电价分析（精选8篇）
篇1：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
[1] 于尔铿，韩放，谢开等.《电力市场》[M].北京：中国电力出版社，1999 [2] 曾鸣.《电力工业商业化运营与电力市场》[M].北京：中国电力出版社，1998 [3] 尚金成，黄永皓，夏清等.《电力市场理论研究与应用》[M].北京：中国电力出版社，2002 [4] 杜松怀，温步瀛，蒋传文.《电力市场》[M].北京：中国电力出版社，2004 [5] 刘俊勇，万海滨.《电力市场的基本理论及其算例》[M].成都：四川大学出版社，2003 [6] 王锡凡、王秀丽、陈浩勇.《电力市场基础》[M].西安交通大学出版社，2003 [7] 杜松怀.《电力市场》[M].中国电力出版社，2004 [8] 黄忠祥.上网电价制度探讨[J].中国电力企业管理，2003。
[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：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：
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：当今市场环境下的电价分析
关键词：电价;电力市场;区域电价
在我国当前的社会主义市场经济环境下，传统的电价征收标准和方式方法早已被新的市场经济发展运行机制所淘汰，面对日趋激烈的市场竞争和能源竞争，电力企业只有不断的改革创新、拓展思路、与时俱进，才能适应新的经济发展形势的需要，走出一条科学合理的发展道路，为市场经济的健康发展发挥作用。下面本文就市场经济环境下的电价问题做进一步的探讨分析。
一、电价影响因素
（一）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。
（二）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。
（三）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。
二、我国区域电价制定存在的问题
（一）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。首先是利益上的障碍。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。其次是制度层面的障碍。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。
（二）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。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。
三、对解决区域电价制定具体实施的建议
（一）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。供需双方要自己面对面， 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，积极推进直供大用户。
（二）客户供电非常必要。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。
（三）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。
总而言之，利用电价在市场环境中的经济信号作用，可以有效的指导、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.
篇5：电价分析
关键词：光伏发电;成本;投资效益;数学模型
中图分类号：TK51 文献标识码：A
......(前略)
光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关：
1)装机成本、2)日照条件(年满负荷发电时间)、3)贷款状况(贷款利息和贷款在总投资的比例)、4)投资回收期(折旧年限)、5)运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。
