电价上调范文1
电煤涨价发电企业压力加大
近日，“五大电力集团集体上书国家发展改革委请求煤电联动事件”被炒得沸沸扬扬。受电煤价格高涨的压力，发电企业普遍具有希望国家有关部门尽快启动煤电联动的意愿。煤炭行业协会和中电联的初步测算结果表明，电煤价格涨幅已经达到和超过了实施煤电联动的要求。专家认为，第三次煤电联动应分区域相机启动，以缓解发电企业的经营压力。
据中电联统计，上半年电煤合同价格比去年同期上涨9％；据煤炭行业协会统计，上半年全国煤价总体上涨4.67％，电煤价格上涨13％。这两个分别代表电力、煤炭两大行业不同利益的主体一直是政府部门决策参考的依据。因此何时启动，以什么方式启动第三次煤电联动亦成为业内人士争论的焦点。五大发电集团的老总在今年的年中工作会议和经济形势分析会上，都不约而同地把电煤价格上涨列为制约电力企业发展的重大利空因素。
我国2005年起开始实施的煤电联动政策规定，以6个月为一个周期，如半年内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5％，则相应电价也应作调整。最近，煤炭行业协会和中电联测算结果表明，今年电煤涨幅已经达到了煤电联动的要求。
中电联一位负责人表示，今年以来发电企业继续面临着电煤价格上涨引起生产成本上升、利用小时数大幅下降引起发电量减少的双重挤压，企业经营和发展的困难进一步加大，这对发电企业、电力行业乃至整个国民经济的运行都十分不利。
鉴于电煤价格涨幅超过煤电联动启动条件，不久前，中电联向国家发展改革委提出建议：根据电煤价格测算汇总结果，对电煤价格涨幅大的重点地区（省份）尽快实施第三次煤电联动。
7月25日，国家发展改革委价格司司长曹长庆在2007年上半年经济运行新闻会上表示，何时启动煤电价格联动，以何种形式启动，还要再观察一段时间。这是目前为止，国家宏观经济主管部门对于煤电联动问题的唯一一次正式回应。
通胀隐忧阻碍电价上调
国家统计局日前公布，今年上半年，居民消费价格指数（CPI）达到3.2%，其中，6月份居民消费价格指数（CPI）同比上涨4.4%，已达到33个月来的新高，通胀隐忧显现。目前粮价、肉价等食品类价格的上涨已加大了国内通货膨胀因素，上半年食品价格上涨的影响为2.5个百分点，贡献率达到78%。此前国家电监会也曾做过比较分析，中国电价水平与国际市场比，无论是从绝对数字，还是从电价占人均收入比例来说，“已不算低”。电力是基础性资源，电力价格作为一个重要的能源价格，将直接关系到许多下游行业，尤其是工业行业的成本。加之，我国处于重工化发展阶段又决定了电力需求的刚性特征，因此电力价格上涨，势必带动工业企业成本提高，很有可能引起终端消费价格集体上涨，从而加剧通胀局面。纵观前两次煤电联动，当时的CPI指数均未超过3%。一般说来，当CPI增幅大于3%时，称为通货膨胀，当CPI增幅大于5%时则演变为为严重通货膨胀。国家发改委曾分别在2005年5月和2006年6月先后两次实行煤电联动，两次上调电价时，CPI指数分别为1.8%和1.5%，连2%都不到。
具体到五大发电集团2006年的经济效益非常好，利润高达263.9亿元。从今年情况来看，根据财政部的上半年国企实现利润数据显示，1－6月电力行业实现利润增幅为59.4%，增长幅度大大超过同期国有企业利润增幅（31.5%）。同期，煤炭行业实现国有煤炭行业实现利润同比增长28%，煤、电两个行业利润增长情况反差较大。国家发改委价格司司长曹长庆日前也表示，上半年煤炭价格的确有所上涨，但电力企业利润也仍在不断上升，特别是在实行煤电价格联动以后，一部分成本开支已经得到弥补。
由于近年来，随着国民经济的快速发展，全社会对电力的需求持续增加，部分地区不断出现的电力紧张状况，刺激全国电力装机容量迅速增长。截止到2006年底，全国发电装机容量为62200万千瓦时，比上年增长20.3%。今年1－6月份6000千瓦及以上发电生产设备容量为62315万千瓦，同比增长20.8%。今年上半年，社会用电量15149.54亿千瓦时，同比增长15.56%；同期，全国规模以上电厂发电量14850.31亿千瓦时，比去年同期增长16%。随着电力装机容量的不断增加，我国电力供应状况迅速改善，电力供求形势基本平衡，发电设备利用小时数有所回落。上半年，全国发电设备累计平均利用小时为2437小时，比去年同期降低100小时。如果在电力市场供过于求或基本平衡的情况下提高电价，并不符合市场规律，而是一种逆向调节。
早在第二次煤电联动实施后，就有业内人士批评此举是破坏市场公平的行为，与正在进行中的电力改革思路相悖。真正解决问题的办法，是要让电力定价机制跟上煤炭市场化的改革进程。早在1999年3月，有关部门就制定了以“厂网分开，竞价上网”为核心的定价机制改革方案。而有业内人士认为，煤电联动的实施可能对市场公平和正在进行的以竞价上网为核心的电力改革造成破坏。煤电联动机制从表面上看好像与市场的波动及时挂钩，实质上还是一种计划手法，用行政审批的方法来定价。另外，目前的煤电价格联动办法也并不是符合条件就自发联动，还是要由政府主管部门根据煤价上涨以及其他情况综合考虑是否联动，实施起来管理成本还比较高，而且与企业的信息也不可能完全对称，电价上涨幅度也不一定科学合理。4月份，国家发改委刚刚过降低小火电机组上网电价的通知，在这个时候如果出台煤电联动，将会增加政策执行的难度。
上调电价当先过“三道槛”
专家认为，在允许这些企业涨价前，必须先过“三道槛”。
第一道槛，是对其成本、利润的审计。电力企业原料的成本价是否真在上涨，其上涨是否已经影响到这些企业的正常运行，这些都需要进行审计。再有，以往的电力企业所取得的利润是否合理，是否可以降下来抵消这些涨价的因素，也需要审计。不仅要看到原料的涨价因素，还要看到市场和宏观调控中对于企业有利的因素。在批准涨价前，需要一个全面而公正的外部审计。
电价上调范文2
东京电力公司现在主要利用化石燃料为东京提供电力。公司提高了化石燃料发电厂的产能，同时加大高昂石油天然气燃料的进口，用以弥补因去年关闭所有核电站而导致的核电缺口。公司表示，自去年3月以来，燃料成本大幅攀升，涨幅同比高达近54%。
去年3月，9.0级地震所引发的海啸造成日本福岛第一核电站发生核泄漏事故，致重大人员伤亡，而且大面积土地遭到核辐射污染，大量民众被迫离开家园。据估计，东京电力公司已准备1610亿日元用来赔偿核泄露事故相关受害者。
财报显示，二季度营收同比上涨15.6%至1.3万亿日元。公司上调了电价，以弥补成本损失。“我们将继续竭尽所能削减成本，我们正在进行检查，没有什么是不能动的”，东京电力公司董事长広瀬奈央美(Naomi Hirose)表示。
7月31日，东京电力公司接受政府1万亿日元的注资，已被收归国有，政府持股50.11%。
据东京电力公司估计，始于今年四月的2013财年将会更糟糕，净损失将达1600亿日元。此前预期是到2014年3月恢复盈利。
9家上市的运营核能的公司中，只有1家盈利。
电价上调范文3
现行电力行业价格体系
