已久。

中国能源网首席信息官韩晓平用了一个流传已久的故事来打比方：“改革就等于涨价的经验，让老百姓听到‘改革’就像听到了‘狼来了’。等到狼真的来了，没有人愿意相信了。”

“改革等于涨价”的说法，如同“狼来了”的故事一样由来已久。社会对征求意见稿的激烈反应，让制度推行的局势变得不甚明朗。记者采访过程中，多位人士以电价一事过于敏感为由婉拒。

阶梯电价的国家目标

阶梯电价是一种让居民“少用少花钱、多用多花钱”的价格调节系统。此次资源性价格改革，显示了决策层今年下决心推动经济结构升级和节能减排。

实际上，在今年国务院《关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》中，就已经明确要求在今年10月底之前，推行居民用电阶梯电价。并要求该项工作由国家发改委牵头，国家能源局和国家电监会进行配合。

厦门大学能源专家林伯强表示：“居民电价涉及百姓生活，是改革最艰难的地方。前两次调价都未涉及，目前又还不具备大幅度提高电价的环境，因此实施阶梯电价是最合适的，表明了电价改革的方向。”

中国社科院研究员崔民认为，能源价格改革是中国当前面临的重大难题。实施阶梯电价，从短期看，可解决工业电价与居民电价倒置问题，减少交叉补贴;从中期看，有利于理顺电价机制，建立起反映市场供求、资源稀缺程度及环境成本的电价形成机制，并在一定程度上为上游煤炭价格机制的完善释放空间，有助于整个能源价格体系改革的推进;从长远看，实行阶梯电价的终极指向是推动节能减排的持续深入，进而推动经济低碳化与经济发展方式的转变。

事实上，作为试点省份，福建省早在2004年就对省电网直供区居民生活用电实行了阶梯电价，四川实行阶梯电价也已经四年有余，而此前国内实施居民阶梯电价的省份，还有浙江、湖北、贵州等省。 对电价高度管制，滋生了企业更多地向国家要政策，而不是更多关注自己的成本降低。

根据去年四川省电力公司的统计数据，2006年以前，四川居民生活用电量年均增长在12.6%以上，2005年达到了18%。而在实行阶梯式电价后的2007年，增长比例仅为0.11%，2008年，增长为8.95%;按2006年以前最低用电增长率计算，2007年居民用电节约11.6亿千瓦时，2008年节约8亿千瓦时。

四川省电力公司运营部电价电费处处长黄勇曾表示，“推行阶梯式电价，最重要的，就是要把基本用电量和阶梯级差设置得科学合理，符合当地实际。”

今年10月，中国在全国范围内推广居民阶梯电价的机制，将电价标准划分为三个档。

方案一，第一档电量按照覆盖70%居民用电户的月均用电量确定，门槛是110度/月，保证70%居民户月均用电量小于第一档电量水平，第二档按照覆盖90%居民用电户的月均用电量确定，门槛是210度/月，第三档为超出第二档的电量。第一档电价保持基本稳定，第二档提价不低于每度电5分钱，第三档提价不低于每度电0.2元。

方案二，第一档电量按照覆盖80%标准确定，门槛是140度/月，第二档电量按照覆盖95%标准确定，门槛是270度/月，第二档以上为第三档电量。第一档电价每度电提价1分钱左右，第二档提价不低于每度电5分钱，第三档提价不低于每度电0.2元。

汹涌的反应

两套方案一经提出，立刻引起舆论关注。据新浪网对推行阶梯电价方案的调查，截至10月21日13点30分，共有79192人参与调查，其中84.8%的参与者认为阶梯电价方案实施会增加用电开支。

“在北京老城区刚刚为节能减排做出贡献的平房院，由煤炉取暖改为电取暖。我们可爱的电价又要阶梯了。”网名为“石佛茗饮”的网友在微博上表示，怀疑电价增长是居民为垄断企业买单的行为。此外，第一档用电量划分标准过低也是居民普遍关心的问题，尤其在用电量大的南方，反映更为强烈。不少网友表示，自身家庭月用电量在300度上下浮动，若按照发改委提出的方案推行，恐怕只能削减家电。

“这样的局势继续下去，各地将要进行的价格听证会恐怕难以通过，若强行推动则会引起更大反感。”韩晓平表示，“老百姓不是不能接受阶梯电价制度，而是不能接受变相涨价。”

按照第一套方案，只有用电量在第一档的居民可以享受电价不变的待遇，其他档次皆有不同程度的涨价。如此，全方案的方向即是只涨不降，用电量少者没有享受到福利补贴。第二个方案，每一个档次皆提升电价，这意味着全民皆涨。这一举措令居民认为以阶梯电价促进电力改革、推行节能减排的说法更像是“挂羊头卖狗肉”。

阶梯三档的划分标准如何确定，首先遭到质疑。覆盖70%的居民用电量约在110度等这样的结论是如何得来？信息公布的不透明是多数网友表示质疑的原因。

“一说是根据统计局的统计而来，大家都笑了。”韩晓平说，“现在统计局连空置房率都不能准确科学地计算，这个覆盖率又从何得来？”内蒙古市民陈先生算了一笔账，他现在一家两口人，月用电在140度左右，那么根据家庭人口、南北方地区差异以及季节不同都将影响到电价。那么，第一档的划分标准显得低了。“这都是领导人的拍脑袋决定，如果不是，我们应该看到科学的统计数据。”陈先生说。

此外，颁布阶梯电价的时机和动机同样值得商榷。

据了解，有消息称，国家发改委于10月14日与五大发电集团代表会面，就调升七个省份的电价方案征询意见。方案建议在河北、山东、山西、陕西、青海、甘肃和海南七省，火电机组上网电价（火电厂卖给电网的电价）调升15-25元人民币/兆瓦时，全部天然气发电机组的电价上调30元人民币/兆瓦时。令人想起，今年九月初，国电集团向发改委汇报称今年集团利润主要来源于煤炭等非电产业，火电厂经营面临较大困难，希望发改委充分考虑发电企业面临的实际困难。国家发改委价格司司长曹长庆对此表示将考虑适时调整电价政策。结合此事件背景，有声音表示，此次居民阶梯电价的推行，是为上调上网电价做铺垫。

“发改委对推行阶梯电价的解释是不合理的。”韩晓平分析了发改委对实行阶梯电价的阐释，“按照发改委的说法，推行阶梯电价是为弥补居民电价与工业电价之间的交叉补贴。但是，从后来其对涨价受益分配方向来看，工业电价并没有因阶梯电价的施行而得到好处。涨价的既得利益又多数回归给了电力企业。”

大陆媒体一份评论表示，“提高个税起征点的呼声一浪高过一浪，但那个点一直很冷静，就是高不起来。与此同时，资源价格却不断作势要上新台阶，比如阶梯水价、阶梯电价之类，并且基本上想上就能上，虽然也有征求意见这个环节。”

在民间一浪高过一浪的反对声中，10月12日，曹长庆进行澄清：此次公开征求意见的两个方案，只是规定各地应按70%或者80%的覆盖率去确定各地分档标准，但相同的覆盖率下，各地具体电量分档标准会有所不同。比如，同样70%的覆盖率，全国平均是110度，但浙江可能是130度。并且，对于超过正常人口数较多的家庭，由各地在确定具体实施方案时采取特殊措施灵活处理。从照顾社会困难群众考虑，在设计阶梯电价方案时，曾考虑对低收入居民家庭实行优惠电价或者电价补贴，但初步设计方案中暂未作统一规定。

10月21日，征求意见稿结束征求意见。发改委相关部门表示一档电价下调可能性小，言论一出，再次引起关注。

而在韩晓平眼中，关于电价规定范围问题，本就不应该由国家发改委出面来统一管理。各地情况各有不同，交由地方政府和企业协商将达到更好的效果。因为，一旦电价标准制定过高，当地居民就会不买账;而电价标准制定过低也会影响电力企业和地方政府的合作关系。如此通过两方的协调，各地的阶梯电价标准则会更加符合现实情况。