为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。
发电成本构成 1.1 装机成本Civs
装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： Civs = Cpan+Cstr+Casb+Ccab+
Cbas+
Ctrc+
Cpom+
Cinv+
Cdis+ Ctrf+Cacc+Ccon+Cmon+Ceng+Cman+Cland(1)
其中，Cpan为光伏组件成本;Cstr为组件支架成本，Casb为安装费，Ccab为电缆成本，Cbas为支架基础成本，Ctrc为追踪系统成本，Cpom为功率优化系统成本，Cinv为逆变器成本，Cdis为高低压配电系统成本，Ctrf为变压器成本，Cacc为外线接入费用，Ccon为土建(基础、配电房、中控室、宿舍、道路)成本，Cmon为电站监控系统成本，Ceng为施工与安装费用，Cman为施工管理费，Cland为土地购置费用。式(1)所计算出的Civs为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。
1.2 运营管理成本(Cop)
主要是电站维护和管理费用，光伏电站可以按照总体固定投资提取某一比例进行估算。由于光伏发电在营运过程中，不需要原材料，也没有运动磨损不部件，因此，维护费用很低，也完全可以预见。光伏电站的运营管理成本可用下式表达：
Cop = Civs * Rop(2)
其中，Rop 为运营费率，指运营费用占总投资的比例。
通常，维护费用除了人员工资外，主要是备件费用。根据目前为止的光伏电站经验，运营费率通常在1~3%之间。装机容量越大的电站，比例越低。
1.3 财务费用(Cfn)：
主要是贷款利息。这是光伏电站运营中变数最大的一项。它取决于贷款占总投资的比例Rloan和贷款利率Rintr:
Cfn=Civs * Rloan * Rintr(3)
例如，一个10MW的电站，现阶段总投入大约为12000万元，如果贷款75%，年利率为7%，则每年财务费用Cfn为：12000*75%*7% = 630 万元
如果全部为自有资金，则财务费用为零。
光伏电站的年收入Ip
每个光伏电站的收入Ip为：
Ip = P * Hfp * Tarif + Isub(4)
式(4)中，P为电站装机功率，应当以千瓦(KW)为单位，Hfp 为年满负荷发电小时数，它相当于1KW容量在当地一年发出的电度数;Tarif 为上网电价。Isub为电站的其它收入，如CDM指标销售收入和来自于政府的其它补贴。光伏电站的年利润Iint
发电站的年利润就是发电收入减去所有的成本后，再加上其它收入：
Iint = Ip-Cop–Cfn
= P*Hfp*Tarif+Isub–Cop–Cfn(5)
这里还有一个假定，就是某个光伏电站的年满负荷等效发电时间是稳定的，其实，年满负荷等效发电时间虽然主要只与当地日照条件有关，但实际上，组件的稳定性会有影响。目前，按照国际光伏产业通用的要求，光伏组件每年的衰减不得高于1%，或者，25年不得小于20%(递进衰减)。而目前大多数厂家实际给出的数据是每年的衰减不超过0.5%。而实际的数据更小。因此，为简单起见，可以假定光伏电站安装运行后，每年的年满负荷等效发电时间是个常数。
成本电价(Tcost)计算：
假设Tcost为成本电价。因为光伏电站的发电不需要采购燃料或其它原料，日常运营费用很小，每个电站的成本电价主要取决于固定资产折旧，也就是与预期的投资回收期密切相关。这里，对成本电价的定义是，在预定的投资回报期内能够收回光伏电站总投资成本的最低电价。这样，只要确定了投资回报期Per，就可以确定光伏电站每年的最低利润Int0:
Iint0=Civs/Per(6)
令式(5)中的Iint = I int0，并将式(6)代入(5)
Civs/Per =P * Hfp * Tarif + Isub – Cop – Cfn(6-1)
对式(6-1)计算所得到的Tarif即为Tcost：
Tcost =(Civs/Per+Cop+Cfn-Isub)/(P*Hfp)(7)