我国电力价格体系涉及上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价，并对上网电价和销售电价实行政府管制。“市场煤、计划电”的格局，使得成本压力和价格矛盾都堵塞积压在电厂环节。6月19日，发展改革委宣布7月1日起将全国销售电价平均提高2.5分钱，但这个幅度的调价对深陷亏损泥潭的广大火电企业来说仍属杯水车薪。
火力发电企业因为煤炭“口粮”的供应价格疯涨而“普亏”。形势情急之下，全国火力发电企业上网电价日前平均每千瓦时提高2分钱。这是今年7月以来，中国第二次提高电价。
此前预测的上网电价上调终于成为现实。“此次电价上调完全符合预期，但调价时机要比预想的早。”中电联燃料分会会长解居臣表示。此前，市场普遍预期奥运期间一切提价政策将缓行。
多省市频现电荒
这次调价，人们普遍认为直接原因是“电荒”。而此次电价调整的目的在于缓解电力企业的亏损局面，从而缓解部分地区的电荒。
进入5月份以来，煤炭储量丰富的山东省供电形势持续恶化，特别是7月份以后，供电紧张的局面更为严重。据报道，7月29日，山东电网最大电力缺口达到1022万千瓦，接近全省电力需求的1/3，电网已经没有错峰移峰空间。而7月30日，发电机组最大不可用容量达到1570万千瓦，占统调装机容量的36.1％。
不光是山东，目前，全国多数省市都面临着不同程度的电荒，拉闸限电的情况比较普遍。“我们买不到煤，甚至年初已经签订合同的客户单方毁约。”浙江省能源集团有限公司的余先生说，“为了发电，我们不得不花高价钱买煤。”余先生说，他们公司前些日子开会，1至8月全部亏损，上半年统计亏损6个多亿，预计今年全年亏损80多亿元，这次调价，对公司是好事，估计全年也要亏损20亿元。
今年上半年，在煤价高企之下，火力发电行业陷入全行业亏损。国信证券的一份统计报告显示，今年，由于煤炭市场价格的上涨，按照目前的电煤涨价趋势，五大发电集团全年的燃料成本合计将增加299亿元，相当于它们去年313亿元利润总额的90％以上。今年6月19日调高了电价。但是为了控制物价上涨水平，保障人民的生活，居民的电价没有做调整。这导致一部分电厂的效益下降。由于这段时间煤炭紧张、价格上涨，有些地方反映出电力供应紧张。自6月底宣布全国电煤价格限价后不到一个月，地区性电荒相继出现。财务报告显示，继一季度电力上市公司净利润同比下降71.5％后，二季度火电上市公司进一步恶化。
8月10日，国资委主任李荣融指出，今年上半年中央企业中的电力企业全部亏损。“亏损的原因是煤电价格扭曲，这个问题的解决取决于价格体制改革。”
根据中电联统计，2008年全社会用电增长预计将保持在11％左右的水平上，全年电煤消耗量在16亿吨左右，比上年大约增长11.5％。下半年，中国将存在1500万千瓦左右的电力供应缺口。
电煤上涨是根源
“由于近年来国家加大安全监管，一些中小煤矿相继关闭，煤的产量减少；加上今年的冰雪灾害、地震和交通运输等原因，造成今年上半年煤价上涨厉害。”中国社会科学院工业经济研究所能源室副主任朱彤介绍说，“而我国目前电价还是政府控制，由于电煤价格大幅度上涨而电价未动，电力企业普遍遭遇了大面积的亏损。”
据了解，今年3月以来，全国市场煤炭价格快速上涨。4月底到6月末，秦皇岛地区主流动力煤品种的交易价格整体上涨幅度达300元／吨以上，发热量5500大卡／千克的煤炭价格达到920元／吨以上。
事实上，今年国家已数次干预煤电价格。6月19日，国家发改委发出电价上调通知，同时为了防止煤电价格上涨，对电煤生产地的车板价作出限制。7月24日，国家发改委电煤“二限令”，将限价范围扩大至秦皇岛等主要港口和集散地的动力煤。但是，市场反映的效果并不明显。一些地区的电荒有愈演愈烈之势，一些火电企业亏损也持续加大。
有专家认为，在电煤的需求持续增加的情况下实施限价政策，直接导致了两个后果：煤炭企业不愿产煤和电煤质量下降。就在6月，全国发电量增长速度出现了放缓的迹象，尤其在经济发达的华东、华北等地区，发电量增速甚至出现了急剧下滑。
中电联在一份报告中指出，在限价之后，许多煤矿提出各种理由减少和延缓合同电煤供应，导致电厂电煤库存锐减。一些电厂存煤仅能维持两三天的生产用量，已经严重影响到正常的电力供应。
国家电监会一位官员也在调查中发现，除了“一阴阳合同”的交易方式，以低价拿到的动力煤有不少掺入了大量煤矸石，质量下降情况比较严重。
据了解，早在1993年，我国煤炭价格放开，而电价仍是政府定价，这实际上是“计划电”和“市场煤”的矛盾。
理顺价格是上策
有专家认为，相比限制电煤涨价，允许电价上调的做法显然要合理得多。但是，由于国家实施煤电联动，有可能造成煤价继续上升。
纵观历次煤电联动，已经形成了电价、煤价交替上涨的恶性循环。而最大的危害在于，由于“市场煤、计划电”这种结构不对等，反而使得煤价也脱离了供需关系的作用，每次涨电价都会引发一轮煤价上涨。
朱彤认为，上网电价上调而终端销售电价不变，实际上是让电网经营企业分担了部分成本压力。这次的调价方案，是对电力产业链利益分配做了一次调整。但从长远而言，只有理顺电价机制，才能从根本上解决煤电倒挂引发的电厂亏损和“电荒”困局。
国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝8月18日公开表示：“能源价格改革的总方向是要按照市场规律与国际接轨，我国正从政府控制价格体系逐渐向市场价格体系过渡。”
对于两个月内连续两次上调电价的现象，中国能源研究会秘书长鲍云樵表示，政府调控秉承了稳健的方针和微调的路线，中国能源价格改革的各个方面需要慢慢地、一步步地调整，进而达到与国际能源价格体系逐渐接轨，如果一下子就接轨，就会有很多不确定的因素。
电价上调范文4
【关键词】 上网电价； 厂网分离； 煤电联动； 联系
一、厂网分离时的上网电价遗留问题
（一）多种上网电价并存，使电力生产企业失去了公平竞争的基础
在国家发改委印发的《电力厂网价格分离实施办法》（发改价格[2003]352号）中，电价改革方案对离网电厂是按成本费用、零利润设计的，其核定的发电设备利用小时普遍较高，当时出于较快地进入市场竞争和便于操作考虑，而现在看，大部分地区建立电力市场还需要一段时间，而零利润是不可能长期维持的。因此，显然不应让离网电厂“临时价格”长期化。2002年12月国家电力公司被拆分为两大电网公司以及五大发电集团。同时电网内保留了用于支持电网企业主辅分离改革的预留920万千瓦发电权益资产和用于补充电网建设资本金的预留647万千瓦发电权益资产。由于“920”、“647”发电资产的特殊性，其上网电价更是普遍偏低，即使经过两次煤电联动亦是如此。同一电网内多种电价并存且差距巨大，则不仅增加了国家电价管理的难度，而且使电力生产企业失去了公平竞争的基础，妨碍了“厂网分开、竞价上网”的开展，增加了深化电力体制改革的复杂性。
（二）零利润原则使现行上网电价无法合理反映发电企业的成本支出，使价格与成本倒挂
