电力体制改革方案范文

导语：如何才能写好一篇电力体制改革方案，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

（一）建设项目征用土地。

区国土局、房地产管理局（下简称区局）负责用地规模为400亩以下的土地征用及征地管理工作，包括直接与村镇商谈土地补偿事宜，申办核减农业税、“农转非”手续，主持土地交接等工作。

（二）建设用地管理和土地出让。

提供给区组织招商受让的土地，按城市年度土地供应计划，由市国土局、房地产管理局（下简称市局）编制，报市政府批准。其数量不低于所在区土地供应量的20％，近期在收回的闲置土地中安排。区政府对有条件的地块统一组织拆迁，将“生地”改造成“熟地”，出让前，将地块的具体情况和工作方案送市局审查后实施。区局完成地块有偿出让前期工作后，由市局与用地方签署《土地使用权出让合同》。

（三）闲置建设用地的认定和查处。

区局应建立闲置建设用地认定、查处制度。根据确定的事权，在管理范围内开展建设用地清查。认定为闲置土地的，提出处理意见报市政府清理闲置土地领导小组批准后，实施征收土地闲置费及收回闲置土地。

（四）土地监察。

在建设用地管理和拆迁管理确定的管辖范围内，区局落实土地监察制度。受理对土地违法行为的检举、控告，查办辖区内的土地违法案件。

二、房屋拆迁管理

区局根据确定的事权，受理管辖范围内的拆迁案件。区局对地块的拆迁计划和拆迁方案审查后报市局备案，由市局核发拆迁许可证和拆迁公告。拆迁补偿安置其它环节的监督管理由区局负责。

三、房地产登记

区局应充实房地产登记专门机构，健全工作制度，配备经培训及格的专业人员。市局协助区局建立市、区局电脑网络，实现房地产档案远程信息交换。在此基础上，区局负责办理不涉及收取土地使用权出让金的房地产变更登记、他项权利登记、转移登记、注销登记，以及集体土地范围内的房地产总登记和初始登记，并在各项条件完备后，逐步推进国有土地范围内的房地产初始登记。

四、房地产评估

依照市局穗国房字〔1995〕79号文的规定，区局的估价机构具备相应资质的房地产评估业务，由区局办理。超出区的估价机构具备的估价资质的估价业务，由市局办理。

五、土地收益分配

由市组织出让的项目，其土地收益，在扣除规定的费用后，于次月15日前将余额的50％划拨给区。

六、业务收费的分配

区局收取的拆迁管理费，在次月15日前将上月收入总额的30％上交市局。

区局收取的房屋租赁登记费和房屋安全鉴定费，按收入总额的30％，在季度结束后15日内上交市局。市局可根据需要从区局上交收入中提取30％奖励或补助给区局。

区局收取的房地产登记费，在次月15日前将上月收入总额的10％上交市局。

区局收取的征地管理费，在次月15日前将上月收入总额的25％上交市局。

七、事权转移后的监督管理

区局按照确定的事权和法律、法规，全面履行管理事权，对市局负责。市局及其所属机构，对口派出联络人员，具体指导、监督区局及其所属机构的业务活动。对区局的不当行为，市局有权予以纠正。通过实践，及时总结，适时调整。

八、附则

（一）区局内部的机构调整及经营机制的改革，由试点区研定方案，经有关部门审批后实施。

篇2

一、独立供电区电网资产移交范围

我县独立供电区电网资产移交范围为全县6个独立供电区电网资产。一是县烹坝乡电站供区电网。包括：县烹坝乡8个村和泸桥镇咱里村一、二、四组区域内农村电网。二是县田坝乡电站供区电网。包括：县田坝乡9个村和杵坭乡松林村区域内农村电网。三是县杵坭乡联合电站供区电网。包括：县杵坭乡联合村和邓油房村区域内农村电网。四是县加郡乡明源电站供区电网。包括：县加郡乡12个村和德威乡下河坝村等（除沙坝村外）13个村区域内农村电网。五是县得妥乡电站供区电网。包括：县得妥乡17个村和德威乡沙坝村区域农村电网。六是县祥和电站供区电网。包括县得妥乡发旺村区域内农村电网。

二、独立供电区电网资产移交情况

（一）移交电网资产清产核资及评估情况

我县6个独立供区总计有139台变压器、439.42公里输电线路，评估价值为18,390,206元的输电线路资产将全部移交国家电网公司经营管理。其中：

烹坝电站供区的变压器共23台，包含80kva、100kva、125kva、200kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路17.5公里、0.2kv线路18.15公里，主要完工于2002年，部分变压器及电线电杆等设施状况较老旧，评估价值1,625,276元；目前正在正常使用中。

田坝电站供区的变压器共24台，包含30kva—315kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路29.44公里、0.4kv线路66公里，主要完工于2008年，部分变压器及电线电杆等设施状况较老旧，评估价值4,524,208元；目前正在正常使用中。

杵坭乡联合电站供区的变压器共4台，包含80kva、100kva等规格型号，输电线路为10kv线路7公里、0.4kv线路9公里、0.2kv线路10公里，主要完工于2006年，部分变压器及电线电杆等设施状况较老旧，评估价值989,082元；目前正在正常使用中。

明源电站供区的变压器共47台，包含30kva—315kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路77公里、0.4kv线路25公里，主要完工于2004年和1990年，部分变压器及电线电杆等设施状况较老旧，评估价值5,794,075元；目前正在正常使用中。

得妥湾东电站供区的变压器共33台，包含30kva—250kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路58.33公里、0.4kv线路40公里、0.2kv线路70公里，主要完工于2001年至2003年，部分变压器及电线电杆等设施状况较老旧，评估价值5,130,981元；目前正在正常使用中。

得妥祥和电站供区的变压器共8台，包含30kva、80kva、125kva、400kva等规格型号，输电线路为0.2kv线路12公里，主要完工于2006年，部分变压器及电线电杆等设施状况较老旧，评估价值326,584元。目前正在正常使用中。

（二）移交电网资产权属情况

根据天健华衡资产评估有限公司资产评估情况，我县移交电网资产权属情况如下：

我县6个独立供区总计变压器139台,输电线路439.42公里，评估价值为18,390,206元的资产将全部移交国家电网公司经营管理。其中：国有资产（农网改造部分）变压器62台，原值1,231,200元，净值643,922元；输电线路243.62公里，原值25,496,350元，净值12,957,393元。集体资产变压器76台，原值1,172,600元，净值518,227元；输电线路195.8公里，原值9,905,500元，净值4,269,160元。个人资产变压器1台，原值18,800元，净值1,504元。各供区具体情况是：

