电价改革方案范文
时间：2023-05-06 18:22:56
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篇1
一百个平方水电安装费大概多少钱
1、电路改造
(1)混凝土墙开凿线槽的单价大概为：30元/米。
(2)砖墙开凿线槽的单价大概为：25元/米。
(3)轻体墙开凿线槽的单价大概为：22元/米。
材料及工艺：1、普通PVC线管布线，不含面板(不足1米按1米计算);2、布线2.5平方塑铜线，空调4平方塑铜线;3、如不许埋管，可采用护套线。
2、水路改造
(1)开槽镀锌管的单价大概为：35元/米。
(2)不开槽镀锌管的单价大概为：30元/米。
(3)混凝土墙开凿线槽开槽PPR管的单价大概为：30元/米。
(4)砖墙开凿线槽的单价大概为：25元/米。
(5)所有PPR管线如果出现与其它管线发生搭接时，过桥每支5元。
注：以上价格均来源于网络，仅供参考!
一百个平方水电安装费大概多少钱
总的说水电安装价格，实在是太虚了，像装修小白还是希望有个具体的水电安装改造的报价表。于是100平水电安装报价表新鲜出炉，总价在12000元左右。而控制面板和开关的费用大概在1000元以内。
篇2
论文摘要:电力工业解除管制进行市场化改革是大势所趋，在我国已经开展了很多年，取得了大量的经验和成就。由于电力工业的重要性和特殊性，保证电力系统高效、经济、安全、可靠地实时有效运行，成为电力市场成功运营的目标。在电力市场改革突飞猛进的今天，理顺电力需求侧的市场化运营已成为电力市场健康发展的必然趋势和必要保证。
1. 电力市场理论介绍
1.1 我国电力市场的形成
90年代以来，电力体制多元化的潮流遍及世界许多国家，目标是要从一体化转为竞争化，彻底打破垄断，实现商业化运营。一百多年以来，一直被认为是一体化的发电、输电、配电、用电等电力工业环节，相继被分离，公平竞争的机制逐步引入。我国自80年代以来从集资办电开始，电力体制多元化的格局逐渐形成，独立电厂大量涌现，竞价发电、公平竞争的呼声日益高涨。随着我国改革的不断深入，特别是中国加入WTO后逐步通国际惯例接轨，市场对外开放，电力市场全面开放的格局已经形成。2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》。紧接着，国家计委公布电力体制改革方案内容。国家电力体制改革的总目标是，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，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系
中国的电力体制改革
根据国务院公布的电力体制改革方案，电力体制改革将包括以下主要内容:一是实行“厂网分开”。即:将国家电力公司的电厂资产拆分、重组成四家全国性的、跨区域的大发电集团公司;将全国的电网拆分成南方电网公司和国家电网公司。此外还组建了区域电网公司，区域电网公司的主要职责是经营管理电网，保证供电安全，规划区域电网发展，培育区域电力市场，管理电力调度交易中心，按市场规则进行电力调度。各区域内的现省级电力公司改组为区域电网公司的分公司或子公司，负责经营当地相应的输配电业务。
随着改革的深入全国的发电、输电、配电、供电四个环节最终可能被全面拆分成四个独立的运营机构，这是电力改革的必然方向。首先是实行"竞价上网" 。在区域电网公司经营范围内，设置一个或数个电力交易中心，在发电领域全面引入市场竞争机制，根据各地不同情况，建立相应的市场竞争规则和市场交易制度，最终实现谁的发电质量高，谁的环保条件好，谁的价格低，谁的上网电量就多;其次是建立科学的电价形成机制。将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成，输、配电价由政府确定定价原则，终端销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动机制。在具备条件的地区，发电企业可以通过协商方式向大用户直接供电，并执行国家规定的输配电价。
综上所述，厂网分开、竞价上网、建立科学合理的电价形成机制和建立一个国家级的电力监督委员会，构成了电力改革方案的四个核心内容。
2.电力需求侧管理的概念、特点及其手段
2.1 电力需求侧管理的概念
电力需求侧管理(简称 DSM)是指电力行业采取行政、经济手段和技术措施激励电力用户(需求侧)采用各种有效的节能技术改变需求方式，在保证能源服务水平的情况下，降低能源消耗和用电负荷，实现减少新建电厂投资及一次能源对大气环境的污染，从而取得明显的经济效益和社会效益。
2.2 电力需求侧管理的特点
需求侧管理与电力部门传统的用电管理相比本质上不是一码事，而是管理方式的一种演进和变革。1、需求侧管理非常强调在提高用电效率的基础上取得直接的经济效益。需求侧管理是一种运营活动，它既求效率，更追求效益。任何一种节电措施，都要给社会、电力公司和用户带来效益，使电力公司和用户都有利可图。2、需求侧管理也非常强调建立电力公司和用户之间的伙伴关系。改变过去用户对电能使用无选择余地的求助地位。3、需求侧管理还非常强调基于用户利益基础上的能源服务。电力公司必须树立能源服务观点，不能不顾用户承受能力和经济利益强行限电等做法去减少用电需求。更多的是鼓励采用科学的管理方法和先进的技术手段，促使用户主动改变消费行为和用电方式。 转贴于
2.3 需求侧管理的常用手段
目前，电力需求侧管理常用的有技术、财政、诱导、行政四种手段。
技术手段。指对具体终端用户的用电特点和工艺，采用先进成熟的节电和管理技术，以及相适应的设备来提高终端用电效率或用电方式。
财政手段。指刺激和鼓励用户主动改变消费行为和用电方式，减少电量消耗和电力需求，是需求侧管理在运营策略方面的重点。主要措施有:电价鼓励、折让鼓励、免费安装鼓励、借贷优惠鼓励、节电设备租赁鼓励等。
