电力体制改革20年的政策演化

第一篇：电力体制改革20年的政策演化

电力体制改革20年的政策演化

中国社会科学院经济政策研究中心副主任冯永晟

如果把1997年初国家电力公司的成立看作中国电力市场化的开端，那么中国电力体制改革已经走过近20年的历程。一般认为，20年的历程可大致分为三段。第一阶段从1997年至2001年，电力行业迈出了政企分开的实质性步伐，政府管理部门与国家电力公司开始理顺关系，并探索各自运作机制；第二阶段从2002年至2014年，是落实《电力体制改革方案》，即5号文的过程；第三阶段自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）开始，电力体制改革在全面深化改革的背景下进入了新的探索阶段。三个阶段虽各以重大改革决策为标志，但它们间的内在联系却无法通过时段划分体现出来，本文则是要提供一种对20年电改政策演化的解释，以帮助大家更好地理解电改所处的位置、面临的问题，以及未来改革调整的方向。

一、国家电力公司与5号文

电力市场化的起步有着深刻的体制背景。改革开放之后至20世纪90年代初，国有企业改革一直是经济体制改革中心环节，不过随着政企关系的深刻变化、非公有制经济的繁荣发展和市场环境的急剧变化，国有企业整体开始陷入经营困难。针对这一局面，1993年的十四届三中全会确定社会主义市场经济体制的改革目标，并做出进行国有经济布局结构战略性调整和加强国有企业现代企业制度建设的重大决策；十五届四中全会时，国有经济布局结构战略调整的思想更加清晰。从90年代中期开始，在国有经济“有进有退”的基础上，电信、电力、石油、石化、民航等领域内均实施了旨在增强国有经济控制力的战略性重组和现代企业制度建设。从这个意义上讲，彼时的电力体制改革是全国整体国企改革的一部分，是顺应社会主义市场经济体制改革的要求。相应地，电力体制改革的主要问题是，如何推进

电力行业的政企分开，如何通过企业和市场而不是指令和计划来促进电力发展。

电力体制改革的另一面是转变政府管理职能和推进政府机构改革。其中，对电力产生重要影响的关键改革包括财税体制改革，以及中央与地方事权划分改革。1994年实施的分税制改革极大地调动了地方和企业的积极性，有力推动了地方和企业电力投资的增长。由于地方和企业投资主要集中在电源建设，它们与国家电力公司之间在利益分配方面不可避免地形成了现实和潜在的冲突，这在很大程度上构成了“二滩弃水”的一个深层次原因。不过总体而言，这些改革对于推进整体经济体制的市场化是有巨大作用的。财政支出改革也在与国有企业改革协调推进，目的是让企业真正成为自负盈亏的市场主体。国家财政在取消对国有企业直接补充资本金的基础上，也在大幅压缩给予国有企业的直接亏损补贴（到2003年，5号文实施时，这一补贴完全停止）。同时，中央与地方的事权也伴随着分税制而相应调整（但这种划分并未制度化和法制化，给后来中央与地方的能源和电力管理体制带来一些不利影响）。就这些政府领域内的改革而言，电力体制被推到了不得不改的位置，也可以说，国家电力公司是必然要成立的。

总体来看，以国有企业改革与政府机构改革为核心的整个社会主义市场经济体制改革推动了电力市场化的起步。同时，风起云涌的国际电力市场化改革浪潮也为中国带来了理论借鉴和经验参考，其最重要的作用在于使决策者认识到，尽管阶段性的改革重点是政企分开，但长远目标必须定位于电力市场建设。所以可以看到，当时的改革指导思想坚持了自上而下和系统性的原则，这就使电力体制改革具备了良好的氛围，具体体现在三个方面：一是《电力法》（1995年）为电力体制改革提供法制基础，同时决策者要求必须提出整体性改革方案；二是由于电力体制改革与整个社会主义经济体制建设紧密相关，因而尽管方案设计中也存在争议，但并未影响推进改革的基本共识；三是其他领域内相对成熟的改革经验为电力体制改革的推进提供了借鉴

和信心。因此，1997年国家电力公司的成立虽然还无法预示后续的具体改革政策，但至少反映了中央对传统电力体制弊端的否定及推进体制改革的决心。

这也就决定了，国家电力公司是一种过渡性的制度安排。新成立的国家电力公司只是一个变换了名称的电力管理部门，其当时的主要工作是顺应政企分开和政府机构改革要求，逐步分离出行政管理职能，推动建立现代电力企业制度。如果没有进一步的改革方案，那么国家电力公司将不过是一个新电力部，所以，国家电力公司的成立就已经预示了接下来的改革方案。因此可以说，国家电力公司的短暂存在为2002年《电力体制改革方案》的出台和落实提供了明确的市场化改革对象并迈出了关键一步。

在这一过程中，对此后改革具有决定性影响的一个重要决策是国家电力公司的实体化，而不是定位于国有资本投资公司，这就在一开始便规避了国家电力公司被横向或纵向上过度、过快拆分的可能。造成这种情况的深层原因在于，发展大型电力企业是国有经济战略布局的要求，也是基于对中国电力不均衡特征的基本判断和实现全国联网的目标设定。这些战略考量均体现在了2002年发布的5号文中。

所以说，介绍5号文的背景离不开对国家电力公司的分析，理解了国家电力公司也就不难理解5号文。5号文同样受整个国家经济体制改革浪潮推动，方案内容体现了经济体制改革的要求。而由于电力行业是从高度集中的计划体制开始转型，因此经济体制改革所涉及的改革内容恰恰与构建竞争性电力市场的需要一致。所以我们看到，5号文规定的所有制改革（政企分开）、组织结构重组（厂网分离）、现代企业制度、市场机制设计（竞价上网）、独立监管机构（电监会）等核心内容，又恰恰是电力行业内国有企业和政府机构改革的基本内容。因此，5号文确定的改革内容天然地具有“系统性”特征。

