新电力体制改革的发展趋势研究

第一篇：新电力体制改革的发展趋势研究

新电力体制改革的发展趋势研究

摘要： 电力行业的发展与国计民生密切相关，直接关系到国家的能源战略安全。自十八大提出能源战略以来，国家决策层多次提出能源革命和能源体制改革。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称电力“9号文”）紧随我国的能源革命战略部署，积极开展电力体制改革。本轮电力体制改革继承了“5号文件”的旨在打破垄断，引入竞争，剥离关联交易差价的核心价值观。但没有延续之前的电网拆分及机构重组策略，而将重心定位于引入市场化竞争，构建有效的竞争市场结构和市场体系。在保证电力安全运行和可靠供应的基础上，加大解放电力生产力，还原电力的真实价值。

Abstract： The development of electric power industry is closely related to the national economy and people's livelihood，and it's directly related to the safty of the country's energy strategy.Since the energy strategy was put forward in the 18th national congress of CPC，the national policy makers have repeatedly proposed energy revolution and energy reformation.“Several opinions on further deepening the reform of electric power system” conforms to China's energy revolution strategy.The current reform of electric power system inherits the core value of “No.5 document”，which aims to break the monopoly，introduce the competiton，strip the value of related transactions.Instead of continuing the former grid resolutions and institutional recombination，this reform focuses on introducing marketization competition and build effective structure and system of competitive market.On the basis of guaranteeing the electricity safe running and reliable supply，we should increase emancipating the productive forces，and return the power value to natural value.关键词： 新电力体制改革；电力市场化；发展趋势

Key words： new electric power reform；electricity market；development trend

中图分类号：F426 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2015）31-0054-03

0 引言

随着科技的快速发展和市场经济的提升，电力体制改革的改革和创新一直是国家发展国计民生和能源安全战略的一大命题。自我国进行电力体制改革以来，电力工业一直在不断进步，目前已经初步形成市场格局。但是近年来电力面临一些问题，严重制约着电力工业的进一步发展。同时2015年是“十二五”节能减排目标的收官之年，我国节能减排和环境保护压力倍增。3月中共中央国务院出台电改“9号文”，表明了我国对深化电力体制改革的紧迫性。[1]本文通过介绍电力市场的本质，和国外的电力体制改革以及我国近些年的电力改革动态，剖析本轮电改对电力市场化等方面的改革，并提出适合于我们现在国情的相关措施建议。电力市场的本质

电力是特殊商品，生产和消费需要同时进行，不能储存的性质使得该商品生产和销售需同时进行。根据微观经济学厂商均衡理论[2][5]，电力市场是属于商品市场的范畴，它是以电力这种特殊商品作为交换构建买方和卖方的集合。但区别于以其他商品为内容的专门市场，电力市场除了电能商品还包括各种辅助服务商品，如输送电能、提供备用、无功补偿及电压调节等。

建立电力市场的根本目的是在电力工业中引进竞争机制，由“市场”动态调整电价的价值。电力市场的基本特征是开放性、竞争性、网络性、协调性。在竞争中应保证参与者之间的平等，所以电力市场应该保证：

①电力市场透明化，以便监督。

②自由选择的权利，不论是供电侧还是需求侧。

③政府制定相关法律法规，保证竞争规范化。

19世纪七十年代开始的“电气时代”极大地推动了世界生产力的迅速发展，对整个人类都具有深远地意义。电业工业发展初期世界各国主要采用垂直一体化垄断的电力体制模式，这种体制在当时满足了电力工业的发展和国民经济。到了上世纪九十年代一些发达国家发现这种模式缺少了竞争体制，电力工业生产资料的更新逐渐跟不上生产力的发展，造成电力工业长期处于垄断状态，电价居高不下，从而制约电力工业的发展[6]。英国等一些欧美国家首先试图通过电力工业改革进一步解放生产力，通过增加电力市场机制来改善电力工业管理和运营的可控性，促进电力行业的进一步发展。

各国国家对于电力市场的改革都视本国国情而定，没有统一的定义。电力体制改革的重点和普遍规律是建立竞争性电力市场、形成市场定价机制、改革监管方式[7]。由于各国电力市场化的国情、改革目标和驱动力的迥异，使其改革各具特色。

电力体制改革的历史发展

2.1 国外电力体制改革

国外电力改革都是以本国国情和电力管理体制为基础，制定符合本国的改革目标，采取不同的步骤和措施，渐进完成。各国电力改革的特征如表1所示，英国电力市场化改革的核心是实行私有化和在电力市场引进竞争；法国电力改革比较保守，主张纵向整合，反对破碎化，实施规模经济；日本的电力工业私有化较早完成，电力监管逐步放松，电力市场化改革缓慢发展；美国电力改革的目标是放松管制，引进竞争，提高效率，降低电价[9][12]。

英国作为最先开始电力市场化改革的国家之一，不仅在电力改革取得了很多成就，而且很多经验对于后续国家都值得借鉴。1988年2月英国发表《电力市场民营化》，掀起了国际电力市场化改革的浪潮。1989年7月颁布《电力法》，决定对发供电一体化的体制进行重组。1990年-2001年先后实行电力库（POOL）和新电力交易体制（NETA）用于规范电力市场交易和放宽需求侧自由选择供应，最终将私有化和竞争引入了电力工业的每个部门，由市场决定电价。英国电力体制改革有两个革命性的创新：首次将垄断业务（输配电）和竞争业务（供电和售电）分离；另一个是需求侧用户终端可以自由选择供电商。这两个电力改革方法在我国也是适用的。

2.2 我国电力体制改革

我国以公有制为主体的基本经济制度、能源资源与能源需求逆向分布的格局和电力工业处于较快发展期等基本国情，都决定了我国电力体制改革不能简单照搬西方模式，只能从我国电力工业的实际出发，探索出一条具有中国特色的改革发展道路，促进电力工业的科学发展。我国近代电力改革发展如图1所示[3][4]。

经过前几轮的电力改革，我国电力工业取得了飞跃的成就。2002年国务院发布《电力体制改革方案》（简称电改“5号文”），该方案制定了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”总体方案，拉开了我国市场化改革的序幕。以厂网分开为重点，不断增加装机容量和扩大电网规模为重要目标的上轮电改，符合我国当时的电力工业发展趋势，极大地推进了中国经济的发展[10]。截至到2014年底，全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，发电量也达到5.5万亿千瓦时，电网规模和发电能力位列全世界第一。其中，清洁能源累计装机容量突破4亿千瓦（水电累计装机3亿千瓦，风电9000万千瓦，太阳能接近2000万千瓦），约占全国装机容量的30%以上。

但是目前的电力体制不符合现如今可持续发展战略，该制度已经造成了交易体制的缺失，资源利用效率不高；电力市场交易机不完善，造成了弃电、弃光、弃风不良效应，甚至部分区域窝电和缺电矛盾尖锐。所以不能只重视供应侧电力资源，忽略需求侧管理资源；同时应该完善电力市场机制，还原市场电价。新电力体制改革内容

2014年6月总书记在中央财经领导小组会议上提出 “推动能源体制革命，打通能源发展快车道。坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系”。能源体制改革进入到决策层视野，尤其是电力工业，高层要求督促制定电力改革方案，电改“9号文”随之公布。

在新一轮电改中，没有延续上轮电改的电网拆分问题和扩大装机容量，而是将“重中之重”放在开放竞争性电力环节，将电力进一步市场化，还原真实电价。“新电改”的基调是按照“管住中间，放开两头”的体制架构，进行“四放开、一独立、一加强”。“新电改”的目标是放开不具有自然垄断属性的售电业务，引入市场竞争，允许发电企业和终端用户直接交易，提高资源利用率，整合供需关系平衡[11]；并确保系统安全稳定运行，由市场来决定交易，从而还原电力的真实价格，迎合可持续发展，全面实施国家能源战略。

“新电改”比较突出的两个亮点是 “放开售电环节”和“改革电价机制”。“新电改”根据我国国情出发和国际发展大趋势，将发电售电环节公诸于众，充分竞争；输、配电环节自然垄断经营，保证社会成本最低，电力资源最优化配置。“新电改”的竞争分配如图2所示。