再将式(2)和式(3)代入上式(7)，得到：
Tcost =(Civs/Per + Cins * Rop+ Civs * Rloan * Rintrisub)/ Hfp(8)
式(8)即为光伏发电成本电价的计算公式。它表示出了光伏电站的成本电价与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况(包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数)、年等效满负荷发电小时数Hfp等五大因素的具体关系。此外，还有该电站所享受到的其它补贴收入系数有关。
篇6：电价分析
电价、销售电价）
日前发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中也对未来五年价格机制改革大方向作出了明确安排，其中就要求减少政府对价格形成的干预，全面放开竞争性领域商品和服务的价格，放开电力、石油、天然气、交通运输、电信等领域竞争性环节的价格。中央此前发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》也提出了按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，促进市场主体多元化竞争，稳妥处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性。
中央目前，国家发改委正在抓紧起草推进价格机制改革专项行动计划，对明、后两年重点改革任务进行具体的安排。下一步要重点在医疗、天然气、电力、公用事业和公共服务等重点领域和关键环节，推动价格改革不断取得新的突破和新的成效。中央资料显示，我国经济中超过95%的产品与服务的定价已经完全“随行就市”，而包括水、石油、天然气、电力等十分重要在内的余下5%公共基础产品的价格仍然由政府掌控。
篇7：电价管理论文集约化电价管理论文
摘 要：电价管理是我国电力体制改革的重点内容，通过分析我国电力企业电价管理的现状，浅谈基于财务集约化电价管理中尚待深化和拓展的工作，促进电力企业持续、健康发展，为我国国计民生提供优质安全的能源供应。
关键词：电价；集约化； 管理
电价是能源价格体系中的重要组成部分，电价管理是电力体制改革的核心，电价在电力市场中的调节作用较强。长期以来，电力用户、电价管理部门、电力企业都十分关心电价问题，形成合理电价机制，促进资源优化配置，已成为关系国家安全、社会和谐、经济发展和人民生活的重要问题。
财务集约化不单单指财务部一个部门的集约化，它涉及企业的每一个业务部门、管理部门。电力企业在推进财务集约化过程中，一定要与计划发展部、市场营销部、基建工程部、物流中心、生产技术部、人力资源部、信息科技部等职能部门的集约化管理同步，为财务集约化提供坚强的业务保障。
通过与营销系统集成，电力企业实现了电力销售和业务收费明细数据自动采集，所有电厂机组、电价等基础信息实现了动态更新，上网电费结算实现全过程在线处理，上网电价政策信息实现网络化发布，丰富了电价分析的手段和方法。
我国目前电价管理的现状
(1)分类标准不科学。随着市场经济的发展，经营分类的细化，新型产业不断涌现，出现了很多依据老政策难以明确用户用电性质的情况，如种植用地的排涝、灌溉用电是属于农业生产用电还是非普工业用电？电梯、消防用电是属于居民生活用电还是非居民照明、商业用电？在实际执行电价过程中容易造成供用电矛盾和争执。
(2)电价结构不合理。不同类别的电价没有按用电负荷特性和真实占用电力成本的原则制定，主要表现为商业用电、非普工业用电给农业、居民用电补贴，高压用户给低压用户补贴，高负荷用户给低负荷用户补贴，负担不合理。
(3)输配电价水平需要拓展。输配电价水平难以支撑电网快速可持续发展要求，但由于发电环节经营困难、物价指数高企、输配电价调整缺乏机制，进一步争取电价政策的难度很大。
(4)电价电费监管压力加大。国家发改委和电力监管机构对公司电价政策和输配电成本监管将更加严格，社会舆论高度关注垄断企业相关行为，稍有不慎就可能引发舆论热点，需要增强政府监管和舆论监督的应对能力。
(5)营销人员素质不一。营销人员由于对电价理解不同，不能准确界定用电类别，有的高价低套，有的低价高套，管理上的漏洞必然使电力企业经济利益和服务质量受损，电价管理手段还需提升。基于集约化，加强和深化电价工作