《电力法》中有关电价最简单的内容就是补偿成本，但是现在的电价根本不能补偿成本。原因主要表现在：煤电“不”联动、煤价居高难下、环保技改支出增加、发电设备利用小时下降、利率趋升等。
1.合同煤价格涨幅超过预期，成本大幅提升继续压缩火电企业利润。造成火电企业亏损的主要原因是燃料成本大幅度上升，由于CPI涨幅较大，2007年在达到煤电联动条件的情况下未提高电价。2007年全国电煤供应紧张，受国有大矿煤炭生产能力和铁路运力等因素影响，计划内煤炭到货率和兑现率均有所降低。为保证安全生产和电力供应，许多火电厂被迫从小矿大量采购计划外高价煤炭，使得燃料成本大幅上升。另外，煤炭不仅紧缺，而且煤质还在持续下滑，这样不仅增加了原煤的消耗量，还导致了标煤单价和燃料成本上升。同时，对锅炉设备的安全稳定运行也造成了严重影响，无形中还增加了运行成本。2008年重点煤价格每吨上涨30至40元，涨幅在10%-15%之间，个别地区合同煤价格涨幅高达18%以上。由于受雪灾影响，2月下旬，秦皇岛发热量5500大卡/千克以上山西混优平仓价达到600-610元/吨，5000大卡/千克以上山西大混平仓价达到545-550元/吨，价格分别比2007年12月下旬上涨20%以上；华东沿江电厂2月下旬的动力煤到场接收价比2007年12月下旬上涨15%以上。
2.环保、水资源费等各项收费标准呈上升趋势，发电成本支出不断增加，对电厂生产经营带来巨大压力。随着国家节能降耗、节能减排等政策的实施，国家在环保方面对发电企业提出了更高的要求，火电企业的环保支出大幅提高。“十一五”时期重点加大对二氧化硫、城市污水等污染物的排污费征收力度。根据二氧化硫排放当量，实行阶梯式排污收费。如国家自2007年7月1日起调高电企排污费，二氧化硫排污费由0.63元/公斤提高到1.26元/公斤。河北省政府确保节能减排目标的实现，已要求各地全面开征城市污水处理费，2007年底前必须达到设区市吨水平均收费不得低于0.8元、县城不得低于0.6元。同时要求，提高垃圾处理费、二氧化硫排污费征收标准。目前河北省水价由水处理费、南水北调基金与污水处理费三部分构成。污水处理费调整后，各地水价将就此做出相应调整。这都加大了发电企业的成本支出。
3.市场竞争进一步加剧，发电设备利用小时逐年下降。由于2005年以来电源点建设过猛，远远超过用电量的增长速度，导致发电企业发电小时连年下降。2008年，全国许多地区新投产机组较多，已经出现供大于求的局面，从网省公司看，其电量计划均为年内新投机组总体留出合理电量空间，火电机组面临发电设备利用小时数下降的压力。以河北南网为例，2007年新机组投产280万千瓦，2008年预计投产300万千瓦。发电设备利用小时已由2006年的6 100小时下降为2007年的5 400小时，降幅11.48%。
4.2007年以来，由于国家加强宏观调控，银根紧缩，国内贷款利率不断上调，这对电力企业财务成本构成较大压力。2007年电力供求拐点出现后，电力运营环境将不如以往。如银行对电力的贷款可能收缩，电力装机快速增加的地区的发电小时数将受到限制，政府关停小火电的力度将进一步加强，外资对电力投资热情下降等等。此外，加息及汇率上升将使中国出口受阻，用电需求将进一步放缓。
此外，许多困难老电厂普遍面临机组规模小、人员多、历史负担重、发电成本、经营压力大等问题。
二、煤电联动政策的几点不足
一是根据煤电价格联动的计算方式和联动周期来看，发电企业必须自行消化30%的煤炭上涨因素。近年来，虽经过两次煤电联动，但要求发电企业消化30%的涨价因素，由于燃煤支出属于变动成本，在发电量一定的情况下，企业已无压缩空间。因此煤电价格倒挂现象越来越严重，而且煤电联动存在6个月的联动周期，即电价的调整比煤价上涨时间要滞后最少6个月。两次煤电联动后，上网电价按照国家发改委文件精神进行了适当上调，但该电价调整方案在报告期内补偿成本上升的作用有限，在煤价持续走高的情况下，成本压力仍旧不断增大。
二是销售电价与上网电价联动，使电网企业吞噬了发电企业有限的电价调整利润空间。近两年，为疏导煤电矛盾，我国发电企业上网电价上调过两次，但电网企业的销售电价也同步提高，且煤炭涨价30%的涨价因素由发电企业消化，70%的涨价因素由用户消化，对电网企业几乎没有影响。
煤电联动，是电价随着煤价的变化而变化，因此，和煤价波动有关的价格可以联动，和煤价波动无关的产品价格不应该联动。可是，两次煤电联动的结果是，一方面电价和燃煤发电的上网电价联动；另一方面不燃煤的电网销售电价也要联动。以2006年6月电价调整为例，销售电价平均提高2.494分/千瓦时，其中上网电价即发电环节仅调1.174分/千瓦时；而电网环节上调为1.32分/千瓦时。即与煤价相关部分的上网电价的调价幅度只占总调价幅度的47.1％，不到总涨价幅度的一半。
对火电来说，燃料费约占成本支出的70%，为主要成本。电厂发电需要烧煤，煤价提高了可以联动电价，可是电网不烧煤，成本根本不受电煤涨价影响，那为何电网也要以煤电联动的名义调高电力销售价格？在电网环节，它的成本只是电网建设成本，与煤炭成本无关。它的利润是销售电价与上网电价之间的差价。在目前发改委的电力价格管制下，煤炭涨价的压力一直是由发电企业在承担，而电网企业的高利润却显而易见。如河北南网，省电网公司购进发电企业的上网电价按照平均每千瓦时0.335元（河北南网标杆电价）计算，经过电网公司的线路后，电网销售电价就到了每千瓦时0.50元甚至0.70元，商业用电价格则更高。
最近，广东下调电价引起全国关注。需要指出的是，这次下调电价的环节是广东电网，下调的是销售电价，即终端电价。据报道，广东居民电价将平均下降1分钱，工业电价平均下降2—3分钱。广东省副省长谢强华对广东下调电价的解释：经过物价部门一年多的调查发现，近年来广东电网效益非常好，2006年的利润有120多亿元，到2007年更是高达142亿元。而整个广东电网的资产才800多亿元，算下来资产回报率高达11%，大大超过了国际上6%到8%的平均水平。由此看出，资产回报率超过国际平均水平，是广东电价下调的根本原因。而这与以前销售电价上调有直接关系。
三、对现行上网电价政策的建议
（一）严格执行同网同质同价原则
即在同一个省、区域电网内，由于电力产品的特殊性，不分电厂类型、不考虑电厂投产的时间等因素，对所有电厂在同一季节、同一时段内均实行相同的上网电价。不同的上网电价水平，造成企业间盈利能力差距巨大，严重阻碍了电力体制改革与发展。现阶段只能有条件地执行同网同价原则，即应考虑不同类型、不同投产时间电厂在还贷、成本、运行方式上存在的差异，分类制定上网电价。待将来条件成熟时，再逐步地进行归并，消除还本付息电价、经营期电价，并对困难老厂予以适当补偿。电价的统一趋势必然导致发电企业盈利水平出现较大分化，原来发电成本高进而上网电价偏高的发电企业将上网电价下调，从而给原来发电成本较低、上网电价偏低的发电企业电价上调留出空间，减少同一电网发电企业的上网电价差距，逐步向国家出台的标杆电价靠拢，最后实现严格意义上的同网同质同价，使企业得以在同一起跑线上公平的竞争发展。