3.1 引入民营企业，加大发电售电市场自由竞争

“新电改”开放可自由竞争的售电环节，引入民营企业进行市场化竞争，从而激活电力工业的继续发展。我国电力行业经过不断的努力和发展，行业间的职能和关系作用已经形成比较稳定的产业链条。稳定的行业关系也使得电力企业间缺少市场竞争意识，造成疲软的行业形象。引入民营企业这条活力十足的“鲶鱼”不仅可以提高电力企业效率和质量，同时可以促进国有企业市场竞争的危机意识，提升电力企业的经营管理水平，提高国有资本效率。政府应同时出台相应的政策法规体系及监管机制，使得民营企业和国有企业可以形成良性竞争，降低电价，提高服务质量，为老百姓提供更好的电力服务，为社会带来更高的社会效益。

3.2 改革电价机制，保持输配电的自然垄断

上轮电改提出“输配分开”，其基本思路是对我国电网企业由垂直一体化实行纵向拆分，形成独立的多元化竞争的市场格局。首先，就我国的国情和目前的电力工业结构而言，输电和配电具有稳定电网运行和全局规划的特性，是典型的自然垄断行业，难以割分。其次，由政府继续掌控输电配电不仅能够减少重复建设和资源的浪费，降低整个社会的成本，还能在电力体制改革中由政府实时规划电力运行动态，保证电力工业安全稳定的运行。“电改9号文”中提出对电价进行重新核定，对输配电价修改为“准许成本加合理收益”，使得电网企业更加专注于电网安全运营和输配电优质服务，真实电价和消费总量由电力市场决定。“新电改”发展趋势与建议

4.1 “新电改”发展趋势

改革是与时俱进不断改进，与社会发展相适应的过程。国内经济现在进入增速放缓期，个人电力需求量还有相对较快的增速，能源安全战略的内外部条件都已满足。“新电改”通过“9号文”实施电力体制整顿，开放电力市场化竞争，响应我国能源安全战略。本次电改的最终目标是在保证全社会用电需求的条件下，做到节能减排和降低电价。据相关研究预测，未来不同电源增速和增量预测如图3所示。未来发电来源将由从煤电为主向以新能源为主的非化石能源转换。截止到目前国家已出台4个“新电改”配套文件，未来还会继续推出和“9号文”的其他配套细则，将着重对清洁能源、电力交易机制、售电侧交易体制等方面进行政策性落实。目前以深圳为主要试点的输配电改革正在有序进行，未来电力体制改革将进入全面试点，随着配套文件的出台和试点验证实施，新一轮电力体制改革成效将日益显现。

4.2 “新电改”建议

电改不应是单纯的电力行业改革，应该和政府机构改革、政府职能转变同时进行，政府履行宏观管理和市场监控职能，制定与电改相关的法律法规。作为国家全面深化改革政府必须保证有法可据，保证法规和改革有机衔接。在修改制订的政策法规和制度体系需适应电力改革，使得这些法规在电力改革中起到主导性和决定性作用。这里列出几个可以改动的建议：

①修改《电力法》法案，增加对新能源和清洁能源的保护措施和奖励政策，对使之与《可再生能源法》、《节约能源法》衔接，形成电力能源消费、技术、体制等各方面整合的电力法规体系。

②《电力法》应将“加快发展、保证供应”的价值取向转为“节能低碳，稳步发展”。保证电能工业稳定发展的前提下，进行体制改革和清洁能源、新能源的大力推广。

③建立与电力市场化相关的政策。明确电力市场主体的法律定位；规定电网和民营企业在电力权交易机制中的性质属性；建立市场导向的新型电价结构体系和价格形成机制；鼓励和保障分布式发电和新科技电网技术的应用推广。

④实施新型电力系统规划。制定以综合资源规划（Intergrated Resources Plan，英文简称IRP）的国家电力整体规划体系，实施有效的DSM（Demand side Management，需求侧管理），实现“源-网-核-储”横向互补、纵向协调的政策机制，维护系统安全运行，提高资源高效利用率，带动电力工业的整体经济效益。结论

电力体制改革是国际性大课题，各国电力体制改革都是根据本国国情和发展趋势进行分步改革实现。“9号文”的公布揭开新电力体制改革的序幕，也明确了我国对节能减排和能源革命的决心。随着试点的推行实施，“新电改”的各项措施将有序实践验证。有序开展输配电价改革试点、售电侧体制改革试点、可再生能源消纳试点等。“新电改”必须顺应国际能源趋势，立足我国国情，坚持可持续发展原则，紧随能源安全战略，促使电力进一步市场化，保障能源节能减排和绿色环保的电力运营，真正再现“青山绿水，蓝天白云”的原生态社会。

参考文献：

[1]国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，2015年3月.[2]肖鹏，曾鸣.电改究竟改什么[J].重庆理工大学学报，2015，22（1）：21-24.[3]电力体制改革方案述评[J].中国行业分析报告?电力，2002.[4]孙耀唯.电力体制改革大事记[J].中国电力企业管理，2004（4）.[5]N?格理高利?曼昆.宏观经济学[M].四版.中国人民大学出版社.[6]Zhou Beiwen.Tariff refom and generation-side competition bidding in China.Electricity，2000（2）.[7]曾鸣.电力市场理论及应用[M].中国电力出版社，2000.[8]王小川.电力体制改革中如何加强电力系统安全管理[J].电力安全技术，2004（3）.[9]廖志勇.浅谈我国的电力体制改革[J].法制与经济（中旬），2013（01）.[10]朱成章.我国新电力意志改革酝酿过程中的回顾[J].中外能源，2013（02）.[11]闫晓虹.电监会：未来5年应推进电力一直改革[N].中国高新技术产业导报，2010.[12]井志忠.电力市场化改革：国际比较与中国的推进[M].吉林大学，2005.

第二篇：新电力体制改革路径分析预测DOC

新电力体制改革路径分析预测

第一节 新电力体制改革总体思路

新一轮电力体制改革真正开始以2013年4月国家发改委体改司发布2013研究课题招标公告为标志，2014年则进一步进入到方案制定，征求意见和讨论阶段。

2014年5月以来，由国家发改委牵头制定的《深化电力体制改革若干意见》已多次征求相关部委、电网公司、电力企业以及行业专家的意见，暗示新电改有提速趋势。预计新电改方案将于年内递交到国务院并获批出台，改革力度亦或超出预期。

2013年11月，十八届三中全会一致通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》(以下简称“《决定》”)为新电改明确了方向。

一、要加快推进电力行业监管体系和监管能力现代化

《决定》要求，进一步简政放权，深化行政审批制度改革，最大限度减少中央政府对微观事务的管理，市场机制能有效调节的经济活动，一律取消审批，对保留的行政审批事项要规范管理、提高效率;直接面向基层、量大面广、由地方管理更方便有效经济社会事项，一律下放地方和基层管理。政府要加强发展战略、规划、政策、标准等制定和实施，加强市场活动监管，加强各类公共服务提供。

电力行业监管体系是国家治理体系的重要组成部分，电力行业监管能力是国家治理能力的重要组成部分。电力监管体系和监管能力现代化，既要符合国情又要与国际接轨，有利于完善宏观调控措施，有利于推进电力市场化进程，建立公平、有效、透明的，中央和地方两级政府责权分明的电力垄断业务价格管理机制和有效的电力市场竞争机制。

一是建立输电或配电业务准许收入或价格制度;二是建立输电或配电服务绩效评价制度;三是建立输电或配电服务绩效与准许收入挂钩制度;四是建立输电或配电业务费用收取、结算和清算制度;五是建立以监管会计制度为核心的监管信息制度;六是建立调度电量平衡监管制度;七是建立电力交易中心监管制度。

二、要充分发挥电力市场在资源配臵中的决定性作用

《决定》指出，紧紧围绕使市场在资源配臵中起决定性作用深化经济体制改革，坚持和完善基本经济制度，加快完善现代市场体系、宏观调控体系、开放型经济体系，加快转变经济发展方式，加快建设创新型国家，推动经济更有效率、更加公平、更可持续发展。

一是要建立国家级、大区级、省级、地区级四级分层开放型完全竞争性电力市场(交易中心);二是自然垄断电网要无歧视对电力零售商、用户和发电企业开放;三是建立由发电企业上网自由竞卖、购电商或用户自由竞买决定电量和价格的双边竞争机制;四是建立具有电力特性的即期和远期电力市场;五是建立实体经济与虚拟经济有机结合互相促进的电力市场;六是要建立不同电源能够互相竞争的电力市场;七是建立电价向电力终端用户顺利传导、各业务主体结算流畅、平衡账户有效发挥作用的电力市场。

