我国电价分析

我国电价分析（共6篇）

篇1：我国电价分析

我国目前的电价机制分析

摘 要 电价是单位电能商品价格的总称。在市场经济条件下，电价应依据供求关系的变化，消费者的偏好，替代产品的经济比较和市场未来预期的影响等社会因素综合考虑。

在系统的电力市场化改革中，电价形成机制改革既是改革的关键环节，电价形成机制改革的成功与否是衡量改革成败的重要标准。因此，在协调推进电力市场化改革的同时，尤其要重点解决好电价形成机制改革的问题。电价不仅是电力市场供求关系的信号，也是控制电力市场交易的经济杠杆，因此，电价理论成为当前国内外电力学术界的重点研究对象。我国电力工业市场化过程起步较晚，对电价体系和交易机制等方面的理论研究还不成熟，对其进行更深入的研究就显得尤为必要。本文介绍了电价在区域电力市场、农村市场存在的一些问题，并提出了相应的解决办法。

关键词 电价 电力市场 电价机制

引 言 电价能够科学、合理、准确地反映和调节市场供求，他的高低直接决定着电力市场资源配置效率的高低。水着电力体制改革的进一步深化，发、输电已经分离，切配售也将要分开，从而形成独立的输配电网。因此，如何确定输配电企业合理的收入和合理的输配电价已成为亟待解决的问题。建立一套具有前瞻性、可操作性、完整的、动态的、灵活的、适合我国电视实际的输配电价机制将我国电力市场形成和发展的关键，也具供有关部门参考决策的重要价值。

电网企业要发展，就要构建更为和谐、发展的电力市场，就要推行更为合理的电价机制。一方面使电网企业获得更大的利益，另一方面要使企业获得可持续发展的动力，寻求电价调整和供电需求环境以及用户承受能力的最佳切入点才能吸引更多的用户，赢得更大的市场。建立输配电价机制对于推进电力市场化改革、促进电网持续健康发展、理顺各个环节电价机制、实施节能环保电价政策具有重要意义。“十一五”期间，要“初步建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制”。

电力市场的建立是一个逐步摸索、逐步推进、逐步深人的过程。按运行模式和发展过程大体上可以分为3个阶段，第一阶段实现厂网分开、竞价上网，电网公司作为单一购买者仍保留现有输配售电一体化模式。由于销售侧电价仍由政府制定，所以该阶段电网公司承担着很大的价格风险。第二阶段随着运行经验的不断丰富和输配电价机制的形成，作为建立双边交易市场的尝试，逐步开放大用户直供电。该阶段由于大用户直接与电厂签定双边合同，使得电网公司的销售利润受到一定影响。电网公司在收取输电费用的同时也承担了为大用户输电的安全风险。第三阶段输配电分离以及销售侧的逐步开放。从上述3个阶段可以看出，电力市场下的价格体系主要包括上网电价、输配电价和销售电价。本文主要分析电力市场下的价格体系和输电定价的特点及要求，提出并讨论输电定价过程中着重解决问题。

一、我国目前的电价体系

包括上网电价、输配电价和销售电价的改革，产业链从上到下涉及能源交通行业、发电公司、电网公司和终端用户，而终端用户又区分为工商业、农业和居民3类主要消费群体。

2002 年以来，我国陆续发布了关于电力体制改革与电价改革的多项政策文件。经过8 年多的探索，电价改革措施基本适应了电力体制改革的需要，电力体制改革也取得了初步成果：供需关系趋于平衡；厂网分开的目标基本完成，发电侧多家经营的竞争格局已经初步形成。

然而纵观国内电力体制改革的现状，电价改革方面尚存在一些关键问题需要解决。建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制，出台开展电力双边交易所必须的输配电价，改革销售电价形成机制，实行有利于节能环保的电价政策是今后一段时期电价改革的主要目标。

二、我国电价制定存在的问题

2．1 定价未真正体现成本补偿原则目前，我国的电价水平总体来说仍然是偏低的。1985年以后我国实行了多种电价制度，在以会计成本为主的定价方法中加入了一些政 策方面的因素，即采取双轨制电价。1987年水电部、国家经贸委及国家物价局联合发出“关于多种电价实施办法的通知”((87)水电财字第101号文)，将电价划分为指令性电价和指导性电价；并对来料加工、分时与季节电价、超计划发电量自销电价、非生产用电收费、超计划用电指标加价等方面作出了具体规定。这些措施对改善电力企业的 经营条件，增强电力企业自我发展能力发挥了良好的作用。但是，我国电力商品价格背 离价值的状况并未得到根本转变；电价未反映供求关系，电与其他社会生产要素的比价关系不合理。例如：电、煤之间的价格关系，虽然国家制定了“燃运加价”政策，电价随着原煤价格的上涨而上涨，但1985～1994年，总体来说，原煤价格的上涨幅度大于电价的上涨幅度。

2．2 电价结构不合理由于我国电价管理体系的混乱，造成了一市一价、一厂一价、一厂多价、价费分离、价外加价等现象；而地方政府出于本地区自身利益考虑，使综合电价、峰谷电价迟迟不能出台，电价中没有考虑电能质量的区别，不同性质的用户电价没有差别。这些不仅造成不同主体的电厂、不同的用户处于不平等的竞争地位，而且给电 价本身的管理带来混乱。

2．3 电价调控和管理机构不完善我国目前仍然采用国家和地方分级管理的电价调控机制，电价的审批权限分散，缺乏统一的定价原则和标准。由于国家和各级地方政策都有电价的审批权，造成我国电价调整程序的随意性，电价的调控机制和调控程序缺乏科学性、及时性和合理性，电价的调控空间被地方擅自出台的政策性加价所挤占，电力成本受这种“暗调价”的冲击很大，使电力企业难以实现自我发展。

三、区域市场电价解决办法

中国电价总体水平偏低，电价改革应以市场为导向。长期以来，中国电价主要服从于国家的宏观调控，由政府定价，与世界主要国家相比偏低。电作为一种能源商品，也应遵守市场规律，欧美等发达国家电价主要由市场决定，但我国目前的销售电价不能及时反映电煤价格变化和输配电成本。因此中国电价改革应该以市场为导向，建立终端销售电价的形成与变动机制，使销售电价及时反映电力企业的生产成本、供需变化和合理的企业利润，促进电力工业又好又快发展。3.1 适时调整电价水平，既必要又可行

我国资源类产品的总体价格水平较低，随着我国资源类产品价格改革的逐步推进，能源类产品价格存在进一步上升的可能性。与其他可替代能源相比，电能在终端能源消费中的竞争力会进一步凸显。与世界主要国家相比，我国的工业电价与居民电价存在倒挂现象。因此，我国电价特别是居民电价存在适当提高的空间。3.2 适当调整电价结构，形成科学的终端分类电价体系

从我国目前终端用户电价来看，工业电价高于居民电价，而世界上大部分国家和地区的居民电价是工业电价的1.5-2倍。居民用电是低压电，要经过输电、配电等多个环节，再加上民用电量远小于工业电量，输送成本比工业用电高。因此，居民电价高于工业电价才能真正反映供电成本。国家在物价水平允许的条件下，可以对居民用电采取分时段划分的峰谷电价、按用电量划分的阶梯电价以及对特殊低保群体实行定向补贴等定价方式，逐步推进终端电价结构的调整。