电力企业需进一步整合公司电价管理资源，完善电价政策标准
体系，进一步加强电价研究，积极争取电价政策，规范电价政策执行，深化电价信息化应用，努力提升电价集约化管理水平。
2.1 建立与电力体制改革相适应的分环节电价机制
在具备竞争条件的发电环节，加快引入竞价上网电价机制，通过竞争，激励管理水平高、设备效率高的机组在竞争中获得额外收益，在市场中取得主导地位，并淘汰落后产能和能耗高、管理落后的机组，实现优胜劣汰，提高发电资源的综合利用效率。
在输配电环节，尽快界定与输配电相关的有效资产，科学核定输配电成本水平，并以此核定成本，考虑电网投资相应的资本金回报，计入相关税金，建立独立的输配电价，确保电网可持续发展。
销售电价环节，考虑线路和设备的损耗，以及销售环节的各项成本支出费用，核定用户应当承受的能源价格水平。并以多种销售电价结构类型去适应不同用户的用电需求，出台可中断电价、高可靠供电电价；制定合理的峰谷分时电价和力调考核标准；扩大基本电价执行范围和在电价总水平中的比重。使销售环节电价既体现上游价格水平，又促进电力能源和资源的自身节约，实现电力资源的社会效用最大化，促进电力资源的合理配置。
建立分环节的电价机制后，通过建立平衡账户机制等措施，对机组关停、脱硫加价、竞价上网等能源节约和资源长期发展规划产生的社会成本在全社会负担，并通过与电价调整周期衔接，通过销售电价向终端用户传递国家宏观调控信息，实现全社会资源成本的降低。
2.2 建立统一的电价政策
逐步建立公司系统规范统一的电价政策体系，努力规避由于各地政策不同引发的监管和舆论风险。争取国家加快推行销售电价分类结构调整，逐步实现城乡同价和工商并价；推进各省执行统一销售电价政策，减少省内多价区并存状况；推动国家尽快修订销售电价分类说明，统一电力用户的电价适用类别，明确新增用电类别电价执行标准；完善电气化铁路电价机制，争取出台电气化铁路标杆电价政策。
2.3 提升电价理论和政策研究水平
统筹公司内外研究资源，开展适应公司“五大”体系建设的输配电价体系研究；对各环节两部制电价形式、抽水蓄能电价、电网发展东西帮扶机制等难点问题，以及电力增值业务服务收费、电动汽车充放电价格、分布式能源价格、可再生能源接网补贴、同价方式等热点问题进行深入研究，提出操作性强的政策建议；研究电力市场化改革相关电价问题，重点对发电竞价上网电价机制和平衡账户管理办法、电力用户与发电企业直接交易输配电价核定提出政策建议；加强电力相关能源价格比价、电价调整与物价指数，以及电价对各行业经济发展的影响等电价相关问题研究；梳理电价研究成果，夯实电价基础理论研究，完成电价管理丛书编写工作。
2.4 建立独立的跨省区电力交易价格机制，促进资源在更大范围的有效配置
独立的、合理的跨省区输电价格是理顺跨省区电力交易价格机制
的关键和核心。统筹考虑跨省区输电价格机制，建立公平、公开、透明地跨省区的输电价格是破解当前能源结构性问题的必然选择。跨省区的电力交易可采用送端电网公司与受端电网公司之间进行交易的模式。送电省的输电价格以国家公布的各省输配电价格作为参考，适当考虑电压等级间成本差别确定。受电省按照交易电量和够电成本水平与本省上网电价水平差异，通过销售电价向用户传递，实现跨省区的送电价格与受电省的销售电价联动。
2.5 建立好电价政策执行机制
严肃电价执行权限，严格电价批准和执行流程。规范电价、政府性基金及附加、收费政策的执行，制定《政府性基金及附加管理实施办法》。集中清理和规范统一电价码，加强对特殊电价码的审批与管理。拓展电价管控模块功能，借助营销、交易等部门信息系统和电价管控系统，通过在信息系统中设定电价异常波动报警程序等方式，对电价政策执行情况进行在线监控，监督国家专项电价政策落实情况；建立异常情况跟踪机制，发现问题及时通知相关业务部门进行跟踪、整改，规避电价执行风险。
协同营销、交易中心等部门，健全外部监管迎检工作制度和流程，做好迎检协调、沟通工作；研究建立分业务监管报表体系，做好电价电费监管信息的报送工作。
2.6 深化电价管控模块应用
开发电价辅助分析决策系统，深度开展数据挖掘，建立以输配电