诱导手段。为了消除用户在认识、经济、技术上的心理障碍，提高对DSM的响应能力，从而调到他们的积极性，必须使用诱导手段，这是DSM的先行措施。
行政手段。行政手段指政府及其职能部门，通过法律标准政策制度等来规范电力消费的市场行为，以政府特有的力量来推行节能、约束浪费、保护环境的一种管理活动。
3. 构建电力需求侧管理指标体系的原则
电力需求侧管理指标体系作为一个有机整体，不但应从各个不同的角度反映出被评价系统的主要特征变化，还要能体现出系统的发展潜力和趋势。结合DSM的特点，本文认为建立DSM综合评价指标体系的基本原则有:可比性、科学性、综合性、简明性、可操作性和系统性六个要求。从理论上讲，我们希望设计一个理想的指标体系来描述DSM的状况，但在实际中，我们能够得到的数据资料却极其有限，甚至收集不到对我们的研究起到关键作用的指标数值。如果有的指标极其重要，却无数据来源，可以先保留在指标体系中，今后再搜集这方面的资料。但总的来说，我们还是应该在保证指标反映内容全面的基础上尽量采用各类可供查阅的资料上能够提供的指标。
4. 结论
本文在电力市场改革的基础上，研究了电力需求侧管理的相关理论和方法，具有一定的现实意义。在当今电力市场改革的大环境下，电力需求侧管理已从原来的计划用电、节约用电节到负荷管理制定了一整套较完善的措施，我们总结经验的同时，应该在着重构建电力需求侧管理长效机制方面进行积极的探索。
参考文献
篇3
打破垄断，引入竞争，已经成为当今中国经济体制改革的一个主旋律。其经济学的基础，来源于福利经济学家将完全竞争和垄断两种情况的比较，前者的消费者剩余和生产者剩余达到最大，后者存在福利损失三角形。然而，在反垄断这个问题上，反对什么样的垄断，如何反垄断，经济学界内部至今也没有达成一个共识。
抛开经济学的纯理论分析，且让我尽可能的列出电网垄断的危害，看看哪些是“拆分”可以解决的。
（一）电网的垄断首先是因为“自然垄断”这一特质造成，按照经济学的定义，“自然垄断”产生的基础是单一企业生产所有产品的成本小于多个企业分别生产这些产品的成本之和。然而，自然垄断附带的这种规模经济本身并不是我们要反对的，一味强调拆分电网会破坏这种规模经济，拆分多个企业后反而可能会导致平均成本增高。
（二）垄断的危害还在于为维护垄断地位而阻碍技术进步，更进一步，将垄断延伸到如发电装备、电动车充电等其他相关领域，阻碍了相邻市场的竞争和创新。对于这种行为的控制，国际上更多的是通过利益受损企业对垄断企业发讼的形式，利益受损方有动机并且有预期的收益进行此种行为。诉讼的裁判，也需要结合商业和技术两方面因素来考虑。
（三）当然，还有人指出，垄断企业由于地位超然，管理运营上可能会存在效率低下，但运营效率的下降不是垄断的必然结果，企业都会因为规模扩大而效率降低，也会因为风险控制而效率降低，如何兼顾规模、风险、效率，是一个管理学的研究范畴。拆分引入竞争可能会增加效率，但会丧失规模效应，增加风险控制难度，综合权衡损益，可能只有拆完了实践很长时间才能有结论。
（四）垄断危害的核心在于：制定垄断价格，牟取垄断利润，从而造成经济学所谓的“生产者剩余和消费者剩余的福利损失”。目前我国的电价是政府主导的行政定价，拆分电网的改革方案，最大的初衷就是希望通过此种行为在发、输、配的各个环节都能实现市场竞争定价。沿袭这种思路，就需要先在发、输、配的各个环节都形成竞争主体，这就有了“拆分式”改革一说。然而，反观我国目前发电领域已经形成了独立的竞争个体，发电企业上网竞价还是难以推行，搞过的试点效果并不好。政府对电价的控制不是松了而是比以往更加严苛了，原因有两个，一个是产权问题：竞价主体的产权在经济学意义上是不明晰的。竞价电厂都属于国企，价格再低也能竞买因为即使亏损也是亏国家不亏个人；另一个是风险问题：都是国家电厂，竞争一定会有应赢有输，未竞成的电厂怎么存续？国家不可能让它们破产，否则一旦国家对电力需求量增大，有限的电量如何满足？
所以，拆分并不必然导致电力竞价，甚至可以讲，拆分进而形成法人主体只是竞价的一个表面形式，国网内部同样可以通过设置利润中心的形式实现拆分所要达到的目的，但是这些是远远不够的。市场竞争定价被经济学誉为最理想定价模式，然而市价的采用是奢侈的，因为产权的界定、风险的规避等等问题带来的社会成本或交易费用不菲。改革开放之初，把拆成家庭承包责任制，微观经济主体是有动力的，那是因为吃大锅饭来的福利损失，远远大于家庭承包后的交易费用，这是“干”和“不干”的区分，不算自明，如今的电网改革，拆分成本太大，再加上竞价后被淘汰企业的破产成本以及竞价所带来的风险等众多因素，拆分改革可能释放的红利很难推动各方微观主体去行动。
篇4
第一条为建立健全合理的输配电价机制，促进电网发展，提高电网经营企业效率，维护电网安全、稳定运行，根据国家有关法律、行政法规和《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔*〕5号）、《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（〔*〕62号），制定本办法。
第二条本办法所称输配电价是指电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。
第三条输配电价由政府制定，实行统一政策，分级管理。
第四条电网输电业务、配电业务应逐步在财务上实行独立核算。
第五条输配电价按“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”的原则制定，以有利于引导电网投资、完善电网结构，促进区域电力市场的建立和发展，满足国民经济和社会发展的需要。
第六条本办法适用于中华人民共和国境内依法批准注册的电网经营企业。
第二章输配电价体系
第七条输配电价分为共用网络输配电服务价格、专项服务价格和辅助服务价格。
第八条共用网络输配电服务价格指电网经营企业为接入共用网络的电力用户提供输配电和销售服务的价格，简称共用网络输配电价。输配分开后，应单独制定输电价格和配电价格。