3.3 尽快出台独立的输配电价政策，确定合理的输配电价比例

虽然早在2003年国务院就出台了《电价改革方案》，明确了发电上网电价和终端销售电价由市场竞争形成、输配电价由政府制定的改革方向，但是受多种因素的影响，至今尚未形成独立的输配电价，电网企业的输配电价主要体现为购销差价。近年来输配电价受到政府定价下的上网电价和销售电价的双向挤压，电网企业的利润空间不能得到保障。而根据最新电网投资需求预测，我国2008-2012年平均每年投资约4000亿元。如此庞大的资金需求不能完全依靠政府投入，必须形成合理的输配电价机制，给予电网企业合理的利润空间，以保障我国电力工业全面协调可持续发展。

四、总结

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。

首先，电价不论是在一个政府定价的完全垄断的环境中，还是在一个充分竞争的市场环境中，财务核算是其最基本的功能。一方面电力生产服务部门依据电价获取收益，维护生产与再生产，另一方面用户根据电价决定用电，核算其用电成本。

其次，电价在市场环境中起着促进生产、引导消费的经济信号作用。这里需要突出强调的是电价引导消费的负荷管理功能，正是电价的负荷管理功能将用户与电力系统更紧密地联系起来，使电力供需双方在一个平等的地位，针对电价做出的相应反应，同时也影响电价的变化，最终达到供需平衡。

此外，电价通过市场机制完成从资源配置、组织生产到产品分配等一系列工作。合理的电价体系在满足市场参与者追求自身效益最大化的同时也实现了社会效益的最大化。

最后，电价作为国家能源政策等一系列经济、政治政策的实现手段，在国民经济生活中起着重要作用。即使在自由的市场环境中也不排斥政府运用信贷、税收、许可证等手段干涉价格从而达到更高的政治目的。我们将进一步改善我过电价的制定问题，使我 国电价不断地完善。

五、参考文献

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[9] 张坤、谭忠富.电力市场的产生及其运行模式[J].华北电力大学学报，1992．2 [10] 王永福、张伯明、孙宏斌.实时电力市场运营模式[J].电力系统自动化，2002，(21)：4．7

篇2：我国电价分析

电力市场的兴起使电价问题的研究日益受到重视。电价在电力市场中起着优化资源配置、组织市场、促进流通、平衡利益等一系列重要作用，文章主要从电力市场的基本知识与制定电价的原则、理论方法等方面进行了综述，着重梳理和分析了国内上网电价、输电定价的各种定价方法和销售电价的各种类型进行了阐述。希望能给电力工作者以帮助，促进我国电力工业改革的进行。

电能作为一种自然垄断产业的商品，对优化社会资源配置具有重要意义。而且电力工业是国民经济和社会发展的重要基础产业，进一步深化电力体制改革，特别是电价改革要组成部分，对建立和培育电力市场、优化电力资源配置以及协调各方利益关系具有重要意义。本文结合中国电价体系的现状，针对近年来电价改革中一些热点问题进行探讨，着重分析上网电价、输配电价和销售电价环节的电价，并提出相关的建议与设想。

一、我国目前的电价体系

包括上网电价、输配电价和销售电价的改革，产业链从上到下涉及能源交通行业、发电公司、电网公司和终端用户，而终端用户又区分为工商业、农业和居民3类主要消费群体。

2002 年以来，我国陆续发布了关于电力体制改革与电价改革的多项政策文件。经过8 年多的探索，电价改革措施基本适应了电力体制改革的需要，电力体制改革也取得了初步成果：供需关系趋于平衡；厂网分开的目标基本完成，发电侧多家经营的竞争格局已经初步形成。

然而纵观国内电力体制改革的现状，电价改革方面尚存在一些关键问题需要解决。建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制，出台开展电力双边交易所必须的输配电价，改革销售电价形成机制，实行有利于节能环保的电价政策是今后一段时期电价改革的主要目标。

二、上网电价定义及分析

1、上网电价 上网电价也称为发电电价，它是发电企业与购电方进行上网电能结算的价格。

2、上网电价分析

2004 年12 月国家发改委出台了煤电价格联动政策，即在上网电价及时反映电力供需关系的前提下，当煤炭价格涨落幅度较大时，上网电价与煤炭价格联动。上网电价与煤价联动后，销售电价再与上网电价联动，且工商业电价调整得多一点，但居民生活电价与农业生产电价要保持相对稳定。在2005 年5 月和2006 年6 月，国家发改委先后实施了2 次煤电联动，有效地保障了能源安全和缓解了煤电价格矛盾。能源市场与改革近年来，随着电煤价格的持续上涨，而上网电价保持不变，使发电企业普遍出现亏损，经营状况不断恶化。为了缓解电力企业经营困难并疏导电价矛盾，2008 年7 月和8 月，国家发改委对电价进行了2 次调整，全国上网电价平均提高了4.14 分/（kW•h），输配电价平均提高了0.36 分/（kW•h），而销售电价平均只提高了2.61 分/（kW•h），这让电网企业承担了巨大的经营压力。以国家电网公司为例，2009 年前9 个月公司亏损160.50 亿元，虽然2009年11月国家发改委将全国销售电价提高2.8 分/（kW•h），但由于输配电价长期受到挤压，公司平均资产负债率由2005年的61.9%上升到2010年7月的65.7%，可持续发展能力受到较大影响。这些电价调整措施并没有从根本上解决“市场煤和计划电”的问题，发电企业的燃料成本上升仍然无法通过市场机制进行有效传导，电网公司也承担了巨大的政策性亏损。另一方面，这几次调价方案都对居民生活用电、农业和化肥生产用电价格不做调整，这也使销售电价的交叉补贴更加严重，显然不利于理顺电价结构、资源的优化配置和创建节约型社会。煤电联动问题的实质还在于能源机制的定位，真正需要解决的是要形成煤电双方正确的交易机制，并通过市场供需关系来调节煤电矛盾，而不是煤价上涨引起电价上涨，而又导致煤价上涨的恶性循环。

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。国内煤炭价格虽然已经逐步走向市场化，但上网电价仍受政府监管。为了促进煤电双方的协调发展和理顺煤电产业链的运作机制，煤电联营与煤电一体化成为缓解发电企业经营困境的有效途径。

三、输配电价定义及分析

1、输配电价

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。2009 年全国平均输配电价约为0.125 元/（kW•h），占销售电价的23.45%。

2、输配电价分析

厂网分开后，我国的电价形成了由上网电价和销售电价2 个环节电价组成的体系，没有独立的输配电价，输配电价空间依赖于电网企业的购售电价价差。尽管已经出台了电价改革中有关输配电价的实施办法，但是独立的输配电价体系还远没有形成。输配电价作为承上启下的中间环节，合理核定输配电价将有利于落实煤电价格联动机制和上网电价与销售电价联动机制，使销售电价能及时反映上网电价的变化，并形成各类用户各电压等级的合理销售电价水平，也可以减少用户间不合理的交叉补贴。