三、要切实处理好政府电力监管与电力市场之间的关系

《决定》指出，经济体制改革是全面深化改革的重点，核心问题是处理好政府和市场的关系，使市场在资源配臵中起决定性作用和更好发挥政府作用。市场决定资源配臵是市场经济的一般规律，健全社会主义市场经济体制必须遵循这条规律，着力解决市场体系不完善、政府干预过多和监管不到位问题。

《决定》要求，必须积极稳妥从广度和深度上推进市场化改革，大幅度减少政府对资源的直接配臵，推动资源配臵依据市场规则、市场价格、市场竞争实现效益最大化和效率最优化。政府的职责和作用是保持宏观经济稳定，加强和优化公共服务，保障公平竞争，加强市场监管，维护市场秩序，推动可持续发展，促进共同富裕，弥补市场失灵。

一是政府和市场“两只手”应该在电改过程中和电力市场正常运行过程中相互紧密配合发挥各自不同的作用;二是对自然垄断业务分类、分离、拆分监管符合电改方向;三是实施基于绩效的输电及配电准许收入或价格限制制度是电力监管的主要内容;四是取消电价的财税替代职能是厘清并完善宏观调控机制和微观运行机制的必然要求。

四、要实现电力垄断业务与竞争业务的分离

《决定》指出，国有资本继续控股经营的自然垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革，根据不同行业特点实行网运分开、放开竞争性业务，推进公共资源配臵市场化。

《决定》要求，完善主要由市场决定价格的机制。凡是能由市场形成价格的都交给市场，政府不进行不当干预。推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节，提高透明度，接受社会监督。《决定》要求建立公平、开放、透明的市场规则。

实现电力垄断业务与竞争业务的分离是电改最为基础性的工作，但是电价改革、市场规则建设、监管会计制度建设必须与电网垄断业务与发电和售电业务相适应，同时电网的收入必须与准许收入相一致。为了提高垄断业务效率、公平度和透明度，促进企业精细化管理，还应该对电网不相容或差别较大的垄断业务进行分离或实体性分开(输电业务与配电业务、调度、交易业务与电网业务)并适度划小实体规模(电网拆分)。

五、要积极深化电力国有企业产权多元化改革

《决定》指出，健全归属清晰、权责明确、保护严格、流转顺畅的现代产权制度;积极发展国有资本、集体资本、非国有资本等交叉持股、相互融合的混合所有制经济;完善以管资本为主的国有资产管理体制;健全协调运转、有效制衡的公司法人治理结构。

大力吸纳社会资本，加大电力企业产权多元化力度，提高电力企业活力和电力企业国有资本运营效率。国有资本(包括中央和地方)适度控制电网企业、适度控制核电企业、适度参股大型电力企业，取消电力企业行政待遇，实现经营者选择市场化。完善电力国有资产管理体制，建立电力企业国有资本运营制度，完善电力企业公司法人治理结构，强化高级管理人员责任约束，提高电力企业对市场敏感度。

第二节 新电力体制改革措施预测

一、《电力法》修改时机已成熟

现行《电力法》是1995年12月通过的，这正是电改的前夜，政企分开的方向已经确立，《电力法》的出台正是这一时期的重要成绩，被誉为电力法制建设的里程碑。《电力法》在垄断行业中率先确定了电力工业管理体制必须实行政企分开的改革，并确立了鼓励投资办电，支持和保护投资者收益的原则，极大地调动了中外投资者办电的积极性，为培育新的电力市场主体、实行厂网分开的改革奠定了坚实的基础，有力地促进了电力工业的发展，促使电力发展的体制环境发生重大变化。

2001年，国家电力公司召开了一次法治工作会议，会上形成了修改《电力法》的意见稿。意见稿的目的之一自然是能够获得《电力法》更多的法律保护，试图用法律来固定利益格局，这是当时大部分电力企业的普遍愿望。

2003年以来，国务院法制办、发改委、电监会、能源局等部门都对修改《电力法》进行过讨论研究，并形成了修改意见稿。因为相关部门之间的掣肘，修改草案只是停留在部门办公会上，在部门流转中没有了下文。

2013年全国两会，电力行业的多位人大代表和政协委员提出要将《电力法》修订列入近年国家立法计划，尽快启动修订工作，对与当前行业形势明显不符的条文予以修正。

纵观历年来《电力法》修订虽经多方研究，却始终无法得以实施，一方面电改涉及众多利益相关方，一旦《电力法》出台，很多东西都以法律的形式固定下来，各利益相关方在修改意见上自然难以形成统一的意见;另一方面，《电力法》修订主体不断变化也是进展缓慢的重要原因，从最早的电力部，到之后国家电力公司，再到电监会，最后是能源局，由于不停地变换主体，很难有一个统一的修订思路，也导致进展一直不理想。

表面看来是修改《电力法》，其实质仍是电改问题。电改方向不明朗，《电力法》也不可能确定下来。随着2013年以来新电改条件、思路逐渐成熟，《电力法》已经成为电改的阻滞因素，《电力法》修订虽受各方博弈影响，但电改必将倒逼《电力法》修订提速。

总体上，修订后的《电力法》会在现有《电力法》的基础上，调整、补充和增加一些内容，可能在某些方面有所突破、有所创新。主要包括：电力规划与建设，电力投资与融资;电力市场体系建设，电力监管体系建设;电价与电价机制，鼓励、支持可再生能源、洁净能源、新能源发展;加强资源综合利用，注重开发和节约并重，经济、社会、环境、资源相互协调，有关产业协调配套，相互适应，可持续发展;规范普遍服务，加强电力需求侧管理等内容。

《电力法》的修订并不需要等到电力行业的所有问题都研究清楚并在《电力法》中进行明确规定，《电力法》作为电力行业的基本法律对许多细节问题仅需作原则性的规定，具体细节可以授权相关部门根据具体情况具体制定。《电力法》中应确定的是这部法律的基本目标、基本原则和基本理论，形成《电力法》的基本体系，运用《电力法》的逻辑体系指导未来电力行业的市场化发展。

二、“放开两头，监管中间”的主体方向

新电改方案不同于2002年的厂网分开，也不同于2011年的主辅分离，上述两者只是按循十二年前电改方案进行的“四步走”方略重点性推进，而这次将出的方案或不会继续推进老方案延续的输配分开，而是采用“放开两头，监管中间”的改革方向，重点和亮点将是配售电侧的改革。

所谓“放开两头，监管中间”，即在发电侧和售电侧引入竞争，同时加强对中间电网环节的监管力度，构建能够为市场主体提供全方位优质服务的、统一的电网适应性平台，并且逐步建立完善科学合理的电价机制。

依照这一改革思路，未来发电企业与用户的直接交易将可能全面放开，允许供需双方自主选择，参与市场竞争，同时依托电网企业业务上的优势，构建能够为市场主体提供全方位优质服务的、统一的电网适应性平台，并且逐步建立完善科学合理的电价机制，实现发电侧竞争和售电侧开放，在保障安全稳定运行前提下，建立公平、开放、高效的电力市场体系。

在我国发电侧已基本放开的情况下，新电改方案的最大亮点可能来自配售电侧的改革，主要是放开配电侧和售电侧的增量部分，允许民间资本进入。目前，配售电的资产基本由地市一级的供电局独立核算和管理，配售电改革的主要影响对象将是庞大的地方供电系统。配售电侧改革最大的争议，来自于配售电环节的产权：是将电网的售电业务彻底剥离，还是保留电网的售电业务让民资参股，还是在不改变现有售电市场基础上准入更多的民营售电公司。以上问题任何解决，尚没有更为细化的方案。

新电改方案经过几轮的征求意见和修改，基本雏形已经渐显，但此轮方案被认为并没有涉及和解决当前电改推进中的核心问题。按照5号文，新电改的重点将是针对电网进行输配分开的改革，但是新方案并没有将输配分开列入讨论范围，没有提及拆分电网公司的问题，也未明确输电、配电价格的形成方法。新方案没有对电网现有存量进行任何改变，不管是配电方面还是售电侧，都是基于增量的改变，这是一份基于不改变电网现有结构的增量改革方案。