1、烹坝电站供区：变压器共23台，包含80kva、100kva、125kva、200kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路17.5公里、0.2kv线路18.15公里，主要完工于2002年，部分变压器和输电线路的状况较老旧。评估资产净值为1,625,276元，其中：国有农网资产1,553,196元；集体资产72,080元。

2、田坝电站供区：变压器共24台，包含30kva—315kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路29.44公里、0.4kv线路66公里，主要完工于2008年，部分变压器和输电线路的状况较老旧。评估资产净值为4,524,208元，其中：国有农网资产2,372,724元；集体资产2,151,484元。

3、杵坭乡联合电站供区：变压器共4台，包含80kva、100kva等规格型号，输电线路为10kv线路7公里、0.4kv线路9公里、0.2kv线路10公里，主要完工于2006年，部分变压器和输电线路的状况较老旧。评估资产净值为989,082元，其中：国有农网资产450,002元；集体资产539,080元。

4、加郡明源电站供区：变压器共47台，包含30kva—315kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路77公里、0.4kv线路25公里，主要完工于2004年和1990年，部分变压器和输电线路的状况较差。评估资产净值为5,794,075元，其中：国有农网资产5,708,589元；集体资产83,982元；个人资产1,504元。

5、得妥湾东电站供区变压器共33台，包含30kva、250kva等多种规格型号，输电线路为10kv线路58.33公里、0.4kv线路40公里、0.2kv线路70公里，主要完工于2001年至2003年，部分变压器和输电线路的状况较老旧。评估资产净值为5,130,981元，其中：国有农网资产3,516,804元；集体资产1,614,177元。

6、得妥祥和电站供区：变压器共8台，包含30kva、80kva、125kva、400kva等规格型号，输电线路为0.2kv线路12公里，主要完工于2006年，目前状况良好。评估资产净值为326,584元，全部为集体资产。

（三）移交电网债权债务处理方案

1、烹坝乡供区债权债务处置方案。县烹坝乡有2个电站，装机容量750千瓦时，属乡集体电站，资产属乡集体所有，有7.5公里堰渠及厂房为全乡群众投工投劳形成的资产，电站目前没有债务。电站债权的处置，按照烹坝乡的电力体制改革方案由乡集体进行处置。

2、田坝乡电站供区债权债务处置方案。县田坝乡有2个电站，装机容量1570千瓦时，属乡集体电站，资产属乡集体所有。现有债务情况是：

1997年1月20日以合同形式借支农业发展专项资金10万元;1994年在财政借支农周转金35万元;共计45万元。以上债务由剥离电网后的电站自行承担。

3、杵坭乡联合电站供区债权债务解决方案。杵坭乡联合电站供区涉及2个电站，装机容量1,195千瓦时，其中：150千瓦装机属联合村和邓油房村集体所有。电站目前没有债务，电站债权的处置，按杵坭乡的电力体制改革方案，对集体所有的资产进行改革，改革后由2个村集体协商进行处置。

4、原得妥乡湾东电站供区债权债务解决方案。得妥乡电站目前没有债权。债务情况如下：

（1）截止2015年4月欠电力公司电费165万元。

（2）2009年农网改造缺口资金25.9万元。其中：得妥乡人民政府借支2万元，湾东电站贷款23.9万元。

（3）欠职工养老保险款17.7万元（由职工垫支企业应缴部分）。

（4）该电站当时由全乡18个村组投工投劳及垫资建设，目前各村组以及人大代表已多次向乡人民政府反映，如果电站不复建，怎么分配补偿资金的问题，此问题涉及群众多，利益关系复杂，是此次电力体制改革中困难最大的问题。初步预计需161.788万元资金才能解决全乡18个村7791人投劳折资的问题。

（5）t接电力公司电源，增加真空油开关3台及24台电压器总表垫支7.5万元。

（6）因2003年电站实行七个片区承包管理，共购买高压计量箱7台，计2.562万元。当时由于电站长期处于亏损状况，无资金购买，由湾东电站贷款解决。

（7）因2010年发旺村实施泥石流灾后重建，t接祥和电站电源，增设35千伏变10千伏变压器一台，及电缆、开关、避雷器、电杆等材料共垫支10.45万元。

以上债务共计390.9万元，由得妥乡政府协调解决。

三、独立供电区用户情况

县独立供电区有用户8,562户、人口29,115人。其中：烹坝乡电站供区涉及农户1,818户、6,654人；田坝乡电站供区涉及农户1,828户、5,341人；杵坭乡电站供区涉及农户249户、834人；加郡乡电站供区涉及农户2,317户、8,241人；得妥乡电站供区农户2,107户、7,011人；得妥乡祥和电站供区涉及农户243户、1,034人。

四、意愿调查情况

1、独立供电区用电户自愿参与改革情况

我县独立供区电力体制改革意愿调查工作以各涉及乡镇为主体，组织各村通过“村民自治”和“一事一议”的方式，就是否将本村纳入国家电网统一供电和统一电价充分征求群众意愿。其中：各电站职工及电网所有权人的意愿调查通过各电站及电网负责人组织进行；供区群众的意愿调查由各乡镇和村组组织进行。全县意愿调查工作自2014年2月启动，现已全面完成,根据州电力体制改革办公室的要求，要纳本次电力体制改革，必须达到供区群众100%的满意，为确保广大群众用上安全电，高质量的电，也维护群众生命财产安全，在乡镇人民政府及村组干部的大力宣传下，争取到了全县独立供区群众的大力支持，各供区群众现均同意进行电力体制改革。经意愿调查摸底，我县10个独立供区电站及105名电站职工均同意或愿意进行“发供分开”的电力体制改革。除石棉县涉及的8户50人未调查外，我县独立供区内的65个村8562户用电群众均同意进行改革

2、独立供电区用电户自愿执行全州统一电价情况

通过民意调查，电力体制改革后，该供区电价统一按照《州发展和改革委员会关于印发〈州电价改革和调整实施方案〉的通知》规定执行。

3、独立供电区电站参与改革情况

我县存在6个独立供电网，涉及大小电站10座，电站职工105人。其中：烹坝乡电站供区涉及电站2座，电站职工16人。田坝乡电站供区涉及电站2座，电站职工27人。杵坭乡电站供区涉及电站2座，电站职工10人。加郡乡电站供区涉及电站2座，电站职工29人。得妥乡湾东电站供区涉及电站1座（已冲毁），电站职工18人。得妥乡祥和电站供区涉及电站1座，电站职工5人。经意愿调查，我县10个独立供区电站及105名电站职工均同意或愿意进行“发供分开”的电力体制改革。