从长远来看，输电价和配电价需要分别进行核定。输电业务大致可分为点对点服务和网络服务2种类型，价格核定的方式有所不同，即输电价不仅可以体现按电压等级制定的网络服务，也可以体现输电业务的位置信号，以利于电网和电厂的协调与优化建设，并促进跨区输电，避免由于没有指导性的输电价造成存在跨区电网，却没有合理的输电价使电网企业不愿担负跨区输电成本而不跨区输电，致使能源格局陷入困境，电能有富余地区，有贫乏地区，造成大面积地区出现“电荒”。

配电服务主要是网络服务，价格可以按照配电区域进行核定，且相同电压等级执行统一价格。近期在我国输配电网实行统一经营和管理的情况下，输配电价可以捆绑核定，但对于大用户与发电企业直接交易的输配电价，可区分不同电网功能而采用适当的定价方法来制定价格。

四、销售电价定义及分析

1、销售电价

销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价和政府性基金构成，对用户的销售电价是按照用户性质和用电特性来分类的。

2009 年全国平均销售电价约为0.534 元/（kW•h）（不含政府性基金和附加），比2008 年增加2.07%[5]。从2009 年全国各省区的销售电价可以看出，各省区的销售电价水平呈现出“南高北低、东高西低”的明显特征。其中，广东、上海、北京、海南和浙江的平均销售电价位居全国前5 位，且这些地区的平均销售电价已经接近发达国家水平。从国内各行业的电价水平来看，工商业用户补贴居民和农业等用户的现象十分严重。大用户本身由于接入系统电压等级较高、用电量大、负荷率高，所以工商业电价应该低于居民电价。

2、销售电价分析

终端销售电价是整个电价体系的最后一个环节，也是电价改革的最终落脚点。改革目标是有利于公平负担，兼顾公共政策目标，便于与上网价格联动。改革方向是全部用户自由选择供电商，由市场竞争形成价格。就销售电价改革来说，外界最为关注的问题莫过于销售电价是涨还是降。目前我国的销售电价中存在一些不合理的地方，并需要采取相应一些调整措施。

（1）销售电价结构与电价水平不合理，交叉补贴问题十分严重目前，我国的销售电价存在严重的交叉补贴，主要包括不同地区（城市补贴农村地区），不同行业（工商业用户补贴居民和农业等用户），不同电压等级（高电压等级用户补贴低电压等级用户）和不同负荷率（高负荷率用户补贴低负荷率用户）等类型的补贴。用户电价不能合理反映真实的供电成本，也起不到引导用户合理高效用电的作用。为了减少交叉补贴，应完善销售电价的形成机制，即让销售电价能有效反映供电成本与供需关系（包括用户的用电量、最大需量、受电电压、用电时间、负荷率、负荷同时率与供电可靠性等因素），具体措施包括：①将部分省电力公司的趸售电价水平调整到合理价位，以减少省电力公司对趸售县电力公司的补贴；②推进工商业用电同价，并适当降低工商业电价和提高居民电价，重新划分用户类别，逐步将现行非普工业、非居民照明、商业电价归并为工商业电价，并在此基础上将销售电价分为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其他用电 4 3类；③条件具备的地区可按用电负荷特性制定不同年用电小时或负荷率档次的价格，以便用户自行选择。实际上交叉补贴在许多国家都存在，它利用扭曲相对价格来实现国民收入再分配，也包含了一定的普遍服务义务。目前我国短期内还难以完全取消交叉补贴，但随着电价改革的逐步推进，电价中的交叉补贴也应该逐步减少或取消。

（2）两部制销售电价仍不完善，其主要表现为：①适用范围偏小，比重偏低；②两部制电价中基本电价长期偏低，基本电价和电度电价比例严重扭曲，失去了两部制电价的作用；③两部制电价中基本电价计价方式不科学，目前大部分用户实际上均按照变压器容量计费，不能促使其降低高峰负荷。解决上述问题的措施有：逐步将两部制电价的执行范围扩大至受电变压器容量在100 kVA 以下的工商业用户，并适当提高基本电价占销售电价的比重，鼓励基本电价按照最大需量计费。

（3）积极推行需求侧管理的电价机制，全面实行峰谷分时电价，根据各电网的供需情况与负荷特性因地制宜地划分峰谷时段和调整峰谷价差，并进一步扩大峰谷电价的执行范围。可考虑在负荷季节性强的地区试行季节性电价以平衡季节性负荷；在水电比重大的地区试行丰枯电价以促进水火互济；在智能电网示范工程中试行实时电价；在具备相应条件的地区，还可试行尖峰电价、高可靠性电价和可中断电价等电价形式，以增强用户的可选择性，引导和激励用户参与需求侧响应。实施需求侧管理需要政府性的基金支持，但目前国家尚无政策使其具备规范的资金来源。为了继续推进需求侧管理长效机制的建立和促进节能降耗，应给予地方政府筹集需求侧管理短期资金的适度空间，例如在设置尖峰电价的地区，电网公司由此增加的收入部分，就可用于支持需求侧管理。

五、总结

毕业设计是在完成了理论课程和毕业实习的基础上对所学知识的一次综合性的总结，是工科学生完成基础课程之后，将理论与实践有机联系起来的一个重要环节。经过为期两个月的设计，终于完成了我国现行电价管理体系分析课题的设计任务，使自己把近三年函授学习中所学的理论知识和实践相结合，提高了本人的设计水平，使自己在实际工作的专业知识更能有效的应用。在设计过程中，虽然有大量的文献资料可供查阅，但对于一些具体问题，仍感觉吃不透，我将在以后的工作和学习中努力实践，扬长避短，发扬严谨的科学态度，使所学的知识不断升华。

六、致谢

通过这次毕业设计使我学习到了很多电价专业上的东西，我要将学到的知识运用在日后的工作中。在毕业设计完成之际，我衷心感谢学校老师给予我的悉心指导和建议，使得本课题任务得以顺利完成。

参考文献

篇3：我国销售电价管制分析

一、我国销售电价过程中存在的问题

我国电力市场还不完善, 政府根据行业不同制定不同的销售电价, 这种电价结算方便, 平衡了整体电价水平, 但这种电价制度不能适应市场机制, 存在诸多问题:销售电价的价格信号弱, 不能较好地发挥经济杠杆作用反映市场供求状况, 引导用户合理消费;销售电价分类多、杂, 缺乏客观界定和定价标准;不同电压等级之间差价偏小, 不能反映各电压等级的投资成本和运营成本的差异;电价形式以单一制电度电价为主, 已实行两部制电价的用户基本电价比重偏小;峰谷分时电价、丰枯季节电价未全面推行且价差过小;不同用户电价之间存在严重的交叉补贴, 未体现公平负担等。同时, 由于我国实行上网电价和销售电价两端定价的机制, 既没有上网电价和销售电价的联动机制, 也没有按购电成本和用户对系统的实际耗费进行价格核算, 因此出现政府行政调控过度导致电力定价的非市场化。

此外, 我国的发电和供电基本处于完全分离的状态, 因此使两者利益上不协调、成本定价上不合理, 最终致使一些发电厂根本就没有动力多发电, 有时甚至让设备闲置。实际的根本原因是发电的企业分享利益太少或者是发电越多亏损就越多, 即由对不同分类用户的售电电价很不合理也不能对市场供需起到有效的调节作用所导致。