这种系统性特征有着深刻的理论渊源。实际上5号文的主要理论来源并非电力市场理论，而是社会主义市场经济理论以及国有企业改革理论。有意思的是，近期学界关于产业政策之争的两位主角，林毅

夫和张维迎，在当时也曾就国有企业改革问题贡献了另一场著名论战——“产权”与“市场”之争。无论论战结果如何，理论界和政策界对国有企业改革的深刻认识，奠定了5号文的基调——即在电力行业内推动国有企业改革。更重要的是，丰富的理论研究成果和其他行业的政策实践，客观上为电力改革提供了相对广阔的改革空间，面临的改革风险也小得多。

由于理论界和政策界缺乏对电力市场化理论的深刻理解和对国际经验的准确把握，5号文在电力市场设计上也存在天然缺陷，即在实施厂网分离的结构性改革的同时，没有确定与之相适应的目标市场模式。当然，这种设计缺陷有其必然性。受整个经济体制改革和国有企业战略性布局调整的推动，电力作为“涉及国家安全的”“自然垄断的”“提供重要公共产品和服务的”，以及“支柱”的重要行业，其改革重点在于增强国有经济的控制力。

在这一指导方针下，电力体制改革的主要目标是做大做强电力国有企业，在这里，电力市场化的程度归根结底要服务于增强国有经济的控制力。这从根本上反映了5号文在国有企业改革与电力市场化之间，也就是在国企改革红利与市场竞争红利之间做出微妙权衡。当然，这一微妙权衡背后的客观实际是，如前所述，当时对电力市场理论和政策的研究水平还远远达不到实施完善的市场化改革方案的阶段。

这种对改革红利的微妙权衡也造成了5号文中的改革政策在推进市场化方面都存在不到位的问题。比如，在组织结构的重组上，虽然实施了厂网分离，但售电业务仍未在产业组织结构层面上实现任何形式的分离，这就导致了价格机制改革只能限于竞价上网模式，进而导致在试点失败后，只能延续政府定价机制（从而为之后的利益冲突埋下隐患）；在现代企业制度建设上，由于国资管理体制不到位，政企分开也并不彻底，即便2003年国资委成立在很大程度上缓解了这一问题，但电网企业的经营目标仍未以市场化为导向；而所谓的独立监管机构也仅仅是电力市场的“看客”，因为两大核心监管工具——价格和投资的监管权都不在其手中。这些缺陷可以归结为对电力市场 的目标模式缺乏研究和选择。5号文最主要的远期设计应该算是“逐步实行输配分开”，可是这一政策的提出在之前并无任何系统的理论研究支持和稳健的国际经验佐证，而且时至今日，争论仍存。

但这些存在缺陷的设计并不影响5号文的设计初衷和政策效果，因为其确定的改革内容足以落实阶段性的国有企业改革与政府机构改革目标。更重要的，伴随着电力国有企业的战略性布局调整和现代企业制度的建立，电力国有企业的经营激励发生了深刻改变，国企改革红利得以迅速释放，并带来了电力行业的迅速壮大，国有经济控制力得到增强。在这种情况下，存在先天不足的竞价上网试点纷纷失败有其客观必然性，因为在迅速释放的国企改革红利面前，竞争产生收益似乎微不足道。

因此，回顾国家电力公司的成立与5号文的出台及实施，我们可以发现它们都是在整个经济体制改革大潮中，伴随着国有经济布局结构的战略性调整而推进的，这从根本上决定了改革政策的落脚点并非是建立竞争性电力市场，或者说，这些改革的目的是释放国企改革红利。

二、9号文的困境

5号文在推动电力行业繁荣发展的同时，也带来了利益格局的固化，这种利益格局的固化又因为5号文中存在的固有设计缺陷而逐步显现出来。2000~2007年，会社会用电量增长一直快于实际GDP增长，电力行业与国民经济的高增长保持了大致协调态势。在蛋糕不断增大的情况下，利益格局固化的潜在影响并未凸显。受2008年全球金融危机的冲击，当年的经济增长和用电量均出现快速下滑，不过由于立刻受到“4万亿”计划的刺激，2010和2011年又出现了高增长，且用电增速再次高于实际GDP增速，问题的爆发被继续推迟。不过自2012年开始，经济下行压力日益明显，大家对此逐步形成共识和预期。

在这种条件下，电力行业主体及地方政府开始对既有利益分配格

局，进而对利益分配机制表达出强烈的改革意愿。这种改革意愿的表达与上一轮改革存在明显差异，是由外生冲击带来的问题集中爆发。这种状况也使得新一轮改革面临了不同的改革氛围：利益主体的多元化和利益诉求的多样化，使改革共识的形成更加困难。

改革诉求的集中爆发要求新一轮电改方案尽快出台，这给政府决策带来了压力。改革方案首先在方向选择上就出现争议，这又归结到对问题症结的判断：是因为没有持续推进5号文确定的结构分拆，还是因为既有结构下的市场机制缺失？根据5号文，随着厂网分离改革的到位，应逐步推进输配分离。但到2007年“920资产”和“647资产”处置完毕时，快速发展的电力行业使得决策者并不认同对组织结构进行大规模调整的政策取向，本质上是肯定了自2002年以来的电力市场格局和国企改革红利的贡献。