第九条专项服务价格是指电网经营企业利用专用设施为特定用户提供服务的价格，分为接入价、专用工程输电价和联网价三类。接入价指电网经营企业为发电厂提供接入系统服务的价格。
专用工程输电价指电网经营企业利用专用工程提供电能输送服务的价格。
联网价指电网经营企业利用专用联网工程为电网之间提供联网服务的价格。
第十条辅助服务价格是指电力企业提供有偿辅助服务的价格，办法另行制定。
第三章输配电价确定
第十一条电价改革初期，共用网络输配电价由电网平均销售电价（不含代收的政府性基金）扣除平均购电价和输配电损耗后确定，逐步向成本加收益管理方式过渡。
第十二条输、配电价向成本加收益管理方式过渡过程中，现行输、配电成本与输、配电价格差距较大的电网，逐步调整输、配电价。
第十三条在成本加收益管理方式下，政府价格主管部门对电网经营企业输、配电业务总体收入进行监管，并以核定的准许收入为基础制定各类输、配电价。
第十四条共用网络服务和专项服务的准许收入应分别核定，准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。
第十五条准许成本由折旧费和运行维护费用构成。其中，折旧费以政府价格主管部门核准的有效资产中可计提折旧的固定资产原值和国务院价格主管部门制定的定价折旧率为基础核定，运行维护费用原则上以电网经营企业的社会平均成本为基础核定。
第十六条准许收益等于有效资产乘以加权平均资金成本。
有效资产由政府价格主管部门核定，包括固定资产净值、流动资产和无形资产（包括土地使用权价值、专利和非专利技术价值）三部分，不含应当从电网经营企业分离出去的辅业、多经及三产资产。在建工程投资应按上年实际有效投资计入有效资产。
有效投资是指经政府主管部门核定，符合项目核准、招投标法等规定的投资。
加权平均资金成本（%）=权益资本成本×（1-资产负债率）
+债务资本成本×资产负债率
权益资本成本按无风险报酬率加上风险报酬率核定，初期，按同期长期国债利率加一定百分点核定；债务资本成本按国家规定的长期贷款利率确定。条件成熟时，电网经营企业加权平均资金成本按资本市场正常筹资成本核定。
第十七条税金根据国家有关规定执行。
第四章共用网络输配电价
第十八条共用网络输、配电价以承担输、配电功能相对应的电网资产为基础定期核定。
区域电网内共用网络按邮票法统一制定输电价，省级配电价以省为价区分电压等级制定。输、配电损耗按电压等级核定，列入销售电价。
第十九条共用网络输、配电价，按电压等级统一制定，下一电压等级应合理分摊上一电压等级的成本费用。同一区域相同电压等级实行同价。
第五章专项服务价格
第二十条竞价上网后，为有利于发电企业公平竞争，接入系统工程由电网经营企业投资建设的，实行接入价；由发电企业投资建设的，不实行接入价。
第二十一条接入价以政府价格主管部门核定的接入系统工程准许收入为基础制定，实行单一制容量电价，由接入系统的电厂支付。
第二十二条专用工程输电价以政府价格主管部门核定的准许收入为基础制定，实行两部制输电价，由该工程的使用方支付。
当两个及以上用户共用专用工程输电的，按各方使用输电容量的比例分摊准许收入。
第二十三条联网价以核定的准许收入为基础，分两种情况制定。
（一）没有长期电量交易的联网工程，联网价实行单一制容量电价，由联网双方支付。
（二）具有长期电量交易的联网工程，联网价实行两部制电价。联网容量电价是为联网备用服务制定的价格，由联网双方支付；联网电量电价是为长期电量输送服务制定的价格，由受电电网支付。
第二十四条联网双方支付的联网费用通过共用网络输配电价回收。
第六章输配电价管理
第二十五条共用网络输配电价、联网价和专项输电工程输电价由国务院价格主管部门负责制定；接入跨省电网的接入价由国务院价格主管部门负责制定，接入省内电网的接入价由省级价格主管部门提出方案，报国务院价格主管部门审批。独立配电企业的配电价格由省级价格主管部门制定。
篇5
电力工业改革的方向是打破垄断，引进竞争，这是市场经济发展的客观要求，是世界潮流。当前，国家正在按照电力工业的改革方向制定电力体制改革方案，改革的总体目标是打破垄断，引进竞争，实行“厂网分开、竞价上网，输配分开、竞争供电”。打破由“垂直、集中、一体化管理”在发电端和配电端造成的行业垄断和以“省为实体”、“一省一公司”导致的“区域垄断”，最终在发电端和配电端引进竞争。同时建立政府监督机制，规范竞争市场。这一改革方向和目标符合市场经济体制的客观要求，符合我国电力工业客观实际，有利于促进电力工业发展和市场经济体制建设。农村电力体制改革是电力工业体制改革的重要组成部分，必须按照电力工业体制改革方向和目标进行，而不应该与电力工业体制改革的目标脱节，更不能背道而驰。前阶段进行农村电力体制改革是在以“省为实体”、“一省一公司”、“一家管网”的指导思想下进行的，对不同产权的独立供电企业实行上划、代管，推行垄断经营，这种逆向改革必须停止，应该按照我国电力工业体制改革的思路和目标，重新制定农村电力体制改革的方案。
二，农村电力体制改革的思路
（一）县级供电企业改革
对农村供电，原则上以县为实体，组成县级供电企业，既符合我国农村的特点，也符合现行的农村电力体制结构，各方面都可接受。县级供电企业的改革，直接关系到农村电力体制和农村电力市场的建立，农村电力体制必须根据农村电力市场建设的需要和电力工业改革的方向来确定。电力工业改革的方向和我国电力体制改革的总体框架，是要打破垄断，引进竞争，实行发、输、配分开，建立开放的发电市场和配电市场，允许不同的投资主体参与发电市场和配电市场的竞争，供电企业要从电网中分离出来，组建若干独立配电公司，实行竞争供电。由此可见，农村电力市场的竞争主体是多元化的，要允许不同产权的独立供电企业参与农村电力市场的竞争。