二、销售电价管制措施

客观上看, 如果把输电网络视为电力传输的载体, 电力销售的成本由支付给发电厂商的购电费用 (即上网电价) 和输配电费用 (输配电价) 以及销售中产生的其他费用 (如管理费用和损耗等, 这些费用需要部分利润来弥补) 构成, 即销售电价是上网电价、输配电价及销售合理利润三者之和。目前, 输配电价和销售电价都是由政府管制, 上网电价逐渐由市场形成 (竞价上网) , 所以三个电价中仅上网电价是自由的, 这使买方电力市场逐渐活跃而卖方的竞争市场却难以形成, 这不利于电力市场的发展, 因此应放松售电价格的管制。

第一, 改革目前我国电力消费的分类形式, 并对电价进行相应调整。现行电价类型分为居民、非居民、非工业及普通工业等七大类, 按这样的划分标准既不合理也不透明。应按照国际通行标准划分为居民、工业、商业、农业等四类。

由于我国市场机制还未完全建立, 政府对销售电价的干预主要应是进一步扩大峰谷电价的实施范围, 并对现有的峰谷电价机制进行改革, 加大其反映批发市场实时电价的程度, 倡导合理用电、节约用电。按照效率、公平原则实行边际成本定价, 适当提高居民电价, 降低工业和商业用电, 减少交叉补贴。对居民电价可实行按量分等计价的方法, 如分为基本用量、适当用量和过度用量, 对基本量用户实行低价以实现社会福利, 超出基本量的价格按适当用量价格计价, 超出适当量的电量按过度用电的高价格计算, 以体现社会公平。

第二, 建立终端销售电价与发电市场价格联动机制, 使销售电价的调整及时反映发电市场供求关系变化。现在的情况是发电成本上涨, 而电价变化不大。发改委虽然曾批准发电企业提高电价以补贴电煤的上涨, 但却远不能抵消对于电力设备价格上涨带来的建设成本增加以及煤炭运输价格的上涨和新的排污收费提高对火电运行成本的增加。电力在短缺的情况下是有一定的价格弹性的, 所以无论从宏观经济运行还是从行业发展来看, 我国电价水平还有一定的调升空间, 适当调整电价水平及其结构, 不仅不会导致价格总水平的显著上涨, 而且还会有利于产业结构的优化升级。

第三, 长期来看应建立实时电价机制。实时电价机制, 消费者可以直接对发电成本的变化以及相应的反映成本变化的批发交易电价做出反应。这种反应, 一方面可以提高消费者的需求价格弹性, 在长期内提高行业消费额效率, 并促进行业发电、输电容量投资效率;另一方面可以保证行业短期调度的有效性并有效提高系统的稳定性, 确保系统的安全运行。

为提高行业经济效率, 首先应让大工业用户和商业用户直接实时批发电价, 使他们具有对电价做出实时反应的经济激励。实时电价机制实行有一定的政治风险, 会使居民认为电价大幅升高, 解决问题的关键还要靠上网电价的降低, 只有确立了合理的上网电价, 才能确立合理的销售电价。

三、结论

经过以上论述, 我国电价管制的方向应该是:加强对输配电价的管制, 建立独立的输配电价标准和规范, 进行最高限价;放松上网电价和销售电价的管制, 引入市场机制进行市场定价, 加大竞价上网的力度, 逐渐加大电力零售竞争, 实现从对大用户的直接供电竞争到中小用户对用电的选择。

参考文献

[1]张粒子等编著.区域电力市场电价机制[M].北京:中国电力出版社, 2004.

[2]邹建平等.需求不确定时电力最优价格上限管制分析[J].水电能源科学, 2012.2.

[3]阙光辉.销售电价:交叉补贴、国际比较与改革[J].电力技术经济, 2003.2.

篇4：我国电价分析

[关键词]电价扭曲；电力体制改革；政策建议

电力能源是全球公认的最经济高效的能源之一，积极稳健地发展电力工业亦是发展中国家避免重蹈发达国家高能耗发展覆辙的重要途径，党中央和国务院于2015年3月发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意見》（电改9号文件）也重申了我国电力体制改革的重要性和紧迫性。改革开放以来，我国能源消费总量呈井喷式增长态势，而在终端能源消费结构中，历年电力消费总量的增速已然超过能耗总量的增速。而作为未来能源消费格局的主要变化趋势，电能替代以其更经济、更高效的特点，成为了应对化石能源危机、优化资源分布格局的不可忽略因素。因此，如何借助电力消费价格工具平衡我国有限的自然资源禀赋与无限的能源消费需求之间的矛盾，是推进生态文明建设、实现经济社会可持续发展的重要议题。

一、电价对区域经济发展的影响

（一）电价的经济学含义

区别于一般商品价格对市场供需平衡的约束，电能价格在多变交易的规制下往往被赋予更多的社会元素，其定价应综合反映能源的稀缺程度、生产与消费需求间的客观规律、自然环境对社会发展的客观约束，甚至国之间的政治博弈。综合已有的研究成果，终端电力消费定价机制一般可分为三类：

1.依据平均成本定价。在市场化程度较高的电力交易市场，若以电力企业不亏损（即生产者剩余价值非负）为约束条件，最优电价决策过程可称为依据平均成本定价过程，这也是一般商品市场化价格形成过程。而在现实社会中，由于不同形式发电成本差异与电网企业运营成本的存在，很难有如此理想的电力交易环境。2.依据边际价格定价。从政府部门的角度来看，边际价格定价是能够实现社会福利最大化的最优定价机制。这是包括大多数发展中国家以刺激投资等方式拉动经济增长时选择的电价政策，因为依据短期边际价格定价伴随着着电力消费的低成本福利。不过，当电力产业存在规模经济（即边际生产成本递减）时，依据边际成本定价形成的社会福利常以电力企业亏损为代价，这也是政府部门需要对电网企业甚至部分电源端实施价格补贴政策的原因。3.依据资源配置最优原则定价。以社会长期稳定发展为出发点，依据线性规划的方式，求解出电力资源配置的最优电价方案。在有限的自然资源约束下，电力供应短缺比电力供应过剩更易发生，所以依据电力资源配置最优原则制定的电价一般明显高于生产运输成本。这也是发达国家选取该种电价定价机制的原因，也只有发达国家能够在高电价机制带来的资源最优配置过程中创造社会福利。

（二）电价扭曲对区域经济的影响

基于我国是发展中国家的现状，以实现社会福利最大化为目标的电价机制较为可取，但随之而来的电价扭曲现象依然值得重视，否则将不利于我国经济社会长期稳定发展。若实际电价明显低于最优电价，称电价被负向扭曲；若实际电价明显高于最优电价，称电价被正向扭曲。

具体来看：一方面，改革开放以来我国的低电价政策虽然能在短时间内扩大社会福利规模、刺激区域经济产值迅速增长，但低廉的用电成本导致的资本、劳动力、能源资源错配将不利于社会及企业长期可持续发展。换言之，电力价格的负向扭曲则会导致高耗能企业通过增加要素投入获得的利润空间加大，阻碍电网企业对国家补贴的摆脱过程，不利于我国电力行业长期均衡发展，也不利于改善我国经济发展对能源需求增长过快的局面。另一方面，提高终端电价水平对不同地区或不同行业降低电力强度的作用是不同的，但总的来说，欠发达地区与高能耗产业对电价上涨的反应更加敏感。因此，盲目提高电价更有可能给我国经济可持续发展带来直接冲击，或者说：电力价格的正向扭曲将制约电力企业主动改革的积极性，降低国内经济产出效率，提高人民生活成本，引发一系列次生社会问题。