电价上调范文5
[关键词]宏观调控;电力紧缺;分时电价;煤电联动;电网建设
一、前言
电力行业是关系到国计民生的重要基础产业和公用事业,它为国民经济发展提供能源,并且与社会发展、人民生活密切相关,安全、稳定和充足的电力供应,是国民经济健康稳定持续快速发展的重要前提条件。
在我国,电力行业多年以来一直是由政府直接管理的,自2002年底起,开始全面推行电力体制改革,国家电监会、两大电网公司、五大发电集团公司和四个辅业公司相继成立,实现了“厂网分开”和“政企分开”,电力行业有序竞争的局面已经形成。在将近4年的时间里,我国的电力行业的发展和电力体制改革都取得了很大的成绩。
然而,目前在电力行业中仍然存在一些问题。例如,产业结构不合理、电力紧缺、煤电价格矛盾以及电网与电源建设不同步等,对此需要给予高度的重视。本文结合我国电力行业的现状以及目前存在的这些问题,介绍相应的宏观调控措施及其实施情况。
二、电力行业中的宏观调控措施
(一)调整产业结构
1.问题产生的背景
目前,我国缺电与产业结构水平低、粗放式经营密切相关。根据有关统计数据,2003年我国全社会用电量达到18910亿千瓦时,增长15.4%,其中以第二产业所占比重最高,达到73.69%,而且其增长率也是各产业中最高的,为16.54%。在第二产业用电中,以工业用电占绝大多数,它占全社会用电的72.69%。在工业用电中,重工业占77.40%,其中,黑色、有色金属冶炼压延加工业这两个高耗能行业用电2663亿千瓦时,占全社会用电量的14.08%,对全社会用电增长贡献率为19.19%,并且,这两个行业对全社会用电增长贡献率从2000年开始逐年增加。由此可见,近年来电力需求快速增长的主要原因是重工业用电量快速增长,其中尤以高耗能行业的用电增长为最快。粗放型经济快速增长特别是高耗能行业持续快速扩张,导致用电持续高速增长,对我国电力供应带来了压力。
2.相关措施及效果
针对上述情况,国家出台了相应的宏观调控政策。2004年4月,国务院《对电石和铁合金行业进行清理整顿的若干意见》,全面清理并取消电石、铁合金等高耗能企业享受的优惠电价、优惠税收、优惠供地等政策;各级环境保护部门加大环境监督和执法力度,对电石和铁合金生产企业进行重点监控;电力监管部门加强对供电企业的监管,对必须依法关闭的生产企业、淘汰及限期整改的生产装置要立即停止供电;国家发改委5月发文限定高能耗企业生产的《当前部分行业制止低水平重复建设目录》,它主要包括:钢铁、有色金属、建材、石化、机械、轻工、纺织、汽车等行业的部分低水平、重污染产品。
随着国家宏观调控措施逐步到位,工业生产用电总体呈下降趋势。2004年我国工业用电量增长在4月末达到18.2%的最高点后,连续4个月呈下降趋势,至8月末下降为16.4%,政府的宏观调控政策取得初步成效,工业增速有所趋缓,三产增速加大。重工业的用电情况也在国家宏观调控政策的影响下发生了明显的变化,在2004年1-4月份,其用电增长率为全社会用电增长率的1.188倍,远大于同期二产的增长率。在国家的各项宏观调控政策出台执行后,在1-7月份,重工业的用电增长率降到全社会用电增长率的1.097倍,宏观调控效果明显,其发展势头得到了一定的遏制。有色金属行业受宏观调控政策的影响最大,在2004年初其用电增长率为全社会用电增长率的1.781倍,在宏观调控政策的作用下,这一比值下降到l-7月份的1.2倍,效果十分明显。
总的看来,政府的宏观调控政策不同程度地抑制了钢铁、建材、有色金属等行业发展过热的情况,同时,对三产还起到了促进发展的作用。由此可见,通过采取价格政策、行政手段等宏观调控措施调整产业结构,抑制重工业中某些行业的过热发展,降低工业用电增速,尤其是抑制高耗能产业的过速发展,推动节能型及环保型产业的发展,逐渐将目前粗放型经济模式转换成高效型经济模式,对于缓解我国电力供应紧张局面有十分积极有效的作用。
(二)实行峰谷分时电价
1.措施的相关介绍
在电力体制改革中,要加速推进电力市场的建设,就要充分发挥市场在资源配置中的作用。根据市场上的电力供需情况,通过价格杠杆,实时有效地优化资源配置,调节电力供需平衡。
实行峰谷分时电价就是一种利用价格杠杆,有效地调节电力供需平衡的宏观调控措施。供电公司根据电网的负荷特性确定峰谷时段,根据不同时段确定不同的销售电价,在负荷高峰时段实施高电价、在负荷低谷时段实施低电价,缓解高峰期的用电紧张状况,挖掘低谷期的用电需求,以达到削峰填谷的目的。此外,它还能提高负荷率,并基本不改变社会总电量需求,不会制约企业的生产发展或影响居民的生活质量,是主要通过经济激励而非行政手段达到其效果的。所以,实行峰谷分时电价是一种有效的需求侧管理措施,符合现今电力行业市场化的发展要求。
在实行峰谷分时电价的措施中,合理地划分峰谷时段、制定相应的分时电价,对于有效地发挥其调节电力需求的作用是相当重要的。划分峰谷时段有不同的方法:一是先对主要负荷进行分类,针对不同类型负荷的持续曲线定性地给出高峰时段所在的位置,然后确定负荷曲线上各点分别处于峰时段和谷时段的可能性,以进一步确定峰谷平各个时段在1天24小时内的位置和长度;二是以不同时段的电能成本为划分峰谷时段的主要依据,根据电能成本在负荷曲线上的突变特征划分峰谷时段,并得到相应的峰谷电能成本比,在此基础上得到相应地反映峰谷时段供电成本的峰谷电价。总之,无论使用何种划分依据和定价方法,供电公司都要根据不同时期、不同类型负荷的持续曲线制定相应的峰谷分时电价措施,并结合电能成本、季节变化等因素及时地调整分时电价,激励电力用户自觉错峰避峰,引导用户科学合理用电。
2.措施的实施效果
在我国,江苏、浙江、上海等地都较早地实行了峰谷分时电价措施,随后其他一些省市也逐步推行了这项措施。在实行初期,价差偏小,激励作用有限,此后,各省市都根据各自情况,逐步拉大了峰谷价差。以上海市为例,该市于1993年开始试行峰谷分时电价。目前,对需量在0.1MW以上用户实行的是两部制三段式峰谷分时电价,对需量在0.1MW以下的工业、非工经营性用户实行的是单一制两段式峰谷分时电价,而需量在0.1MW以下的非工非经营性用户仍实行单一制不分时电价。其中,对需量在0.1MW以上的工商业大用户,自1999年11月起,峰谷价比为3:1,至2002年7月,在平时段电价水平不变的情况下,峰谷价比拉大为3.5:1,这一调整对提升系统负荷率起到了积极的影响。2002年7-12月以及2003年1、4、5、6月,典型日系统负荷率比峰谷价比较小的前1年同期有1-2%的提高,明显改善了上海电网的系统负荷率。由此可见,适度拉大峰谷价差能更好地调节系统负荷,使电力供需平衡。
(三)实施煤电价格联动
1.问题产生的背景