电力企业的亏损悖论

征求意见稿中明确指出，电价上涨带来的利益将弥补由于燃料成本上涨增加的电网企业购电成本，电网是直接受益者之一。“虽然只是出台了征求意见稿，没有具体的内容，但肯定会利好于公司。”文山电力董事办公室人员乐观地表示，“如果政策实施快的话，肯定会体现在全年业绩中。”

此外，实行阶梯电价，就必须要实行“一户一表”，这在一定程度上也必将促进生产电表的有关上市公司销量增长。业内人士认为，阶梯电价的实施使得上网电价上调预期进一步增强，发电企业将会从中受益。并且“电网的销售价格空间一旦打开的话，这将会打开煤炭价格上涨空间”，大同证券煤炭行业研究员于宏表示，而且电价E涨的效应最终会传递到煤价上。

2009年，国家电网公司总经理刘振亚提到5大发电集团和两家电网公司的销售利润仅为1.2%，5大发电集团的资产负债率超过80%。据了解，今年1-8月，国家电网和南方电网公司亏损161亿元，同比减少利润238亿元。

而根据2009年的数据测算，居民阶梯电价方案一，将分别增加供电行业收入147亿元和净利润110亿元;方案二，将分别增加收入和净利润118亿元和88亿元。

结合今年8月国资委公布的国家电网去年亏损23.4亿元的数据，此次电价调整是要让民众掏腰包为央企补亏的说法，在众说纷纭之中占据了强有力的地位。

“作为企业，其实都有两套账本。对股民一个账本，声称前景一片大好，而一旦想要涨价，则开始对社会哭穷。”内蒙古一位常年供职电力企业的资深电力专家表示，国家电网只在固定收入“过网费”这一条上，已经收入不菲。并且，如果火电厂真的亏损严重，就不会出现多位电力老板抢开火电厂，以至造成内蒙古十个黑火电厂发电的乱象了，如此铤而走险，其背后定然有极大的利益驱动。而众所周知的是，几乎在每一个城市，电力企业的大楼都是该城市雄伟壮观的一景，电企员工的高福利、高待遇也是不可辩驳的事实。此外，最常见的事例是，作为电力企业，却令外人感觉不务正业，各地地王的竞标名单中，都可以看到电力企业的身影。

“其实推行阶梯电价并不能长久为电企增收，此制度会令用电量消减，不利于电企提升利润。”韩晓平并不否定电企亏损的现状，“现在的情况是，电价越涨，电力企业的亏空越大。老百姓的钱包根本填不满这个无底洞。电力改革需要的不是涨价，而是真正的改革。”在韩晓平看来，电企连年亏损的原因在于盲目“做大做强”的行为，盘子越撑越大，市场回报率的问题却没有被考虑。现今的新能源，以海上风能和太阳能的过低市场价格来看，根本就不能满足企业的市场发展。

一位电力专家表示：“由企业来管资源是不行的。自从电力部被取消之后，电力行业的乱象一直存在。电力改革到今天为止，并不算成功。”

呼吁电力改革顺利推行的呼声不只限于民间，早在2005年，电监会即上交一份内部文件，掷地有声地发出“电力改革基本不成功”的尖锐声音。

电价改革方案篇2

本报记者 严友良 发自上海

经过多次波折之后，阶梯电价改革即将揭开面纱。3月28日，在沈阳召开的2012年全国经济体制改革工作会议上，国家发展和改革委员会副主任彭森表示，今年将继续深化资源性产品价格改革，完善价格形成机制，其中包括今年上半年各省将陆续推出居民阶梯电价。

按照政策原本的设想，出台阶梯电价是为了合理使用资源，约束富人用电，促进节能减排。“居民阶梯电价的改革，比较好地体现了资源性产品价格的市场化改革方向，也体现了节能减排的总体要求和对收入分配关系适当调控的总体原则。”在沈阳会议期间，国家发展和改革委员会副主任彭森如此表态。

“阶梯电价”全名为“阶梯式累进电价”，因为这种电价照顾到低收入人群维持最低生活水平的用电要求，又被称为“穷人电价”。然而，不少业内人士指出，阶梯电价这项针对富人制定的政策，却可能是普通人跟着“受伤”，人们普遍担心即将落地的阶梯电价“劫富”不“济贫”，沦为涨价阶梯，最终受益的是垄断行业的电力部门。

阶梯电价全面展开

“国家的总体要求是上半年推出居民阶梯电价，各地可结合各自情况相机抉择。”在全国经济体制改革工作会议期间，国家发改委副主任彭森明确指出。

这不是彭森副主任今年第一次发出居民阶梯电价将于今年上半年在全国范围内而不是一两个省份推行的信号。

“按照要求，各地在定价的方案、思路确定后，通过听证会听取群众意见后实行。”在今年的“两会”上，他曾结合国务院的政府工作报告做过同样的表态。在政府工作报告中，总理提出，2012年稳妥推进电价改革，实施居民阶梯电价改革方案。

“从政策内容来看，居民阶梯电价是一项‘劫富济贫’的价格政策，在保证绝大多数家庭电费支出不变的情况下，提高消费电能较多的富裕家庭的电费支出。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，“居民阶梯电价改革的宗旨是利用价格杠杆引导居民合理用电。”

国家发改委的依据是我国居民用电量和居民家庭收入大致皆呈现“二八”现象。数据显示，5%的高收入家庭的用电量占到居民用电量的24%，10%的高用电量家庭消费了33%的居民用电。

除了引导居民合理用电、提倡节能减排之外，在不少专业人士看来，全面推行居民用电阶梯电价还有另外的目的。“居民阶梯电价改革，电网是希望成为有效调整其输配电成本交叉补贴的重要手段。”复旦大学能源经济与战略研究中心常务副主任吴力波告诉记者。

原来，由供电成本决定，国外居民电价一般是工业电价的1.5-2倍。中国则长期对居民用电实行低价政策，带来的价差缺口主要通过提高工商业用电价格分摊成本来弥补，这即是“交叉补贴”。“推行居民电价改革根本目的就是为了纠正电力市场中上游发电部门、中游输配电部门与下游终端用户之间由于价格信号扭曲导致的供需失衡。”吴力波说。

“由于交叉补贴的存在，居民无论收入水平高低，用电统一执行低电价，等于是用得多补得多，算下来还是富人受益。”林伯强解释说，居民用电补贴在中低收入国家普遍存在，“补贴是必须的。但是‘一刀切’电力补贴是不合理的，某种程度上就是用穷人的钱补贴富人，这本身就不公平。”

缓解电力企业的成本压力，显然也是政策部门的考虑。相比于煤炭价格的连年大幅增长，电价涨幅最近几年十分平稳，这直接导致处在电力体制改革的前沿的电价改革成为了重中之重。

一份资料显示，自2004年实行“煤电联动”后，煤炭价格快速上涨了好几倍，而电价却只做过几次调整，上涨幅度不超过40%。“由于煤价近几年连续上涨，火电企业亏损严重，发电积极性受挫甚至无法维持正常发电，发电有效产能增长萎缩。”中国电力国际有限公司董事长李小琳在今年两会期间就曾抱怨过。

事实上，阶梯电价并不是个新鲜事物。早在2009年11月，有关部门就已经进行过预热。彼时，国家发改委对外公布了《关于加快推进电价改革的若干意见》的征求意见稿，并同时宣布“最快于2010年一季度推行居民用电阶梯式”。2010年10月，国家发改委再次《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见》。

与此同时，地方上的试点也没有停止。自2006年起，四川、浙江和福建三省，阶梯电价的实践就已悄然进行。所不同的是，浙江和福建实行三档电价，而四川则实行着四档电价的计费方式。

然而，两次征求意见面临的争论也异常激烈，被平均、被高收入、被涨价等观点层出不穷。“决策层在居民电价调整上慎之又慎，避免推高CPI是考量因素之一。西南大旱、北方寒冷天气超长，种种气候异常现象正引发农产品涨价，宏观调控像在走钢丝。”林伯强表示这些导致2010年并未推行居民用电阶梯式。

公开信息显示，很多省市都在为阶梯电价的实施进行最后准备。在动作较快的河北省，目前，当地物价局正在对电网公司的成本进行核算。根据计划，4月份将向社会发出听证公告，5月份正式举行阶梯电价改革听证会。