以上两种情况，都使得电价无法正常反应市场对电能真实的需求，导致社会发展对一次能源开采与使用的把握失衡。

（三）我国电价制度改革现状

我国电价改革可谓经历了一个漫长的过程，但始终无法完全摆脱体制束缚下政府部门对电价市场化波动的制约。上世纪末，我国在城乡供电一体化的基础上，进一步实现了城乡同价用电的改革，形成了相对公平的电价政策，这也为后来引入均衡的区域化电价差异因素做好了铺垫。2003年，国务院发布了新的电价改革方案，目标直指“厂网分离”，进而逐步引入竞争机制，以此提高资源配置效率。不过，从近十年的电力体制改革论调来看，被热议多年的“电网纵向、横向拆分”等方案，短期内似乎都无法改变电网企业过多承担社会责任而导致资源配置效率较低的局面。

此外，我国终端消费电价隐性补贴、交叉补贴也是降低资源配置效率、干扰供需平衡的重要因素。诚然，价格补贴政策与电力市场化改革方向相悖，但直接取消价格补贴政策亦可能带来电价上涨、经济结构失衡等更多负面影响。故关于电价（尤其是上网电价）补贴的讨论仍在继续。

二、我国各地区电价扭曲水平的量化分析

在不同地区，经济发展对电力消费的依赖程度不同，进而，各地电价扭曲程度及其对区域经济发展的负面影响也不同。长期以来的电力体制改革仍未取得明显效果，原因也在于忽视了区域间最优电价水平的相对差异。因此，量化区分电价水平对因地制宜的电价形成机制有指导意义。

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为此，本文采用主流的生产函数法对除西藏自治区外我国30个省区电力价格扭曲程度进行估计。其大致思路是：首先根据Cobb-Douglas生产函数回归结果估计出电能对各区域经济总量的边际产出，以此作为电力能源最优价格参考，再将所得数据分别与各地实际电价作比，该比值即电价扭曲程度的估值。若该比值大于1，说明最优电价高于实际电价，该地电价被负向扭曲；若该比值小于1，说明最优电价低于实际电价，该地电价被正向扭曲。

在谢品杰等的研究中，区别于传统C-D生产函数，考虑Robert Solow的分析，经济产出受到资本、劳动力、知识等因素的影响，且生产函数关于资本和有效劳动是规模报酬不变的。在此基础上，放宽关于规模报酬不变的假设，将知识以关于劳动力的乘子形式纳入生产函数中，并通过偏最小二乘回归得到各省电力消费对经济增长的弹性系数。

借鉴谢品杰等在其研究成果中罗列了其测算的2006年至2012年各省电价扭曲程度。为了更加清晰地呈现不同省区的差异，基于电价扭曲程度的区域聚类结果如表1所示。

表1 区域聚类结果

我国各省区终端电价普遍偏离最优边际价格，且近几年负向扭曲程度均未发生明显改变。相对而言，北京、海南、上海等地的电价扭曲最为严重，偏低的终端电价亦使其区域经济增长对电能消费的依赖程度偏高；宁夏、山西等地的电价扭曲程度最轻，其电价水平能客观反映区域经济增长对电能的需求。

三、完善电价政策的方向性建议

电力是经济发展的“晴雨表”，作為最经济高效的能源，电能在终端能源消费结构中的地位将日益明显，其消费价格亦将成为平衡我国增长过快的能源需求与相对有限的自然资源禀赋间矛盾的重要杠杆。在新能源大发展环境下，中央政府对各地电价的补贴短期内不会明显减少，但仍应当注意完善电力企业运营机制，尤其是亟待调整的终端电价制定标准。

1.细化分类价格标准。虽然电力改革的目的不是变相涨价，但在我国电价明显负面扭曲的局面下，电价上涨形将成为必然趋势。因此，无论参考何种定价机制，我国需要继续推进已投入实验的“煤电价格联动”、“阶梯电价”、“分时电价”等电改政策，从而逐渐理顺从电能出厂到发、输、配、变等每一个环节的价格标准，尤其应注重完善跨区域电力交易价格机制，针对不同终端用户的需求弹性制定标准不一但有理有据的终端电价。2.平衡区域电价相对差异。就区域层面而言，西部经济欠发达地区电价相对合理，依据其经济增长水平的变化将终端电价继续维持在合理区间内，将有利于区域经济可持续发展；以北京及东部沿海城市为主的经济发达地区电价明显偏低，制定相对完善的多部制电价机制的需求较为迫切。虽然我国电价负向扭曲现象存在西弱东强的局面，但鉴于西部地区电价依然普遍较低，故优化产业结构应成为调节各区域电价、促进区域经济长期稳定发展的重要手段，尤其要警惕高能耗产业在经济欠发达地区的聚集现象。3.权衡区域上网电价补贴力度。我国东部地区的电价负向扭曲现象较为严重，这一定程度上源于长期以来单一的价格补贴手段，故应以经济发展水平较高的城市为试点，逐步降低电价的隐性补贴、交叉补贴力度。尤其是在新能源发电产业、跨区域能源互联体制蓬勃发展的未来一段时间，发电补贴及上网价格补贴应更有区域针对性。当然，调整补贴力度的最终目的是取消价格补贴。4.完善市场化电力交易制度。电价制度改革与电力体制改革是包含关系，完全脱离竞争性电力市场背景的电价制度改革是难以施行的。首先，正如电改9号文的配套文件所声明的，应在售电环节引入完全市场化竞争机制；其次，应选择具备条件的地区作为输配电网竞价试点，逐步深化至全网市场化改革；最终实现发电企业、电网企业、售电企业高度市场化运营。5.明确电力企业自身职能。打破垄断、提高效率、降低成本、优化配置，始终是我国电力体制改革的目标，而在政府定价、政策干预的环境下，以电网企业为主的电力企业始终无法摆脱承担过多政府职能的现状。因此，应以鼓励更多的民营资本流入的方式过度，逐步强化传统电力国企竞争意识、建立科学的行业产权制度，实现“市场为主、政策为辅”的电力能源发展产业链。

参考文献

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[3]宋瑞礼.电价调整与通货膨胀关系实证研究——基于投入产出价格影响模型[J].金融评论， 2011（5）.

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[5]施炳展，冼国明.要素价格扭曲与中国工业企业出口行为[J].中国工业经济， 2012（2）.