在我国,目前燃煤机组占国内电力装机容量近75%,所提供的电量约占社会总需求的80%。因此,煤炭市场的电煤(发电用煤)价格在很大程度上影响着电价,而电价又与社会上各行各业的发展以及居民的生活密切相关。所以,电煤价格受到全社会的关注,一直是我国政府宏观调控工作中的重点。煤电价格矛盾源于我国煤炭、电力市场化改革进程不同和定价机制上的差异。l992-l994年,国家用3年时间逐步放开了煤价,而电煤市场一直存在“计划煤价”与“市场煤价”的双重价格。从2000年起,我国基本上实现了电煤的市场化,放开了电煤的价格。而电力改革的步伐相对滞后,电力企业2002年才实现初步的“厂网分离,竞价上网”。
2.相关措施及效果
为了理顺煤电价格关系,促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展,经国务院批准,国家发改委于2004年12月15日印发了《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》,决定建立煤电价格联动机制,根据煤炭价格与电力价格的传导机制建立上网电价与煤炭价格的联动公式,以电煤综合出矿价格(车板价)为基础,实行煤电价格联动。电力企业要消化30%的煤价上涨因素。销售电价调整后,按照电网经营企业输配电价保持相对稳定的原则,相应调整电网企业对用户的销售电价。
我国在2005年5月1日实施了第一次煤电价格联动,销售电价平均提高2.52分/千瓦时,旨在解决2004年6月以后煤炭价格上涨、部分电厂经营亏损以及取消超发电价等对电价的影响。通过该次联动措施后,部分发电企业电煤供应紧张状况得到了一定程度的缓解,发电企业利润自2005年7月份开始实现连续同比正增长,但从全国范围看,电煤供应紧张的局面仍没有根本好转,仍有每吨13元的燃料成本无法在电价中消化,再加上这1年来煤价上涨、煤质下降以及铁路运价上调、资源费上涨等因素,综合电煤价格已经远远超过煤电联动条件。
为了进一步缓和煤电矛盾,第二次煤电价格联动已于2006年6月30日启动,国家发改委将全国上网电价平均上调1.174分/千瓦时,全国销售电价平均上调2.494分/千瓦时。这次调整电价,主要解决煤价上涨、可再生能源发展、电厂脱硫改造以及电网建设资金不足等矛盾。
上述这些行政性的煤电联动措施只能暂时地解决煤电价格问题,是治标不治本的办法,要从根本上解决煤电问题取决于电力市场化进程,将煤炭、电力价格都放开由市场形成,因此国家对电煤价格实行的“稳定、监管、放开”的原则已调整为“放开、监管、稳定”,但电力市场化改革是一个渐进的过程,不能急于求成。所以,建立政府调控下的煤电价格联动机制是缓解当前煤电价格矛盾的有效手段。
(四)加速电网建设
1.问题产生的背景
长期以来,在我国的电力建设中,电网建设一直滞后于电源建设。2003年全国电网建设投资占全部电力投资的比重为40%,2004年这一比重下降至23%左右,而电源建设却趋于无序状态,近些年,为缓解用电紧张局面,国家加大了电源建设规模,可有些地区却未经国家批准自行开工了相当规模的电源项目。这样,电源建设快于电网建设,限制了电网对电力资源的调配能力,造成有的地区窝电,而有的地区缺电的尴尬局面,使潜在的供应能力不能转化为现实的供应能力。而且,我国地域辽阔,用电高峰东西有时间差,南北有季节差。因此,跨区域送电是解决各地缺电的有效办法,但是目前我国骨干电网的送电能力已经没有余量,这就对跨区域送电造成了很大的制约。
2.相关措施及效果
自2004年初起,国家采取了一系列措施,坚决制止违规电源建设,各地、各有关单位对此开始加以重视,经过多方努力,一部分违规项目已经停止建设,电力行业无序建设、盲目布点的势头得到了一定遏制,违规电源清理工作取得了一定成果。与此同时,在此次电力体制改革中,电网企业和电源企业分开,电网建设速度比原来有所加快。但是,要彻底解决我国电力行业中电网建设滞后于电源建设的“瓶颈”现象,还需要一定的过程。在这个问题上,国家的宏观调控发挥着很重要的作用。在国家对电网与电源的统一规划下,逐步加大对电网的投资建设,建立投资电网的激励机制,并对我国现有的骨干电网进行技术改造,提高其输送能力。对于电源建设,则要进行适当的调控和引导,通过市场公开招投标,选择电源项目投资主体,减少无序竞争。这样,电网与电源就能统一协调地建设发展,这对于缓解我国各地的用电紧张局面会有非常大的帮助。
三、结语
多年来,我国的电力行业一直是由政府直接管理的。自从2002年底起,我国开始实行电力体制改革,引入电力市场机制。在电力行业政企分开以后,建设电力市场和国家统一管理并不矛盾,有很多方面依然离不开国家的宏观调控政策。本文结合我国目前电力行业中存在的产业结构不合理、电力紧缺、煤电价格矛盾以及电网与电源建设不同步等问题,介绍了调整产业结构、实行峰谷分时电价、实施煤电价格联动和加速电网建设等宏观调控措施的作用和实施情况。通过我国运用这些宏观调控措施的实际情况和效果,说明在进行电力体制改革、建设电力市场的同时,也要运用国家的宏观调控措施进行统一规划,将电力市场和宏观调控相结合,这样才能推动我国电力行业全面、协调、可持续的发展。
参考文献:
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[3]刘严,谭忠富,乞建勋.峰谷分时电价设计的优化模型[J].中国管理科学,2005,(5).
电价上调范文6
关键词：电价结构；电价政策体系；改革
在市场经济中，价格是生产和消费行为的基本依据。要实现节能、环保的电力可持续发展目标，首先必须有与之相适应的电价政策。2003年以来，我国已出台多项促进节能及支持可再生能源发展的电价政策。如，峰谷电价、丰枯电价、煤电价格联动、差别电价、部分可再生能源全国统一补贴基础上的分区定价、随电价征收可再生能源附加等，使中国的节能及可再生能源发展取得了长足的进展。但从可持续发展的理念、坚持目标的统一及体系完整性的角度看，目前的电价政策体系仍有待完善。本文将以变化了的电力行业结构为基础，以推动经济与社会的可持续发展为目标，对我国的电价政策作系统性的思考。
一、基于可持续发展的电价政策检讨
基于可持续发展的理念来审视我国的电价政策体系，不仅已出台的电价政策大多存在缺陷，而且也不能有效覆盖变化了的(厂、网分开)的电力行业。
(一)关于“煤、电价格联动”
2004年，《国家发展改革委印发关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》规定：当6个月内电煤出矿价的变化超过5％后，在电力企业消化30％的煤价上涨因素基础上，火电上网价随之调整。水电价格也相应适当调整。煤、电价格联动按区域电网或在区域电网内分价区实行。原则上，一个价区统一计算。目前的“煤、电联动”规则执行中有三大弊端：
1、煤价上涨的30％要由发电企业自己“消化”的规则不合理。短期(例如一年)内，如果煤价只涨5％或再高一些，其中的30％由发电企业“消化”，或许问题不大。但如果涨幅高达20％、30％，或连续上涨几个5％(事实上也确实达到过这样高的涨幅)，又该如何?问题的关键是，发电企业“消化”的30％，是指降低煤耗?还是减少收入?如果是指降低煤耗，显然与技术进步的潜力不太相符。而如果是指减少发电企业的收入，根据何在?