寻觅合理阶梯

“居民阶梯电价的方案去年已经制定出来，并进行了公示广泛征求社会意见。在去年应对新一轮物价上涨的过程中，方案又进一步做了调整。”国家发改委副主任彭森指出。

原来，2011年11月，迫于煤电“顶牛”的困局，国家发改委宣布上调销售电价和上网电价，并强调暂时不涉及居民用电价格。但同时表示会将现行单一形式的居民电价，改为按照用户消费的电量分段定价推出居民阶梯电价，并提出会把居民每个月的用电分成三档。

第一档是基本用电，第二档是正常用电，第三档是高质量用电。第一档覆盖80%的居民家庭，第二档每度提价5分钱左右，第三档每度调高2毛钱左右，并增加了针对低收入家庭的免费档。

从现在的情况看，确定意见和之前公布的意见稿区别并不大。3月28日，国家发改委副主任彭森公布了阶梯电价的总体思路，唯一发生变化的是第三档每度电调高从原来的2毛上涨到3毛钱左右。

实施阶梯式电价的做法，在国际上早有先例。上个世纪70年代石油危机以后，日本、韩国及美国的部分地区对居民用电采取了阶梯式电价的做法，将居民用电实行分档定价，用电越少价格越低，用电越多价格越高。这样，既能合理反映供电成本，又能兼顾不同收入水平居民的承受能力。

按照设想，方案中第一阶梯电价水平低于居民生活用电实际供电成本，第二阶梯电价应反映供电真实成本，而为限制奢侈型用电设置的第三阶梯电价则高于供电成本，高出部分用以补偿第一阶梯用户没有承担的成本。

国家发改委已将阶梯式电价权限下放，要求在深入调研论证的基础上出台政策并实施。如此一来，对普通群众而言，电费是否要多掏腰包，关键取决于“第一阶梯”电量基数。如果每档电量设置过低，就会变成“普遍看涨”，而一旦电量设置过高，方案想要达到的节能目的又达不到。

第一阶梯度数怎么定，是民众争议的焦点。而先前试点的地方，四川省从2006年开始试行阶梯电价时，把第一阶梯度数定为60度，参照标准是前一年全省低保用户最高用电量为58度，在这基础上调高2度作为起步度数。而浙江省把第一阶梯度数定为50度，因为当时全省户均用电量约为50度。

“合理设置阶梯区间以及价差幅度同样考验着决策层。”发改委电价改革专家、华北电力大学教授张粒子指出。张直接参与了《电价改革方案》研究工作，目前承担《能源市场体系建设与价格机制研究》，该课题是国家能源局“十二五”能源规划重大研究课题之一。

林伯强教授也指出，如果真的达到规定的80%，老百姓的电费支出不提高，那么第一档的基数应该达到月均200度左右。如果可以实现，对于整体电价影响并不大。“对困难家庭来说，一年省下百余块，还是很可观的。”林伯强分析。

中国能源网首席信息官韩小平则提出，如果能够实现80%的居民都不受到影响，那剩余的20%也分为两档，便可以实现本次电改的目的：高耗电家庭多支付电费，来弥补能耗对于环境的影响。“大部分居民为了防止从二档变为三档就会有意识地减少过度用电，不会达到第三档，便可以通过经济手段实现居民用电的节能减排。”

“穷人电价”路有多远

因为阶梯电价模式照顾了大多数低收入群体，也被称为“穷人的电价”。

“从拿出多种方案到广泛征集社会意见；从经过听证批准实施到第一档电价不提高，覆盖居民家庭比例由中央统一确定，这项改革一路走来，尊重民意，审慎推进，体现了政府在涉及民生重大改革事项上以人为本、科学民主的决策理念。”中国能源研究会能源经济专业委员会副主任兼秘书长吴钟瑚说。

但民众仍旧担忧“穷人电价”能在多大程度上减轻百姓负担。其实，自从有阶梯电价改革这一说法以来，很多人都曾质疑其实际上就是“涨价”的代名词。

“由于一定的用电额度是‘刚性需求’，如果‘起步价’门槛太低，阶梯电价也就演变成‘电价上阶梯’了。”一位不愿透露姓名的上海徐姓居民说。

在知名时事评论员王兴栋看来，没有价格下浮也体现阶梯电价距离“穷人电价”还远。“很多披露的方案往往只提及超出部分的电价上浮，而没有提到如果出现未用足的情况是否有优惠措施。因此，阶梯电价方案的设计不仅要有上浮的部分，也应该有价格下浮优惠的部分，也就是把超收的部分回馈一些给节电居民。还有，如果家庭人数比较多怎么办？”

而令人们更担心的是，价格上浮的部分成为了电力垄断部门的“币多分”的新阶梯。

中投顾问能源行业研究员任浩宁就曾向记者提供了一组计算数据：“假设平均提价0.125元/度，按照2011年城乡居民用电5646亿千瓦时，以居民用电量30%来计算，按照新标准，电网公司能增收约212亿元。”

“电力作为垄断行业，其成本理应得到监管，实现公开透明，这是社会允许它们维持垄断地位的底线要求。否则，我们不能区分调价是合理成本的增加，还是维持或提高垄断利润的要求。”对外经贸大学能源经济研究中心专家王炜瀚说。

不过，张粒子表示，尽管“由于全球化石能源的短缺及其消耗对生态环境的不良影响，国际、国内能源价格必然会呈上涨趋势。但是，该方案仅仅是对20%家庭超出第一档标准的电量部分提高了价格水平。所以，不会对大部分居民生活产生影响”。

电价改革方案篇3

为了有效缓解实体经济企业困难、应对经济下行压力、增强经济可持续发展能力，日前，国务院出台《降低实体经济企业成本工作方案》（以下简称《工作方案》），将降低能源成本作为降低实体经济企业成本六大途径之一。这是基于我国实体经济用能量巨大，用能成本相对较高，不同能源行业市场化程度不同，不同能源品种价格下降空间不一而做出的科学决策。

加快推进能源领域改革，放开竞争性环节价格。《工作方案》明确提出，2017年基本放开竞争性领域和环节价格管制，形成充分竞争的机制，使能源价格充分反映市场供求变化，提高价格灵活性，突出强调做好以下两个方面的工作。一是加快推进电力、石油、天然气等领域市场化改革。尽可能在上述各领域、各环节打破垄断，引入竞争机制。二是完善光伏、风电等新能源发电并网机制。在当前能源和电力需求增长趋缓的形势下，随着可再生能源开发利用规模不断扩大，部分地区也出现了较为严重的弃风弃光弃水等突出问题，必须加以妥善解决。

加快推进电力体制改革，合理降低企业用电成本。《工作方案》将降低企业用电成本作为降低企业用能成本的最有力、最直接、最有效的手段。明确要求以进一步深化电力体制改革作为推动电力价格下降。一是加快实施输配电价改革试点。2014年，先行在蒙西、深圳电网启动输配电价改革试点。2015年，将试点范围扩大到湖北、安徽、云南、贵州、宁夏等5省区。2016年，进一步扩大到北京、天津、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网和华北区域电网，同时将开展电力体制综合改革的试点省份也要纳入到输配电价改革试点。目前，国家发展改革委正在统一组织对上述试点地区的电网公司交叉开展成本监审。二是积极开展电力直接交易，扩大市场化交易电量的比例。2016年3月，国家电网公司和南方电网公司分别挂牌成立北京电力交易中心和广州电力交易中心。国家电网公司经营范围内的山西、湖北和重庆很快成立电力交易机构；南方电网公司经营范围内的广东、广西、贵州和云南也相继成立股份制的电力交易中心。三是继续实施好煤电价格联动机制。2015年，经过国务院批准，国家发展改革委对外公布了修订完善的煤电价格联动机制。主要内容归纳为“一个公开、四个明确、一个区间”。即电煤价格指数公开，明确依据、明确计算价格公式、明确周期、明确执行时间，电煤的波动区间30―150元。2016年1月份，通过实施煤电价格联动，燃煤机组上网电价、一般工商业电价平均降低每千瓦时3分钱。四是简化企业用户电力增容、减容、暂停、变更等办理手续，缩短办理时限。2016年6月30日，国家发展改革委下发了《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》，主要思路是：第一，要放宽基本电费变更周期，按容量申请由一年一申请调整到一季一申请，按最大需量计费的，由按季申请调整到按月变更。取消对暂停用电次数的限制。第二，将一年内规定暂停两次修改为不做暂停次数限制。第三，暂不执行申请过减容或暂停用电的两年内不得再申请减容和暂停用电的规定，暂不执行新装、增容用户两年内不得申请减容和暂停用电的规定。