作者简介

张磊，1983.03.26。职称：中级工程师。单位：国网冀北电力有限公司经济技术研究院。研究方向：工程管理研究。

篇5：我国电价分析

【关键字】电价 电价改革 电价监管【摘要】本文介绍了国外几个比较典型国家的电价制度及电价监管情况，并结合我国电价制度现状，提出了对我国电价改革的建议。

备受瞩目的电价体制改革方案已尘埃落定，但如何具体实施和操作依然是悬念重重。其中，理顺电价机制是此次电力体制改革的核心内容。电价作为电力市场的支点，在电力市场中对促进市场竞争、提高电力系统运行效率和实现资源优化配置起着十分重要的作用。因此，我国应该在吸收国内外电价改革经验的基础上，尽快实现我国电价的改革，以促進我国电力工业同社会、经济、资源的协调发展。国外电价模式

由于世界各国的电力行业改革采取的方法与形式各不相同，因此各国的电价制度以及电价形成机制等也相应的有所不同。

1.1英国的电价模式

英国电力市场中的电价形成主要基于发电方的报价及电力负荷预测，买电方(地区电力公司和大用户)并没有参与其过程。每天午前，各发电厂将第二天每台机组每半小时的运行数据报给电力库(p001)。根据以上数据及电力库对系统每半小时的负荷预测结果，由计算机对发电机组进行排序，并于下午3点公布。随后，根据全网购电成本最低的原则，确定发电计划，得出第二天48个时段的电价。该电价共分两种：一种是由电力库向发电商买电的电价，称为电力库的购买电价(Pool Purchase Price，PPP)另一种是用户从电力库购电的电价，称为电力库的销售电价(Pool Sell Price，PSP)，PPP和PSP为实时电价。在英国，通过超高压线路从发电厂输出电力的公司是持有输电许可证的垄断者，物价管理规定控制这些公司的收费价格，其控制方法是限制价格上涨，使其在零售价格指数基础上加上或减去一个“X”因子。

实时电价是在边际成本理论的基础上形成的，它是一个与时间和电力系统的许多随机变量有关的函数。实时电价包括发电厂的上网实时电价、互供实时电价和销售实时电价。发电

厂的上网实时电价仅涉及到系统的电能边际成本和发电质量和收支协调费用，而互供实时电价和销售实时电价还涉及到输配电网的维护、损耗及网络供电质量、网络收支协调费用。可用如下的数学模型来表示第i个用户在第t时刻的实时电价：

式中：

E(t)——系统电能边际成本；TLi(t)——网络微增损耗费用；TMi(t)——网络维护费用；St1(t)——发电供电质量费用；NGi(t)——网络供电质量费用；S2(t)——发电收支协调费用；NSi(t)—网络收支协调费用。

实时电价是在电力市场发展过程中提出来的，它更准确地描述了电价结构，较好地反映了电力系统不同时间的发、供、配电成本，并且能够有效地反映电力供需状况，调整发电和用电的运营状况，为不同类型的电厂开展竞争提供良好的条件。

1.2法国的电价政策

法国的电价把用户容量和电压等级结合起来进行分类，分成蓝色、黄色和绿色电价三大类：

1.2.1蓝色电价

适用于容量为3kVA-36kVA的低压用户，电价结构由电费和电量电费构成，并按居民与农业用户、市政和小工业不同类别分类制订不同的收费标准，包括简单电价、分时电价、避峰日电价。

1.2.2黄色电价

适用于预定负荷在36kVA-250kVA的低压用户，按用户的用电时间分设电价，供用户选择。黄色电价在蓝色电价与绿色电价之间起到较好的衔接作用

1.2.3绿色电价

适用于容量大于250kVA的中压、高压和超高压用户，并由用户预定需量，按照用电季节和用电时间分设电价：冬季实行严冬高峰、严冬正常、严冬低谷、冬季正常和冬季低谷电价，夏季实行夏季正常、夏季低谷和盛夏电价，其中，严冬高峰电价最高，盛夏电价最低。作为绿色电价中用户数最多的A5电价，按照一年内用电负荷利用小时数划分成4档：短利用期方式，利用小时数为0-2000小时；中利用期方式，利用小时数为2000-4000小时数；长利用期方式，利用小时数为4000—6000小时数；特长利用期方式，利用小时数为6000小时以上。该电价结构采用的是利用小时数越高、基本电价越高，千瓦小时电价则越低的成本分摊原则。

每类电价中都有一种几乎与每天相适应的基本用电电价，还有用于鼓励用户在可能情况下将其部分用电量转移到本低负荷期用电电价，而这部分电价都是可供用户自行选择的电价，因为法国的超负荷收费及高峰电价都是很高的。

1.3日本的电价情况

日本的现行电价是以社会高福利和推进节能为出发点的。对照明用电施行三段电价制，对电力用户采用了特别电价制。

1.3.1三段电价制

第1段是生活必需用电，电量限为120kWh／月，其电价最低；第2段电量限为120kWh／月-200kWh／月，电价约为第1、第3段电价的平均值；第3段用电为200kWh／月以上，其电价最高。这一制度反映出用电越多，电费越高，这对节能和高消费有一定的调节作用。

1.3.2特别电价制

特别电价可说是一种递增电价，是参照历史用电量确定各类用户的电量基准，对合同电量和用电量未超过基准电量的部分采用低电价，对超过基准电量的部分则采用分段递增的高电价，新增用户则采用较高的电价。

1.3.3季节电价制

为了满足季节性高峰用电，需增加大量的发供电设备和线路，随着季节变化，用电负荷减少时，设备利用率大幅度下降，使运行和维修成本增加，根据成本为主的原则，必然在电价上有所反映。此外，对于任何季节，都存在昼夜用电的峰谷差，因而还有白昼和夜间的峰谷电价制。

1.3.4二部电价制

在各种电价中，除定额照明电价按二部电价制外，其余各类用电电价均为基本电价(即容量电价)加电量电价的两部电价制。分析国外的资料可以看出，利用价格手段促使用户调整负荷方面有很多方法，几个发达国家都是给出几种电价供用户选择，这样做的一个目的就是使用户的用电安排有利于电力生产的安全和经济。国外的电价监管

价格管制是政府实行间接调控的主要工具，它必须在国家立法和政府决策的范围内行使职权，发挥作用，而且应当与一定时期的电力工业的实际情况相适应，努力保护市场参与各方的正当权益，鼓励公平竞争，促进经济协作。目前，世界上许多国家由于电力工业改革和电力市场运行的不同模式，其对电价的管制也各有特点。

英国政府对电价管理采用的是RPI-X管制模式，即采用零售价格指数(RPl)减某一个百分数X作为电价上限。其基本范式是管制价格应随“通货膨胀率减去X”的变动而变动。按照这种办法，价格上限每年的涨幅在数值上应该等于通货膨胀率减去经济学规范分析所得

到的每年效率的提高率(“X”)。RPI-X管制的内在原理是它能为被管制的公司提供改进效率、削减成本的动力，因为它模拟了竞争市场，电力厂商成为定价方，所有成本方面的节约都会直接成为厂商的利润，传统政府管制的反向激励不存在了。RPI-X价格上限制度能激励厂商减少成本，提高效率，并能避免政府补贴的不公平问题。