从我国农村县级供电企业的构成来看，多元化的格局基本形成。全国2400多个县中，省电力公司直供直管县640个，趸售县1040个，自供自管县近800个，趸售县和自供自管县供电企业的产权是地方的，有的是水利部门的，有的是林场和农场的，有的是矿区的，有的早已成为股份制企业，只有以0个县供电企业属各省电力公司。对于这样一个早已成为多家供电、多元化格局的农村电力市场，应该坚持实行开放竞争的改革方向，而不应该把它变成集中垄断的电力市场，实行一家供电。
因此，对县级供电企业的改革应分两种形式进行，对省电力公司所属的直供直管县，要从电网中分离出来，改为独立的法人实体，成为独立配电公司；对趸售县和自供自管县直接按独立配电公司进行改革。
从改革的过程来看，在输、配没有分开之前，县级供电企业改革的重点应放在企业内部的改革和供电营业区的规范化上，特别是对趸售县和自供自管，而不是去改变企业的隶属关系和产权关系。企业内部的改革主要是明晰产权、加强管理、提高效率、建立现代企业制度，为组建独立配电公司、参加配电端竞争做好准备。其次，是供电营业区的规范化。由于历史、地理条件和行政区划的原因，县级供电企业之间的供电营业区关系比较复杂，也存在一些矛盾，因此，在农电体制改革中，应重新调整和划分供电营业区，实行供电营业区许可证制度，建立一个规范有序的农村电力市场。
对于存在多个企业交叉供电的县，可按资产关系组建股份公司，但必须严格坚持股份制的原则，不能搞虚拟股权控制，侵占股东的权益。
[二)乡镇及以下农电管理体制改革
乡镇及以下农电管理一直是农村电力管理的薄弱环节，存在很多问题：一是中间环节多，管理费用高；二是实行电费承包，“人情电、关系电、权力电”现象严重；三是管理水平低，管理混乱，偷漏电严重，致使电价奇高，农民用不起电。因此，乡镇农电管理体制改革是农村电力体制改革的重点，通过乡镇农电体制改革，理顺管理关系，减少中间环节，降低管理成本，提高管理水平，规范农村电力市场，达到降低电价、减轻农民负担、开拓农村市场的目的，为实现城乡用电同网同价创造条件。在两年多的“两改一同价”工作中，按照国家的有关规定，撤销乡镇电管站，建立县级供电企业的派出机构——供电所，直供到户，实行“三公开、四到户、五统一”管理，取得了很大成效，深受群众的欢迎，这一改革是成功的，还要进一步实施到位。
(三)配套政策和措施
农村电力体制改革需要相应的配套政策和环境，否则无法进行。当前，对农村电力体制改革有直接影响的是农网改造的相关政策，如贷款和偿还政策应与农村电力体制相结合、相配套。在前阶段的农网改造中，很多省只允许一个承贷主体，即省电力公司，其他供电企业都不能作为承贷主体，这样无形中就迫使大电网之外的供电企业接受上划和代管，否则就得不到农网改造资金。另外还有还贷政策，同样影响到体制。
在农村电力体制改革中，独立供电企业需要一个好的外部环境。在电力体制改革没有完全到位之前，大电网是一个“集中、垂直、一体化管理”的企业，其实力相当强大，在与独立供电企业竞争中，占绝对优势。在改革的过渡时期，必须制定相应的竞争规则，来维护大电网与独立供电企业之间的竞争秩序，否则，独立供电企业难于生存。
篇6
高价能源：挑战经济增长模式
受严峻的能源供需形势、国际油价高涨带动替代能源价格上涨等多方面因素影响，国内煤炭价格今年也持续高位运行。上半年国内原煤，烟煤和无烟煤的煤炭价格指数分别累计上涨21.7％、21.4％和23.0％。
能源价格的暴涨加大了工农业生产和生活的成本。国家统计局最新数据显示：7月份我国工业品出厂价格(P P I)同比上涨10.O％.为1996年以来的最高涨幅。原材料、燃料、动力购进价格上涨15.4％。其中，原油出厂价格同比上涨41.2％，原煤出厂价格上涨32.2％。
虽然我国对成品油、电力，煤炭价格实施管制或价格干预，国际能源价格的上涨不能顺畅地传导到下游产品 但价格的扭曲影响了能源生产者的积极性，导致供应紧张，也加大了物价上涨的压力。
今年以来，我国部分地区多次出现汽油、柴油的紧张，煤价高企也使许多火电企业买不起或买不到煤炭，约一半省份出现电力供应紧张，部分地区不得不拉闸限电，这些都给生产和生活带来不同程度的影响，也给我国的经济增长方式敲响了警钟。
目前我国近一半的原油要从国外进口。煤炭在我国一次能源消费结构中所占比重达76.6％，我国电力对煤炭依存度超过70％。随着煤炭需求的上升，我国已由煤炭净出口国变成进出口相当。
专家认为，如果我国不改变现有粗放式的经济增长方式，我国将不得不大幅增加石油，煤炭等能源的进口，这不仅进一步加大对国内资源环境的压力，也会给国际能源投机机构进一步炒作能源价格提供借口。
价格改革：破解难题必然选择
我国从6月20日起将汽油、柴油价格每吨提高1000元，航空煤油价格每吨提高1500元；全国销售电价自7月1日起平均每千瓦时提高2.5分。自8月20日起，全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱。
国务院发展研究中心产业经济研究部部长冯飞说，这些举措对于逐步理顺能源产品价格关系，保障供应，进一步抑制不合理需求，将持续发挥积极作用。从长远看，加快资源价格改革有利于转变经济增长方式，有利于节约能源和实现可持续发展。
我国早已明确了资源性产品价格改革的目标和方向，制定了石油价格综合配套改革方案、电价改革方案，建立了煤电价格联动机制，但由于种种原因，我国能源价格尚未完全市场化。
为了遏制煤价过快上涨，国家发改委今年连续两次出台煤炭价格干预措施：全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价(车板价)均以今年6月19日实际结算价格为最高限价；明确要求秦皇岛港、天津港、唐山港等港口动力煤平仓价格，不得超过6月19日价格水平。
从长期看，完善资源性产品价格形成机制，不仅能够降低价格扭曲导致的短缺风险，保证供应，而且有利于抑制不合理需求，促进经济结构优化和发展方式转变，从根本上缓解通货膨胀压力。
节约优先：破解难题应有之义
据国家能源局副局长赵小平介绍，目前我国的能耗较高：2005年万元GDP能耗为1.22吨标准煤，2006年降到了1.17吨标准煤，2007年又降到了1.06吨标准煤。这几年节能减排取得了明显成效，但万元GDP能耗仍相当于美国的2倍、欧盟的4倍、日本的8倍。