同时，电力行业的繁荣在很大程度上使理论界和政策界忽略了对市场模式和改革路径的深入研究。反而国家电网公司为了应对可能的输配分离，着力加强了应对方案的研究，在本世纪头十年中期推出“放开两头、管住中间”的应对策略（所谓“中间”是指输配一体化的电网企业），并通过强化企业管理实现公司效益的持续提升，不断加码反对输配分离的依据。于是，当国民经济和行业形势迅速变化，利益调整诉求强烈时，理论界和政策界反而无法拿出系统性的市场模式与路径改革方案。

当然，最终的改革方案即9号文的形成过程可谓充满博弈与争议，但根本性的决定因素决非许多观点所直观理解的谈判能力不平衡，而是有深刻的经济体制背景。对比5号文的出台可以发现，5号文是大势所趋下的水到渠成；而9号文除前述的理论准备不足外，还面临着特殊的经济体制约束。在全面深化改革的大背景下，财税、国资国企、政府治理、环境保护等体制问题也在集中出现，各领域的体制改革方案也都在制定和推进当中，与电力体制改革之间是平行推进的关系，彼此缺乏协调。这也就使得9号文成为一种将视角囿于电力行业内部的“电力”体制改革。

由于缺乏对电改系统性的充分重视，9号文并未提出构建竞争性电力市场的完整理念和方案选项，而更像是一种既定利益格局下的简单利益再调整，这从其改革内容中能够直观地反映出来。当然，9号文的最大亮点在于改革内容体现了电力市场的专业性，但这里要提醒的是，缺乏系统性顶层设计的改革内容，即便具有市场化的外形，也很可能发挥出截然不同的效果，主要来看一下独立输配电价和电量市场化交易政策。

独立输配电价只能是一种过渡性制度安排，主要是通过理顺电价传导机制来便利利益再调整。尽管这确实是电网监管方式的重要变革，但却无法从根本上改变其在电力市场化进程中的尴尬定位。一方面，它未能与市场设计相结合，反而限制了市场模式的可选和可行集合，这在部分地区的现货市场设计方案中已经隐现；另一方面，它也未能改变电网企业的经营激励，因为电价监管部门对资产有效性的核准才是“准许成本加合理收益”规制的关键所在，而目前的成本监审与这种规制方法所要求的成本核准并不一致，这恰是目前的监管体制和监管能力所欠缺的。此外，输配电价政策未能协调好与现有电价政策的关系，比如针对大用户实施的两部制定价，其容量电价本质上是一种第二输配电价，其存在依据与现行输配电价政策设计存在冲突，进而使大用户承担了不合理的双重负担，但有观点仍在以“公平”名义支持这一政策。这种状况使得独立输配电价政策在国企监管和电力市场改革中处于“前不着村，后不着店”的位置，其最大作用在于理顺传统的价格传导机制，此种功能定位也决定了其推进落实也很可能困难重重。

推进所谓电量市场化交易，改变的是传统体制下的产品标的物（即电量）的分配方式。新创造出来的电量竞争与电力资源优化配置是性质截然不同的问题，电力的商品属性仍未得到确认，本质上仍属于变型的计划。这种放开计划电量的改革因其固有缺陷，很难有效解决传统体制下的电量分配问题，无论是由于设计本身还是外部干预，这种制度自然难以长久维持。特别是由于外部经济及行业形势变化时，这种安排的脆弱性更是显而易见。而且这种安排着眼于短期利益调整，既无法解决短期内的配置效率问题，也无法为市场提供长期的发展激励，本质上，这种安排将会损害电力行业的长远利益和可持续发展能力。如果缺乏必要的配套改革跟进，目前所谓的“市场化交易”也很难避免上一轮改革中竞价上网试点的命运。

对交易机构、售电侧改革和自备电厂的政策分析不再展开，但它们同样反映了服务于简单利益再调整的政策导向。更重要的是，尽管9号文内容丰富，但仍没有实质触及以现货市场为核心的电力资源配置机制，即市场模式选择和电网体制改革。实际上，行文至此，真正值得深入讨论的电力市场设计问题才刚刚提及，但这里只说明两点。

第一，电力现货市场并不可怕。目前市场中各类主体，包括电网企业、发电企业和用户群体等等及潜在的市场进入者，都会因为以现货市场为核心的竞争性市场体系而受益。更重要的是，现货市场设计对计划电量制下业已存在的合同安排有极大的包容性，通过合理的机制设计，比如政府间协议都可以通过规制合同形式而融入电力市场。合理的现货市场设计对现有的物理系统有极大的适应性。在这里，我们需要突破的是对现货市场理念的理解，而不是对国外特定现货市场模式的模仿，在中国最先出现的现货市场可能是不同于任何一种现存模式，但却能够适应中国(地区性)的国情。

第二，电网体制改革是电力市场化的关键。简单从两个方面来说明：首先，粗略地讲，最基本的电力商品实际上包括“发电”和“输送”，电力需要优化配置，电网资源同样需要优化配置，需要价格引导，所以输配电价改革必须要纳入电力市场设计之中综合考虑。其次，电力市场不同于普通商品，调度发现电力商品的真实价值，结算向市场主体传递经济信号，相应的调度体制和结算体制本身就是竞争性电力市场设计的应有内容。

总之，9号文缺乏类似5号文的系统设计，看似丰富的改革政策实际上各自为政。然而“头痛医头，脚痛医脚”的改革理念很难真正对症下药，或者说9号文的各项改革措施将很可能，甚至已经在掉入