法国电力工业管理体制是国有集中垄断经营型。法国制定电价的基本法律是国有化法，以国有化法为基础的法国政府与法国电力公司之间的计划合同是制定电价的基础。计划合同是指在一定时期内，按国家经济政策的经营计划目标，由政府与法国电力公司商定，在此范围内准许法国电力公司自主经营。由于法国比较注重控制电价目标，因此，在计划合同中对电价作出了明确规定(如电价每年降低1.25%，1993-1996年的合同)，以促使电力公司不断提高效率。现在执行的电价在计划合同的一定范围内，法国电力公司可以自主调整。超过一定范围时，由经济财务部和企业研究部以联合部令形式批准。作为间接制定电价的机关，有电力公司管理委员会和物价委员会。电力公司管理委员会是政府的当然咨询机关，包括6名政府有关部门代表(代表政府利益)、6名重要工业用户和金融部门的代表(维护消费者利益)和6名公司职工代表。物价委员会是经济财务部有关物价的咨询机关，由消费者、经营者和民间人士组成。

日本的电价监管主要是中央集权监管，日本有关电价监管的法律主要有电力工业法和供电规程。电力工业法规定，电力企业制定电价或按用电条件制定供电规程时，必须申请通商产业大臣批准。通产大臣受理申请后，除了听取申请人的申述外，还要组织“公听会”，邀请有利害关系的人和有学识、有经验的第三者参加，广泛听取意见，以便审查。启示与借鉴

国外的研究资料表明，各个国家在制订电力价格时，都必须考虑电力系统的运行特性和公用事业的规律，并结合本国的社会制度、电力工业管理体制、能源政策、财政状况等全面考虑，灵活掌握，使电力价格能满足电力生产特点，既有利于电力企业自身的发展，又能使用户的费用负担按其自身的用电规律，达到公平合理，并以电价必须经过政府有关部门的批准才能付诸实施的行政手段，来保证电力公用事业的发展，使电力价格相对稳定，更加合理。在英国、法国及日本三国的电价制定与实施的过程中，有些电价改革的举措是值得我们关注并借鉴的：

3.1应确定科学合理的电价形成机制

在进行电价改革时，应遵循价值规律，由社会必要劳动时间来决定电力产品的价值，进而确定电力产品的价格。

3.2应设置合理的电价结构

我国各种用电的比价不尽合理，电价结构繁简不当，没能体现优质优价这一市场经济的重要定价原则，因此电价结构改革势在必行，并且改革要遵循以下5个“有利于”：有利于反映电能商品成本，有利于用户公平合理的负担电能商品成本，有利于执行国家产业政策和节约能源政策，有利于简便易行，有利于电网商业化运营和电力企业的生存发展。

3.3应理顺电价分类

我国现行电价分类种类繁多，使广大用户对电价不理解、电费管理人员也难以掌握，执行困难，影响管理水平的提高，因此必须理顺电价分类，并做到简明易行。

3.4应促进电力消费

我国现行电价，对同一类用户只有一种电价，用户选择余地不大，缺乏用电的积极性，降低了用电热情。在当前电力供应满足需求时，为了扩大电力市场，应充分利用电价来调动用户优化用电结构的积极性，对同一类用户给出2—3种电价以供选择，实行分级递减或分区段递减电价，鼓励用户多用电。

3.5应扩大两部制电价实施范围

两部制电价是当今世界各国普遍采用的一种先进的电价制度，它可以充分发挥经济杠杆作用，提高负荷率，使用户负担合理和保证电力企业的收入。但是，我国目前只对容量在

320kVA级以上的大工业电力用户执行两部制电价，为了使用户合理负担电力工业企业的容量成本和电能成本，充分发挥两部制电价的优越性，应扩大两部制电价的实施范围，建议除居民用户以外的其他电力用户均实施两部制电价，另外居民用户应规定月最低电费标准。

3.6应提高峰谷时段的差价

目前大多数地区已普遍对用户实行峰谷电价，促使用户移峰填谷，提高负荷率，搞好均衡用电，以充分发挥现有设备的潜力，合理利用国家的电力资源，同时还可提高电能质量。因此实行峰谷电价有十分重要的意义，但当前峰段电价并不高，使得这种电价制度的优越性得不到充分体现，因此应提高高峰时段电价，宜为平段的3-5倍。

3.7应建立规范有效的电价监管体制

篇6：风力发电技术与电价分析

本文主要介绍风电电价的构成，发展风力发电的必要性和现阶段我国发展风电面临的论难和机遇。通过对国内外的电力来源，能源结构，风能储量及分布，风电的社会价值等方面的评价入手阐述我国发展风电的必要性和紧迫性。

通过对风电场建设规模，风力发电成本要素，风电电价构成，减低成本途径，政府现行对风电的税收鼓励政策，现行风电产业特点和风电设备制造技术以及风电的社会效益等方面的分析，为政府，风电产业，融资领域和社会关注层面为解决风电产业中得各种矛盾以及为促进和发展风电产业建设提供理论依据和解决方案。

阐明我国积极发展风力发电事业，风电技术国产化和提高风电市场竞争力在我国具备着巨大的潜力。积极利用和发展风电这一再生能源，推动我国走可持续发展的能源之路，在我国已是势在必行。

关键词:风力发电，能源结构，政府鼓励，风电电价

1.绪论

1.1 引言

能源，是人类生存的基本要素，也是国民经济发展的主要物质基础。随着国际工业化的进程，全球未来能源消耗预计仍将以3的速度增长，常规能源资源面临日益枯竭的窘境。进入20世纪，由于对能源的渴求，人们无节制地开采石油，煤炭，天然气等这些埋在地层深处的维系人类生存的“能源食粮”，不仅严重地污染了我们的生存空间，恶化了自然环境，而且带来了更可怕的恶果 — 能源枯竭。进入70年代，世界能源发生危机，石油价格剧烈上涨，极大的刺激了那些能源消耗大国，使他们把研究开发其他能源放到了重要位置，要生存就必须寻求开发新能源。为此，各国政府纷纷制定自己的能源政策，给新能源开发以特殊优惠政策和政府税收补贴，从而使风能，原子能，太阳能，潮汐能，地热能等的开发利用得以迅速发展。进入21世纪，可再生能源的发展与研究将在全球的资源利用中得到越来越多的重要，可再生能源在资源消耗中也将占据越来越高的比例。

世界能源危机为风电发展提供了机遇，但由于起步较晚，存在很多不确定因素阻碍风电行业的发展。我国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电发动设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。正是风电行业投资的高风险，必然为风电行业发展带来高收益，不论是风电产业的经济效益、对社会的效益，还是我国目前奉行的可持续发展和节约战略，这些都为发电行业提供了很大的发展空间。

《中国风电产业市场发展研究及投资分析报告》根据国家统计局、国家发改委、国研网、欧洲风能协会和其他的一些权威渠道，内容丰富、翔实。在撰写过程中，运用了大量的图、表等分析工具，结合相关的经济学理论，综合运用定量和定性的分析方法，对风电行业的运行及发展趋势做了比较详细的分析，对影响行业发展的基本因素进行了审慎的剖析，报告还对国外风电行业发展迅速的国家相关政策进行了介绍和分析判断，为我国风电行业的发展提供依据和选择，是能源企业以及相关企事业单位、计划投资于风电行业的企业和风电设备业行业准确了解目前我国风电市场动态，把握风电行业发展趋势，制定企业战略的重要参考依据 1.2 风力发电的历史和现状