最近，我国相继《国务院关于进一步加强节油节电工作的通知》和《国务院办公厅关于深入开展全民节能行动的通知》两个文件。《民用建筑节能条例》和《公共机构节能条例》也将于10月1日起正式施行。这意味着我国将从经济社会生活全方位入手，进一步提高能源使用效率，节约能源，应对高价能源难题。
篇7
争议源于2011年日本福岛核事故后，默克尔政府立刻作出退核决议。突变令德国现有能源体系产能瞬间增压。时至今日，退核产生了巨大的电量缺口，且新能源发展过程中长久存在的成本、技术以及政策等诸多矛盾一一爆发。这一切，让“能源转型”日渐成为德国自上而下的舆论胶着点，前景晦暗不明。
退核尴尬
早在施罗德执政时期，德国就已制定风能、太阳能、生物能等可再生能源战略。2010年5月的《能源方案2050》确定了发展新能源与节能减排的各项具体指标。
新能源发展过程中，核能地位一直摇摆不定，或是作为传统能源与新能源之间的过渡，或被视为新能源发展的最大阻碍，争论不一而足。
直至福岛核事故发生，默克尔关闭了8家核电站，宣布最迟于2022年底关闭境内其余9家核电站，并制订了退核后发展低碳能源的线路图，核能与能源转型的关系才算敲定。
退核说易，行却难。德国当前新能源的基础设施，及其存储运输技术的瓶颈，难以承担国内产能需求。
目前执行的《能源方案2050》的基本目标，并没有因退核而改变。最重要的指标之一便是在2050年实现可再生能源发电占电力消耗总量的至少80%。然而，目前核能发电量约占德国发电总量的23%，再加上需要削减的化石发电量，未来风能与光伏发电的任务艰巨。
根据德国《世界报》的一份测算，未来风能发电必须能够抵消7个核反应堆的发电产能。但截至2012年底，德国约2.4万个风电设备发电量仅占用电量约8.1%。
同时，一半以上的风电设备集中于德国北部沿海，但西南部工业发达地区又是用电大户，“北电南输”不可避免。德国政府专门输送风电的东、南、西三条超高压输电线路，共计1876公里，但在2013年末仅建成332公里，德媒普遍认为在2022年前难以完成目标。
光伏发电的前景亦不明朗。目前光伏发电最多的巴伐利亚州约42万个光伏发电设备已能覆盖230万个家庭，但在夜间及德国漫长的冬季，光伏发电产能近乎零。《世界报》以较接近于德国平均用电水平的黑森州为例计算，预计到2023年，该州将面临30%的用电缺口。
与此同时，可再生能源使德国电力市场变得不稳定。由于风能、太阳能在发电高峰及低谷时产量差距极大，极易冲击电力市场，造成电价大幅波动，使传统化石能源发电面临赔本经营，一些电力公司纷纷表示要关闭电厂，德国能源巨头RWE也将近年来剧增的350亿欧元高额债务归因于此。
成本难题
德国能源转型政策还带来超乎意料的消费和生态成本，受到质疑。
2000年德国颁布实施的《可再生能源法》（EEG）可谓世界上首部规定可再生能源上网电价的法律，迄今已有超过50个国家参考该法律，构建了本国的可再生能源上网电价系统。
该法案鼓励了对可再生能源的投资，但弊端却在于需要消费者来承担政府对固定电价的补贴。据统计，2000年以来德国消费者共计为可再生能源出资1090亿欧元，德国电价实际上涨超过61%，以致民怨渐深。
转型进而威胁到德国工业的竞争力。如前所述，工业电价也因可再生能源的投入而水涨船高。有数据显示，自2005年以来，欧洲工业电价上涨40%，德国工业电价又比该水平高出19%，而美国的电价则在同期内下降。这也使得近年来德国高耗电领域的投资不断下降，有人担忧电力成本增加将削弱德国出口在世界市场中的竞争力。
与此同时，发展新能源所需的生态成本似乎被低估。德国斯图加特大学一项研究结果表明，风能、太阳能设备生命周期中生产1千瓦时电量，对铁、铜和铝等金属资源的平均消耗远超核能设备甚至其他化石能源设备，而其所产生的碳、硫化物和氮化物的平均排放均大幅超过核电。据媒体报道，目前德国大约有500多个反对风电扩建的公民组织或倡议。
转型生机
德国的能源转型面临多重困难，但尚有生机。转型依然有广泛的民意支持。德国能源与水工业协会（BDEW）最新民意调查显示，高达89%的民众认可能源转型。即便存在争议，德国社会应对困难的办法也仍是试图提出建设性的改革方案。其中，两大革新方向值得关注。
一是自2013年开启的智能电网建设。相对传统供电模式，智能电网除实现调配技术智能化外，更重要的是对电网调度方式的颠覆：传统的电网一般根据系统发电出力来调控负荷，决定每日的运行调度方式，但智能电网却从保持发电电源相对稳定的角度出发，要求负荷跟随发电的产能来智能调节，以期望更节省发电费用及二氧化碳排放。
篇8
沉寂一时的电网垄断，因国家电监会的一份报告被再度推向风口浪尖。
这份12月6日的《2007年供电监管报告》称，国家电监会2007年4月至6月对全国275家供电企业进行抽查，发现其中80家供电企业不同程度地出现违规，违规率接近30%。
国家电监会供电部主任贾英华在上述信息时表示，问题的根本在于电网垄断。只有打破垄断，引入竞争，才能从根本上改进供电企业的供电质量和服务质量，规范供电企业的市场行为。
无独有偶的是，由国资委、国家发改委以及多个关联部门共同操刀的“电网企业主辅分离改革方案”正在制订中。国家电网公司新闻处人士12月7日接受本报采访时证实，主辅分离改革方案已经有了初稿，正在征求意见。
据有关方面透露，电网企业拟将辅业资产剥离出来，组建两家综合性的电力建设集团公司，现存的四家中央层面的辅业集团公司也将分别进入这两大集团。
但国家电网新闻处人士称，具体方案目前处于保密状态。“改革方向与目前透露的内容只能说是大体一致。”
供电乱局
在此之前，国家电监会已经多次有关电网垄断的报告，强调要打破垄断，引入竞争机制。此次披露的80家违规企业，为近几年来披露数量之最，其中53家供电企业还被国家电监会点名批评并详细披露了违规事项。