价为核心的电价分析体系，支持多维度、多口径的查询和分析，全面展现电价政策及执行分析结果；深化分析结果应用，建立各单位电价政策及电价水平的对比评价体系，促进各单位优化电价政策和电价方案。深化电价测算高级应用，建立成本加收益输配电价、经营期电价等电价测算模型。完善购售电预算模块，提高购售电预算审核效率；优化集成方案，完善营销、交易系统数据集成和校验等功能，提高购售业务信息集成质量；优化设计和配置，简化表单和流程，提供快速操作指南，提升系统易用性；跟踪分析电价关键问题和重大政策影响，强化过程控制。
全面应用电价管控工作平台，实现购售电预算、结算、核算以及电价报表编制、电价分析、测算等业务工作都在电价管控模块中完成；强化电价基础数据校核，建立数据变动协同机制和差错处理机制，提高营销、交易数据集成的全面性、准确性和及时性；建立公司总部电价管控平台，实现电价数据在线审核和准确性考核，开展多角度的电价监控和分析。
一是完善财务核算与营销应收、实收及账务核算数据的集成，保证营销系统与财务应用数据的一致性、准确性和时效性，全面推进营销电费账务与财务电费账务的协同工作和集约化管理；二是与营销部门共同建立完善营销系统账务核算规则，完善实收分类汇总信息、营销账务总分类核算信息数据集成规则，在分类汇总数据到供电所的基础上，拓展接口功能，满足财务核算大用户管理要求；三是通过集成 财务管控银行明细交易数据，统一营销系统到账确认及在途资金的账务处理方式。
参考文献
篇8：电价频繁上调原因分析
目前, 我国2, 000多家电力企业以国有企业为主, 实力最强的发电企业是由原国家电力公司组建的五大电力集团, 输电业务由国家电网和南方电网两家公司所垄断。由于电力市场高度垄断, 国有企业缺乏通过技术更新和管理提升来不断降低发电成本的动力。因煤炭价格上涨而电价上调有可能沦为电力企业为自身牟利的借口。本文将从电力市场结构、煤炭供求状况, 以及电价监管等方面探寻电价不断上调的原因。
一、电力行业市场结构
我国电力体制改革始于2002年, 在实行以“厂网分开、竞价上网, 打破垄断, 引入竞争”为宗旨的改革后, 原国家电力公司经重组形成中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国华能集团公司、中国电力投资集团公司五大发电集团, 国家电网和南方电网两家供电公司, 以及国投电力、国华电力、华润电力、中国广东核电集团四家辅业集团公司。五大电力集团平均可控容量为3, 200万千瓦, 权益容量为2, 000万千瓦, 均匀分布在华北、东北、华东、华中、西北、南方6大电力供电区, 在各区域电力市场的份额均不超过20%。国家电网和南方电网两家公司承担全国的电网运营, 前者负责26个省市, 后者负责广东、广西、云南等五省, 两家公司占全国县级售电量的89%。五大发电集团以火力发电为主, 占其发电总量的80%以上。2005～2007年五大发电集团总发电量以及全国发电企业发电量如表1所示。 (表1)
根据产业组织理论, 衡量市场集中度的指标包括:行业集中率 (CRn) 、洛伦兹曲线、基尼系数, 以及赫芬达尔-赫希曼指数 (HHI) 。行业集中率指行业内规模最大的前几位企业的有关数值 (如产量、销售额、资产总额等) 占整个市场或行业的份额:
根据上表1可知, 我国电力行业的行业集中率约为40。一般认为, 如果行业集中度CR4<30或CR8<40, 则该行业为竞争型;如果30≤CR4或40≤CR8, 则该行业为寡占型。因而, 我国电力行业属于寡占型。
从区域上来看, 五大发电集团的电厂分布情况如下:华能集团主要分布在四川、重庆、内蒙古、山东、上海等省市和自治区;大唐集团主要分布在黑龙江、北京、天津、陕西、山西、甘肃、河南、河北等地区;中国电力投资集团主要分布在吉林、辽宁、山西、河南、上海等区域;华电集团主要分布在北京、福建、贵州、黑龙江、江苏、四川等省市;国电集团主要分布在甘肃、湖北、辽宁、四川、云南等地区。各大发电集团的电厂基本上遍布全国各区域, 只是不同区域的集中度差别较大, 这样的划分使得各集团成为各自区域内的主要供电方, 对各地区有很强的控制能力。
我国电力的输送主要由国家电网和南方电网负责, 两家公司的责任范围划分十分明晰, 对于某特定区域内的发电厂而言, 在电力输送方面没有任何选择的空间, 因而在与电网公司的谈判中处于相对劣势, 这种不利对于规模相对较小的发电企业会表现得更为明显。