2、6个月煤价累计涨幅超过5％的规则未能坚持。2007年以来，煤价6个月累计涨幅超过5％已有多次，但电价并未相应联动。特别是通胀尚未发生的2007年上半年，煤价6个月累计涨幅远远超过5％，而电价迟迟不行联动，此举，被一些人批评为“自己定的规则自己不执行”。为此，2007年上半年五大发电集团还联名上书要求政府有关部门执行规则，一度成为舆论热点。
3、居民电价上调须开听证会。由于煤、电价格联动的制度规定居民电价上调须开听证会，协调难度和时滞增加，地方政府和电网公司“知难而退”，导致居民电价不能及时调整。因此，已实施的5次电价格联动，均未能充分地反映电力的燃料成本变化，消费者不能充分地感知我国一次能源的稀缺程度，特别是居民用电相对价格水平越来越低，交叉补贴加剧，电价对节能的作用未能充分发挥。
(二)关于上网电价结构
我国现在的电力行业结构已非“纵向一体化”，发电行业基本上形成了竞争性市场结构，电网公司则输配售合一。而目前的上网电价结构并没有相应系统的安排，总体上以基于经营期成本回收方法的单一电量制为主，不能适应变化了的电力行业结构。
1、已实行的上网侧峰谷电价并没有促进合理的上网电价结构形成。目前已实行上网侧峰谷电价政策的主要有四川、江苏、河南、湖南、安徽等省。当时实行上网侧峰谷政策的主要指导思想是鼓励发电企业高峰上网、抑制低谷发电，以提高系统的运行效率，进而实现平衡供求、节约资源的目的。但这些省区实际执行的结果不仅未达到预期的目的，而且导致独立发电企业收入下降、加剧了电网与独立发电企业间的矛盾。已实行上网侧峰谷电价政策所以不成功，主要有以下方面原因：一是设计原理错误。现行上网侧峰谷电价的设计，并不是以同网、同质、同价为原则，而是建立在“一厂一价”基础之上。由此设计出的峰谷电价，只是每个个别电厂自己的峰谷电价，而不是整个系统内的峰谷电价。因此，上网侧峰谷电价水平并没有统一的市场标准，与用户侧峰谷电价也难以对接，当然不可能发挥峰谷电价对系统资源优化配置的作用。二是电力调度体制未改。既然发电企业仍必须服从电网调度，电力企业对价格的主动响应也必然极为有限，因此，电价对促进发电企业增“峰”减“谷”，进而促进系统平衡的作用并不明显。
2、非煤发电机组的价格政策尚未成型。目前，新投产的以煤炭为燃料的机组(以下简称煤机)电价已普遍实行区域标杆价制度。问题是电力系统内的电源结构必须保持多样性，这不仅是因为一次能源结构本身具有多样性，而且也为保证整个系统经济、安全、可靠所必需，而不同类型的机组，经济技术特性不同，在系统中的作用不同，成本形成方式也不同，煤机区域标杆价制度不能代替解决水电、核电、抽水蓄能、天然气等非煤机组的电价问题。而目前，这些非煤机组的电价大多仿照煤机政策制定，因此，电源结构不合理及系统运行中的能源浪费如水电不合理弃水、火电大机组频繁启停等问题，至今仍没有得到根本解决。
(三)关于销售电价
尽管我国目前的发电价格政策仍不完善，但总体上已按规则行事。而销售电价至今未按规则监管，因而无论是总水平，还是价格结构，都与可持续发展的要求不相适应。
1、销售电价总水平调整不及时、不到位。由于销售电价总水平监管目前尚未执行任何规范性方法，加之对电网公司成本信息缺乏了解，销售电价总水平调整仍处于“相机抉择”的状态，特别是2007年下半年以来中国通胀问题再度抬头，销售电价总水平调整不及时、不到位的问题更加突出。
2、电价结构不合理。尤其是居民电价水平过低，“交叉补贴”更加严重。居民用电设备的电压等级低，且多在高峰时段使用，因而不仅电力的输送成本最高，所消耗的发电成本也比其他用户高。根据国外电价监管的经验，如果以用户对系统造成的成本耗费为依据，居民电价通常比工业电价高一倍左右。2007年我国电网企业平均销售电价为508.51元／千千瓦时(未含政府性基金和附加，下同)，居民生活用电为470。88元/千千瓦时，居民电价不仅低于终端售电价格的平均水平，而且比大工业电价(514.18元／千千瓦时)还低8％左右，交叉补贴严重。这样的交叉补贴既无效率，也不公平。说它无效率，是因为导致价格信号的扭曲，进而降低了能源的使用效率；说它不公平，是因为这里所谓的“居民”与贫困、“弱势”并无直接的关系，富人也是“居民”，而且比其他“居民”用电量大得多，这种交叉补贴，不仅补贴了穷人，也补贴了富人，而且富人得到的补贴更多。
二、完善我国电价政策体系的建议
(一)关于“煤、电价格联动”的改进
1、“煤、电联动”应以对电力成本做可控与不可控划分为基础。在未引入竞争性电力市场的成熟市场经济国家，也有电价与燃料价格联动的制度。但这一制度是以对电力成本的可控与不可控区分为基础的。燃料价格的大幅变化不仅对电力企业而言属不可抗力因素，也直接反映出化石能源的稀缺状况，从优化资源配置的角度出发，应让消费者及时感知化石能源的稀缺程度的变化。所以，对不可控成本，大都通过调价全额疏导。而对可控成本，则要按规则定期进行审查，并根据审查的结果作出相应的决定。因此，成熟市场经济国家虽然有“电价与燃料价格联动”的机制，但整体电价水平并非一定与燃料价格变动的方向和幅度相同。
我国的“煤、电联动”性质上与成熟市场经济国家的“电价与燃料价格联动”相同，实际上是对发电企业不可控成本部分的反应机制。但近几年来，直接影响发电价格50％以上构成部分的发电机组造价大幅下降，由原来的每千瓦6000多元降到每千瓦4000元以下，降幅达30％以上。主要原因是一些重大改革措施导致管理效率的提高：一是厂、网分开后，使火电机组建造的主要成本指标具有可比性，因而尽管尚未建立竞争性的电力市场，但在各发电集团之间以及发电集团内部各电厂之间，还是形成了所谓的“标比竞争”。二是火电“标杆价”的实施，使火电上网电价不再以单个机组造价为依据，加之发电企业已广泛形成市场竞争的预期，也促进了投资成本的降低。因此，尽管发电企业“消化”了以往煤价上涨的30％，但只要煤价上涨增支额不超过机组造价下降减支额，就仍会有相应的超额利润。但由于电价监管没有与之“对冲”的规则，即使发电企业得利不少，还是理直气壮地要求涨价。为此，建议参考国外通行的做法，在我国的上网电价监管中，明确引入可控成本与不可控成本的概念。对燃料价格等不可控成本的变动，价格应基本上予以全额反映，以使消费者准确地感知这类成本的变化，及时调整消费行为。而对可控性成本，应定期审核，而且应有“效率不断提高”的要求。如果确认成本可以或已下降，价格就应及时下调。只要规则清楚了，“桥归桥，路归路”，前述困扰我们的争议也就迎刃而解了。