新方案可以说是针对当前改革的现状做出的比较具有实操性的方案，很大程度上在于考虑到了如果大刀阔斧的推进输配分开，很可能形成难以推进的尴尬，所以方案选择相对柔和的渐进式改革方式，重在具有实操性，可以实质性推进，如果完全按照5号文执行，很可能僵持不进。

三、“四放开、一独立、一加强”的具体措施 新电改将以售电侧改革为突破口，以大用户直购电深化试点为起点，提出“四放开、一独立、一加强”：

四放开：公益性和调节性以外的发供电计划放开，政府将不再制定发供电计划;经营性电价放开，除了输配电价由国家核准之外，发电厂和用户之间可以直接制定电价进行交易;配电侧放开，新增的配电网，要允许社会资本进入;售电业务放开，成立销售公司，允许民间资本进入。

一独立：交易机构独立，对现属于国家电网的“国家电力交易中心”进行专门、独立管理。

一加强：加强电网的规划。

新电改将会在售电侧强化竞争机制，形成市场化的售电新机制。售电放开改革从某种意义上会改变电网的盈利模式。在此之前，电网的主要收益来自上网电价与销售电价之差，这部分收益直接构成了电网主要的盈利来源。售电侧分离后，输配电价将会取而代之，成为电网的主要收益，这与过去电网所习惯的盈利模式完全不同。

售电放开后，输配电价如何定价对电网公司的影响巨大。在完全厘清输配电价之前，电网公司不可能支持电改。预计在售电侧进一步放开的情况下，为了保证国家电网公司的收入在改革初期不会出现太大波动，初期在输配电价的核定方法上会有过渡原则，即输配电价将采用过网费的形式，在起步阶段由平均购销差价形成。随着改革的深入，输配电价的核算方法最终将采用“成本+合理收益”的方式确定，并会逐渐趋于市场化，以保证电网收益逐步趋向稳定。

新电改方案没有涉及存量输配电资产的拆分，主要是考虑到资产庞大、涉及利益太多，改革难以推进，因此只在新增的配电业务中允许各投资主体进入。而对于增量配电业务，部分发电企业、尤其是分布式电源投资企业的积极性最高。

新电改还将改变现有的电力交易模式，而对于国家电网公司而言，这或许是争议较大的一环。国家电网交易中心组建于2006年10月，是国家电网公司归口负责电力市场建设、电力交易组织和电力市场服务等工作的职能部门，其工作职责是负责季度、月度电力市场交易计划管理;组织电力交易;交易合同、购售协议签订的组织工作，并进行电量结算和交易统计分析等。

交易中心的独立，直接受到影响的便是电力调度。但以往呼声很高的“调度独立”或暂以“交易中心相对独立”的形式替代，交易中心产权仍保留在电网，但独立接受相关部门监管。未来，调度机构将逐步从电网企业中分离出来，组建独立的调度交易结算中心，负责电力市场平台建设和电力交易、计量与结算，组织和协调电力系统运行，确保电力调度交易的公开、公平、公正，还有电网的无歧视公平开放。

四、拆分国家电网公司的可能性不大

在国家电力公司被拆分以后的改革过程中，电网的垄断始终被电力行业所诟病，也是电改的难点之一。在未来多条特高压线路相继建成后，国家电网公司的垄断地位会更加巩固，可能会更加强势。多轮的新电改方案讨论，争论的焦点直指电网，庞大的电网似乎已经成为中国电力事业持续健康快速发展的羁绊，拆分电网，引入竞争的呼声日渐增高。

“四放开、一独立、一加强“的改革措施，实际上着力点都是在力图破除国家电网公司一家独大的势力。更多的争议则反映在是否直接拆分电网上，以对电网进行彻底的改革。

主张拆分的观点认为，按照原有的六个电管局(即东北、西北、华北、华中、华东、南方)，把这六个电力大区变成六个电网公司，按地域授权经营电网，各省地方电网在重组中进入上述六个电网公司，六个区域电网之间的交易由新设立的交易中心负责，设备的管理按地域划分，由区域公司负责。国家电网公司拆分后，将形成相应的竞争机制;或者直接划归为社会公共服务事业，取消其企业属性，电价问题、新能源发电上网、并网难等问题都将迎刃而解。

也有观点认为，电改并不意味着必须拆分国家电网公司，拆分也不意味着就能提升行业效率，即使把国家电网公司拆分为六个电网公司，在任何一个电网公司的管辖范围内它还是一家，在它的范围内还是自然垄断，只是这个自然垄断的范围从全中国变成了某一个区域而已。因此，加强对国家电网公司监管力度、剥离国家电网公司非主营业务、避免重复建设才是重点工作，国家电网公司应将基础设施建设、电力服务职能发挥到极致，其它环节交由其他国有或者民营电力公司运作即可。

电网是自然垄断的特殊企业，是连接发电市场和用电市场平台。深化电力体制改革是大势所趋，电网的拆分不一定能破除垄断，是否拆分只是手段，改革的最终目的是为了提高电力行业的运行效率。

无论是推进电力直接交易，还是引入民间资本进入售电侧，其最终目的都是打破电网公司在电力交易中对发电公司的单一买家地位和对电力用户的单一卖家地位，实现电力交易市场化，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。

考虑到国家电网公司的强势地位，为了降低改革的阻力，推动电改的进一步深入，加之拆分电网后是否能达到预期的效果、是否会重新形成区域垄断，都尚未有明确的定论，现有电改方案提出的“四放开、一独立、一加强“的措施是基本切合目前实际的，近期内拆分国家电网公司的可能性不大。

五、电价改革会有所突破

电改十二年来，电价改革一直是最为瞩目的话题之一。电价改革是电改的核心内容，而输配电价是电价改革最为关键的环节，也是此轮电价改革的突破口。输配电价的改革不仅将直接改变电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，更可能为下一轮电改、油改乃至国企改革埋下伏笔。

新电改方案确立了电网企业新的盈利模式，电网企业不再以上网和销售电价差价作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。独立输配电价体系建立后，便要积极推进发电侧和销售侧电价市场化机制的构建，鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。

输配电价的确定关系重大，难度也极大，原因在于核定电网的输配成本非常困难，特别是在需要核定成本的对象是一个总资产2.57万亿元、投资跨越金融、制造、矿业、地产等多个领域的超级电网——国家电网公司的情况下。中国的电改推进了十二年，一直都没能确立一套合理的输配电价标准及核定方法。发改委在2007、2008两年公布了前一年的输配电价和销售电价，但这一输配电价实际只是前一年实际的购销差价，一般占销售电价的25%左右，并不是按照输配电成本核算出来的。

因电网具有自然垄断性，根据电网的实际成本确定输配电价对于建立一个有效的电力市场至关重要。只有明确输配电价，消费者与发电厂商之间才能直接交易或通过其它中间商进行电力交易。

2014年10月23日，国家发改委发布《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知(发改价格„2014‟2379号)》，明确要在深圳市建立独立的输配电价体系，完善输配电价监管制度和监管方法，促进电力市场化改革。同时为其他地区输配电价改革积累经验，实现输配电价监管的科学化、规范化和制度化。

此次深圳市输配电价改革试点，前期仍坚持电力输配一体化的管理方式，最大的看点是打破电网获取购销差价的盈利模式，发改委价格部门将以电网有效资产为基础为电网企业核定准许成本和准许收益，电网不再作为电力交易主体，而是以输配电服务商的角色出现，按照公布的输配电价固定电网总收入。独立输配电价改革若能向全国推广，将彻底改变目前电网的盈利模式，为后续的竞价上网、售电端市场化等提供必要条件，打破电网垄断电力销售的格局。

根据试点方案，深圳输配电价的核价基础为深圳供电局有限公司的输配电资产和业务，电网准许收入=准许成本+准许收益+税金，输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。

输配电价确定后，国家按照管理公用事业的模式对电网监管，电网仅收取过网费，用以保证提供普遍服务、电网投资等需求，电力供需双方可以自由选择。试点方案鼓励放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发电、售电价在形成机制上分开。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照政府核定的输配电价收取。

此次针对深圳的输配电价改革试点较之以往有非常明显的突破，明确给出了电网企业准许成本核定办法，同时固定电网的总收入，并要求公布独立的输配电价，令各环节价格更透明化，改变电网企业过去获得高额购销差价的盈利模式。不过试点方案难点在于对有效资产和准许成本的核定，由于不涉及电力体制切分，售电环节的成本可能被纳入输配环节，操作不好会将成本做大。