“囚徒困境”的陷阱，即旨在解决问题的各项政策，最终会使问题更糟。破解“囚徒困境”的关键恰在于系统的顶层设计。

三、新的顶层设计

回顾电改20年，我们看到了推进改革进程的主导力量的新变化，即中国电力体制改革已经进入了以市场竞争红利持续国企改革红利，并让两种红利协调释放的新阶段。如果说，5号文的侧重点在于释放国企改革红利，那么9号文，则开始推动释放市场竞争红利，只是目前这种努力仍停留在简单的利益再调整层面上。但这个阶段刚刚起步，新一轮电力体制改革在争议声中前进，许多认识仍要统一，许多误区仍待澄清。

必须承认，世界上没有完美的政策，我们分析改革政策存在的问题并不意味着否定其价值，而是为了更好看清前进方向。如果说5号文体现了改革的系统性，而在电力市场设计方面存在欠缺的话，那么9号文则体现了另一个极端，即重视了电力市场设计的专业性，但却缺乏系统设计的视野。从这个角度来讲，我们可以大胆预测，下一步能够引导电力体制改革取得突破性进展的顶层设计一定兼具系统性和专业性。同时，这一突破将取决于两项紧密联系又各有侧重的改革政策，现货市场设计和电网体制改革，这也是实现市场竞争红利顺利接续国企改革红利，并持续协调释放两种红利的必然选择。

我们应该做的工作有两个。首先，要通过理论去凝聚共识。国内对电力市场的理解千差万别，用市场化概念包装计划思维的观点比比皆是。不从思维方式上转变决策者和行业主体的思想认识，真正的市场化改革方案难以出现。我们应当了解，当无人不谈改革的时候，我们需要分清哪些是真正的改革，哪些又是虚与委蛇。特别是当电力体制改革进程的诸多当事主体，无论是各中央政府部门、电网企业、发电企业、地方政府和用户都有不同的诉求时，用理论统一认识的重要性就显得愈发重要，这也是上一轮改革和国际成功经验给我们的重要启示。其次，要将市场经济理论与工程技术理论融合，探索中国特色 的电力市场模式。电改是个系统工程，它既要让经济规律引导电力系统中的资源配置，又必须尊重物理规律和特殊国情。所以只有加强经济学家与工程师之间的合作交流，才有可能制定出一个既尊重经济规律，又尊重电力系统的真正的市场化改革方案。

第二篇：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。

第三篇：中国的电力体制改革

中国特色社会主义理论和实践研究课程论文

冯凌

中国特色电力体制改革之路

姓名：冯凌

学号：1140319080 前言

电力产业是对经济社会影响极大，在结构上又十分复杂的基础性能源产业，由于具有较强的自然垄断性，该产业长期实行一体化垄断经营和政府严格管制。在关于“私有化是不是国企的改革方向”的课堂辩论上，正反双方都就电力产业和电力体制改革进行了充分的辩论，其一在于我们的专业与电相关，更重要的是电力行业是国家最基本的基础产业，电力体制改革的成败影响到我国整个经济体制的改革成果。改革是为了发展，解决电力改革与发展中涌现的问题需要勇气，更需要智慧。

总书记在今年6月份的中央财经领导小组会议上就明确提出，要抓紧制定电力体制改革总体方案，并对发改委提出要求，在今年底拿出新电改方案。10月28日，国家发改委再次组织召开电力体制改革方案专家研讨会，研究改革思路。这是继发改委6月密集向各方征求意见后，开始新一轮征求意见，新一轮的电力体制改革已经拉开帷幕，本文通过梳理中国电力工业与电力体制改革的历史过程，分析了国内外当前电力体制改革面临的问题，对怎样解决这些问题提出了一些想法。通过对电力体制改革的相关研究，将中国特色社会主义课程中学习到的相关知识与自己的专业相结合，以期有所收获。

一、中国电力工业以及电力体制改革的历程

中国电力工业的发展同中国工业发展一样，是一部艰难的创业史。1882年，英国商人戴斯（C.M.Dyce）、洛（G.E.Low）和韦特莫尔（W.S.Wetmore）三人投资五万两白银在上海乍浦路老同孚洋行住房后的仓库里创办了上海电光公司，标志着中国电力工业的诞生。八年后，中国第一家民族资本电灯公司——广州电灯厂诞生，从1882年到1911年的30年正是帝国主义对华资本输出，进行经济扩张的时期，也是我国民族工业初步发展的时期。截止到1911年，中国电力生产能力约为2.7万多千瓦。1911年到1949年解放前期，中国经历了北伐战争、抗日战争和解放战争。战争严重影响了中国电力工业的发展，到1949年年底全国发电装机总容量只有184.84万千瓦，排在世界第21位。新中国成立后，电力工业历经解放初的艰苦创业、文革时期的逆境求生、改革开放后的振翅腾飞，电力发展的每一步都与国家、民族的命运紧密交织，在改革开放后的20多年时间里，中国电力工业取得了举世瞩目的成就，2000年，发电装机总容量达到3亿千瓦，2005年突破5亿千瓦，2006年三峡水电站竣工，2013年，发电装机总容量达到12.5亿千瓦，首次超过美国，成为世界第一。

伴随着电力工业的飞速发展，电力体制改革也经历了三步走的进程。新中国成立以中国特色社会主义理论和实践研究课程论文

冯凌

来，电力管理体制先后经历了军事管制、燃料工业部、电力工业部、水利电力部、电力工业部、国家电力公司等多次重大变革。从1985年开始，我国实行多家办电，允许外商投资电力项目，打破了独家办电的垄断局面，形成了多元化的投资主体，此为中国电力体制改革的第一步。1997年，国家电力公司成立，标志着第二轮电力体制改革开始，一年后确定了“政企分开、省为实体”和“厂网分开、竞价上网”的改革思路。2002年3月，国务院颁布了《关于印发电力体制改革方案的通知》，提出了我国电力体制改革的总体目标：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。该通知标志着中国电力体制迎来了第三次改革。同年12月，在国家电力公司的基础上分拆重组，成立了11家电力公司，包括两家电网公司、五家发电集团公司和四家辅业集团公司。