“大连供电公司普兰店农电局杨树房营业所，竟然对执行农村电价用户收取城市建设附加费。”提起这件事，全程参与检查供电服务的贾英华气愤不已。身为检查者的身份，但贾英华表示：“站在一个普通电力用户的立场上，我们必须要求供电企业提高供电质量，改善供电服务，杜绝乱收费现象。”
被点名的还有湖南长沙电业局。该公司在电力监管机构已经行政许可的情况下，另行设立“二次许可“，要求从事电力工程的外来施工队伍必须与发包工程单位建立挂靠关系，取得长沙电业局颁发的《进网施工安全合格证》，并缴纳安全风险保证金2万元，而且规定每年年检一次。
而山西、陕西、宁夏、内蒙古4省(区)交界地区的供电企业对电石、铁合金、焦化行业未达到排放标准的“双高“企业违规供电。山西晋能集团有限公司在未履行相关报批手续情况下，以自备电厂名义向其所属的高耗能企业供电。同时，未执行国家2004年出台的对高耗能企业实行的差别电价政策。
贾英华说，湖南长沙电业局属于典型的“三指定现象”，即供电企业向用户指定受电工程的设计单位、施工单位和设备材料供应单位。而这正是电网企业市场垄断行为表现。不光是长沙电业局，贾英华说：“坦率地讲，‘三指定’问题具有普遍性。”
“不管情况再特殊，国家的法律法规是刚性的，就得严格执行。”贾英华透露，国家电监会将于下周会同相关供电企业在深圳召开整改工作会，对此次发现的问题进行整改总体部署，并在回访的基础上于明年一季度末或二季度初《整改监管报告》。
国家电网新闻处人士接受本报采访时表示：“对于《报告》所揭示的问题，特别是供电市场行为方面的问题我们非常重视，已按监管机构要求，及时进行整改。国家电网经过认真研究，决定进一步采取坚决有力的措施，彻底清理和规范主业与多经企业的关系，切断关联纽带，在尽可能短的时间内彻底解决涉及多经企业的不规范管理问题。”
但贾英华表示，解决问题的根本办法只有依赖于电力体制改革，一个重要方向就是打破垄断、引入竞争。
破题垄断
问题的焦点再度聚集到正在积极筹备的“主辅分离改革方案”上来。国家电监会在监管报告的建议部分表示：必须加快实施主辅分离、主多分开的改革，制止用户受电工程市场的关联交易。
国家电监会总监谭荣尧告诉本报记者：“主辅分离的工作是国资委在牵头，目前方案大致已经形成，不久就会全面提出。”他同时指出，国家电监会在这方面主要是把改革遗留资产进行变卖。“这方面的工作我们已经做完了，资金最近也已全部到账。”
谭荣尧所指的改革遗留资产，是指2002年电力体制改革时，为保障电力企业主辅分离改革，特地遗留下来的资产，包括“920项目”和“647项目”，主要是发电权益资产，规模分别达到920万千瓦和647万千瓦。
今年5月底，“920项目”处理完毕，售价达到了187亿元，较119.7亿元账面净资产溢价56%。随后，“647项目”处理也紧接启动，到今年8月基本处理完毕。据了解，647项目之前基本由国家电网公司代为管理，此次处理基本定向出让给五大发电集团。
业内人士指出，“920项目”和“647项目”都是留给国家电网进行主辅分离的成本，现在这个成本变现出来了，主辅分离自然也要进行了。
据了解，抓紧处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革，已被2006年11月国务院审议通过的《关于'十一五'深化电力体制改革的实施意见》列为第一大重要任务。
“我们也希望尽快实现主辅分离，规范市场行为，这样国家电网也好轻装上路。”国家电网新闻处人士表示。
这位人士说，以主辅分离为重点的电力体制改革是一个系统工程，牵一发而动全身。尽管如此，国家电网近年来做了大量工作，积极支持电力体制改革。
但由于改革进程缓慢，外界一直有声音认为国家电网存在抵触改革的因素。
谭荣尧接受本报采访时对此表示：“两大电网都在积极推进主多分开的改革，电监会的任务是督促电网企业加快改革的步伐。”
记者了解到，在国家电监会监管报告之前，国家电网已经出台了《关于进一步规范各级企业与多经企业关系的若干意见》(下简称《意见》)。
《意见》指出：严禁下属企业利用主业市场地位，直接或变相为多经企业或特定企业谋取不当利益。各级企业要按照公开、公平、公正的原则，采取规范的招投标方式，择优选择业务合作单位，不得定向采购或接受职工投资持股企业的产品或服务。在业务报装过程中，切实做到“三不指定”。
《意见》还明确要求各级企业不得再以任何形式、任可名义组织设立新的职工持股组织。生产工区(车间)、班组严禁涉足多经企业搞经营创收。
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论文摘要：介绍中国电力行业规制历程，结合电力行业发展现状及现阶段改革成果和不足；探讨应打破电力行业垄断局面，形成竞争格局，深化电价体制和投资体制改革。
1引言
电力行业，作为提供经济发展和人民生活最重要的二次能源的基础产业和公用事业，对我国宏观经济运行起着重要作用。传统上，电力行业一直被视为自然垄断行业，世界各国几乎都采用国有垄断垂直一体化的经营模式。20世纪80年以来西方各国纷纷对电力行业放松了规制。主要是分解发输配售的一体化结构，在发电和售电环节方式进入规制和价格规制，以扩大竞争范围。在可竞争的环节和领域充分发挥市场机制配置资源的作用，尽量减少政府不必要的干预。而在输电和配电领域不仅不放松规制，反而加强了规制。为了解决规制双方信息不对称而产生的规制无效率政府实施了价格上限、特许投标等激励性规制手段，以激励企业降低成本，提高效率，降低价格。经济学家对自然垄断的认识经历了一个不断深化的过程，早期学者认为自然垄断行业是那些具有显著规模经济的行业，因而自然垄断行业的竞争是不稳定的、破坏性的、不适宜竞争。随着经济学家对自然垄断行业研究的深入。人们对自然垄断行业又有了新的认识。1982年报摩尔、盘扎尔，首次用了范围经济和成本次可加性系统论证了自然垄断行业。所谓的成本次可加性是指一家企业提供整个行业产量的成本低于多个企业分别生产这些产品的成本。范围经济就是针对多种产品而言的，如果一家企业生产所以产品的总成本小于多家企业分别生产这些产品的成本之和，那么该企业就是自然垄断行业。而且电力行业具有很强的规模经济性。所以在电力行业内不宜引入多家竞争者。另一些学者则认为电力行业因为没有竞争压力即容易丧失经营管理和提高生产效率的动力，又往往利用其垄断者的地位制定垄断价格牟取暴利。政府出于对消费者福利和生产者效率两方面的考虑，只能对电力行业进行严格的规制，限制潜在企业进入，同时设定一个低于垄断价格的规制价格以平衡企业和消费者两方面的利益。