五、改革后电站管理和报废电站的处理

一是烹坝乡电站管理由乡集体决定，按照烹坝乡电力体制改革方案进行改制；改制后的电站管理由电站经营者自主决定。二是田坝乡电站仍然属于乡集体所有，管理由乡集体决定，实行自主管理、独立核算、自负盈亏。三是杵坭乡联合电站管理由村集体决定，按照杵坭乡电力体制改革方案，对集体部分资产进行改革；改革后的电站管理由电站经营者自主决定。四是加郡乡2个电站仍然保留原有集体所有制性质不变，电站管理由乡集体决定，电站经营者具体落实相关责任，实行独立核算、自主经营、自负盈亏。五是得妥乡湾东电站已冲毁，电站不再恢复建设，不存在电站管理工作。六是祥和电站，电站管理经营者自主决定。

六、人员安置情况

一是烹坝乡电站供区涉及2座电站，职工共计16人；其中：线路工6人。根据烹坝乡改革方案，拟对电站资产进行处置，电站现有职工全部由处置后的电站进行安置。

二是田坝乡电站供区涉及2座电站，职工共计26人；其中：线路工6人。根据田坝乡改革方案，电站的所有制不变，管理由乡集休自主管理，电站现有职工全部由现有电站进行安置。

三是杵坭乡联合电站供区有涉及2座电站，职工共计16人；其中：线路工3人。根据杵坭乡改革方案，拟对属于村集体的电站资产进行处置，电站现有职工全部由处置后的电站进行安置。

四是加郡乡电站供区涉及2座电站，职工共计23人；其中：线路工5人。根据加郡乡改革方案，电站仍然保留原有集体所有制性质不变，电站现有职工全部由电站进行安置并逐步消化。

篇3

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。

篇4

据新华社北京4月2g日电,国务院总理28日主持召开国务院常务会议,审议并原则通过《关于2010年深化经济体制改革重点工作的意见》。

会议指出,2009年以来,医药卫生体制、增值税全面转型、成品油价格和税费、新型农村社会养老保险试点等重点领域改革取得重要进展。今年是“十一五”规划实施最后一年,是继续应对国际金融危机、保持经济平稳较快发展的关键一年,必须加快完成“十一五”时期各项改革任务。

会议确定了2010年重点改革任务。

一是鼓励支持和引导非公有制经济发展。消除制约民间投资的制度。完善对小企业的支持政策。国有资本要切实把投资重点放在关系国家安全和国民经济命脉的重要行业和关键领域。

二是深化国有企业和垄断性行业改革。加快推进大型国有企业特别是中央企业母公司层面的公司制股份制改革,制定三网融合试点方案并开展试点,推进电力,铁路、盐业管理体制和邮政主业改革。

三是深化水、电、燃油、天然气等资源性产品价格改革,逐步实施城市污水、垃圾及医疗废物等处理收费制度。

四是深化财税体制改革。加快形成覆盖政府所有收支、完整统一的公共预算体系。完善转移支付制度,健全省以下财政管理体制。出台资源税改革方案,完善企业所得税和消费税制度。

五是深化金融体制改革。完善金融机构体系和金融监管体制。修订出台《贷款通则》,加快推进政策性金融机构改革,启动资产管理公司商业化转型试点。加快股权投资基金制度建设。完善农村金融体系。

六是协调推进城乡改革。深化土地管理、户籍制度改革,建立城乡统一的建设用地市场和人力资源市场。制定出台进一步加快农垦改革发展的意见,启动国有林场改革。

七是深化收入分配和社会保障制度改革。加快收入分配政策调节体系建设,完善城乡养老保险制度。全面推进医药卫生体制改革。深化教育体制改革,制定和实施国家中长期教育改革和发展规划纲要。

八是深化行政管理体制改革,加快转变政府职能,重点推进投资体制改革,事业单位和行政审批制度改革。

篇5

【关键词】电力体制；电价；市场结构

近几年，电力行业矛盾和问题不断出现，煤电矛盾深度发展，发电企业经营困难，电荒频频出现，新能源并网消纳困难，电力行业作为经济发展的基础性行业已严重影响了国民经济的发展。2013年3月大部制改革落地，伴随着《电力体制改革方案》走过了十个年头的电力监管委员会并入了国家能源局，回头看电改十年，即取得了显著的成绩同时也存在着一系列的问题亟待进一步深化改革。

一、十年来电改取得的主要成就

（1）“厂网分开”“主辅分离”取得显著成效。对原来一体化经营的国家电力公司进行拆分，发电企业重组为五大发电集团，发电市场竞争结果基本形成，同时极大的促进了发电企业的经营效率；同时剥离辅业成立四家辅业集团，2011年，再次对两家电网公司辅业进行剥离，与四大辅业集团重组为两大新的辅业集团，至此主辅分离基本完成。（2）市场化建设积累了宝贵经验。电改以来，先后在东北、广东、内蒙古等地进行了“竞价上网”、电力多边交易、大用户直供电等电力市场建设试点，为以后的市场建设积累了一系列的经验；电价市场化方面进行了上网“两部制电价”、多边交易“协商定价”等积极的探索。转变原来的“一机一价”为“标杆电价”，在需求侧推出了差别电价、阶梯电价、峰谷分时电价和新能源电价等。（3）行政管理结构不断改革。2002年3月，根据市场经济发展和电力市场化改革的需要，国务院了《关于印发电力体制改革方案的通知》，决定设立国家电力监管委员会，依照法律法规统一履行全国电力监管职责；2008年7月，为加强对能源行业的集中统一管理，成立了国家能源局，下设电力司；2013年3月，为统筹推进能源发展和改革，加强能源监督管理，撤销电力监管委员会，将电监会和国家能源局职责整合，重组了新的国家能源局。