风能是人类最早利用的能源之一。早在公元前 2000 年，埃及，波斯等国就己出现帆船和风磨，中世纪荷兰与美国已有用于排灌的水平轴风车。中国是世界上最早利用风能的国家之一，早在 1800 年前，中国就有风车提水的纪录。下面简单介绍一下国内外现代风力机研制的历史和现状。

1.2.1中国风电的历史和现状

中国对现代风力机的研制可以追溯到二十世纪 50 年代，但有系统地研究还是从二十世纪 70 年代开始的。中国为了解决西部草原牧区，东部海岛及边远山区的用电问题，国家鼓励开发离网型风力机，国内各风电科研机构主要从事离网型的研制，并形成了一定的规模。根据中国的具体情况，重点推广了户用微型发电机，功率一般为 1001000W，目前已形成了一个生产，销售，维修服务较完善的体系，部分产品出口。这为电网不能通达 3的地区约 60 万居民解决了基本用电问题。电灯，电视进入千家万户，提高了人民群众的生活质量。据世界能源组织统计，世界上十个最大的小型风力发电机生产企业中，中国占七个。截至 2000 年底，全国累计生产了离网型风力发电机组近二十万台。

1.3 中国风电电价定价机制的演变过程

中国的并网风电从 20 世纪 80 年代开始发展，尤其是“十一五”期间，风电发展非常迅速，总装机容量从1989 年底的4200kW增长到2008年的 1,200 万 kW，跃居世界第四位，标志着中国风电进入了大规模开发阶段。总体看来，中国并网风电场的发展经历了三个阶段，即初期示范阶段、产业化建立阶段、规模化及国产化阶段。各阶段的电价特点及定价机制概括如下：

1.3.1 初期示范阶段（1986-1993 年）

中国并网型风电发展起步于 1986 年。1986 年 5 月，第一个风电场在山东荣成马兰湾建成，其安装的Vestas V15-55/11风电机组，是由山东省政府和航空工业部共同拨付外汇引进的。此后，各地又陆续使用政府拨款或国外赠款、优惠贷款等引进了一些风电机组，建设并网型风电场。由于这些风电场主要用于科研或作为示范项目，未进入商业化运行，因此，上网电价参照当地燃煤电价，由风力发电厂与电网公司签订购电协议后，报国家物价部门核准，电价水平在 0.28 元/kWh 左右，例如 20世纪90 年代初期建成的达坂城风电场，上网电价不足0.3元/kWh总体来说，此阶段风电装机累积容量为4200kW，风电发展的特点是利用国外赠款及贷款，建设小型示范电场。政府的扶持主要是在资金方面，如投资风电场项目及风力发电机组的研制。风电电价水平基本与燃煤电厂持平。

1.3.2产业化建立阶段（1994-2003 年）

1994年起，中国开始探索设备国产化推动风电发展的道路，推出了“乘风计划”，实施了“双加工程”，制定了支持设备国产化的专项政策，风电场建设逐渐进入商业期。这些政策的实施，对培育刚刚起步的中国风电产业起到了一定作用，但由于技术和政策上的重重障碍，中国风电发展依然步履维艰。每年新增装机不超过十万千瓦。到2003年底，全国风电装机容量仅56.84 万千瓦。

这一阶段，风电电价经历了还本付息电价和经营期平均电价两个阶段。1994 年，国家主管部门规定，电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量，上网电价按发电成本加还本付息、加合理利润的原则确定，高出电网平均电价部分的差价由电网公司负担，发电量由电网公司统一收购。随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，竞价上网”的目标逐步开始改革。

总体来说，这一时期的电价政策呈现出如下特点：上网电价由风力发电厂与电网公司签订购电协议，各地价格主管部门批准后，报国家物价部门备案，因此，风电价格各不相同。最低的仍然是采用竞争电价，与燃煤电厂的上网电价相当，例如，中国节能投资公司建设的张北风电场上网电价为 0.38 元/千瓦时；而最高上网电价每千瓦时超过 1 元，例如浙江的括苍山风电场上网电价高达每千瓦时1.2元。

由此可见，从初期示范阶段到产业化建立阶段，电价呈现上升趋势。

1.3.3规模化及国产化阶段（2003 后）

为了促进风电大规模发展，2003年，国家发展改革委组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。截至2007年，共组织了五期特许权招标，总装机容量达到880万千瓦。

为了推广特许权招标经验，2006年国家发展改革委颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定”。根据该文件，部分省（区、市），如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目.1.3.4目前中国风电电价政策

随着风电的快速发展，“招标加核准”的模式已无法满足风电市场发展和政府宏观引导的现实需要。因此，在当前各地风电进入大规模建设阶段，从招标定价加政府核准并行制度过渡到标杆电价机制，是行业发展的必然，也将引导风电产业的长期健康发展。

2009年 7月底，国家发展改革委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。

1.4中国政府对风电的补贴政策

中国政府一直大力支持风电的发展，从2002 年开始，要求电网公司在售电价格上涨的部分中拿出一定份额，补贴可再生能源发电（即高出煤电电价的部分）。，电网和中国政府对风电的政策性补贴力度逐年加大，由 2002 年的 1.38 亿元上升到 2008 年的 23.77 亿元1（见图 4）。由此可见，中国政府的政策是鼓励可再生能源发展的，因此，中国风电迅速发展，三年间装机容量翻番。尽管如此，由于风电运行的不确定性，技术操作能力和管理水平的限制，中国风电企业的盈利仍然是微薄的。结论

从以上分析我们可以看出，中国的风电电价变化和风电行业的发展特点密不可分。风电行业发展经历了初期示范、产业化建立、规模化及国产化、目前逐渐完善等四个阶段。与此相对应，四个阶段的风电电价基本情况为：初期示范阶段：与燃煤电价持平（不足0.3元/kWh）；产业化建立阶段：由风力发电厂和电网公司签订购电协议确定，电价各不相同（0.38元/kWh～1.2元/kWh）；规模化及国产化阶段：招标电价与核准电价共存，国家招标电价保持上升；目前完善阶段：四类标杆电价（0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh）。在这期间，中国政府一直努力探索合理的风电电价市场形成机制。不同阶段的机制不同，风电电价亦有所波动，国家的指导电价逐年上升，核准电价则略微下降，这都符合中国风电产业和世界风电产业的发展规律，使中国的风电电价更趋理性。同时，可以看到，中国政府在探索风电价格机制和规范风电电价的过程中，一直给予风电行业巨大的支持，2002年至2008年，国家对风电的补贴额从1.38亿元上升为23.77亿元，每年都在大幅度增长，这极大地提高了投资者的积极性，促使中国的风电装机容量成倍增加，中国一跃成为风电大国。

因此，我们认为，中国政府是依据风电本身发展的客观规律、电网的承受能力来确定风电电价，在确定电价时从未考虑 CDM 因素，定价过程完全与CDM无关。但是，也应该看到，在中国风力发展的过程中，CDM对风力发电企业克服资金和技术障碍确实发挥了积极作用，如果没有CDM，中国风电发展速度不会如此迅速，更不会为减缓全球温室气体排放做出如此巨大的贡献。因此，我们希望EB在审核中国风电项目时能充分考虑和理解中国特殊的定价机制，推动全球范围内更多高质量 CDM 项目的成功注册，为减缓全球气候变化作出更多贡献。

参考文献：