由于我国对自然垄断行业有关问题研究比较晚我国研究成果比较少。我国电力规制存在以下问题：(1)我国在对电力行业的规制中还留有计划经济体制的烙印，缺乏相应的法律条文支持，并且常常以行政手段代替经济和法律手段。(2)我国的电力行业还面临电源建设和电网建设不足的问题，电力的供给必须满足经济持续发展的需要。因此，我国电力行业的规制改革既要考虑电力发展的问题，又要考虑提高电力企业效率的问题。对像我国这样一个处于社会主义市场经济法律和秩序建设构建阶段、电力供应相对不足的国家而言，草率的放松管制会加大经济发展的成本，导致大量混乱和无序的状况。我国的电力行业规制改革本质上是经济转型的一部分。国际上不少国家的电力改革取得了很大的成绩，但向我国这样一个正在建立社会主义市场经济体制、处在经济转型过程当中的国家进行大规模的电力规制改革，以前还没有有过。因而改革意义相当重大。
总之，电力行业的战略地位及其发展现状、政府规制水平的不足以及我国面临的经济转型，要求对在我国建立和完善社会主义市场经济体制的特殊背景下就如何进行电力行业的规制改革进行理论探索。本文通过对国内外电力行业规制历程和方式、规制所存在的问题和取得的成绩，规制的经验和教训等问题进行探索。
2我国电力行业改革历程
2.1第一阶段：政企合一、国家垄断经营(1949——1985年)
这一阶段的重要特征为，作为国务院的行政机构，中央政府的电力行业管理部门，即是电力行业有关政策和规划的制定者；也是行业管理机构，行使行业管理和行政执法的职能；又是电力行业唯一的生产经营者；还是国有资产的经营管理者，负责投资建设电力项目并取得收益。在此期间，虽然电力行业主管部门多次调整和变更，但是并未脱离政企合一、国家垄断经营的体制框架。
2.2第二阶段：政企合一、发电市场逐步放开(1985——1997年)
这一阶段的特点是，政府的管制政策有所调整，再发电市场引入了许多投资者，结束了发电市场独家经营的局面，但原有的政企合一的管理体制、政府管理方式以及垂直一体化的经营方式并未得到改善。为调动地方、企业、外资等各类经济主体办电的积极性，缓解日益严重的缺电局面，1985年国务院颁布了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，提出了“政企分开，省为实体，联合电网，统一调度，集资办电”和“因地因网制宜”的方针，并实行了“新电新价”政策。这一时期的改革主要集中在管制政策的部分调整，试图通过放松发电市场准入及改革上网电价制度，创造发电市场的投资激励机制。这些政策的调整和实施，带来了两个积极的结果：一是极大地激发地方政府和外资的投资积极性，促进了电力工业的快速发展。到1997年，全国性的严重缺电局面基本得到缓解。二是打破了多年来国家垄断的市场结构。
2.3第三阶段：政企分开、实施深层次体制改革(1998年至今)
此阶段实施的改革开始涉及电力行业的深层次矛盾，重点解决政企不分的问题，适时在五省一市进行以“厂网分离，竞价上网”为主要内容的电力市场化改革试点。为了解决政企合一的体制性弊端，1997年我国成立了国家电力公司，1998年撤销了电力工业部，将原电力工业部行使的行政管理职能移交到经贸委，着重解决电力行业政企不分问题。经过此阶段的改革，电力行业政企不分的体制性弊端得到了一定程度的克服。管理体制改革后，国家电力公司仅仅是一个生产厂商，但是依然保持着垂直垄断的格局。原政企合一下垄断体制的“双重矛盾”转变为行业垄断这一主要矛盾，国家电力公司拥有全国46%的发电资产和90%的输电资产。但这种格局没有维持多久，随着新的电力改革方案的出台，这种垄断趋势很快被打破。
2002年，国务院出台《电力改革方案》，根据方案要求，我国电力体制将实行“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”的原则。理顺电价机制是这一轮电力体制改革的核心内容，新的电价体系划分为上网电价，输、配电价和终端销售电价。首先在发电环节引入竞争机制。对于仍处在垄断经营地位的公司的输、配电价，要在严格的效率原则，成本约束和激励机制条件下，由政府确定定价原则，最终形成比较科学、合理的销售电价。
2002年12月29日，国家电力公司重组，成立两家电网公司(国家电网公司和南方电网公司)，5家发电集团公司(华能、大唐、华电、国电、中国电力投资)和4家辅业集团公司。2003年3月，电监会成立。标志着我国电力行业管理体制由传统的行政管理向适应市场经济要求的依法管理的转变。
3我国电力改革取得的成绩及出现的问题
3.1从国家办电到多家办电，形成了多家竞争办电的格局
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关键词：电价；电力市场；区域电价
中图分类号：F407 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2014）010-00-02
引言
目前，在世界范围内进行的电力工业体制改革，要求无论是国营的还是私营的电力公司都必须面向市场，参与竞争。改革的主要内容有两个：实现电网开放，打破发电、输电、配电、售电一体化的传统结构和地区性垄断；以市场理论为基础，强化电价的经济信号功能及市场协调功能。前者是后者得以实施的条件与保证，后者将具体实现电力工业提高效益，增强活力的改革目标[3]。因此如何制定电价是电价体制改革的关键。
一、电价影响因素
1.电力成本