二、当前电力体制存在主要问题

（1）市场结构输配售垄断一体。目前已经在发电侧构建了竞争性的发电市场，而输电、配电、售电仍由国家电网垄断经营，这种一体化的经营存在以下问题：一是使得有效的竞争市场无法建立，供需双方被隔离，发电企业与用户缺乏选择权。同时由于大用户直供电威胁到电网单一买方单一卖方的垄断地位，使得大用户直接交易难以推广；二是这种垄断的市场结构和电网的绝对强势地位对各市场主体的歧视性接入难以避免，普遍存在交叉补贴与关联交易。三是由于输配电成本无法理清，发电侧的市场竞价机制的效果无法正确的传递到销售端，同时也为政府的监管带来了难度。输配分开是构建批发竞争电力市场的必要条件，也是理清输配电成本，疏导电力价格矛盾的重要基础。（2）电价市场化机制尚未形成。我国2003年与2005年先后出台了电价改革方案和上网电价、输配电价、销售电价的管理办法，其中明确了上网电价实行两部制竞价上网、输配电价由政府核定、销售电价实行分类电价，与上网电价联动。然而我国电价改革相对迟缓，发电侧的竞价上网仍处于试点阶段，缺乏独立的输配电价，需求侧销售电价管的过严。销售电价并不能反映出市场的供求关系，也缺乏对资源配置的引导。同时新能源的电价补贴不科学，致使可再生能源不能得到充分利用。近年来，煤炭价格不断上涨，由于政府对上网电价的管控，所有的成本上涨压力集中在了火电企业，导致大面积的火电企业经营亏损。虽然期间国家实行了几次煤电联动，但是销售电价的上涨又会引起煤炭价格的上涨，陷入了价格轮番上涨的怪圈。（3）非公经济进入电力行业市场壁垒高。目前，民营资本可进入的领域仅限于发电市场，输配售电仍然是国有独资，电网公司独家经营。国务院在2005年和2010年曾先后出台了鼓励非公经济发展的新旧36条，但是在民营资本进入电力行业的隐形壁垒仍然较高。目前，非公发电企业装机容量占全国发电装机容量不足5%，而且由于电力价格机制的扭曲，致使这些企业的投资回报率无法保证，一些已经进入的非公资本也纷纷退出。在国有资本成为电力行业投资主体的情况下，存在着未来电力供应不足和国有资本经营低效率的风险。

三、未来改革方向

（1）积极推进电力市场建设。首先，积极探索电力多边或双边交易市场建设与大用户直购电交易。在总结之前多边（双边）交易与大用户直供电交易经验的基础上，改善交易方式，按电量和电压逐级放宽参与交易的大用户标准；其次，独立电力调度与交易。调度权是电网企业维系独买独卖市场地位的主要手段，在组织和协调电力交易中充当“裁判员”的角色，按照电力市场化改革的国际经验，我国应该组建独立的电力调度交易中心，为发电企业与用户创造一种公开、公平、公正的交易环境，打破电网企业的独买独卖垄断地位，电力调度交易中心由能源局直接监管；最后，逐步推动输配分离。输配分离是电力体制改革的关键，选择怎样的输配分离模式直接决定着改革的成败，国际上目前主要有二种模式：产权分离、非产权分离。产权分离是指输配企业分别为不同的市场主体，国际上大多国家都实行输配产权分离，典型的有英国。非产权分离包括功能分离与结构分离。功能分离是指企业内部输电网与配电网的财务独立，各自成本独立核算，典型的国家有日本。结构分离是指输配电分属不同的法律主体来经营，但这两家企业有统一的控股主体。结合我国的现实情况，考虑到改革的阻力和成本，可以先进行输配功能上的分离，在此基础上进一步来推进输配产权分开，从而最终实现配售分离，构建零售竞争性电力市场，实现所有用户的购电选择权。（2）建立市场化的电价形成机制。电价改革的最终目标是建立与电力市场结构相适应的科学合理的电价形成机制，“放开两头，管住中间”，属于竞争环节的上网电价与销售电价由市场决定其价格，属于自然垄断范畴的输配电价格由政府制定，同时建立透明的电力监管体系。首先根据各地区电力市场建设情况，选择合理的竞争模式，促进发电侧形成由市场竞争决定的上网电价机制，同时完善可再生能源的上网电价机制。其次，制定独立的输配电价。在电网企业内部实行输电业务与配电业务的财务独立核算，理清输配电成本，按照成本加收益的方法确定输配电价格。最后，实现销售电价与上网电价的联动，形成反映资源稀缺与电力供需关系的电价机制，同时逐步建立成熟的大用户直接交易的定价机制。（3）深化电力产业投资体制改革。一是放宽准入条件，减少电力产业投资政府核准，进一步扩大电力市场开放范围，不仅在发电领域，在电网投资领域也要引入非公经济成分，实现投资主体多元化。二是保证民营资本合理的投资收益，民营资本具有趋利性的特点，如果无利可图就会出现民营资本的逃离，所以应确保民营资本的合理的投资回报率，以保证非公经济投资电力行业的活力。三是丰富民营资本进入电力行业的渠道，引导民营资本规模化、集聚化，提高非公经济成分在公司治理中的话语权，使民营资本能够真正的参与到市场竞争中去。

当下，电力监管委员会已经并入了国家能源局，这种结构重组使得能源局职责更加完善，在很大程度上改善了原来电力管理体制中存在的电力规划、项目审批、投资准入等方面的职责交叉。政监合一后的能源局归发改委管理，这也使电力市场化改革的执行力将会增强，有理由相信我国电力体制改革将会随着这种结构改革而加快进程。

参 考 文 献

[1]唐要家.市场势力可维持性与反垄断[M].北京：经济管理出版社，2007：15～16

篇6

电力定价的改革，本应是中国电力体制改革的核心任务。这在2002年中央和国务院批准的电力体制改革方案中，已有明确阐述。

令人遗憾的是，六年来，在电力体制改革过程中，电力定价并未遵循当初国家确定的市场化路径，用市场手段调节电力供需关系，而是沿袭了旧有体制下传统的行政调控手段，在改革道路上裹足不前。

由此，产生了一系列的矛盾和问题，非彻底手术不能解决。

让市场的归市场，政府的归政府

首先要解决的一个问题，就是打破现在的政府一把抓的定价模式，把对发电企业和电网企业的定价方式分开，该市场管的归市场，该政府管的归政府。

发电企业的定价，应当通过竞争，由市场供需关系平衡点的边际成本形成电价。这个边际成本无需政府管理和监督。因为众多发电企业之间存在着竞争，谁也不敢把价格弄高了；否则，自己的电可能卖不出去。