2、“煤、电联动”中的居民电价调整程序应简化。按照现行“煤电、价格联动”的规定，终端售价中居民电价的“联动”须举行听证会。受程序限制，加之制度本身设计上的缺陷，我国的听证会大都花费不菲，且社会评价不高，令一些地方望而生畏。以至于不是时滞过长，就是价格难以到位，总之，在实践中较难执行。“煤、电联动”实际上是针对发电成本中的不可控部分设计的价格反应机制。因此，在成熟市场经济国家，电价与燃料价格联动是一种电价自动调整机制。由于燃料价格上涨的信息透明且可准确掌握，因而作为应对燃料价格突发性变动的电价调整方式，并不需要召开听证会。我国的“煤、电价格联动”本质上是电价自动调整机制，居民电价“联动”须召开听证会的规定，既降低了行政效率，也不利于社会和谐，建议取消。
(二)关于调节性能好的水电及抽水蓄能电价的改革
物品的效用和社会属性是其生产、交换、分配等各项制度与政策确立的物质基础。关于发电侧的电力产品分类，以往的划分很不明确，常以电能“质量”高低统称之，更谈不上社会属性的区分。其实，厂、网分开后，对电力用户和系统运营机构而言，发电商均是独立的商品提供者，而非纵向“一体化”时期的内部车间，不同类型机组在系统中的不同作用，必然转化为不同类型的产品，如电能量与辅助服务区分、基荷电与峰荷电区分等。在国外竞争性电力市场(特别是在双边交易模式的电力市场中)的实践中，已有相应的市场细分，并形成了相对复杂的交易安排。我国的“厂、网已分开，发电侧产品分类不应沿袭传统的电能“质量”划分方法，而应以最新的实践经验为基础，重新理解发电侧电力产品的种类及其特性。在我国目前的电力体制下，发电侧产品可分成三大类：基荷发电、调峰和辅助服务。调节性能好的水电及抽水蓄能电站主要提供调峰和辅助服务。其中，高峰电能相当于电力系统内的私人产品，可直接卖给电力消费者，在相关条件具备时，其价格还可由市场竞争决定。而辅助服务相当于电力系统内的公共产品，不能直接卖给电力消费者，只能由系统操作机构(相当于电力系统的政府)统一收购；其购买成本，也只能通过向电网用户的普遍加价(相当于电力系统的消费税征收)予以收回。
调节性能好的水电及抽水蓄能电站具有提高系统运行效率、保障系统安全、提高“节能减排”绩效的作用，适度发展的意义不言自明。但由于电价政策争议较大，至今仍实行单一电量制，调节性能好的水电及抽水蓄能电站的作用不能合理发挥。为此，我们提出如下建议：
1、实行“产品型两部制”。在我国电网公司仍输配售一体化的条件下，调节性能好的水电及抽水蓄能电价形成机制，应既保证电站收回投资，又能使其调峰和辅助服务的功能合理发挥，为此，我们推荐“产品型两部制”(或称“功能型两部制”)，即企业收入结构为“电量价格+辅助服务综合价格”。按“市场评价与财务平衡相结合”的原则，一是先按电网高峰售电平均价格与其平均售电毛利之差来确定电量电价，再按收入需求总额与发电收入之差确定辅助服务价格。二是先以火电标杆价为基础确定高峰发电价格，再按收入需求总额与发电收入之差确定辅助服务价格。如果火电标杆价的峰价水平与电网高峰售电平均价格之差大于或等于电网平均售电毛利，可使用第二种方法，即以火电标杆价为基础确定抽水蓄能的电量电价；反之，如果火电标杆价的峰价水平与电网高峰售电平均价格之差小于电网平均售电毛利，可使用第一种方法，此时的抽水蓄能电量电价应略低于火电标杆价的峰价水平。
2、各梯级水电价格按其接入电网内的火电标杆价为基础核定。流域梯级开发的水电大多具有良好的调节性能，而且可充分水能，提高一次能源的使用效率，减少流域内化石能源的使用。但由于现阶段我国多数流域梯级电站分属不同的开发主体，上下游电站间成本不同，价格核定至今仍是一大难题。在未对流域进行统一管理之前，电价核定不必拘泥于成本，而应实行需求导向，即以其接入的电网内的火电上网标杆价为基础确定。这样的价格安排，不仅有利于各电站功能的正常发挥，也可为流域内有关各方利益主体所接受。
(三)关于统一的核电价格形成机制的确立
“积极发展核电”已确定为中国能源战略的一部分。由于核电碳排放接近于零，在抑制全球气候变暖的背景下，中国这种以煤电为主的国家“积极发展核电”，不仅对中国的可持续发展，而且对全球生态环境的改善都是必要的。但目前我国核电价格仍处于“事后定价”、“一厂一价”、定、调价方法不确定的状态，政策至今尚未成型，不利于实现“积极发展核电”的战略目标。尽管市场竞争对核电的影响仍难准确预料，在先行电力市场化改革的国家，核电还是在一些政策配合下进入了电力市场。我国政府的《电价改革方案》也明确了核电参与市场竞争的改革方向。因此，作为长远的政策设计，核电价格由市场竞争决定是没有疑义的。但就目前我国电力市场发展的实际情况看，主、客观方面的困难都比原来预计的大得多，改革的过渡期可能会很长。而核电参与市场竞争涉及更为复杂的制度安排，与其他常规电源相比，应是更加遥远的事情。因此，过渡期的核电价格监管，应从长计议。总的思路应比照各地煤机的“标杆价”来确定核电价格。有两种方法可选择：
1、标准成本法。即在全国范围内，核电价格按一个标准的成本水平核定，并执行统一的价格标准。在正常情况下，同一国家内的核电成本地域差异不明显。核电成本全国统一标准，也符合“公正报酬定价法”，即“基于成本的价格管制”原理。相比目前的“按个别成本定价”，标准成本法无疑是很大的进步，不仅价格信号清晰，决策过程简单、透明，社会的交易成本也会大幅度下降。但在我国现有的条件下，标准成本法也有明显的缺陷：首先是对技术路线的统一依赖性强。因为核电的技术路线不仅对核电成本的主体——建设成本至关重要，对核电的运行成本也有很大影响，所以核电发展水平高的国家都很重视技术标准的管理。而我国目前采用的核电技术可谓五花八门，确定标准成本所依赖的“正常情况”还未出现。尽管业内已普遍认识到技术路线统一的重要性，但由于缺乏我国自己的核心技术，在短期内，核电技术路线的统一似乎也比较困难。而如果技术路线不确定，标准成本也较难确定。其次是不能促进核电的合理布局。如上所述，我国地域辽阔，地区间经济社会发展水平不平衡，加之产业结构各异，在不同地区核电的“性价比”是有很大差别的，因此，并非所有地区都具备“积极发展”核电的条件。全国同一的核电价格标准，显然不能与每个地区核电的“性价比”相符，很可能助长核电的盲目投资。
2、机会成本法。就是比照各地的煤机“标杆价”确定核电价格，实行核电价格与煤机标杆价挂钩。因为我国一次能源以煤炭为主，在各类电源中，煤电具有广泛的替代能力，尤其是与核电间的替代性最强，以在建煤机的全要素成本为基础核定的各省煤电标杆价，基本上体现了当地电能量供求长期均衡的要求，从而也就成了各地区核电的机会成本的最合适的标志。而机会成本才是一切投资和运营决策最根本的依据。所以，比照各地煤机的“标杆价”来确定核电价格，在理论上也是完全站得住脚的。