释放能源价格改革红利，有效减缓企业负担。随着《工作方案》逐步落实，企业用能成本将进一步下降。一是降低输配价格。初步核定蒙西、深圳和2015年试点的5省区在第一个监管周期输配电后形成的降价空间80亿元。可以预计，2017年，在全国范围内推行输配电价格改革带来的降价空间更大。二是降低交易成本。今年市场交易电量占总消费量的比例尚不到20%，随着电力交易市场的不断扩大，企业用电支出将进一步减少。三是降低天然气价格。近两年，我国推行“净回值”法天然气价格机制改革，实现存量气与增量气价格并轨，调整了天然气门站价，非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元，考虑到地方根据各自情况调整非居民用气销售价格的工作尚未完成，政策效果将进一步显现。

电价改革方案篇4

各地方案大同小异

对照北京、上海、广东这三个我国经济最发达地区的阶梯电价听证方案，我们可以发现一个简单规律：第一档电价维持不变，第二档电价上涨0.05元/度，第三档电价上涨0.3元/度。区别只是不同地区的各档用电量标准不一。这一思路其实是遵循了国家发改委的要求，首档用电量作为基本需求用电，将维持原价；而第二、三档用电量，将会提价。已公开的听证方案中，上海的首档电量最高，为每月260度；陕西的首档电量最低，为每月120度。

除了简单的三档划分外，上海和广东还根据自身的用电特点，给出了用电高峰期和非高峰期两套方案，另外由于上海城市化率较高，冬夏季节调温设备使用量均较大，因此上海还给出了月度、季节性月度、年度3套实施方案。

然而有分析人士指出，月度方案虽然简单明了，但未体现用电量季节性差异因素。因为在家庭用电支出中，冬夏两季的降温取暖用电占据了相当大的比例，其用电量明显要高于春秋两季，一刀切显失公平。而季节性月度方案虽然在一定程度上解决了用电量差异问题，但管理和实际操作难度较大，而两者的折中模式――年度方案，尽管兼顾了电量差异问题和操作性，但由于计费周期过长，会导致居民用电约束效果相对较弱。

听证会只许涨价难服众

不过针对此次出台的听证方案，老百姓最大的疑惑并不是纠结于选择哪套方案更有利于促进节能减排，而是为什么不管选择哪套方案，结果都会面临电价上涨的结果？比如北京的两套听证方案，区别仅仅在于上调电价的门槛究竟是230度/月，还是240度/月，这种左选右选都是涨价的听证会究竟能有多大意义呢？

一些网友表示：“阶梯电价本身是一种通过价格杠杆促进节能减排、节约用电的好模式，但为什么实施阶梯电价后电价只能涨、不能跌呢？难道不应该一方面让用电大户付出更高的用电成本，另一方面让用电量在第一档内的普通居民享受到更多的优惠吗？比如第一档降5分，第二档维持不变，第三档涨2角这样的方式，大棒和胡萝卜并用，既对用电多的居民造成了价格威慑，又用价格杠杆鼓励居民少用电，两相结合，节电效果更好。就像以前国家鼓励错峰用电，削峰填谷，便降低了夜间用电的费用。这不是更合理吗？”

电价是不是太低？

当然，也有人会说，阶梯电价方案之所以只涨不跌，是因为长期以来，我国对居民电价采取低价政策，导致我国发电企业亏损严重。从过去几年我国电价调整历史也可以看出（表4），居民用电价格涨幅已远远落后于非民用电价格，我国居民电价处于过低状态，所以涨价有其合理性和必然性。但问题是，我国居民电价是否过低，关键要看电网公司的实际输电成本有多高。

华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为：“电价为什么是这个水平？电网公司必须把各项成本都公布出来。如果这些都不公布，听证也没有太多的意义。”因为牵扯到其他众多因素，原本可以清清楚楚计算出来的电网成本却变得“很难算清楚”，“既然是全民所有的国有企业，而且从事的是关乎基本民生的公用事业，财务运行、人工成本、建设成本、运营成本等都应该接受全社会监督。”在电网成本没有公布之前就断言我国居民电价过低的说法很难站得住脚。

即使成本还不甚明了，但只要拿中国电价和其他国家电价进行纵向对比，也能在一定程度上看出我国电价的实际水平。比如发改委曾拿中国电价与美国对比：2008年美国居民千度电价是114美元，而中国居民千度电价是69美元。但如果用居民千度电价占人均国民收入的比例来计算，美国的这一比例仅为0.24%，中国则为2.49%。也就是说，从相对价格来看，中国电价是美国的10倍。从这个角度看，我国居民电价不是太低而是太高了。

节能减排效果值得商榷

更大的疑问在于，对居民用电实施阶梯电价，究竟对节能减排有多少效果还有待进一步论证。陈皓勇指出，在全面推行阶梯电价前，有关部门应该拿出充分的数据证明其效果，否则有可能出现电价涨了居民就改用煤气等其他能源，对节能减排更没有好处。

这是因为与工业用电相比，居民用电更接近于刚性需求。比如每年到了夏季用电高峰时段，在电力吃紧的关键时刻，各地方政府总会优先让企业避峰让电，尽可能保证居民用电，从来没听说过让居民家停电从而保证工业用电不中断。这说明居民用电比工业用电更重要，其需求弹性更低。比如近期全国多地出现了30度以上的高温天气，许多居民在5月上旬就早早打开了家里的空调，可在这种极端天气下居民开启大功率空调避暑也算是用电浪费吗？也要收取带有惩罚性的高电费吗？

事实上，发改委把居民用电分成三档，第一档是基本用电，第二档是正常用电，第三档是高质量用电，其中第一档覆盖80%居民用电量，第二档电量覆盖95%居民用电量，但为什么“正常用电”也要涨价5分呢？这不是将正常用电也一并视为浪费用电了吗？

更何况，我国居民用电量仅占全社会用电总量的10%左右，其他公共用电占15%左右，而工业用电则占75%以上。如果真是为了追求节能减排实际效果，阶梯电价应该先从工业用电开始实施，通过价格杠杆倒逼企业淘汰落后产能和高耗能设备，而不是先拿这10%且较缺乏需求弹性的居民用电开刀。

短评

电力体制应同步改革

文 本刊记者/邢 力

早在两年前，国家发改委就曾公布过两套居民阶梯电价调整方案，整体思路和今天各省市公布的听证方案大体一致，但标准却低得多。当时方案一中的第一档仅为0～110度/月，第二档为110～210度/月，第三档为210度/月以上；方案二中的第一档为0～140度/月，第二档为140～270度/月，第三档为270度/月以上。当时这两套方案出台后，也备受舆论质疑，最大的争议在于阶梯电价全国一刀切忽视了城乡和地区差别。

如今，标准制定权下放给了各省后，各档标准都有了大幅提高，有些还考虑到了季节性用电差异的问题，这无疑是有关部门听取民意后在制定政策时有所改进的表现，但依然难逃阶梯电价等于变相涨价的嫌疑。

应该看到，任何公用事业价格的上涨都牵涉到每一个民众的切身利益，因此往往民众对其涨价都会有抵触情绪。但民众更难接受的是，在垄断体制下，有关电企一边以“亏损”为由不断要求涨价，一边却时不时曝出“抄表工年薪10万”、“电网企业120人的会议3天花费300万元”等新闻，这些“成本”所导致的“亏损”让全体国民来买单，不是很可笑吗？

电价改革方案篇5

一、我市农电基本情况

（一）机构设置情况。截止年底，电网共有5个县级农电单位，包括电网直供直管云城供电局、云安供电局及罗定供电局、新兴供电局、郁南供电局等3个县级子公司。当前，全市还存在以下类型的农电机构：