电网企业则全然不同，因为电网属于垄断行业。对垄断行业的价格，应当按照“平均成本定价”，由政府严格定价、严格监督。政府通过在电网企业之间横向比较，找到相对的平均成本，并鼓励电网企业通过降低成本提高效率、增加盈利。至于电网发展资金，可由政府根据经济形势和发展政策，确定出电网需要用于发展的允许利润水平。

因此，发电企业的价格和收入随行就市，而电网企业的收入则相对固定并且独立。对电力定价应该采取不同的方式，即市场对竞争的发电企业定价，政府根据相对平均成本和允许利润，对垄断的电网企业定价。这是电价管理和改革最为重要的原则。

反观当前，由于种种因素，包括观念、认识上的原因，也许还有“恋权”因素，电力至今仍然实行全部由行政文件定价。发电企业和电网企业的新增成本，都不断地要求政府摊入销售电价，由电力消费者买单。而销售电价涨价的幅度，是根据当时的经济形势、管理人员主观判断出来的“社会承受能力”、电力企业要求涨价的强烈程度与“攻关”水平，经过讨价还价，以“统筹兼顾、疏导矛盾”为原则，最终由电力消费者埋单。由此就产生了电价管理中的一个著名词汇：顺出去。

久而久之，新增成本经过“疏导”，“顺”给用电户，成了电价管理惟一可见实效的工作。其中最为著名的当属政府以行政手段确定市场价格的“煤电联动”。这原本是电价改革尚未到位期间，不得已而为之的过渡措施，多年来却逐步固化，形成“定式”，成为所有电力企业整天翘首以望的期盼。

“顺出去”之源

电力价格应该是市场上电力供需关系的反映。

发电技术多种多样，但消费者买的是电，而不是买水力、煤炭、核材料。在用电环节，以行政命令让某些消费者付出高电价，或者在发电环节以行政命令让某些发电企业只能得到较低的上网电价，都是价格歧视。

如政府按照行政办法，直接批准根据各类发电企业个别成本所决定的不同电价，则电力资源由市场优化配置的定价原则就会成为一句空话，也意味着对其他企业的歧视。正确的做法应该是：各种发电方式的电价，首先都要统一遵循市场供需关系，得到同等价格。在此前提下，政府再根据具体情况和可能，对国家政策鼓励的新能源等发电企业（比如风力发电）予以适当的价外补贴。这还可以改善其经济竞争力。

至于由谁出钱补贴则很明了，即应该由最初同意建设这些发电项目、且处于该项目供电范围内的地方政府去补贴。如果补贴资金需从消费者的电费中筹措，那就不妨开个听证会。

由于当前存在着事实上的价格歧视，使得发电按边际成本定价、发电企业与用电户直接交易、“同网同时同价”迄今无法实行。各种发电方式都在为自己寻找高发电成本的理由。比如，天然气发电企业的理由是政府定的气价导致成本高；核电厂的理由是核电为运行安全付出的成本高。总而言之，电力消费者总是要为各个发电企业以各种理由增加的成本埋单，因为按照目前的价格管理办法，所有的矛盾都需要“疏导”，所有的成本都需要“顺出去”。

“没有‘及时’”的遗憾

在各种认识误区和复杂因素作用下，中国电价改革至今没有实质性启动，电价改革方案出台多年，几近一纸空文，电力市场也流入空谈。当初设想的、用市场规律调节电力供需的良好愿望，几乎全部让位于传统的行政调控手段。与以往不同的是，有了新的延搁背景，像宏观调控、结构调整、节约资源和保护环境。

2006年、2007年，全国发电装机容量每年净增加1亿千瓦，这正是由于六年前电力体制改革中实施的电力企业“厂网分开”遵循了市场规律，创造出巨大生产力。只可惜市场化改革没有配套进行。尤其是在近几年“高增长低通胀时期”的难得机遇中，没有及时启动电力体制改革的“牛鼻子”――电价改革；没有及时推行发电企业与电力用户的直接交易，实行发电和用电的市场定价；没有及时推进政府对电网企业的单独定价；没有及时开展电网环节“输配分开”或财务分开核算的改革；没有及时增加配电环节按照现代企业制度运作的新投资方。

这一系列的改革没有“及时”展开，产生了一系列矛盾和问题。

篇7

《财经》记者 李其谚

电力行业在2009年一开局,就蒙上了一层阴影――“煤炭产运需衔接会”(下称订货会)破裂,发电企业陷入了需求疲软与电煤价格趋涨的两难境地之中。

在订货会的价格谈判中,五大电力集团亮出谈判底牌,要求2009年合同电煤价格比2008年下降50元/吨。与之相对,神华集团、中煤集团等煤炭巨头则提出了涨价10%以上的要求,双方难以达成一致。

这次谈判破裂,与电力企业在2008年遭受的亏损不无关系。

2008年1月-11月,五大电力集团约亏损300亿元。就职于五大电力集团之一的一位人士告诉《财经》记者:“大部分电厂2008年已经产生严重亏损,再也承受不了电煤再上涨了。谈判的破裂是没有办法的事。”

值得玩味的是,在市场煤价骤降50%的情况下,订货会上冶金、工业用煤的合同签订相当顺利;电煤谈判却始终分歧巨大,在订货会的谈判破裂后,煤炭企业开始了新一轮的“限产”和“限供”,全国平均电煤的库存降幅回落明显。一轮新的电煤短缺又在悄悄酝酿。

“问题根源还是电价没有市场化改革。”一位电力专家告诉《财经》记者,“因为按照先行的价格机制,只要电煤涨价,电力就得相应的顺出去。因此在市场供需巨变、发电企业巨额的情况下,他们仍然表现得非常强硬。这种极不正常的情况,显示出电力市场化改革的迫切。”

危机推动改革

“电力的计划体制阻断了供需信息,使供需双方没有办法直接交易,导致价格不能客观地体现需求。”中国能源网信息总监韩晓平说。他认为,从根本上说,电力要靠改革走出危机。

电力是中国能源的改革难点之一。按照原电力改革方案的安排,2002年底“厂网分开”之后,下一步应当进行“主辅分离”、“主多分离”与“输配分开”(即主业与辅业分离、主业与多种经营分离、输电与配电分离)的改革,并将触及更深层次的问题――电价改革。不过,几项改革可谓“命运多舛”。