从政策效果看，比照煤机“标杆价”确定核电价格，可能更加适合我国国情。一是可不受核电技术路线争论的影响。由于核电价格是参照煤机“标杆价”确定的，不论核电技术路线确定与否，核电价格都可以事先确定。并且，由于有了煤机“标杆价”的约束，反而可能有助于核电技术路线的确定。二是可促进核电的合理布局。各地煤机“标杆价”的差别基本上反映了各地基荷电源长期边际成本的差别，而只有成本低于或等于煤机“标杆价”的核电项目才有经济性，也才能达到预期的收益水平。有此价格信号的引导，核电行业就会更加重视投资的地区选择，政府的行业规划和项目审批也有了更为明确的经济性标准，进而使核电产业在地区间的布局更加合理。三是可促进核电企业自觉提高效率。核电价格比照煤机“标杆价”确定，从激励机制的角度看，类似于“价格上限制”。由于价格不再取决于核电本身的成本，成本高价格也不可能高定，成本低价格也不会定低，企业将会更加自觉地加强管理(特别是对工程造价的管理)、降低成本、提高效率。四是可操作性更强。核电价格比照煤机“标杆价”确定，决策过程更加简单、透明，有关各方不必再为核电成本问题“讨价还价”，买卖双方博弈的成本会大幅下降，政府测算、协调的工作量也减少了，决策效率也就相应提高了。
(四)关于终端销售电价调整的规范化
1、应正确理解电价监管与宏观经济调控的关系。电价监管的目标是平衡电力买卖双方的利益关系及电力资源配置的优化，属局部均衡问题，与宏观经济的稳定没有直接关系。所以，自上世纪80年代后，成熟市场经济国家的电价调整不再受宏观经济政策的影响。也就是说，电价是否该调、调整多少，依据的只是电力的成本及其合理性的判断，并不需要考虑物价形势即通货膨胀的走势如何。电价调整首先是电力买卖双方利益关系的调整。现代市场经济国家监管机构调整电价的一个基本准则，就是平衡电力买卖双方的利益关系，既不偏向电力企业，也不偏向于消费者。但这一着眼于电力买者与卖者间利益平衡的监管原则，其意义绝不仅限于公平与公正，更重要的是促进资源的优化配置，实现社会福利的最大化。因为从公共利益的角度看，如果实现了电力买者与卖者间的利益平衡，则企业将愿意继续投资以满足需求，消费者也愿意为此支付并适度消费，进而保持电力供需的长期均衡。因此，我国电价的调整机制的设计与执行，视野不能局限于对物价指数的影响，而应站到促进公平、公正的高度，着眼于优化资源配置效率、实现可持续发展。据测算，常规性的电价调整，对消费物价指数影响不大。根据2005年的消耗系数，我国电价调整1％，即使全部形成对下游产品成本的推动，既不考虑下游行业成本节约及需求的约束，对消费物价的推动也仅为0.09％，而常规性的电价调整一般在每千瓦时1分左右，对消费物价的推动最多也不到0.2％，而在以往通胀的年代，我国政府安排的调价项目通常要推动消费物价提高3个百分点左右，电价调整在通胀控制目标中所占的比重很小。且电价调整对消费物价的影响主要是在下年，时滞较长，因而即期的电价调整对通胀的控制目标完成，影响就更是微乎其微了。
2、上网电价改革与终端售电环节电价改革必须整体设计、同步推进。在中国的电价市场化改革计划中，时间顺序是上网电价先改，终端售电环节电价后改。但这种安排，二者之间很难协调。东北、华东两个电力市场试点所以失败，最根本的原因是售电侧的价格体制僵化，不仅没有引入竞争机制，而且总水平居然不能与上网侧的电价变化趋势相衔接，结果是两环节的改革都无法推进。
3、建立与上网电价联动的终端售电价格即时调整制度。在传统的发输配售“垂直一体化”条件下，电力公司可对发电统一规划，统一调度，因而能够、也必须对电力的总成本负责。但我国现在实行的电力产业组织形式是厂、网分开，厂与网的成本结构和影响因素各不相同，电网公司不应该、也没有能力对发电企业的成本负责。特别是建立了发电侧的竞争性电力市场后，购入电价的变化主要由市场供求关系决定，无论对电网公司还是对其监管者，电价的变化都是不可控的，甚至是不可预见的，只能被动接受。因此，关于将发电公司成本做可控与不可控划分的思想，对终端销售电价的调整机制设计也是适用的。
实际上，国务院关于电力体制改革及与之配套的《电价改革方案》，都已规定新体制下上网电价与终端销售电价的关系，即：销售电价与上网电价联动。这一规定的背景，一是与我国竞争性电力市场初期终端电价仍由政府管制。二是美国加州能源危机的教训。后来东北电力市场的实践，也证明了它的重要意义。在电网公司输配售合一的体制下，没有销售电价与上网电价联动，任何地区的电力市场建设都注定要重蹈东北电力市场的覆辙。尽管销售电价与上网电价联动规定的直接目的是为“竞价上网”配套，但实质上还是为避免厂、网分开后的电网因发电价格的变化而出现财务危机。现在看来，我国的竞争性电力市场建设的进度远不如设计改革方案设计者当初的预期。但厂、网已分开，而只要厂、网分开了，厂、网就必须各自运营、自负盈亏，电网公司所能控制的成本，只能是输配售部分，而不再是与终端销售电价相对应的电力总成本。所以，从我国电力行业重组的实际出发，无论是否已“竞价上网”，销售电价与上网电价联动的规定都必须执行。
4、执行基于电力输配售成本的定期调整。可按以下步骤完成：一是电力输配售价格与上网电价、销售电价分立。在当前厂、网分离而输配售合一的体制中，尽管电网公司的总收入仍表现为终端销售电价与售电量的乘积，但由于发电价格由政府决定(以后还要由市场竞争决定)，真正决定电网公司盈亏是电力的购销价差，而不是终端销售电价，并且，在与终端销售电价相对应的电力总成本中，电网公司可能控制的，也只是与电力购销价差相对应的输配售成本。在这种中国特有的过渡性电网公司体制下，仅靠终端销售电价，显然已不能保障电网公司的合理收入，也不利于对电网公司形成有效的成本约束。因此，电网公司的输配售成本与价格必须独立。电力输配售独立后，终端售电价格的形式仍可保留，但在用户的电费单上，应将发电公司与电网公司各自的收取项目与价格分别列出。二是按现代化的监管准则核定电力输配售价格。现代化监管的基本准则，就是平衡电网公司与其用户的利益关系，实现电力输配售资源的合理配置。我国政府价格主管部门已制定并颁布了一些体现现代化监管思想的规则，如，《电价改革方案》及其配套文件《输配电价管理办法》，其中，提出的“合理成本、合理赢利、公平负担”的定价原则及“按电力企业正常筹资成本确定投资回报率”的利润核定方法等，都基本合乎现代监管的基本准则。目前，我国政府对电网公司电价的监管仍处于相机抉择的状态，甚至未对电网公司输配售的合理成本进行过核定。尽管我国的销售电价已调整多次，但没有一次电价调整是以明确的目标价格为根据的。所以，在电力输配售价格独立后，首先要做的不是如何与物价指数挂钩，而是先按现代化的监管准则核定出合理的价格标准。