二、中外电力体制改革现状

自电进入到人类生活中后，世界各国对于电力工业一直采取的是一种垂直一体化的经营管理体制，通过政府制定统一的电力价格，统一进行买卖，这种模式可以保证电力系统的安全稳定运行，在一定程度上促进了电力工业的发展，但是由于缺少竞争，发电商失去了改进工艺、降低成本的动力，企业效率和劳动生产率难以得到提高，政府的过多干预也消耗了过多人力和物力，造成电力建设资金的缺乏。

中国的电力体制改革是为了适应建立社会主义市场经济体制的要求，在电力管理中引入竞争机制，发挥市场配置电力资源的基础作用，进一步促进我国电力工业的持续健康发展。中国电力体制改革的三个阶段在上文中已经有所阐述，从目前中国电力工业发展和电力体制改革进程看，中国的电力体制改革有了重大突破，政企分开、厂网分离基本实现，发电领域竞争态势已经形成，电力企业的活力得到增强，尤其是从事电气二次设备制造和新能源发电的民有企业空前发展，形成了像阳光新能源、深瑞继保、南瑞继保等优秀的民有企业，打破了外企相关设备的垄断地位。此外，区域电力市场的建立，电力法制的加强以及电力监管体制的建设使得我国的电力体制改革取得了阶段性的成果，但是与此同时，中国的电力体制改革还面临这诸多问题。

其一是在实行厂网分开的过程中资产以及债务争议较多，产权变现和转让不彻底，相关利益主体的改革成本未得到及时的补偿，2002年年底实施厂网分离之后原国家电力公司的资产拆分为电网资产和发电资产以及辅业资产，这一次分离仅实现了中央层面的主辅分离，各省的电力公司层面实施效果则不尽如人意。其二，在电力市场体系建设中，目前我国的电力市场体系还不是很完整，国家电力市场还未能正式建立，区域电力市场的建设还有待完善，区域之间的电力市场规则还不统一，与市场机制相配套的电价机制尚未建立，市场引导作用还未能充分发挥，对电力行业各环节的属性还有待进一步中国特色社会主义理论和实践研究课程论文

冯凌

研究。其三，中国是传统的计划经济国家，在建立市场条件的科学发展机制上还有许多的欠缺，新型的电力监管体制也还不是很完善，对于电网建设、电价的管理还缺乏扎实的理论基础和相关研究。

世界上各国都积极探索了电力改革道路，他们的一些经验值得我们学习和借鉴。英国是世界上最早进行电力体制改革的国家之一，前后通过电力库、电力交易系统、电力贸易和传输协议一系列改革措施，积累了丰富的电力改革经验，形成了相对健康稳定的电力体制。英国的电力体制改革主要经验是通过电厂竞价上网销售，用户可以自主选择供电厂，调度和电网只作为媒介，从而开放了电力市场。其次，通过厂网分开，调度独立，使发电单位和中低压配电系统成为独立法人，成为市场竞争的主体，打破了垄断经营，引入了市场竞争。美国电力体制改革也是一个循序渐进的过程，通过《能效政策法》、888、889号令以及2000号令的颁布，形成了四个集中的电力市场，从而形成了比较充分而有效的竞争，市场机制在配置电力资源方面发挥了重要的作用，有效提高了美国电力产业的运行效率，电力终端销售价格始终维持在较低的水平。俄罗斯电力体制改革起始于1992年，经历了电力工业股份制改革和市场化改革两大阶段，在保证实力雄厚的国有电力企业继续提供可靠、长期而充足的电力供应的基础上形成了市场化电价制定机制，促进电力行业提高效率和管理意识，改善服务。

三、建设有中国特色的社会主义电力体制

建设具有中国特色的电力体制必然是以中国特色社会主义市场经济体制为基础的，目前我国经济体制改革的中点主要集中在长期被少数国有企业和国有部门垄断的行业，如铁路、银行、电信、电力等等。全面建设社会主义市场经济就需要对这些问题逐一击破，在电力体制改革方面，我们必须坚持自己的目标：打破垄断，引入市场竞争机制；使广大用户直接受益，降低电价并确保优质服务；促进“西电东送”，保证用电公平，人人都用得起电；吸引外资，促进技术进步，建立可持续发展的电力产业；鼓励电力生产竞争性行业投资多元化，加速资产非国有化进程。总的来说，就是要促进电力工业生产的发展，满足国民经济的发展和人民群众生活水平进一步提高对于电力供应的需求。

中国的电力体制改革目前已经取得阶段性成果，但是同时也产生了许多新的问题，我们必须进一步深化改革，巩固厂网分开，逐步推进落实主辅分离，改进发电调度方式，加快电力市场建设，创造条件稳步实行输配电分开试点和深化农村电力体制改革试点，积极培育市场主体，全面推进电价改革，加快政府职能转变，初步形成政府宏观调控和有效监督下的公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。（《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》 国发[2002] 5号）

中国电力工业的未来是由国民经济发展的需求所决定的，我国国民经济的发展目标是全面建设小康社会，电力工业的发展必须与之相适应并适度超前，良好的电力体制是中国特色社会主义理论和实践研究课程论文