2004年底,国家电力改革领导小组已经将下一步方案上报决策层。然而,持续两年的“电荒”延缓了改革的步伐。“电荒”之后,“主辅分离”改革又形成过数个方案,但均因面临较大阻力搁浅,“主辅分离”时间表也随之一延再延。2007年底,“主辅分离”改革本已在各部委间基本达成一致,即将上报国务院审批。不料却受2008年初冰雪灾害与电煤价格飙升的影响,电力改革也基本未能前行。

国家统计局最新公布的2008年前11个月全国工业利润数据显示,电力行业利润下降84.1%;而在去年同期,电力行业利润增长还在39.0%。在各方的矛盾胶着之中,电力行业行至一个“十字路口”。

目前电力行业所遇到的问题,正说明了电力改革的必要性。“电力行业遇到危机的时期,往往也是下一轮改革酝酿的时期。”一位电力行业的资深专家告诉《财经》记者,“主多分离”以及电价改革,是最为有望取得实质进展的内容。

2008年9月,国家电监会价格与财务监管部主任邹逸桥在电监会召开的记者会上回答《财经》记者提问时曾表示,主管部门一直在酝酿“主辅分离”、“主多分离”和输配电价等方面的改革方案。

“输配电价的改革,我们正在做前期工作,其中之一是实行财务独立核算,我们确定了两个试点单位,目前正在进行准备工作。在独立财务核算的基础上,我们才能对输配电价进行改革。”邹逸桥说。

2008年11月17日,国家发改委首次公开了2007年度各省级电网输配电价和销售电价标准,要求以此为基础,开展大用户向发电企业直接购电试点和“主辅分离”工作。中国电力企业联合会一位专家向《财经》记者表示,这一标准的明确,为下一步大用户直供改革和“输配分开”做好了准备。在2009年,这两项改革有望在更大范围内进行试点。

清理职工持股之机

对于遭遇全行业亏损的电力企业,困境中也蕴藏着机会,其中最大的当属清理职工持股。“很多人说现在电力行业情况不好,但我们反而看到了机会,因为现在的资产价格相对低,是扩张的时机。”一位中国电力投资集团(下称中电投)内部人士如此告诉《财经》记者。

2008年岁末,业界接连发生三起对电力职工持股企业的收购。中电投并购贵州金元集团;华能集团收购了山东鲁能集团在山东境内的发电资产;国电集团通过旗下上市公司国电电力发展股份有限公司(上海交易所代码:600795),增资控股了宁夏英力特电力集团股份有限公司(下称英力特)。三起收购交易的共同之处在于:收购者来自五大电力集团,收购对象均为电力职工持股企业。

在2002年电力体制改革迈出“厂网分开”第一步时,原国家电力公司被拆分,旗下电网资产成立国家电网公司和南方电网公司,发电资产则划拨给五大发电集团。可是,电网公司下属的省级分公司此时继续通过集资,迅速扩大旗下职工持股企业的规模,并大举挺进发电领域。

“厂网分开”后,电力体制改革即陷于停滞。面对因职工持股而形成的错综复杂的利益网,原本应继续推进的“主辅分离、主多分离”改革迟迟无法启动。与此同时,各级电网公司旗下的职工持股企业,一方面趁电力改革之机,从母公司低价甚至无偿获得一部分发电资产;另一方面,依托电网系统的垄断继续扩张,攫取丰厚利润。

依靠超额利润和关联交易,山东鲁能、贵州金元、江苏苏源、四川启明星、宁夏英力特等省网公司的职工持股企业,迅速崛起为横跨多个产业的“巨无霸”。

业界有识之士指出,通过改革,中国在发电领域已经形成竞争,但电网公司作为垄断企业,成为惟一购买者,有权决定买谁的电和以什么价格购买。在这种情形下,电网管理层和职工投资发电企业,势必带来大量关联交易,造成不公平竞争。

“鲁能私有化”事件之后,电力职工持股引发的问题,引起了中央高层和各主管部门的重视。2007年12月,根据国务院国资委的要求,鲁能私有化交易被撤回。2008年3月19日,国务院国资委等四部门联合发文,要求规范电力职工持股,成为各级电网公司大规模清退电力职工持股的开始。

篇8

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9

电力体制改革为证券市场添加了新的投资点，限于篇幅，本文以“内蒙华电”和“岷江水电”为代表与大家共同探讨。

内蒙华电。其控股股东为内蒙古电力(集团)有限责任公司(全国前500强企业，排名第45位)，是政府独资所有的电力开发企业。内蒙华电属于第二类的由地方政府投资为主的独立电厂企业，总装机容量超过300万千瓦。煤炭资源无论在保有储量和预测资源量都居我国第二位，而且分布集中，这就为以煤炭为原材料进行火力发电的内蒙华电提供便捷的资源保障。此外，内蒙紧临京津及华北经济区，这里人口稠密、经济也较为发达，对电力的需求旺盛，电力输送距离近，其损耗也必然较少。例如：内蒙古丰镇发电厂是该公司全资所有的电厂，历经二期建设，现已形成6×20万千瓦发电能力。其地处内蒙古乌兰察布盟丰镇市南郊，南距山西大同市45公里，东距北京市300公里，京包铁路、丰准电气化铁路通过区东侧，电厂备有六条铁路专用线，交通运输便利，运煤公路直通两大煤矿。电厂附近煤炭资源丰富，电厂主要燃用山西大同矿区小窑煤、内蒙古准格尔露天矿洗中煤和劣末混煤，电厂距离最近的供煤点不足3公里。丰镇发电厂处于内蒙古西部电网东端，是内蒙古西部电网向北京送电的枢纽电站，电力经由“丰镇――大同”、“丰镇――沙岭子”两条500千伏超高压输电线路送入华北电网。公司控股的海勃湾发电厂总设计装机180万千瓦，属于坑口电站，电站附近有煤质优良、煤价低廉、储量达35.5亿吨的煤炭资源和充沛的水资源，建厂条件十分优越，公司在管理上实行新管理办法，严格控制员工人数，加强成本核算，劳动生产率可望达到20万元人/年，整体盈利水平高于同类型电厂。

岷江水电。属于第三类拥有地方小电网的电力上市公司。电力结构中全部为中小水电，在沙牌水库建成后，使得其下游的主要电站都有了年调节功能，不但增加了发电量，还有效的提高了供电稳定性。该公司地处水资源丰富的岷江流域，枯水期短，而且施工条件较为优越，电站建设成本低廉，例如，公司于2001年建成的铜钟电站装机达到5.7万千瓦，总投资仅3.86亿元，大大低于水电行业平均装机造价水平。在原体制下，电力成本低，其售电价格也较低。该公司电力除满足本地区的电力需求外，还向紧临的成都、德阳等地供电，最近被四川省电力公司控股，特别是按照电力体制改革的要求，公司有重组的机会，使得岷江电力获利的能力更为突出。