按“放开两头、监管中间”的思路，深化电改，建立独立的输配电价、推进网售分开，对于推动电力直接交易非常关键。通过深圳试点改革，可以摸清输配电环节成本，为将来全面核定电网输配电成本做基础，是新一轮全面输配电价改革的前奏，也是对电网企业监管方式转变、电改提速的重要信号。

六、直购电试点将进一步深化

2002年5号文件下发以来，各地开始试点“大用户直购电”。这本来是符合电改市场取向，作为打破电网企业垄断经营，实现开放电力市场的突破口，理应有效推进并像其他许多国家那样取得好的效果。但是经过十几年的摸索和探讨，除有几个试点是事实上的发电企业单方面让利于用户外，鲜有成效。究其原因，主要是受到固有体制的制约和试点对象范围的局限，本应该在一个大的用户群体上开展的工作而只选择了少数个体，因而远远谈不上形成真正意义上的直接交易市场。

从2002年提出直购电概念，全国大部分省市区都曾表达了参与直购电的积极性。究其原因，不外乎在通过国家批准后，直购电就可以大行优惠。优惠的空间来自输电价和上网价的降低，个别只有输电价的降低，上网价不降反升。

尽管有关部门极力强调直购电与优惠电的不同，但直购电的优惠现实却难以回避。在地方政府积极试点直购电的背后，有多少成分属于推动电力体制改革，又有多少成分属于希望得到电价优惠，通过降低电价促进地方经济的短期繁荣、GDP增长?如此背景下，试点了十二年的直购电，已经变异成为地方政府的独角戏，而原本的市场主体电网企业和发电厂均表现得并不积极。

图2 直购电交易模式

1、电网企业不配合 直购电推行十二年，进展缓慢之极。2011年全国大用户直接交易电量为81.94亿千瓦时，仅占到全社会用电量的千分之二。电网企业的不配合确为事实。

2009年，电监会、发改委、能源局联合发布《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知(电监市场„2009‟20号)》，被奉为直购电改革圭臬，后来的直购电相关文件均以此为宗。

20号文明确：在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价(不含趸售县)扣减电压等级差价后的标准执行。其中 110千伏(66千伏)输配电价按照10%的比例扣减，220千伏(330千伏)按照20%的比例扣减。目前的直购电以过网直购为主，即无论直购与否，电力的物理供应方式不变，由大电网接入供电，并不是由电厂直接架线供应。电网工作量没变，但利润却只有原来的90%或80%。

从理论上说，高电压供电成本较低，扣减部分电价有其合理性。然而，售电价格并非完全按成本核定，比如居民用电由于电压等级低、供电线路长，电力供应的成本比较高，但电价却比工业、商业用电都低。在一个大盘子里的时候，电网可以进行总体平衡，直购电从盘子里单出来，并带走了里面的肥肉。

明眼人一看即清楚，直购电侵蚀电网利益。电网作为企业，维护自身利益是其本能和本职，无可厚非。

2、发电企业不积极

如不考虑上游成本问题，发电企业的收益由电量和电价两个因素决定。那么，发电企业所希求的好处，必须来自电量和电价，或者二选其一。

目前，参与直购电交易的主要是火电，全国利用小时数约5,000小时，实际利用小时可达到7,000多小时甚至8,000小时。负荷率越高效率越高，发电企业自然希望多发电量。

然而，我国电量为计划分配，以省为单位相同机组利用小时数大体相当。而且20号文清晰规定：发电企业直接向大用户供电的发电容量，在安排计划上网电量时予以剔除。通过参与直购电增加电量目前来说只能是一厢情愿，发电企业利益的来源之一被一刀斩断，连藕断丝连的可能都没有。

至于另一可能的利益来源，20号文的规定是：直接交易价格由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预。即使真的可以到自主协商，发电企业从中获得高价的可能性并不高，因为目前的直购电只能是优惠电。

从已经发生的交易现实看，除极个别发电企业获得高于标杆电价的交易价格外，绝大部分发电企业都是让利。那么，既然无利可图，为何发电企业还在参与，其动力来自哪里?其实应是压力才对，估计主要来自地方政府。

3、直购电试点工作存在的问题

仔细分析各省的大用户直购电实施情况，不难发现有以下共同特点，一是市场化不充分，并非真正意义上“使市场在资源配臵中起决定性作用”，几乎所有开展直接交易的省份，都由政府有关部门为发用电双方设立了准入门槛，参与直接交易的市场主体非常有限，行政干预色彩较浓;二是由于部分用户直接交易，大部分用户仍执行统一销售电价的“双轨制”模式，参与直接交易的发电企业的交易电价(上网电价)全都低于政府批准的上网电价，用户到户电价都不高于政府规定的统一销售电价(目录电价)，直接交易成为对部分用电企业的优惠待遇。上述做法，已使国家推行“大用户直购电”的初衷走入了误区。

4、直购电是电力体制改革的重要突破口

推进大用户与发电企业直接交易，建立并不断完善真正意义上的交易市场，让电力资源在市场上通过自由竞争和自由交换来实现优化配臵，作为电改的突破口，已成为业内人士的共识。

2009年开始，辽宁抚顺十五家电解铝企业开始进行首批直购电试点工作。目前，广东、四川、湖南、山东、云南、江苏、安徽、江西等十多个省份已经开始进行大用户直购电试点。

2014年7月，国家能源局江苏能源监管办下发《关于开展江苏电力直接交易扩大试点工作的通知》，将直购电交易规模扩大。9月，国家能源局南方监管局与广东省有关部门联合印发《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，也启动了直购电的深度试点工作。同时，山西、四川等省份也在第一批直购电交易完成后，计划扩大试点规模。

除上述省份外，目前国内已有山东、河南、湖南、福建、湖北、云南、贵州等省启动直购电交易。直购电一改2012年之前的停滞状态，在政策鼓励下开始回暖，浙江等未启动试点省份也在研究方案。

面对新电改方案的胶着状态，能源局力挺大用户直购电，意在酝酿区域电改破题。直购电的意义并不是一定要更便宜，而是要让用电企业和发电企业直接协商价格。直购电意味着独立电厂建立电力零售公司，用户通过零售公司向电厂购电，而电厂根据用户的购电信息了解需求的变化并合理安排机组发电。在调配发电机组发电方面电网被认为是低效的，而直购电也将弱化电网在发电能力的调配权利。

第三篇：关于地方电力企业管理体制改革情况汇报(新)

关于县水电公司管理体制改革的情况汇报

一、县水电公司现状

县水利水电开发有限公司创办于1998年3月，为国有独资地方电网公司，注册资金为1100万元，现有固定资产1.36亿元，共有干部、员工110人。主要负责岭东林区11个乡镇场的电网建设、管理和辖区供电；承接县域岭东林区117座小水电站（近15万千瓦装机）的发电上网和电力销售。在管理职能上肩负着确保林区群众生产生活和区域内民族工业用电的重任。

公司自创办以来，网络建设逐步完善，购销通道逐步顺畅，资产日趋优良，为引领水电产业的发展和推动林区经济建设做出了较大的贡献。但由于公司的地方属性和自身的局限，使其在受益于国家政策层面和拓展发展空间、快速完成农网改造、实现电站上网和群众用电的“同网同价”等方面较国家电网仍有一定的差距，还存在一定的问题。主要表现在：

（一）因为体制原因，公司享受不了国家农网改造的信贷政策支持，农网改造仅能依靠自身经营的微薄积累，改造速度慢，覆盖面小，供区群众用电质量和用电安全难以得到保障，而且电量损耗大，老百姓用电价格较高。

（二）出口端电价难以提升与上网电站强烈要求提高上网电价的矛盾日益突出。由于受电力质量和水电不稳定特性的影响，加之出口端受制于国家电网和南方电网等因素，目前，出口端电价一时难以快速提升，但电站业主要求参照广东电价和

1国家电网电价提高上网电价的呼声日益高涨。这些差距的存在，在一定程度上影响了林区群众和广大小水电站投资业主的利益，也对水电公司的日常生产经营带来了很大的压力。如果这些问题得不到妥善解决，地方电网现有的电源点将流失，林区群众的生产生活用电将得不到保障，还可能引发新的社会不稳定因素。