电力成本可以分为发电成本、输送成本和交易成本三部分。具体来说，它包括发电所需的燃料费；在输电、配电过程中的损失费；从事电力生产所需的人工费用和管理费用；发电、输电、配电所需的维修费用；设备老化折旧的费用以及更新所需的费用；随着电力负荷的不断增长，还要考虑发电、输电、配电所需的发展和还贷费用。
图1 正常有序的电力企业运行
2.市场供应需求
市场供求关系的变动，直接影响产品价格的波动，这是市场价值规律的必然。在电力市场中，电价的高低主要取决于系统的供求情况。当系统的总需求很大，而电力供应紧张时，电价便会升高；当系统的总需求很小，而电力供应充足时，电价便会降低[6]。
3.输电约束
输电网络对电价也有比较大的影响。输电费用包括电网设备使用费或占用费、电网扩建费、网损分摊和维护费和阻塞费。阻塞费用可以理解为一种机会费用，正如维持系统平衡的费用应由导致不平衡的市场成员支付一样，如在新西兰实行的强制损失金和强制补偿金，输电阻塞调度的费用应由引起阻塞的市场成员支付。在输电阻塞严重的地区，由于输电约束而不能将其他低电价地区的电力输送至缺电地区。导致部分节点电价非常高，致使整个市场的出清电价升高。
图2 影响我国各个发电企业发电成本、利润的因素
二、我国区域电价制定存在的问题
我国电力行业长期受到垄断经营方式的影响，供电企业很少考虑到电力市场的竞争问题，造成了我国电力企业严重缺乏忧患意识。在市场经济条件下，电力行业之间以及与其他同类行业之间开始了竞争，并且随着经济的发展会愈来愈烈。在这种形势下，我国的电力企业显得缺乏必要的竞争能力。
1.区域电力市场电价存在的问题
要想解决目前我国的电力市场的现状就需要改进。“打破垄断与区域电力市场建立模式”是一个好的解决办法，但是建立区域电力市场面临着不小的障碍。
利益上的障碍。主要涉及到地方利益的协调。若把省电力公司变成分公司，成了区域网的儿子，省公司就没权了。电网资产在区域网和省网之间划分，也发生很大的矛盾，谁都想强化自己这块。因为有资产就有交易，就有税收。
图3 各个模式下的电力成本聚类分析
制度层面的障碍。现在改革没有法律制度的保障，电力法也没有修改，一些制度都是转轨初期形成的，以至于我们一些新的机构没有法律的依据，缺少与改革相配套的法规制度。
电价政策是市场中最重要的。近年国务院发了一个电价改革方案，但实施困难。还要回过头对电厂按照成本价的办法去核价。东北市场电价改革方案中，两部制电价实际上还是政府审批。
企业制度的问题。厂网分开，大的框架走出去了，但离真正的厂网分开还有相当距离，进展不理想。电力行业国有经济占90%以上，多数还是国有独资。集团公司还没有脱离一体化经营的管理模式，新三会、老三会并存，还没有形成现代企业制度要求的治理结构。
2.区域市场问题分析
首先，不要一刀切。省公司不要说一定是子公司，或分公司，可以有独立核算的公司。但基点要建立在区域市场上。
然后，处理好区和省的关系，应该统一的要统一，同时要有分工。应该在区域层次统一的：平台统一，交易规则统一。交易品种应该分工，如现货市场、期货市场、实时市场等等。现在交易量不大，10%-20%，好多市场产品没开发出来，好多问题还没想清楚。
最后，建立区域市场要把握两个立足点，即中国的国情，和电力工业的自身规律。中国的财税体制、管理体系、责任体系都是省为基础。所以省电网公司变为分公司很难做到。另外各省经济发展程度不一，对电价承受能力差距很大。这对市场的模式的形成会有很大影响。电力工业的规律：
第一，电的产供销同时完成，电能不能储存，要实时平衡。
第二，电的网络性。发电、售电环节可以竞争，但电网是垄断的。这对输配售分开有很大的影响。
第三，电力是公共商品，价格的波动对经济影响很大。
当前区域电力市场的建设，应该以区域级和省级共存的市场为基础，因地制宜。要打破省级壁垒、壮大区域市场，同时不要忘记未来的全国市场。超越这个立足点，建立一个理想的区域市场，困难重重。
三、对解决区域电价制定具体实施的建议
1.区域电力公司实行计划单列
建议区域性的电力公司独立出来，由国有资产管理委员会直接授权各个区域电力市场，实行计划单列。国有资产管理委员会成立后，国网公司和南方电网公司、五大集团一样，地位已经平等。未来相当长时期，我国电力市场仍旧是区域电力市场为主。
供需双方自己面对面。进一步改革，建议在省或大区，选一些大用户，在这个范围里自主选择、谈判，按合同执行。让供需双方在新机制里感到完全可行，不影响原有重大利益，积极推进直供大用
2.户供电非常必要
比如煤涨价钢铁肯定要涨价，电也是工业用户的成本，也应该随行就市。南方电网搞竞价，就能真正走通，不走市场就永远走不通。在这个基础上，才能更好的建立双边的、长期的现货市场，使电力市场从低级到高级发展。
3.电力监管体制要分工
建议监管体制分成两块，国家电监会和它在区域的派出机构，重点放在发电侧的监管，因为发电侧重点应该是打破省间壁垒，搞区域资源优化配置。国家电监会没有局部利益，监管发电侧市场也能相对公平。省内供电、配电应该由省设立单独的监管机构，面向用户，主要管普遍服务、服务质量、价格。国家监管机构和省级监管机构有分工，又有关联，地方监管机构受国家电监会的指导和协调。这样工作量可以大大减轻，力量也可相对集中。
4.信息公开和规则问题
“三公”原则，信息公开是基础。现电力市场监管规则中的公开仅是大原则，不够细。国外的规则把可能碰到的事儿都写进去了。规则应该针对两个市场，具有可操作性和公平合理性。全体市场主体都要参与制定，大家认可，市场才会有效率，才能共赢。
四、结束语
电价在电力市场实现过程中占据着核心地位。电力市场的理论问题集中在电价上，具体表现为将电力从生产到消费的一切行为都用价格（费用）表示出来。例如：峰谷电价计算；水电电价的确定；无功电费的计算；检修费用的计算；备用费用的计算；输电费用的计算；接网费用的计算；事故损失计算；可靠性费用计算等等。利用电价在市场环境中的经济信号作用，指导、调节、控制电力生产与消费，从而达到优化资源配置，合理组织生产，提高社会经济效益的目的。
参考文献：
[1]于尔铿，韩放，谢开，等.电力市场[M].北京：中国电力出版社，1999.