电力投资价值的因素

成本价格因素发电企业的成本主要包括建设固定投资成本和建成后的运行成本。在整个电力行业中，发电成本占电力生产成本的一半以上，其高低是决定企业竞争力的根本。

本次电力体制改革的核心是厂网分开，竟价上网，这也是大多数市场经济成熟国家电力市场运行的基本特征。而我国的电力体制是以国家电力公司为主导的厂网合一模式，在这种体制下，造成了电力市场高度垄断，特别是在发电端，由于国电公司控制下的发电企业与其电网的天然近亲关系，使得诸如二滩水电站这类独立电厂生产的电力无法充分上网，其单位电力成本居高不下，电站效益十分低下。因此，实行厂网分开后，电网企业和发电企业将是两类截然独立的市场主体和利益主体。原有的电力市场“劣币驱良币”现象的体制根源将得到根本改变。而且，原有的项目成本加利润的反推电价的机制将被竟价上网的机制所替代，成本低廉，并且稳定可靠的电力将是受电网公司欢迎的产品。各发电企业的建设安装等固定成本是已经发生了的，在一定程度上，它们会加大变动成本的控制。在新的电价形成机制下，只有单位固定成本和变动成本都比较低的电力公司生产的电力才会受到市场的欢迎，才会更多的实现上网销售。一些原来上网电价低的发电企业也存在着电价上调的机会，而一些以较高电价上网的企业必将面临新的挑战。就目前我国主要上市电力公司来看，分为火电类上市公司和水电类上市公司。

总体看，水电在竟价上网时具备低成本优势。根据测算，水电的建设成本高于火电，按以往标准，就发电设备而言，水电比火电单位千瓦造价高40％，也正是这种高成本投资和较长的建设期因素限制了国内水电开发的进度。但是随着国家对环保控制要求的提高，水电建设成本与火电差距大幅减小。目前国内水电的运行成本是0.04元～0.09元/度，火电的运行成本却是0.19元/度，随着煤炭价格的上升，火电的发电成本还会上升。由此可见，未来发电公司竟价上网时，水电公司优势明显。在此基础上，电价的高低完全由市场规律决定。管理先进、生产成本低的发电企业可以将上网竞争电价定得较低，从而获取尽可能大的市场份额。

质量因素衡量电能质量的标准主要有频率和电压。今后市场竞争的焦点将在于能否确保发电设备在系统需要时正常工作，也就是保持高可用率或低故障率。电力市场对发电企业的电能生产提出更高的要求，质量不合格将导致经济制裁，甚至承担法律责任，并影响后续的市场优先级别。

环境因素本次电力体制改革方案中，一个鲜明的特点就是增加了环境折价标准。这实际上是政府对电力企业因发电生产引起的环境问题采取的限制措施，起到激励清洁电源发展，减少环境污染的目标。对于发电排放高、对环境污染严重的电力企业，其上网销售必然存在环境限制性因素，其竞争力也会相应降低。这一标准客观上促使电力企业采取更严格的环保措施，以煤为主要原料的火力发电企业将不得不加大对环保的投入，甚至还要关停一些污染严重的中小火电机组，而对于用水力、风力等清洁能源发电企业而言，无疑将提升其竞争能力。对于水电类的上市公司，试点符合国家能源结构调整方向，电力体制改革后，国家将形成激励清洁电源发展的新机制。水电作为清洁、廉价、可再生资源，有其优于火电的特点。

体制因素根据我国电力产业发展，在上市公司中，大体上可按所有者体制区别将之分为三类。第一是国电系统电力企业，他们大多依托于国电系统各省电网而发展起来，这类企业本身脱离于国电公司及其全资子公司，资产规模大，装机容量大，多分布于中心城市，而且靠着国电公司，实力十分强大，如龙电股份、九龙电力、华银电力等。第二是各级政府投资为主的独立发电企业，他们大多与国电系统的电网资产没有资产纽带关系，资产及装机规模也比较大，以火力发电为主，一般地处能源大量消费的中心城市。这类有：申能股份、广州控股等。第三是地方电力企业，这类企业是由地方政府开发地方中小水电资源而发展起来的，他们拥有自己的地方小电网，或者依托地方电网，电力结构以中小水电为主，资产及装机规模都较小，调节能力相对较差，多分布在边远山区的中小城市和农村。例如三峡水利、岷江电力、乐山电力等。本次电力体制改革“厂网分开”的要求主要涉及国电系统，而对其他电力企业，改革方案只是提出“也要实行厂网分开”。以小水电自发自供为主的供电区，要加强电网建设，实行“厂网分开”。因此，对原国电系统所属上市电力公司的影响就要大于其他体制下的上市电力公司，但是，他们将面临一系列重组整合的机会。

篇10

（浙江省电力公司，浙江杭州310007）

摘要：主要介绍我国电力企业的不同发展阶段及各阶段的历史背景和发展政策、营销特征等，同时也对我国电力营销的未来发展模式做了简要分析。

关键词 ：电力；营销模式；特征；发展

1电力营销模式的基本特点

电力工业在改革过程中针对建立市场的体制形式进行了改革，即电力市场模式。电力工业主要包括4个重要环节，即发电、输电、配电、供电，此外电力市场主要有市场交易机构与监管机构，而电力市场模式就是指这些内容之间形成的关系。目前，电力工业的市场模式正逐步朝着管理集中化、经营垄断化以及市场开放化的方向发展。

通常衡量电力市场的营销模式与该国国情是否相符应以以下3个方面为依据：第一，一般商品市场的要求是否满足；第二，在营销中是否结合电力商品的实际特点，电力商品具有特殊性与复杂性，因此在电力营销中必须充分考虑这些特点，为电力系统运行的安全性与可靠性提供充分的保障；第三，电力工业与国民经济的持续与稳定发展是否能够通过该营销模式得到促进与保证。