为妥善解决以上的问题，我们认为水电公司管理体制改革已势在必行。

二、全省地方电力企业改制的模式及其优劣分析

全省地方电力企业改制的模式共有五种，即上划国家电网的模式、由省电力公司代管的模式、地方与省电力公司共同出资，由省电力公司绝对控股实行股份制改造的模式以及出让和筹划上市模式。

（一）上划给国家电网公司模式

1、优势

①国家对电网建设和农网改造的政策及投资能全面落实到位，而且国家电网投资力度大，建设标准高，可以快速推进林区农网建设和改造。

②可以争取电站上网电价和群众用电电价执行省统标杆电价，在全县范围内实现“同网同价”。这样，群众能得到用电实惠，电站上网电价能得到提高，既维护了群众和电站的利益，又可消除小水电和电网的矛盾，化解社会不稳定因素。

③电网规模大、实力强，电力供应保障程度高，有利于县域经济的发展。

2、劣势

①上划后企业为报账制单位，公司注册地在长沙，上划前供电环节实现的税收不再归属于县本级。

②企业整体划转后，县委县政府对上划后的新企业在人、才、物、事的调配能力减弱。

③需经国家国资委审查批准，实施难度大。

（二）由省电力公司代管模式

1、优势

企业仍为县属法人企业，其产权关系、财税体制、债权债务、社会劳动保障关系可以维持现状不变。

2、劣势

①代管后，经营管理上仍实行“独立核算,自负盈亏”, 因此，在争取电站上网电价和群众用电电价实现“同网同价”的难度较“上划”模式要大。

②实施电网建设和农网改造的力度较“上划”模式要弱。

（三）与国家电网共同出资，由省电力公司绝对控股实行股份制改造模式

1、优势

①股份制公司注册地可以在江华，公司实现的税收可以归属于县财政。

②县政府可以在股份制公司中持有一定比例的股份，有一定份额的产权。

2、劣势

实施农网改造时，县政府需按股比投入相应的农网改造资金，承担相应的社会责任，而且县政府对股权的持有会随国家

电网公司对股改公司建设项目投入的增多而逐步减少，直至微乎其微。

（四）出让模式

1、优势

可以实现国有资产的变现，增加县财政收入。

2、劣势

受让公司会以盈利为终极或唯一目的，承担农网改造等社会责任的力度会相对小。

（五）筹划上市模式

1、优势

①可以开辟一条新的直接融资渠道，获得低成本的持续发展资本。

②可以通过发行股票来进行合并或收购其他企业的业务达到扩张企业规模的目的，加速企业的发展。

③提高企业管理水平，提升企业形象。

2、劣势

①上市前期运作成本很高，能否上市存在不确定性，风险很高。

②上市前，公司需进行股份制改造，公司国有独资企业的身份将不再存在，企业产权多元化。

三、对县水电公司改制的建议

县水电公司改制成功与否，关系到全县水电产业的持续健康发展，关系到林区乃至全县社会经济的发展，我们应着眼长远，舍弃一点现有的既得利益，以求拓展未来的发展空间。根据对各类改制模式的分析比较，结合我县水利水电开发有限公

司的实际，我们建议选取先代管后争取上划的模式实施改制：

1、先将公司交由省电力公司代管。关于代管工作，我们县早于2006年6月分别向市政府和省电力公司呈报了实行代管的请示，省政府办公厅于2006年7月批复同意。批复下发以后，省市电力部门相继到水电公司进行了调研，县里主分管领导也多次带领水电公司负责人与省市电力部门进行了沟通交流。我们认为，“代管”之后，在电力供应保障，争取国家建设资金投入，保证人民群众得实惠以及化解与小水电有关的部分社会不稳定因素等方面有积极作用，而且企业仍为县属法人企业，其产权关系、财税体制、债权债务、社会保障关系不变，可充分保证改制前的既得利益，同时也为公司日后体制改革走“上划”模式留出了选择空间。

2、时机成熟以后，争取“上划”。在争得以下两条对我县有利的“保基数、保增量”税收归属条件后，将公司资产（包括债权债务）整体上划给国家电网公司。

（1）参照原祁阳地方电力公司的做法，公司上划当年，销售环节的税收按上划前上交的数额为基数，列入本级县财政收入，返还县财政。

（2）以后，按新增销售电量的比例，同比例增加税收返还基数。

县水利水电开发有限公司

二O一0年六月九日

第四篇：电力体制改革试题

电 力 改 革 试 题 库

一、填空

1、电力体制改革从根本上改变了指令性计划体制和 政企不分、厂网不分 等问题。

2、通过电力体制改革，要建立健全电力行业“ 有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的市场机制。

3、山西省电力中长期交易规则中规定，电力中长期交易可以采取 双边协商、集中竞价、挂牌交易 等方式进行。

4、推进售电侧改革的基本原则是 坚持市场方向、坚持安全高效、鼓励改革创新、完善监管机制。

5、深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国 能源安全 和经济社会发展 全局。

6、售电公司以 服务用户 为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则。

7、电力市场售电公司准入条件要求，资产总额在 2千万元至1亿元 人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。

8、符合准入电力市场的市场主体向 省级政府 或由 省级政府 授权的部门申请，并提交相关资料。

9、潞安集团电力中心是集团电力的业务主管部门，负责集团发电、供电、配电、售电管理及光伏和新能源电站管理。对潞安集团电力市场化运作负监督和管理责任。

10、电力市场有序开发用电计划的主要原则是坚持市场化、坚持保障民生、坚持节能减排和清洁能源优先上网，坚持电力系统安全和供需平衡，坚持 有序推进。

11、对于社会资本投资增量配电网控股的，在取得供电业务许可后即拥有配电网的 运营权，在供电营业区域内拥有与电网企业 相同 的权力，并切实履行相同的责任和义务。

12、山西省售电侧改革实施方案中指出要理顺电价形成机制，还原电力的 商品 属性，推进电力市场建设，完善市场化交易机制。

13、进一步激活省内用电市场，提高电力消纳能力，在现有大用户直接交易的基础上，不断扩大参与电力市场交易的 市场主体 范围和交易规模。

14、坚持市场化改革要区分竞争性和垄断性环节，在 发电 侧和 售电 侧开展有效竞争。

15、放开增量配电业务应按照“试点先行、积极稳妥、有序推进”的原则，严格履行试点手续，及时总结试点经验并逐步扩大试点范围。

16、按照 公平、公正、公开 的原则，组建相对独立的电力市场交易机构，组建电力市场管理委员会，推动电力市场规范运行。

17、为保障电力系统安全稳定运行、促进清洁能源消纳以及满足各类用户安全可靠用电，按照“谁受益，谁承担”的原则构建电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

18、创新售电业务市场准入机制，以注册认定代替 行政审批，实行“一承诺、一公示、一注册、两备案”。

19、统筹推动 省内、省外 两个市场建设，更好地发挥国家综合能源基地优势，促进“黑色煤炭绿色发展，高碳资源低碳发展”。

20、电力市场中，市场主体违反国家有关 法律法规 的、严重违反交易规则和破产倒闭的需强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。

20、增量配电网的试点范围是以 煤矿集团等大型企业自供区和国家、省级园区为重点，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。

21、电力市场的交易方式是以自主协商交易为主，集中撮合竞价交易为辅，协商和

竞价 相结合的交易方式进行。

22、电力改革初期，电力交易机构负责提供结算依据，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企业和售电企业支付电费。

23、拥有配电网运营权的售电公司，应将 配电 业务和竞争性售电业务分开核算。

24、同一营业区内可以有多个售电公司，但只能有一个拥有配电网资产的售电公司，具有配电网经营权，并提供 保底供电 服务。

25、潞安配售电公司于 2017年1月17日 正式成立。

26、供电企业供电的额定频率为交流 50 赫兹。

27、售电公司在准入后，需取得电力用户的交易委托代理权，并向交易中心提交委托代理协议后方可参与市场交易。

28、未参与电力市场的用户，继续执行 政府定价。

29、电网企业要严格按照《山西省发展和改革委员会关于山西电网2017——2019年输配电价及有关事项的通知》中规定的价格执行，不得擅自 提高 和 降低 电价水平。30、2017年7月1日起，大工业电度电价，110KV电压等级是 0.4582元/千瓦时；35KV电压等级是 0.4782 元/千瓦时。