1、直供直管农电机构。云城、云安供电局直供直管范围内，现有两家农电机构，分别为市汇勤农电服务有限公司和云安县大明农电服务有限公司。这两家农电机构主要负责农村中、低压电网维护和供电营业抄表等业务，主营业务收入主要来源于电网公司按预算管理模式核拨的农电运行费用。

2、趸售镇农电机构。全市有60个镇级管电机构，其中有59个实现了县镇电力一体化管理；尚有1个镇级管电机构，为云城区腰古镇所在区域的市南华电业公司。南华电业公司于1993年11月在市（县级）工商局成立，注册资金1100万元，经营范围是输变电及电力供应。该公司是由省党校风华公司、深圳南方集团公司、腰古镇经济发展公司共同投资的有限责任公司，投资总额约1100万元，各方的投资额分别是320万元、410万元、370万元。

（二）资产情况。截止年12月31日，电网直供直管范围汇勤、大明农电公司总资产为406.26万元。

（三）人员情况。截止年12月31日，电网直供直管范围汇勤、大明农电公司在岗工作的非电网公司编制人员共286人。

（四）售电量情况。年度直供范围县及县以下终端售电量为24.52亿千瓦时，同比增长20.72%，占供电局售电量31.17亿千瓦时的78.66%。

二、农电体制存在的主要问题及改革的意义

（一）目前农电体制存在的主要问题。1999年以来，按照国务院总体部署，我市实施农电“两个一同价”工作取得了显著成绩，但目前直供直管范围两家农电机构的人财物尚未纳入电网公司统一管理，1个镇属于股份制经营并实行趸售，与深化改革的要求还存在较大的差距，仍存在不少问题，有待进一步解决：一是未能实现一体化管理。管理界面、管理模式、机构设置等管理体制尚未理顺，农电与主业职工混岗、镇供电所用工复杂造成收入差异、农村电工实行劳务派遣方式遇到阻力等问题未能理清。二是农电运行费用支出无政策依据。2003年省物价局取消价外费用，将农村低压电网维护费和农电提成费与电价实施并价，相应的支出只能由电网公司以“农电运行费用”统一核拨，但电网公司并未接收相应的农村供电资产和农电人员，造成电网公司支付农电运行费用无政策依据。三是产权关系未理顺，不利于农村电网的建设改造。由于直供直管范围还有相当数量的农村供电资产反映在直供和趸售农电机构账面上，这些农村供电资产仍未与电网公司建立产权纽带关系，导致电网公司投资农村电网建设遭遇体制障碍，农村供电设施更新改造缺乏资金来源，农村电网缺少统一规划和统一管理，存在结构不合理、残旧、线损高、安全隐患大等问题，现有农村电网已无法满足产业转移带来的区域用电高速增长需要。四是趸售镇电价监管难度大。由于经营管理的主体众多，电价监管难度大，不利于实现城乡各类同电价目标，减轻用电负担，优化投资环境。

（二）直供直管范围农电体制改革的意义。尽快启动电网直供直管范围农电体制改革，有着重大而深远的意义：一是有利于构建“城乡电网一体化发展、专业业务一体化管理”的城乡供电一体化管理模式，尽快理顺直供直管范围、趸售农电机构的农村供电资产与电网公司的产权纽带关系，规范和统一电网经营管理，全面完成农电“两改一同价”工作；二是有利于推进电网的统一规划和建设，完善农村电网改造，进一步提高供电的可靠性，改善投资环境，提升形象。

三、直供直管范围农电体制改革范围及核心问题

（一）直供直管农电体制改革的范围。市本次直供直管范围农电体制改革的范围包括：

1、直供直管农电机构：市汇勤农电服务有限公司和云安县大明农电服务有限公司两家农电机构的农电资产和人员。

2、趸售镇农电机构：市南华电业公司（云城区腰古镇）。

（二）改革的核心问题。根据市直供直管范围农电的基本情况和存在的主要问题，实施直供直管范围农电体制改革需要解决的核心问题是：

1、农村供电资产划转问题。农村供电资产划转移交以及相关债权债务的处置问题。

2、农电人员接收问题。主要是农电人员如何接收及社会保险关系转移问题。

四、政策依据

（一）国务院《批转国家经贸委关于加强农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知》（国发〔1999〕2号）。

（二）原国家经贸委《印发关于加强乡（镇）电管站改革若干问题的指导意见的通知》（国经贸厅电力〔1999〕294号）。

（三）省政府办公厅《印发我省农电管理体制改革、农网改造和城乡用电同网同价试行方案的通知》（粤府办〔1999〕11号）。

（四）《电网直供直管范围农电体制改革工作方案》（粤经信电力〔〕1127号）。

五、工作目标

进一步深化直供直管范围农电体制改革，全面完成农电“两改一同价”工作以及妥善解决遗留问题。年启动实施直管范围农电体制改革工作，实现电网“全省一张网，管理一体化”的目标：一是一年内基本完成市两家农电机构的所有农电资产及农电人员移交电网公司的相关工作，规范劳动用工。二是在两到三年内，基本完成趸售镇农电机构---市南华电业公司的农村供电资产、人员和供电业务移交电网公司的相关工作。

六、基本原则

（一）整体部署、分步实施的原则：明确政策、制定计划、整体启动、分步实施。

（二）积极稳妥的原则：确保安全供电和企业与员工队伍的和谐稳定，平稳推进农电体制改革工作。

（三）无偿划拨和自愿移交相结合的原则：农电资产（包括但不限于国有、集体的供电资产以及与其有关的房屋、通信设施等资产）的移交，按照所有权性质进行分类处理：国有性质的农电资产按照无偿划拨原则处理。

（四）“人随资产走”的原则：全面理顺直供范围农电机构所有从业人员的劳动关系，规范劳动用工管理。

（五）统一管理的原则：直供直管范围农电机构的供电资产、人员和供电业务由电网公司接收后，成为电网公司直属供电局的派出机构，负责管理辖区的供电业务。

（六）与县级供电企业体制改革政策相衔接的原则：要充分考虑改革工作的延续性，防止直供直管范围农电体制改革的有关政策变化引发新的矛盾。

七、实施措施

（一）直供直管农电机构的接管工作。直供直管两家农电机构的农电资产和农电人员接收工作在年5月前完成，供电局负责组织，各农电机构负责实施。其中：

1、农电资产按照“无偿划拨和自愿移交相结合的原则”由电网接收，包括国有、集体、股份制性质的农电资产。相关的债权、债务一并由电网公司接收。对有争议的债权、债务的处置要有处置方案，或有划转双方认可的处理办法。市的两家农电机构主要属于股份制性质，其农电资产划转，由股东会议对资产清查结果进行确认，并通过农电资产移交方案后，交接双方签订协议，由电网公司予以接收。

2、农电资产划转以年12月31日止为基准日的清产核资或审计和资产清查报告为依据。

3、年3月16日前在电网公司主营业务及农电管理、生产岗位工作的非电网公司编制员工纳入本次改革。

4、按照“人随资产走”的原则，在册农电人员由电网公司负责接收，并依法转续劳动关系。人员全部接收后，供电局配合电网公司会同省考试院组织考试，根据考试成绩、民主测评等综合情况，对接收人员进行优化组合。

5、接收的农电人员，其社会保险按属地原则继续在单位所在地参保缴费。接收前欠缴的社会保险费，应按规定办理补缴。已退休人员待遇水平维持不变。

（二）趸售镇农电机构接管工作。基于云城区腰古镇在电力体制上的特殊性，根据《电网直供直管范围农电体制改革工作方案》的要求，待直供直管范围改革工作完成后，再对其改革工作另行研究。

（三）在人员接收过程中，一并办理党组织关系由地方转归电网公司管理的相关手续。

八、组织机构

（一）成立电网直供直管范围农电体制改革工作联席会议，承担改革有关领导协调工作。

成员单位：市经济和信息化局、市发展改革局、市人力资源和社会保障局、市财政局、市水务局、市审计局、市国资委、市国税局、市地税局、市物价局、市法制局、电网公司供电局。