2我国电力营销模式的发展历程

基于上述标准，可将我国电力营销模式分为4个阶段。第一阶段为1945—1985年，此阶段我国电网营销模式为垂直一体化垄断运营。国家实行这种模式长达数十年之久，而在这一过程中出现过许多问题，其中电力短缺与电价过高这一矛盾尤为突出与集中。第二阶段为1986—1997年，此阶段国家实行集资办电、开放电价的营销模式。随着我国社会经济的迅猛发展，电力短缺的问题越来越明显，电力工业发展的需求已经难以通过国家财政投资而得到满足。为了使这一问题得到有效解决，改变电力短缺的困难局面，从1995年起我国就开始针对电力工业进行一系列改革，实行集资办电政策，电厂由民营企业家办理，而国家对电网进行集中管理，以此吸引社会投资，促进发电厂建设，并对原有的不计成本的电价形成机制进行改革，对新建电厂实行“还本付息”电价。第三阶段为1998—2001年，该阶段我国推行由国家电力公司提出的“厂网分开、竞价上网”的营销模式。1998年8月26日，国家电力公司向经贸委上报了《实行厂网分开，建立发电侧电力市场的实施方案框架（试行）》，并获得通过，随后在六省市进行试点工作。第四阶段为2002年至今，“厂网分开、竞价上网”依旧是我国电力营销实行的政策，此次国务院高层基于试点工作的总结，对我国电力工业行业垄断的情况进行总体改革规划，并在2002年4月11日正式批准了《电力体制改革方案》，根据该方案对我国电力体制进行调整，将电厂与电网的管理分开，并对发电与电网企业进行重组；同时采用竞价上网的方式，以电力市场运行规则与政府监管体系为依据进行管理与运营，这标志着我国电力批发市场的区域竞争性与开放性初步确定起来。

随着我国电力的发展与进步，我国电力供应足以满足居民和企业的用电需求，电力产出供大于求，这个时候厂家与市场之间的关系发生了微妙变化，电力企业依靠自身实力改变了自己的经营理念和战略部署，转而去引导市场，将自己的发电产出销售出去，从生产主导转换为需求主导。但是到2000年，我国又出现了用电荒，电力企业的营销政策又发生了变化，回到了第一阶段，继而到后期又是供大于求。由此可见，电力企业的运营模式是根据用电需求而变化的，当然，其中少不了国家政策的调整。下面将结合电力体制改革和用户需求，深入分析近年来我国电力营销的模式及其特征。

（1）垂直一体化垄断运营。自建国以来，由于技术及经济原因我国长期处于供电严重不足的状态，这也是影响居民生活、制约我国经济发展的重要因素。这个时候，国家将解决电力问题的重心放在电力生产上，电力营销在当时基本是零，更不要说服务了。有许多学者认为这个阶段我国电力发展是高度垄断经营，但笔者认为更多的是由当时的历史条件所决定，当时电力生产模式是计划生产、以产定销，至于营销，在这个时期基本是不需要考虑的因素。

（2）集资办电、开放电价。在这个阶段，我国经济发展和技术水平均有相当提升，电力供求关系上也发生重大变化，从严重的供不应求状态过渡到供大于求状态。这个时候电力生产厂家需要考虑如何将多生产出来的电销售出去，加上当时我国正处于经济体制改革——从计划经济向市场经济过渡时期，这就促进了电力企业的市场化。于是各家电力企业纷纷成立市场部、营销部等，为自己的企业做营销。由于市场的竞争，各家电力公司也开始意识到服务的重要性，服务质量均有所提升，2001年被认为是“电力市场整顿和优质服务年”。由此可见，在这个阶段，电力企业的运营模式已从根本上发生了变化。

（3）厂网分开、竞价上网。第三阶段出现过短时期的用电荒，国家在2002—2004年存在不同范围、不同程度的用电不足现象，该时期电力企业一方面想尽办法满足用户的电力需求，另一方面也在千方百计地加强自身电力建设和需求侧管理，引导用户合理利用电力资源。此外，这个时期电力市场逐步对外开放，基于原国家电力公司，实施资产剥离，主要针对发电资产和辅业务单位、“三产”和多经企业的资产进行调整与重组，在全国范围内形成了5家主要发电公司，即中国华能、中国大唐、中国国电、中国电力投资、中国华电，并且建设了4家辅助集团公司，即中国水电工程顾问、中国葛洲坝、中国电力工程顾问、中国水利水电建设。基于此，我国了《电力体制改革方案》，并针对现有电力工业发展格局进行了深化改革，方案中指出，针对大用户发电企业可直接提供试点工作。

3未来电力营销模式的发展趋势

随着社会经济的不断发展，未来电力营销模式将得到进一步改进，大体趋势是将竞争引入发电领域，主要表现在两个方面，即电力建设与电力运营，具体可分为两种模式，即批发竞争与零售竞争。目前大部分人认为批发竞争模式仅仅是为了过渡，由于发达国家的电力系统具有很强的复杂性，因此零售竞争模式更加合适，然而在采用零售模式之前，批发竞争模式的过渡作用也是非常重要的。

当电力营销模式由批发竞争过渡到零售竞争时，用户就有权利进行选择，电力行业的各个环节都开始建立比较完全的竞争关系，包括发电、售电等。用户可以直接选择独立的发电公司，而发电公司也可选择用户，体现出营销过程中双方能够相互选择的特点。在这一模式下，电力行业的各个领域都具有完全独立性与开放性，并且供电零售公司开始出现在市场中，电网交易中心的性质也发生了改变，从一个买电机构转变为拍卖商或者说是经纪人，电网输送成为双方签订交易的必要条件。

零售竞争模式被普遍认为具有先进性，对于一些电力系统较为复杂的发达国家而言，该模式可以说是明智之选。但该模式只有在具有相对完善的市场结构、政策和法律规范的条件下才适用，所以电力营销的未来发展趋势还要看国家政策和市场架构的完善程度。

［

参考文献］

［1］常康，薛峰，杨卫东.中国智能电网基本特征及其技术进展评述［J］.电力系统自动化，2009，33（17）.

［2］刘秋华.电力市场营销管理［M］.北京：中国电力出版社，2003.

［3］刘思强.电力客户满意度调查与测评分析及对供电企业经营启示［J］.大众用电，2004（12）.

［4］刘思强，李湘祁.供电企业客户关系管理探讨［J］.电力技术经济，2005（1）.

［5］刘秋华，韩愈.电力市场运营模式与市场结构研究［J］.商业研究，2006（13）.

［6］傅书逷，白晓民，张扬，等.区域电力市场模式及运营方式［J］.电力系统自动化，2003（9）.

［7］周任军，胡军，罗潇，等.发电资产最优组合分配的WCVaR风险度量方法［J］.长沙理工大学学报：自然科学版，2009（1）.