31、参与电力市场化交易的电力用户输配电价水平按山西电网输配电价表执行，并按规定征收 政府性基金 及附加。32、2017年山西省电力直接交易规模为500亿千瓦时，约占全省工业用电量的36%，占全社会用电量的30%。

33、两部制上网电价是将上网电价分成 电量 电价和 容量 电价两部分。

34、峰谷分时电价是指根据电网负荷变化情况，将电力系统中负荷的一个周期（一般指一天24小时）划分为 高峰、平段 和 低谷 等多个时段分别制定不同的电价水平以鼓励用电客户合理安排用电时间。35、2016年，潞安集团按照国家电力体制改革的政策导向，实现总交易电量13.5亿KWh，交易电价0.4284元/KWh，比以往购电方式下降0.071元/KWh，全年可为集团公司降低购电成本超过 10135万元。36、2017年集团电力中心电力2—8月组织的直接交易，共完成交易及结算电量 11.16亿 KWh，同比2016年电价水平为集团节约电费支出约7300 多万元。

37、国家电力需求侧管理平台是国家发展改革委为广泛深入推进电力需求侧管理工作而组织开发的综合性、专业化、开放式的网络应用平台。

38、国家电力需求侧管理平台功能模块本着“总体设计、分步实施”的原则进行开发。

二、单选题

1、《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》是中发【2015】（B）号文。A、5 B、9 C、280、还原电力商品属性，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分（A）等级核定。A、电压 B、电流 C、电量

3、电力交易中直接交易双方通过（A）决定交易事项，依法依规签订电网企业参与的三方合同。A、自主协商 B、自由结合 C、相互约定

4、建立相对独立的电力交易机构，形成（C）市场交易平台。A、公平竞争 B、公平协商 C、公平规范

5、电力市场售电公司准入条件中要求，资产总额在（B）亿元人民币以上的，不限制其售电量。A、1 B、2 C、3

6、稳步推进售电侧改革，（A）向社会资本放开售电业务。A、有序 B、逐步 C、统一

7、深化电力体制改革，实现三个规范分别是规范交易机构的运行、规范市场化售电业务和（C）

A、规范售电公司管理B、规范供电系统管理C、规范自备电厂管理

8、开展输配电价摸底测算要全面调查电网输配电资产、（A）和企业经营情况。A、成本 B、利润 C、收入

9、山西电网的特点是（B）、送出型、规模型。A、内向型 B、外向型 C、内外结合型

10、建立优先发电制度是以资源消耗、环境保护为主要依据，坚持节能减排和（A）优先上网的原则。A、清洁能源 B、高耗能源 C、燃煤能源

11、经山西省人民政府同意，晋政办发【2016】113号文件印发《山西省（A）改革实施方案》。A、售电侧 B、发电侧 C、用电侧

12、售电公司应拥有与申请的售电规模相适应的掌握电力系统技术经济相关知识、具备（B）年以上相关工作经验的专业人员。A、1 B、2 C、3

13、山西省售电侧改革实施步骤分为两个阶段，第一阶段是（C），第二阶段是2018年——2020年。A、2010——2015 B、2015——2017 C、2016——2017

14、售电侧改革第一阶段的工作内容中要求完善山西省电力直接交易机制，电力直接交易规模达到全社会用电量的（B）A、20% B、30% v C、50%

15、开展放开增量配电投资业务试点要求社会资本投资增量配电网（B）控股，拥有配电网运营权。A、相对 B、绝对 C、参与

16、供电设备计划检修时，对35KV及以上电压供电用户的停电次数，每年不应超过（A）次，对10KV供电的用户，每年不应超过三次。A、一 B、二 C、三

18、供电企业必须按规定的周期校验、轮换计费电能表，并对计费电能表进行（B）检查。A、定期 B、不定期 C、经常

19、山西省电网销售电价表中规定大工业用电的基本电价部分，按最大需量是（C）元/千瓦••月；按变压器容量是（C）元/千伏安•••月。A、24、36 B、40、20 C、36、24 20、电力体制改革的实施使电网企业的收入来源不再是原来的上网电价和销售电价价差，而是按照政府核定的输配电价收取（A）。A、过网费 B、政府性补贴 C、附加费

三、多选题

1、电力体制改革的重要性包括（ABCD）

A、促进了电力行业快速发展 B、提高了电力普遍服务水平C、初步形成了多元化市场体系 D、电价形成机制逐步完善

2、市场交易价格可以通过以下哪些方式确定（ABC）

A、双方自主协商确定 B、集中撮合C、市场竞价 D、政府定价

3、推进售电侧改革的组织实施包括以下哪些方面（ABC）

A、分步推进 B、加强组织指导C、强化监督检查D、加强协商管理

4、电力交易机构在山西省能源监管办和山西省电力管理部门和监管下为市场主体提供（BCD）的电力交易服务。A、开放B、规范C、公开D、透明

5、山西省售电侧改革实施方案的基本原则是（ABCD）A、坚持市场方向B、坚持安全高效 C、鼓励改革创新D、完善监管机制

6、电网的基本供电任务是履行确保（ABCD）等用电的基本责任。

A、居民B、农业C、重要公用事业D、公益性服务

7、对按规定实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供（BC）A、降低电价B、优惠电价C、电费补贴D、照顾补贴

8、鼓励发用电双方建立（AB）的交易关系，科学规避市场风险，防止出现非理性竞争。A、长期 B、稳定 C、短期 D、融洽

9、用电计量装置包括（ABCD）

A、计费电能表B、电压互感器C、电流互感器D、二次连接线导线

10、在电力交易中各有关交易主体应按照交易规则要求，平等协商，自主交易，诚信为本，严禁（ABC）

A、串通联盟B、形成价格壁垒C、干扰交易秩序D、恶性竞争

四、判断题

1、此次国家电改进入“厂网分开”时段。（√）

2、此次国家电改现在进入“管住中间、放开两头”阶段。（√）

3、潞安电力体制改革的方向是“经营与管理职能分离”。（√）

4、参与国家及山西省电力体制改革是潞安电力产业发展的必经之路。（√）

5、从事配售电业务不需要办理《电力业务许可证（供电类》。（╳）【需要】

6、电改形势下，职工思想和职业技术素养都需要进一步提升。（√）

7、电网企业是指拥有输电网、配电网运营权（包括地方电力公司、趸售县供电公司），承担其供电营业区保底供电服务的企业。（√）

8、拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的 30%（╳）【20%】。

9、发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订 双方（╳）【三方】合同。

10、推进输配电价改革的总体目标是建立规则明晰、水平合理、监管有力，科学透明的独立的输配电价体系，形成保障电网安全运行、满足电力市场需要的输配电价形成机制。（√）

11、对于历史形成的，国网山西省电力公司和晋能集团有限公司以 内（╳）【外】的存量配电网资产，可视为增量配电业务。

12、山西省放开增量配电业务试点方案中纳入电网建设计划中包括电压等级在110KV及以下的新增配电网和 110KV（╳）【220KV】及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。

13、电网企业应履行的职责和相关业务有基本供电、普遍服务、信息报送和披露、交易结算。（√）

14、电力市场售电企业的合法主体是的是按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格的售电公司。（√）

15、电力市场的电力用户企业和准入条件包括用电项目手续齐全、能源消耗达到国家标准、环保排放达到国家标准、信用良好、拥有自备电源并满足微电网接入系统条件的用户。（√）

16、电力市场主体的准入步骤是“一承诺，一公示，一注册，一（╳）【两】备案。”

17、供电企业和用户应当在正式供电前，根据用户用电需求和供电企业的供电能力以及办理用电申请时双方认可协商一致的相关文件签订供用电合同。（√）

18、在电力市场交易中对2016有违约记录、信誉度较低的企业和上交易合同兑现较低的企业，适当扣减2017年交易总量上限或取消交易资格。(√)