联席会议下设办公室，设在市经济和信息化局，承担联席会议的日常工作。办公室正、副主任由市经济和信息化局分管领导、电网公司供电局分管领导担任，联席会议办公室成员因工作变动需要调整的，由所在单位提请联席会议确定。

（二）云城区、云安县、腰古镇等各级政府和供电局成立相应的工作小组，在市政府的统一领导下，具体组织实施改革的各项工作。

九、工作计划和分工

（一）由联席会议办公室负责组织召开全市直管范围农电体制改革工作会议，启动改革各项工作。本项工作于年4月初完成。

（二）由市人力资源和社会保障局牵头，会市地税局等有关部门，对电网公司接收的农电人员出具工资总额等相关的证明材料和办理有关手续。

（三）由市财政局负责全市农电体制改革后有关地方财政体制的调整工作，提出有关意见报省财政厅批准后执行。同时，按照省政府《省县级供电企业管理体制改革领导小组会议纪要》（〔2005〕105号）关于“在国务院国资委批准我省县级供电企业资产办理移交方案前采取子公司模式，批准后再按分公司模式进行管理”的原则，对电网公司在罗定供电局、新兴供电局、郁南供电局等3个县级供电子公司改制为分公司过程中，所涉地方财政体制调整工作由市财政局一并予以考虑解决。本项工作于年5月底前完成。

十、工作要求

（一）直供直管范围内农电体制改革涉及政策标准、人员安置、资产划转等事宜，关系地方政府、国有、集体等多方的资产和利益，情况比较复杂。市各有关部门、各级政府、供电局必须充分认识到此项改革的重要意义，高度重视，在确保社会稳定、供电安全的前提下，抓紧推进电网直供直管范围农电体制改革，全力完成农电“两改一同价”未完成的工作，妥善解决遗留问题，统一规范我市电力销售市场。

（二）有关云城区、云安县、腰古镇等各级政府和供电局是本次改革的实施责任主体，务必牢固树立全局意识，统一认识、服从全局，积极主动、密切配合市有关部门开展相关工作，确保改革工作按计划完成。

（三）联席会议各成员单位要在本方案确定的原则、任务目标、总体时间计划和联席会议工作部署的基础上，分别制定有关工作的实施细则。

电价改革方案篇6

而业界专家称，在我国经济转型迫切要求下，能源价格改革要与体制、财税等配套改革措施同步。

资源产品价改再成重点

2011年12月26日，国家发改委通知，决定在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点。多年来一直进展缓慢的天然气价格改革终于迈出实质性一步，标志着成品油价格改革进入“破冰”之旅。

业界人士认为，按照国家发改委对2012年工作的安排，天然气价改试点必是吹响新一轮资源产品价格改革的前奏，而煤炭和电力之间的价格联动机制改革也有望进一步提速。

据2012年的中央经济工作会议，“要全面改革资源税制度”、“完善原油成品油价格形成机制，逐步理顺煤电价格关系”被重点提出。随后召开的全国发展和改革工作会议，亦提出要“积极稳妥地推进资源性产品价格改革，试行居民用电阶梯价格制度，择机推出成品油价格改革方案，出台天然气价格改革试点方案，推进水资源等收费改革，建立主要污染物排放权交易制度”。

不仅如此，在2011年初的“十二五”规划纲要就将深化资源价格改革与环保收费改革并列提出，在具体做法上，包括完善资源性产品价格形成机制、推进环保收费制度改革和建立健全资源环境产权交易机制三大方面。

研究人士认为，这表明我国能源改革将加速推进。此次天然气改革采取模拟市场办法，建立反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制，更多是一种尝试，改革至少明确了天然气市场定价的改革方向，从长远看对理顺天然气定价机制做了有益的尝试。

成品油价改或将“破冰”

业界称，成品油定价机制改革已基本形成了“大致成熟”的方案。但鉴于国际油价趋势，发改委内部态度趋于谨慎，价改新方案何时出台还面临不确定性。

消息同时称，油价改革将在现有机制框架内做出“微调”，主要集中在缩短计价周期、改进成品油调价操作方式等几方面，而调价周期缩短是其中之一。按目前掌握的信息，新机制将会把现有的22个工作日调价周期明显缩短，其目的是让调价频率更高，使国内油价更加灵敏地反映国际油价的涨跌变化。

卓创资讯的朱春凯在接受记者采访时表示，此轮成品油定价机制总体来说还是比较成功，但具体来看还是利弊共存。有利方面：使得我国的成品油价格与国际原油价格接轨，是市场化的重要一步。不利方面：同时期也暴露出一系列的问题，诸如放大市场预期，加重投机；调价具有滞后性，无法对市场供需关系作出反应，导致涨易跌难等。

纵观2011年的国家原油价格，也是上演了一幕“过山车”行情，最高点与最低点的价差达每桶38.26美元。不过，相较阴晴不定的国际原油市场，国内成品油市场在2011年总体还是显示出较为平稳运行的态势。这一年间，汽柴油零售价共进行了三次调整：2月、4月为上调，累积涨幅分别为850元/吨和750元/吨；10月为下调，汽柴油跌幅均为300元/吨。

业内人士称，成品油价格体制改革的实质是形成“有涨有落”的价格形成机制，将定价权下放给市场，用价格调节供需。

“明年成品油价格改革的可能性非常大。”朱春凯表示，但改革的大方向是保证成品油的市场供应。

国务院发展研究中心产业经济研究部部长冯飞称，目前价格机制方面主要问题是价格缺乏弹性，刚性特点太强，导致很多投机商投资无风险。未来改革的方向就是要引入市场竞争，让市场去定价，企业生产实行成本透明，接受社会和舆论的监督。

除了成品油价格改革，业界对水、电等的价格改革亦有期待。2011年的全国发展与改革工作会议，提出要“试行居民用电阶梯价格制度，推进水资源等收费改革”。其实，国家发改委最近每年都会提到资源产品价格改革，但进展一直缓慢。

在能源专家韩晓平看来，资源价格改革并不是简单地涨价，价格改革也不能从根本上解决中国资源产品的问题，除了价格改革之外，还需要在体制改革、市场竞争培育等方面努力。

资源产品价改尚需提速

业界认为，在经济结构转型的迫切要求下，资源品价格改革是不得不走的一步，但价格改革要与体制、财税等配套改革措施同步，资源价改尚需慎重前行，但总体而言，资源价格改革还需提速。

在中国电力企业联合会资深电力专家沙亦强看来，低效率、低环境成本的资源价格严重阻碍了经济结构的转型，资源品价格改革是不得不走的一步，尽管在价格市场化的初期，的确会给出口以及一些传统产业造成不利影响，但这是改革必须付出的代价。

近年来，随着我国经济的迅速发展，对能源的需求日益增大，但是供需矛盾似乎仅是能源产品不“涨”就“荒”的一个外在表象。有分析认为，在近年来煤价已基本市场化并快速上涨的情况下，电、油、气的价格却还是依然受到政府的严格管制。而“油荒”、“气荒”、“电荒”等的轮番上演，其反映在价格问题上恰恰是一个难以解开的死结，并进一步凸显出资源产品价格形成机制的缺陷与相关改革的滞后。

以成品油价格改革为例，发改委表示成品油价格改革方案侧重于“缩短调价周期，改进调价操作方式，提高机制运行透明度”。而目前，国内成品油价格形成机制遵从的是布伦特等三地原油的价格变化。

国家能源局发展规划司司长江冰曾表示，能源体制机制改革是一项复杂艰巨的系统工程，政策性强、涉及面难度较大，因此要尽快选择合理控制能源消费总量的明确目标。要在充分发挥市场经济手段的同时，配套必要的行政手段。行政手段主要是建立约束目标和分解机制，合理控制能源供应，强制淘汰落后产能，使合理消费成为全社会的自觉行为，从根本上改变敞开口子用能源的局面。

电价改革方案篇7

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”。

“国家关于电价改革的实施办法已经下发多年，我们仍然沿用煤电联动这种过渡的电价管理办法，必然会带来越来越多的矛盾。”电监会价财部负责人指出，目前，国务院办公厅《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》已经下发。其中明确了“十一五”期间启动电价改革的任务，即按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（〔2003〕62号）及相关规定，继续深化电价改革，逐步理顺电价机制。