总的来说, 电力体制改革后的中国电力行业依然是一个高度垄断的市场, 对原国家电力公司电力垄断的消除, 并没有换来较充分的市场竞争, 取而代之的是局部区域内的电力垄断。如果不能实现全国范围内的竞争性电力供应, 电力企业便不会产生以降低成本的方式提升盈利的动力。
二、煤炭供求状况
中国电力工业对煤炭供应有着极大的依赖。首先, 从火电机组装机容量上来看, 我国火电机组装机容量一直保持在75%左右, 且近年来有上升趋势。2003年火电装机容量为28, 977万千瓦, 占当年总装机容量的74%;2006年火电装机容量为48, 405万千瓦, 占当年总装机容量的77.6%;2007年火电装机容量达到55, 442万千瓦, 占当年总装机容量的77.7%。其次, 从发电量上来看, 火电机组的发电量占总发电量的80%以上, 其中燃煤电站占总发电量的76%, 火力发电是我国电力供应的主要力量。最后, 近年来实际的煤炭消耗状况。2003年我国原煤产量是11.89亿吨, 用于火力发电的原煤是7.6亿吨, 占当年原煤产量的64%;2006年原煤产量是23.8亿吨, 用于火力发电的原煤是11.43亿吨, 占当年原煤产量的48%;2007年原煤产量是25.23亿吨, 用于火力发电的原煤是12.82亿吨, 占当年原煤产量的51%。我国作为煤炭储量相对较丰富的国家, 这一能源消费趋势在长期内将得以延续, 因而电力行业对煤炭供应将长期保持旺盛的需求。
我国“煤炭资源探明剩余可采储量为1, 842亿吨, ”主要分布在山西、陕西、河南、甘肃、内蒙古等地区。同时, 我国煤炭企业数量众多, 煤炭产业集中度较低。2007年全国原煤产量为25.23亿吨, 其中大型煤气集团的原煤产量为12.9亿吨, 占全国原煤产量的51%, 列产量前10位的企业, 产量共计7.22亿吨, 占全国原煤产量的28.6%, 年产1, 000万吨以上的煤炭企业33家, 合计产量占全国原煤产量的45%。处于对煤矿安全的考虑, 国家安监总局近年来加强对小型煤矿的关闭整合, 其作用开始体现, 煤炭产业的集中度正趋于提高。
自1993年开始, 我国进行煤炭价格部分市场化改革, 同时为确保电价稳定, 国家设定了国有大型电厂的价格, 形成了“计划煤”与“市场煤”之间的价格“双轨制”。从而, 电煤定价保持在半市场化状态, 其他领域用煤基本上采用市场定价。作为国内最大的用煤行业, 消费全国50%左右的煤炭, 电煤作为电力行业的重要原料, 其价格变化直接影响到电力行业的经营成本。2007年之后, 电煤双轨制取消, 电煤价格完全由市场决定。随着煤炭资源市场化程度日趋提高, 资源费、税不断增加, 而且支撑煤炭生产成本不断增加, 煤炭价格呈逐年上升趋势。
近年来, 由于煤炭运输问题始终没有得到彻底解决, 以及电力投资增长过快的原因, 煤炭始终供不应求, 煤炭价格逐年攀升, 发电企业成本也大幅上升。由于电力企业主要以火电为主, 他们对煤炭企业的依赖要超过煤炭企业对电力企业的依赖, 再加上煤炭产业集中度低, 电力企业的价格谈判成本相对较高, 从而使得电力企业的价格谈判能力削弱。煤炭价格作为反映煤炭供求状况的信号, 确实起到了调节电力企业生产和投资的作用。
三、电力价格监管
电力作为工业基本投入品, 其价格的变化能一定程度上引起工业品价格的变动, 从而最终关系到整个宏观经济的运行情况, 因而电力价格监管是电力监管的核心内容。从我国电力价格决策权的配置来看, 横向与电价有关的包括物价、计划、财政、监管等部门, 起主要作用的是国家发改委与国家电监会。在现有法律框架内, 发改委行使定价权, 电监会则有电价建议权;发改委有电价监督检查权, 电监会行使电价监管职能。事实上, 无论是电监会还是发改委, 都无法获悉电力企业真实的发电成本, 其所作出的电价决策将无法起到合理调节电力供需的作用。
电力行业的自然垄断性质体现在输配电网环节, 而发电和供电都可以实现市场化。在保证国有资本在电力行业主导地位的前提下, 允许民营资本大规模进入发电和供电两个环节, 在前端必形成竞价上网供电, 在终端必出现竞价向用户供电, 实现电力生产和供应的充分市场化后, 电力价格将会充分反映当前电力的供需状况, 从而实现对电力生产和投资的合理引导作用。
四、结论