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电力工业发展的保障，走中国特色的电力体制改革之路，必须逐步打破电力行业长期由国家垄断经营的现状，建立电力市场多元化机制，是电力市场结构由传统的垂直一体化垄断结构向竞争性市场结构转变，逐步放宽民营资本在电力基础建设行业中的准入门槛，使我国电力工业走向稳定健康的发展之路。

第四篇：2015新一轮电力体制改革最新解读

2015新一轮电力体制改革最新解读

今年3月份党中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)印发后，国家发展改革委、国家能源局抓紧制定了《国家发展改革委关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》、《国家发展改革委 国家能源局关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》和《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》等3个配套文件，推进改革落地。

日前，《国家发展改革委、国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》印发，《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》6个重要配套文件正式出台，进一步细化、明确了电力体制改革的有关要求及实施路径。近日，本报记者专访国家能源局相关负责人，介绍了改革的主要内容及相关情况。

问：请介绍一下新一轮电力体制改革的重要意义。

答：新一轮电力体制改革是电力领域贯彻落实党的十八届三中、五中全会精神的重要行动，是我国全面深化改革的重要组成部分。深化改革坚持市场化方向，以建立健全电力市场机制为主要目标，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，逐步打破垄断，改变电网企业统购统销电力的状况，推动市场主体直接交易，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。同时，进一步强化政府监管、进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应，推动电力工业朝着安全、科学、高效、清洁的方向发展。

深化改革有利于稳增长、调结构。放开上网电价，可以促进发电侧充分竞争，实现高效环保机组多出力。对输配环节进行成本监审和价格监管，可以有效控制企业成本，提升电网企业效率。放开增量配电业务，吸引社会资本投资建设配电网，推动落实配电网建设改造行动计划。放开售电业务，允许多元化市场主体参与售电市场竞争，有利于更好地服务工商业用户用电需求，从而让电力市场化改革的红利惠及用户。建立市场交易机制，打破省间壁垒，保障清洁能源优先上网，有利于实现能源资源的大范围优化配置，加快我国能源转型升级。

深化改革把保障民生用电放到优先位置。政府通过建立优先购电和优先发电制度，保障居民、农业、重要公共事业和公益性服务等用电。通过常态化、精细化开展有序用电管理，有效保障供需紧张情况下居民等民生用电需求不受影响。还将充分考虑企业和社会承受能力，确保这些领域用电价格相对平稳。同时，加强老少边穷地区电力供应保障，确保无电人口用电全覆盖。

问：请介绍新一轮电力体制改革启动以来的进展情况。

答：党中央、国务院高度重视电力体制改革工作。9号文发布以来，国家发展改革委、国家能源局等有关部门通力合作，全力推动改革落地。

一是抓紧研究起草配套文件。经过充分征求意见，履行必要审批程序，形成最大改革共识，出台了《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》等6个配套文件。

二是积极推进输配电价改革试点。按照自下而上和自上而下相结合的原则，国家发改委将深圳、内蒙古、安徽、湖北、宁夏、云南、贵州列入了输配电价改革试点单位，国家发改委现已批复内蒙古西部电网首个监管周期输配电准许收入和电价水平。核定独立输配电价是电改的关键环节，下一步还将扩大试点。

三是研究批复电力体制改革综合试点。国家发改委、国家能源局在征求各部门意见后，近日已批复同意云南、贵州开展电力体制改革综合试点，两省试点工作正积极有序启动。国家能源局会同有关单位已着手组织研究区域电力市场试点方案，指导开展省电力市场试点方案研究。此外，江西、重庆、广东上报了专项试点申请，这些专项试点也即将展开。

问：请简要介绍最新出台的这批重要配套文件的核心内容。

答：6个重要配套文件是一个有机整体，完整构成了相关重要改革的“操作手册”。它们为推动9号文的落地，建立电力市场提供了基本依据。

《关于推进电力市场建设的实施意见》的主要内容是，按照管住中间、放开两头的体制架构，构建有效竞争的电力市场结构和体系。引导市场主体开展多方直接交易，建立长期稳定的交易机制，建立辅助服务共享新机制，完善跨省跨区电力交易机制。

《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》的主要内容是，建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。将原来由电网企业承担的交易业务和其他业务分开，实现交易机构相对独立。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管。

《关于推进售电侧改革的实施意见》的主要内容是，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。售电主体设立将不搞审批制，只有准入门槛的限制。售电主体可以自主和发电企业进行交易，也可以通过电力交易中心集中交易。交易价格可以通过双方自主协商或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。

《关于推进输配电价改革的实施意见》的主要内容是，政府按照“准许成本加合理收益”的原则，有序推进电价改革，理顺电价形成机制。核定电网企业准许总收入和各电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。电网企业将按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。

《关于有序放开发用电计划的实施意见》的主要内容是，建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网。通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。

此外，还对加强和规范燃煤自备电厂监督管理方面作了规定。新(扩)建燃煤自备电厂项目要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划;应对符合规定的自备电厂无歧视开放电网，做好系统接入服务;企业自备电厂自发自用电量应承担社会责任并足额缴纳依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴。推进自备电厂环保改造，提高能效水平，淘汰落后机组。

问：请简单介绍下一步推进电力体制改革的重点工作。

答：下一步工作的重点将是积极稳妥地推进电力体制改革试点，让电改方案真正落地，充分释放改革红利。一是加快推进试点，积极支持有改革意愿、有可操作方案的地区开展试点，充分调动各方面参与电力体制改革的积极性。