电价改革方案篇8

有非正式的消息表明，我国的电力改革草案将以“放开两头，监管中间”为基本的模式，并且政府不再制定发电计划。这一不算完整的信息如果属实，那将意味着我国的电力改革基本延续“增量”改革的思路。但是，不幸的是，在当前的环境下，这一改革方案的力度是远远不够的，并且没有体现改革的重点――输配环节，还蕴藏着不小的电价上涨风险。本文将就此进行一些初步的探讨。

关于我国改革的几个特点与逻辑

改革无疑涉及利益调整，任何的改革都有赢家与输家，但是利益调整、零和游戏显然不是电力改革的全部，否则改革就应该叫做“你死我活的斗争”了。我国的改革，还有（或者需要有）以下几个特点：

我国改革的起点已经不低。纵观过去20年的电力改革历史，发达国家的主要动力在于经济效率、竞争与自由选择，最近还可能需要加上智能电网与可再生能源发展。而东欧转型国家、南美国家更多地通过电力改革，出售国有资产与私有化，解决外债与财政问题，并开放市场，从而具备加入一些国家集团（比如欧盟、经合组织）的资格。我国的改革没有其他发展中国家的问题（比如总体投资不足、国家财政吃紧等。当然，值得指出的是，笔者认为，这是上一轮改革与我国的整体经济与行政管理体制的红利，而不是其他因素，特别不是垄断因素的贡献），也不会进行“休克疗法”式的改革，其目标将与发达国家的目标接近。这是一个很高的起点。

改革是“做大蛋糕”的效率改革。效率损失突出地存在于不合理的行政管制电价体系当中，特别是远距离输电的定价体系。在当前体系当中，四川水电大发的情况下，本地甚至出现过用电紧张，却要长距离、耗费高成本运到千里之外，这在市场化的电价体系内是无法想象的。更有甚者，“外送电价不高于本地上网电价”居然成为外送电的原则，这是显著的“缩小蛋糕”造成效率损失的做法。在起作用的电力市场条件下，本地的用户由于可以节约输电成本，无疑相比远端用户的竞争力更强，电力只有充分满足本地需要的基础上，才有外送的动力。

事实上，唯有“做大蛋糕”，即使出现“输家”，系统才有新的额外的剩余去补偿输家。这应该是我国改革的动力之一。

改革是能力建设。改革是复杂的、细节导向的。无论是趸售、零售电力市场设计，交易、调度与输电体系的分割与协作，从管制体系到放松管制体系的过渡，市场化主体产权、核算的变更，监管体系的设计与方式等，都需要从理论指导到具体实施的能力与领导力。

美国麻省理工学院资深电力管制与产业组织教授乔斯科（Joskow）在回顾世界各国改革20年的文章中写道“我们必须认识到，一个良好运转的竞争性电力趸售与零售市场的建立，无论在技术上还是政治上，都是极具挑战的”，说的就是这一点。

具体到我国，之前有东北、华东电力改革试点及其停止的解读，现有碳交易市场建设的摸索，其中能源建设内容涉及方方面面，有些至今仍在寻找解决方案，需要各方面的专业人员的参与与贡献。

改革必须降低电价。理论上，促进竞争的改革可以做到电力价格的明显下降，取得改革的红利，这也为智利、英国等国的改革所证明。但是操作不好，也可能完全是另外一个景象，比如俄罗斯。这是对改革顺序的非常高的要求。

要评估改革的影响，有必要假设如果没有改革，电力系统与行业会如何发展，电价将如何变化。但是如此的“反事实（counter-factual）”的基准线在现实中是观测不到的。判断改革引发的电价变化，首先需要把那些非改革因素的变化，比如燃料价格、补贴变化、电价结构变化固定住。将现实中电价的涨跌全部归于“改革”单一因素，是一个简单的逻辑错误。

如果现有的体系完全不动（如同一些学者建议的那样），那么增加售电主体必然意味着增加交易成本，价格不动（不涨）是很难的。如果行政硬要限价，那反而跟改革的目的背道而驰，又退回到了改革之前的状态。

电力改革，如果操作过程中，由于改革的确造成了“电价”的上涨，那笔者悲观地认为，改革注定要失败。因为“改革就是涨价”的刻舟求剑、缺乏逻辑的说法在民众意识中根深蒂固，也为反改革者提供了口实。所以，改革要有吸引力，必须不能引发电价的上涨。

改革需要足够的政治意愿。我国的电力改革，起点不低，未来的改革还充满不确定性，需要很高的能力，还不能引发电价的上涨。这颇有点“费力不讨好”的意思。事实上，在我国，特别是电力行业从业者当中，“保证安全，不出事”是基本的电力运行目标，笔者对此非常赞同。

但是将“保证安全”作为电力改革的目标，甚至将“改革”与安全对立起来，貌似政治正确，实则缺乏有效信息含量与必要论证。的确，电力改革如果造成了安全问题，那是得不偿失的，但是这只是个约束。电力改革也并不会必然损害安全。将保证安全定位为目标，那的确不需要什么改革了，甚至还可以退回到计划大一统时期（拉闸限电基本可以解决所有问题）。作为世界第一大经济体（基于购买力评价基础）的我国，应该有更高的追求。

但是无疑，现实可能出现的各种问题（比如改革力度不够、改革衍生与配套措施不足、利益集团误导、能力不足等）会给决策者巨大的压力。阿根廷、东欧部分国家的电力改革暴露出很多电力供应可靠性问题，俄罗斯目前已经基本退回到改革之前的状态，美国的部分州也走了回头路（事实判断，不涉及“好”还是“坏”的价值判断）。

上述提及的乔斯科教授在提示改革的挑战之后接着说，这些问题的存在，并不意味着构建电力趸售、零售市场以及电力放松管制、重组改革的建议是错误的。只有经过改革，一些重要的效率、监管、运行的问题才能得以透明化，以便政府监管者与民众更好的理解，并寻找相应的对策与解决方案（理论上都已经存在）。根本的问题是，政府能否在互斥性的方案中做出合理选择，并有抵制利益集团压力的足够的政治意愿，实施改革。

我国输配领域存在较多的“剩余”

为何说我国的输配环节应该是改革的重点，这根源于这部分效率的提升空间最大。这可以从中美电价的结构比较的实证看出来。

中美两个大国内部的价格差异都比较大，美国的电价随着燃料价格、需求变化的波动非常剧烈。但是总体上，美国与中国的批发电价是非常接近的，大致都在0.3-0.5元/kWh之间（东部高、西部低），而在某些时段，美国的价格可能下降到更低的水平。

但是在零售端，双方的电价水平拉开了巨大的差异。美国的工业电价2013-2014年维持在6-7美分/kWh左右的水平，与批发电价的差异非常小。这表明了其电价结构中，输配成本、各项税费都非常少。这也比较符合电力的成本变化，工业大用户电压等级高，用电量大，所需的传输成本有限。输配成本主要发生在配网侧的居民与商业用户，其高价格也反映了这一点，电价水平比工业用户高出接近一倍。

而我国的工商业电价基本在0.6-1元的水平，相比美国，其价格水平高出55%-70%，甚至更多。这源于更高的税负水平（17%的增值税），各种附加（基金）、交叉补贴以及输配加价。从用电结构而言，美国的居民商业用户用电量占到了总用电量的75%，工业用电只占25%左右。而我国正好反过来，工业用电占75%，而居民商业各占10%与15%左右的份额。

我国工商业终端电价比批发价高出了如此之多，笔者尝试对高的因素进行分解。考虑到工商业对居民农业的交叉补贴（用占总量85%的电力去补15%的电量部分，也就是工业提高1分钱，就可以给居民提供5.5分的补贴），这部分大概可以解释20-25%的电价差异，加上17%的税收，以及5%左右的各种附加，总体上可以解释大致45%-50%的电力加价。

但是，仍旧有归属于输配环节的10%-25%的差异是无法解释的。笔者无意将这部分全部归结于输配租金（经济利润）方面的差距。一方面，中国的输配成本有一些增加的因素，比如人口布局更加分化，电力供应的成本较高；电网年代新，投资成本更大。但是同时，也有很多因素中国是应该低于美国的，比如输电设施计划经济时期多为财政直接投资，不属于商业项目，而电网年代新，其输电损失成本也可以更小，国产化制造与人工等成本也比美国低很多。