19、国家需求侧管理平台目前主要具有门户、业务两类功能。（√）

20、潞安集团抓住新一轮电改机遇，将对现有电网结构进行优化和改造，实现潞安煤—电—化、煤—电—油产业成本优化、协同发展。（√）

五、问答题

1、深化电力体制改革的基本原则是什么？

答：坚持安全可靠，坚持市场化改革，坚持保障民生，坚持节能减排，坚持科学监管。

2、现有电力体制下售电公司分哪三类？

答：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。

3、山西省电力体制综合改革的必要性和可行性有哪些？

答：一是山西实施电力体制综合改革有基础；二是山西实施电力体制综合改革有需求；三是山西实施电力体制综合改革有共识。

4、推进输配电价改革的主要任务有哪些？

答：①开展输配电价摸底预算；②做好输配电价定价成本监审；③妥善处理电价交叉补贴；④制定输配电价改革试点方案。

5、如何建立和完善电力市场交易机制？

答：①完善省内直接交易机制；②开展跨省跨区电力直接交易试点；③适时建立有效竞争的现货交易机制；④探索建立市场化的辅助服务分担机构。

6、参与电力市场的用户购电价格由哪几部分组成？

答：由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）和政府性基金及附加组成。

7、电力市场交易主体应该满足哪些要求？

答:应该是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。8、2017年山西省电力市场的交易模式有哪些？

答：普通交易、重点交易、长协交易。对重点交易和长协交易，同一发电企业只能选择其一，不得同时参加。

9、省电力交易平台发布的交易信息公告包括哪些内容？

答：电量规模、输配电价、线损、政府性基金、交易政策及电网的主要约束条件等。

10、国家电力需求侧管理平台具有哪些功能？

答：具有信息发布、在线监测、核查认证、电力供需形势分析、有序用电管理、网络培训、经济分析、需求响应等功能。

11、峰谷分时电价的意义是什么？

答：提高高峰时段的电价，降低低谷时段的电价，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高系统负荷率和电力资源的利用效率。

12、为了保证电力市场的正常运行，电力市场应该具备的六大要素是什么？ 答：市场主体、市场客体、市场载体、市场价格、市场规则和市场监管等。

第五篇：电力体制改革下县级供电公司营销策略研究

电力体制改革下县级供电公司营销策略研究

【摘 要】随着我国经济快速发展，电力行业的技术水平也不断发展进步。但是，在县级供电企业中还存在一些问题有待改进。供电企业面临着进行内部改革创新，提高供电企业的公众形象，进一步开拓市场，创造更大的效益等问题。适应市场发展的电力营销服务已经成为供电企业的重点发展目标。县级供电企业的营销服务直接影响着县级供电企业的生存发展，为适应电力改革的发展，县级供电企业必须提高电力营销服务水平。

【关键词】供电企业；营销服务；改革

【Abstract】With the rapid development of domestic economy，the technical level of the power industry also develops continuously.However，there are some problems to be improved in the county power supply companies.Electric power companies faces with the problems on carring out internal reform and innovation，improving the public image，expanding the market and gaining more profits.Power marketing adapting to the development of the market becomes the main development aim of the power supply companies.The marketing service has a direct impact on the survival and development of county power supply companies.In order to adapt to the development of electric power reform，the power marketing service level of county power supply companies must be improved.【Key words】Power supply companies； Marketing service； Reform

0 引言

电力是支撑国家发展的重要基础能源，直接关系到各个企业的生产经济效益，与人们的生活息息相关。电力作为一种特殊的商品，它的产供销是同时完成的，而县级供电企业作为整个电力系统末端的配电零售企业，电力市场营销应是其经营管理的核心，电力市场营销的好坏同时也是企业经营成果的最终体现。随着电力体制改革的深化，配售市场放开，电力市场化进程日益加快。打破旧的营销管理模式，改善经营服务手段，建立新型的电力营销管理体制势在必行。但由于长期以来，我国的电力行业一直是垄断性行业，县级电力市场受国家政策、电网建设、政府因素以及地方工业结构等多方面因素的影响，与其他行业相比，目前许多县级供电企业在电力市场营销方面仍然存在不少问题。县级供电企业的现状

1.1 价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。真正以市场为导向，以用户为中心的服务理念还没有形成，目前的电力营销仅仅是对客户用电的管理控制，所谓的服务性工作仍然是强制执行相关规定，没有主动服务的概念。

1.2 营销方法有限，市场狭小

营销的目的就是开拓市场，而目前的县级电力营销长期处在垄断地位，几乎没有市场压力和竞争力，相关工作人员从态度上就对电力营销不重视。工作人员不会花费精力去研究电力市场，也不积极了解用户的需求，对用户的用电不做及时掌握，对市场反应也不灵敏。而且，县级供电企业几乎是没有统一的营销管理系统，更不存在营销管理制度，不论技术还是标准体系都没有落到实处。

1.3 立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展

现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套改革政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。电力价格机制不合理在我国，目前电力行业基本处于垄断地位，行业发展还没有形成合理的价格机制。

1.4 人员素质不高，管理水平有限

很多职工思想观念落后，没有市场意识，只等客户上门。这样的队伍也根本不能成为营销队伍，整体素质不高，没有高效灵敏的市场反应，严重阻碍了电力营销的发展。任何企业的生存和发展都需要市场，没有市场就没有企业发展的空间。建立现代的企业管理制度是供电企业实现管理市场化，合理化发展的重要保证，也就是说只有建立现代化的管理经营制度，才能在当今市场发展中占有一席之地。目前的县级供电企业，缺乏高素质的管理人才，没有一支强大的电力营销队伍，没有科学合理的管理制度。这样的供电企业，根本无法适应时代的发展，也将一直走在时代发展的末端。深化电力营销改革，增强市场竞争能力

2.1 建立客户至上的营销服务意识

县级供电企业营销人员应牢固树立“客户是上帝”的观念，变过去的“坐等服务”为主动“上门服务、超前服务、售后服务”和“延伸服务”，杜绝认为阻塞电力销售渠道的行为。要建立一支适应市场需求，懂得市场管理的市场营销队伍，真正把电力作为商品推销给客户。

2.2 建立现代化的营销管理体系

县级供电企业首先应形成管理、控制、查询、监督为一体的用电管理信息系统，要规范业扩流程，缩短接电时间，以便实行运行期限考核。要实现用电计量现代化，大力推广高精度、长寿命、多功能的电能计量表，既可提高计量精度，维护客户和供电企业双方利益，又可减少校验工作量。在此基础上，推行集中抄表系统，实现远程抄表。

2.3 根据市场需求，制定营销措施

实施多元化辐射的售电机制要加强政策分析，把握好本地区经济发展趋势与负荷变化特点，寻求电力市场新的增长点。要制定促销策略，采取促销措施。如对居民电气化小区，根据供电需求合理使用峰谷的电力用户，县级供电企业有权对其实行超基数用电优惠，使用户感到使用电能的优越性，提高电能在能源市场的竞争力，增供扩销。

2.4 转变电力销售观念

电力销售观念的转变是电力营销改革的一个主要内容。现在的销售部门统称为“用电管理”部门，其主要职责是电力销售以“管理”为中心，用电客户被视作销售部门的管理对象，结果，客户在办理用电手续时，就要履行严格的审批程序，要经过多道流程，多重审验，多人签字。这种原有的用电管理模式必须进行改革。要改变以往抄收人员只管抄不管配网损耗，检修人员只管检修不管效益，用电管理人员只管规章不管市场的状况，建立起以“配电线路、公用配电变压器台区综合管理”为核心的新型营销管理模式。结语

电力是支撑国家发展的基础性能源，企业生产，人们的日常生活都离不开电力的支持。不断深化电力营销的改革，大力开拓县级电力市场是摆在县级供电企业面前的重要工作。县级供电企业同样是支撑地区发展的主要能源，县级供电企业目前发展虽然存在一定的缺陷，但是，在今后的发展中，依靠科技支撑，不断改进管理方法，积极培养高素质的人才，增强市场观念和效益观念，为人民提供一流的电力管理服务，在未来的国家发展中供电企业一定会发挥巨大的作用。

【参考文献】

[1]肖德云.县级供电企业电力市场营销管理研究[C]//2010年云南电力技术论坛文集（文摘部分）2010，11.[2]周建勇.深化电力营销改革积极开拓农电市场[J].江苏科技信息，2007（S1）.[3]王运明.浅谈供电企业电力营销管理总体策略[J].广西大学学报，2006，28（2A）：42-61.[4]卢盛涛.供电企业电力营销管理的现状分析及其策略研究[J].科技致富向导，2011（18）：172.[5]常军.县级供电企业市场营销策略探析[J].新中部，2012（12）：35.[6]张彩庆，熊悛丽.十堰供电公司市场营销策略研究[J].武汉电力职业技术学院学报，2012（2）：28.[责任编辑：曹明明]