二是把握正确的改革方向，确保各地在9号文件和配套文件框架内开展试点，防止试点工作方向走偏。三是鼓励基层创新，支持多模式探索。各地情况不一样，不强求统一模式。四是加强对试点工作的指导，不断总结，完善政策，形成可复制的经验，逐步在其他地方推广。五是加强部门间的协调配合，形成改革的合力，改革方案注意征求各方面的意见，稳妥地推进改革。六是灵活应对试点工作中出现的问题，切实防范和化解可能出现的各种风险，保持电力供需平衡，保证电网安全，保障民生用电。

第五篇：国外电力体制改革情况摘编

【内容:】孔祥元中国农村水电及电气化信息网2007

澳大利亚电力改革

自1989年推行改革以来，澳大利亚电力工业发生了巨大的变化，旧的垄断体制被逐步打破，电力生产的发供配三大环节完全分离，具有自然垄断性质的业务与具备竞争条件的部分实现了彻底分离，通过强化监管职能实现了垄断与竞争的有机统一。经过几年的努力，一个竞争有序的市场机制已经建立起来，几乎所有电力企业在竞争中不断提高效率，降低成本，经济效益明显提高；电价大幅度降低，服务质量不断提高，广大用户受益匪浅。澳大利亚的电力体制改革无疑是成功的。

1澳大利亚进行电力改革和推行电力市场的起因

(1)1989年以前，全国的电力发展和运作都由政府经手，发展电力的资金与负债都纳入联邦及州政府预算，政府财务不堪重负；

(2)原有的电力管理体制使电力缺乏市场竞争，效率低下；

(3)经过70年代和80年代的快速发展，电力供需矛盾缓和，出现装机容量过剩；

(4)作为英联邦的成员国之一，英国电力市场改革的成功推动了澳大利亚电力改革的进程。

2澳大利亚电力改革的方向和目标

澳大利亚政府对电力改革和电力市场的建设给予了高度重视，积极支持电力改革，建立有关机构实行政府的宏观指导和监督，并拨专款扶持改革。政府决定学习英国等国家在电力改革方面的成功经验，改组电力结构，推行电力市场化，促使电力企业从市场竞争中找契机，提高生产效率，促进技术改造，降低企业成本，降低电价；通过改革，促进其他行业改革，促进投资，吸引外资，活跃国家经济。澳大利亚电力改革的最终目标是构筑一个用户能在众多的发电商或零售商中自主选择供应商的电力市场。

3改革进程

澳大利亚是联邦制国家，电力工业的管理和发展主要靠州政府来实现。全国行政区划分为7个州，比较发达的地区集中在东南沿海的新南威尔斯州和维多利亚州。全国共有8个独立的(州和地区)新电力系统，至1998年底，共拥有发电总装机容量37670万kW，当年发电量为1600亿kWh。

(1)新南威尔斯州的太平洋电力公司是全国电力改革的先驱。1989年，新南威尔斯州的太平洋电力公司是州政府管辖的集发电、输电和有关服务于一体的全能性电力公司，电力总装机1230万kW，员工10500人，州内的配电业务由27家配电公司独立经营。1989年，州成立电力工作小组，建立内部电力市场发展委员会，考虑引入竞争政策，在发、输电和工程服务等方面实行内部结算。1991年7月，太平洋电力公司进行内部结构调整，将发电企业分别独立，开展内部发电环节竞争，服务设施付费，引入输电服务定价机制，实施了内部电力市场。

3年后，即1994年7月，太平洋电力公司实行结构性改组，将发电和输电完全分开。1995年2月，输电业务从太平洋电力公司完全分离出来，由新组建的电网公司负责管理。1995年6月，州内27个配电公司改组合并为7个配电公司，负责配电网的管理和售电。1996年3月，在充分考虑各电厂已投运年限、装机容量、资产负债、现金流量、资本需求和地域分布等因素的基础上，发电业务改组为3个独立的发电公司，其中太平洋电力公司变成单纯以发电为主的发电公司。

新南威尔斯州电力结构重组实现了发电、输电和配电的分离，为电力市场的运作创造了组织结构基础。

(2)维多利亚州电力私有化改革。1991年，维多利亚州的发、输、配电是一体的，由州电力委员会管理，发电装机700万kW，员工22000人。机构重组改革后，员工紧缩为7000人，发电厂、电网公司和配电公司分离，各自独立经营，全部资产135亿澳元公开出售，全部私有化。1994年7月，维多利亚州开始了电力市场的运营。

(3)全国电力市场化的实现。以新南威尔斯州和维多利亚州电力改革为先导，其他各电力系统也相继改革，直到1998年11月，澳大利亚实现了全国电力市场化。电力市场以发电商、配电商、终端用户及市场和系统运营者为主体，通过电网这个市场载体，构成电力市场。这个市场又分为电力批发市场和电力零售市场，实行现货(实际)市场交易和合同(期货)市场交易。

4改革成果

经过近10年的努力，澳大利亚电力改革取得了明显的成效。以新南威尔斯州和维多利亚州为例，新南威尔斯州太平洋电力公司通过公司结构调整和引入电力市场，经营业绩发生显著变化，取得良好的效益。1995年与改革前的1988年相比，员工从10500人减少到4300人，下降59%；生产率提高3倍，发电厂设备利用率提高41.8%，热电效率提高6.9%，事故停机减少85.5%；电力销售从430亿kWh增加到536亿kWh，提高24.65%；每千瓦时发电平均成本从7澳分下降到4.7澳分，下降32.85%；平均售电价从7.3澳分降低到5.4澳分，下降26.03%；1988年的经营效益亏损2亿澳元，1995年扭亏为盈，盈利5.63亿澳元。