如果以“降本增效”作为价值标准，那么以上实证判断的含义就是：垄断下的“输配”环节应是改革的重点。当然，以上仅是估算，在目前可得的数据条件下，也只能这么做。这也从一个侧面反映了中国的电力改革，特别是输配端的改革是多么有必要。输配环节内部与售电环节之间所有权或者核算的分割，是成本透明性的必要前提，它可以帮助解释为什么中国的输配成本是如此之水平，以及未来可以通过何种途径提高效率，降低成本。

但是，从目前的非正式消息来看，输配环节的改革，即使是最小方式的财务核算分开，都没有体现在电力改革方案中。这样的话，所谓的“监管中间”如何监管，跟现在有何区别就是一个大大的问号。

省为实体的电网改革仍具有可行性

拆分为省对改革能力的要求可控。这一点应该是显而易见的。相对于输配分开，输电、交易、调度等体系物理或者核算分割与彼此协作，拆分为省网，将原有职能基本固定，逐渐网运分开，明确输配电成本，积累经验以及进一步的改革，是相对容易操作的。即使出现了一些问题，问题的范围也能控制在省级范围之内，也可以先做一些特别的试点，改革的顺序相对灵活。

省网独立不会造成资源优化配置壁垒。理论上，资源优化配置的动力来自于地区间的成本特性差异，这与企业是否大统一没有关系。上世纪的最后几年，中国整体经济形势低迷，能源与电力消费甚至出现负增长，这种情况下，二滩站与三峡水电的电力消化成了大问题，发电能力闲置严重，大一统并不能充分保证资源优化配置。目前，国网与南网间的电力交换的存在，也说明大一统对保证资源优化配置并不必要。关键是交易或者贸易的动力是否存在，大一统的电网模式，既不充分，也不必要。

更进一步，由于电力传输高损耗的特点，过长距离的输电（比如超过1500公里）在多数情况下都不会是资源优化配置的方向。过去发生的水电消纳困难，到底是行政不当干预资源优化配置问题（不买便宜的，只买本地子公司的），还是长距离输电缺乏经济吸引力，并不显然。其原因是复杂的，一些先入为主的看法（比如省为实体限制了清洁能源消纳，所以就扩大实体的地理覆盖范围。演化到现在，西电东送朝向了另一个极端方向，成为了政治任务），更多的是基于那个时期的产业环境而来，可能对目前的改革并没有确切的含义。这需要细致的实证分析。

事实上，这一点在2005年初，《电网建设》刊发吴敬儒先生的《我国特高压交流输电发展前景》一文就提及了这种输电的动态变化。其称“国内外的实践表明，大型水电站在建设初期主要向远处负荷中心地区供电，随着附近及输电线路经过的中间地区的用电增加，远距离送电量日益减少，向附近及中间地区的供电量逐渐增加”。这种动态变化意味着，交流输电方式（可以有中间落点），基于远端市场的需求来论证特高压的必要性是站不住脚的，因为经济的发展会使得远距离落地越来越缺乏竞争力。而直流属于点对点的能源输送，高投资与高损耗（相比其他交通方式，比如输煤与输气）是其基本的技术特点。在超导技术没有重大突破的背景下，其长距离输送电力的损耗与投资形成的成本，竞争力无法与本地发展电源可比将是最可能的情况。即使时间次序上，先有长距离输电，那么其形成的电价水平也将刺激本地低成本机组的建设，从而在竞争格局中无法获得市场份额。

“无电可输”，似乎是长距离输电长期动态发展的宿命。如果以政府行政命令的方式强制外送远端目标，那意味着整体的效率损失。这种损失，必然体现在发电、输电或者用电的一方或者几方的收益上（从我国水电的外送看，人为压低水电价格，并时有限制本地竞争性使用，主要是在挤压发电方与本地用电用户）。

省网有利于有效监管。拆分为省级电网，的确在省内，其仍旧是垄断经营的，直接的竞争短期不会有。但是同业对标形成的间接竞争是存在的，并且随着大用户直购电、输电网络无差别开放的推行，省级公司的市场力量与游说能力会有效削弱。理清电网输配电的成本是核定输配电价，构建“多买多卖”电力市场的前提。从这一意义上来讲，为了规避垄断“俘获”与信息不对称问题，“拆分电网”是理清电网成本的现实可行路径。这将为有效的监管提供前提。

“四放开、一独立”如果实现，似乎也没有必要从业务职能角度维持一个垂直一体化的电网公司（电力交易必然是分散的），其职能完全分散到省，以及跨区跨省联络线专门公司。

省网独立符合电网发展趋势，不影响规划的效果。电力系统灵活性与智能化要求进一步迫切、电力传输特点限制的背景下，尽量减少电力输送规模， 保持本地化消纳是电网的发展趋势。如果我国的电网能够实现省为资产实体，那么基本意味着全世界的趋同趋势。美国的电网公司平均不会超过一个州的地理范围，欧洲大大小小的国家众多，任何电网公司覆盖的地理范围也很有限。

此次草案也提及电网规划的内容。拆分为省级电网之后，的确大一统的规划的难度会加大。但是大一统的规划需要做到何种程度仍旧是一个开放的问题。

就笔者的看法而言，以前的规划更像是社会规划者（social planner）模式。根据一个预期的需求，讨论如何去满足的问题，其中包含着不断的定位、简化处理，才能推导出所谓的规划目标。不考虑价格水平，不考虑需求存在的固有的不确定性，这种基于一个不可靠前提的“分饼式”规划即使在方法论上有探讨的必要，从可应用性角度的价值也待考。

未来需要的规划，是一种基于“问题解决方案”的演化模式。针对目前电力系统存在的诸如输电阻塞、调峰不足、短路电流等问题提出边际上的解决方案。涉及省间与区域间的部分线路走向与设计，具有一定的外部性影响（规模经济、整体潮流影响等），需要超越小地理尺度的规划，中央政府可以做一些协调与决策指导。省为实体并不会对这个程度的规划产生大的不利影响。

省网实体相对灵活，可为进一步改革与重组奠定基础。笔者认为，全国统一电力市场的提法大而不当。没有地理范围更小的竞价市场的建设与经验积累，更大的市场无从谈起。任何实时联动的市场，都基本是从小的市场一步一步扩大、连接而成的。小尺度的电力市场的运行，发现了不同地区的电价水平与结构特点，省级间电力市场连接并同步运行，增强电力市场设计的能力与监管经验，建立更大地理范围的电力市场必要性才能被理解。全国电力市场，这将是第一步省级电力市场建设之后的事情。

当然，整体思路上拆分电网，并不意味着31个省份都需要这样。南方电网公司作为我国上一次改革的试验田，有其特定的改革探索目的；华东电网联络比较紧密，地区间差异也比较小，电力市场构建地理覆盖范围大一些技术上也容易操作，这都可以作为更大的资产单位。但是，有些区域，其拆分为省级公司，将激发其巨大的活力，帮助其形成正确的电力结构与能源结构，比如辽宁的风核非化石系统、甘肃的风光可再生系统，四川的水天然气系统。这些地区由于资源禀赋丰富，将拥有低到美国中西部地区的电价水平，对本地的经济发展与外送电力到其他省份（某些时段与节点，基于本地需求充分满足的前提下）形成巨大的激发。

总结

“放开两头、监管中间”的改革很清楚，也很容易操作，对现有的格局触动最小，可能政府发几个文件（允许售电、增量配电的市场主体，输配电价格体系标准、交易中心换牌公示）就基本够了。但是无疑，这种改革属于“最快的火车，却到达了错误的车站（Fast train to the wrong station）”。

由于没有对系统无谓损失最多的输配环节的效率改革，力度不够。即使改革出现了新的市场主体，新增加的市场交易成本与新的市场失灵（比如缺乏实时电价与消费者响应）的存在，极可能导致电力价格上涨的局面，改革就有可能遭到抵制与诋毁，改革失败的风险不小。