新西兰电力体制改革

1电力工业概况

新西兰电力供应充裕，人均拥有装机2.16kW。在现有发电设备中，95%～96%属国有的新西兰电力公司所有，装机容量730万kW；4%～5%为小火电，属地方供电公司所有，装机容量为30万kW。新西兰的发电设备构成中，67%为水电，7%为地热，26%为火电，是一个以水电为主的电源结构。近年来，新西兰的电力装机增长缓慢，年发电量处于徘徊状态。1992年，新西兰人均拥有发电量8598kWh，电力主要用户是城乡居民生活用电，占用电量的35%。家庭每户平均用电量在7500kWh。

电力工业改革前，新西兰的发电和输电由国家经营和管理。配电由地方电力管理委员会和市政府电力局负责。供电局有法定的营业范围，没有引入竞争机制。

2改革的起因

新西兰的电力管理体制改革是从1987年开始的。在此之前，政府直接管理和经营企业，经济运行不灵活。在政府经营管理过程中，由于政府的过多干预，出现了三个主要问题：一是很高的失业率，二是很高的企业负债率，三是很高的通货膨胀率。为解决这些问题，政府从宏观的角度对经济部门进行体制改革。主要是政企分开，商业化和公司化，减少政府的干预，鼓励竞争，提高经济效益。电力工业的改革，一方面强调引入竞争机制，提供商业机制政策；另一方面是对垄断企业(新西兰电力公司)给予法律、法规的约束，要求对用户透明。改革的目标是获得最大的经济效益，包括社会效益和企业效益，同时给电力用户以最大的自由选择和最好的服务。

3改革的步骤

新西兰的电力体制改革是从配电到发电逐步推开，即配电公司的竞争→电力市场→发电竞争上网。据此，新西兰电力体制改革可分为5个步骤：①政企分开，把政府机构改变成公司化企业；②加强立法，修改或制订有关电力法律和法规；③配电企业化，实行竞争供电；④输电独立，将输电公司从新西兰电力公司分离出来，输电公司独立经营；⑤建立电力批发市场。

按照这个步骤，1987年新西兰工党政府撤销电力部，将其所属的发电、输电国有企业商业化和公司化，成立了新西兰电力公司和输电公司，输电公司拥有并负责电网运行，改革初期是作为新西兰电力公司的子公司。

4发电端的改革

新西兰电力公司成为经营实体后，政府规定国有资产50%作为资本金，50%作为政府贷款，3年内归还政府。在改革方面，新西兰电力公司准备采取以下措施：

(1)发电与输电分离，发电和输电各自筹措资金；

(2)在电力零售方面要建立电力市场，打破供电专营区，开展竞争；

(3)解决发电公司一统天下的局面，推行合同购电；

(4)发电公司允许投资者办电，但只能经营管理15年回收资本和盈利；

(5)提高新西兰电力公司的国际信誉，让国际金融界参与新西兰的电力投资和承担风险。

5输电端的改革

输电公司管理着13000km的输电线路、186座户外变电站和1个调度中心。输电公司由国家控制，不参与竞争，但要独立核算。国家要从输电公司抽回原来的投资，不再提供投资。此后，电网发展所需资金来源有企业利润、用户出资、银行贷款。输电公司的任务包括：一是输电可靠，二是输电安全，三是费用控制，四是保证投资者的回报。

6配电端的改革

新西兰有41个供电公司，一直由地方经营管理。在改革中主要解决所有权问题和引入竞争机制。配电部门在1993年进行公司化改组后，资产的经营方式共有四种：①有10个大的供电公司改组为股份有限公司，每股1新元，上市溢价发行每股1.7新元，全部由股民拥有；②合作社形式，由用户持有股权，不准上市买卖；③由信托公司代表用户的利益，全权经营供电公司；④归市政府所有。

1992年新西兰制定电力法案，取消了供电专营区的限制。改革后的供电公司可以向任何地区的用户供电，用户可以自由选择供电公司。分两个步骤：第一步从1993年4月1日起，凡用电量小于50万kWh的用户可以自由买卖和供电；第二步从1994年4月1日起，用电量大于50万kWh的也可以自由买卖电和供电用户可以向供电公司买电，也可以直接从发电厂买电。

为保证公平竞争，供电公司要将配电成本和销售成本分开，配电网络对供电者和用户开放。任何供电者要通过供电公司配电网络供电，要向供电公司缴纳路网费。

新西兰在供电领域首先引入竞争机制，除了提高供电领域的经济效益外，还想通过竞争兼并公司，减少供电公司的数量，在5年内将41个供电公司减少到12个或10个。

7建立电力市场

新西兰发电与输电分离，配电端公司化以后，就形成了电力市场。目前电力市场由电力市场公司经营。电力市场公司向发电公司买电，然后趸售给供电公司。电力市场的电价和合同内容公开透明。售电分两类，一类是合同购电，一类是按边际成本价格临时购电。电力市场的形成和配电领域引入竞争机制后，电力供应中的交叉补贴随之取消。不能再依靠提高电价和提高供电量来提高供电公司的效率和盈利水平，必须靠提高经营管理水平和服务质量来实现，这给供电公司带来巨大的压力和挑战。

8改革的效果

新西兰电力工业由于实行了政企分开，发、输、配电分开，商业化运行和公司化改组，目前已取得明显效益，主要表现在：①单位平均趸售电价降低14%；②单位平均运行成本(不包括折旧)下降29%；③单位平均消耗下降24%；④水电站设备可用率由87%提高到93%，火电厂设备可用率由73%提高到97%；⑤资本金回报率由8.6%上升到13.1%；⑥电力职工由6000多人下降到3000多人，电力工业劳动生产率提高1倍以上；⑦利税增加。

新西兰电力管理体制改革仍在进行，尚未完成，但已取得显著的效果