大工业电价政策解读(供电公司)

第一篇：大工业电价政策解读(供电公司)

大工业电价是我国销售电价分类中的重要组成部分，由于历史原因，我省趸售区尚未实行大工业电价，造成县公司营销人员对大工业电价知识和营业操作要求的不了解、不熟悉。为此，公司决定自即日起至年底，集中开展县公司大工业电价政策培训，培训对象主要是公司系统全资、代管县公司各级营销管理、工作人员。培训内容一是大工业电价政策及用电业务知识；二是营销业务应用系统相关业务操作。

趸售区执行大工业电价涉及面广，影响范围大。现阶段的主要任务是集中开展业务培训，暂没有开展客户用电情况现场核实和电价政策宣传工作。待条件成熟后，山东省公司会统一组织开展相关工作，确保全省步调一致，口径一致。

大工业电价政策解读

一、大工业电价政策依据

水利电力部关于颁发《电、热价格》的通知（1975水电财字第67号）、水利电力部对《电、热价格》执行中有关问题的批复（76水电财字第19号）。

（一）大工业电价应用范围：凡以电为原动力，或以电冶炼、烘熔、熔焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量在315千伏安及以上者，以及符合上述容量规定的下列用电。

1．机关、部队、学校及学术研究、试验等单位的附属工厂（凡以学生参加劳动实习为主的校办工厂除外），有产品生产并纳入国家计划，或对外承受生产及维修业务的用电。

2．铁道（包括地下铁道）、航运、电车、电讯、下水道、建筑部门及部队等单位所属修理工厂的用电。

3．自来水用电。4．工业试验用电。

5．照相制版工业水银灯用电。

（二）电价构成：大工业电价包括基本电价、电度电价和力率调整电费三部分。

电度电价是指按用户用电度数计算的电价。基本电价是指根据用户用电容量计算的电价。力率调整电费是根据用户力率水平的高低减收或增收的电费。

（三）基本电费的计算：基本电费可按变压器计算，也可按最大需量计算。具体对哪类用户选择哪种计算方法，由电网局或省、市、自治区电力主管部门根据情况规定。

1．按用户自备的受电变压器容量计算：凡以自备专用变压器受电的用户，基本电费可按变压器容量计算。不通过专用变压器、接用的高压电动机，按其容量另加瓩数（瓩视同千伏安）计算基本电费。

2．水利电力部对《电、热价格》执行中有关问题的批复（76水电财字第19号）：

凡按按最大需用量计算基本电费的用户，其实际抄见瓩数小于核定数时，如为计划用电所致，可按实际抄见瓩数计算，否则，应按核定的瓩数计算；实际抄见瓩数超过核定数或计划分配的负荷时，超过部分加倍收费。

二、大工业电价有关规定

《供电营业规则》中关于基本电费计收规定如下： 第八十四条 基本电费以月计算，但新装、增容、变更与终止用电当月的基本电费，可按实用天数（日用电不足24小时的，按一天计算）每日按全月基本电费三十分之一计算。事故停电、检修停电、计划限电不扣减基本电费。

第八十五条 以变压器容量计算基本电费的用户，其备用的变压器（含高压电动机），属冷备用状态并经供电企业加封的，不收基本电费；属热备用状态的或未经加封的，不论使用与否都计收基本电费。用户专门为调整用电功率因数的设备，如电容器、调相机等，不计收基本电费。

在受电装置一次侧装有连锁装置互为备用的变压器（含高压电动机），按可能同时使用的变压器（含高压电动机）容量之和的最大值计算其基本电费。

第二十三条 用户减容，须在五天前向供电企业提出申请。供电企业应按下列规定办理：

1．减容必须是整台或整组变压器的停止或更换小容量变压器用电。供电企业在受理之日后，根据用户申请减容的日期对设备进行加封。从加封之日起，按原计费方式减收其相应容量的基本电费。但用户申明为永久性减容的或从加封之日起期满二年又不办理恢复用电手续的，其减容后的容量已达不到实施两部制电价规定容量标准时，应改为单一制电价计费；

2．减少用电容量的期限，应根据用户所提出的申请确定，但最短期限不得少于六个月，最长期限不得超过二年；

3．在减容期限内，供电企业应保留用户减少(原)容量的使用权。用户要求恢复用电，不再交付供电贴费；超过减容期限要求恢复用电时，应按新装或增容手续办理；

4．在减容期限内要求恢复用电时，应在五天前向供电企业办理恢复用电手续，基本电费从启封之日起计收；

5．减容期满后的用户以及新装、增容用户，二年内不得申办减容或暂停。如确需继续办理减容或暂停的，减少或暂停部分容量的基本电费应按百分之五十计算收取。

第二十四条 用户暂停，须在五天前向供电企业提出申请。供电企业应按下列规定办理：

1．用户在每一日历年内，可申请全部（含不通过受电变压器的高压电动机）或部分用电容量的暂时停止用电两次，每次不得少于十五天，一年累计暂停时间不得超过六个月。季节性用电或国家另有规定的用户，累计暂停时间可以另议；

2．按变压器容量计收基本电费的用户，暂停用电必须是整台或整组变压器停止运行。供电企业在受理暂停申请后，根据用户申请暂停的日期对暂停设备加封。从加封之日起，按原计费方式减收其相应容量的基本电费；

3．暂停期满或每一日历年内累计暂停用电时间超过六个月者，不论用户是否申请恢复用电，供电企业须从期满之日起，按合同约定的容量计收其基本电费；

4．在暂停期限内，用户申请恢复暂停用电容量用电时，须在预定恢复日前五天向供电企业提出申请。暂停时间少于十五天者，暂停期间基本电费照收；

5．按最大需量计收基本电费的用户，申请暂停用电必须是全部容量（含不通过受电变压器的高压电动机）的暂停，并遵守本条１至４项的有关规定。

第二十五条 用户暂换（因受电变压器故障而无相同容量变压器替代，需要临时更换大容量变压器），须在更换前向供电企业提出申请。供电企业应按下列规定办理：

1．必须在原受电地点内整台的暂换受电变压器； 2．暂换变压器的使用时间，10千伏及以下的不得超过二个月，35千伏及以上的不得超过三个月。逾期不办理手续的，供电企业可中止供电；

3．暂换的变压器经检验合格后才能投入运行； 4．暂换变压器增加的容量不收取供电贴费，但对两部制电价用户须在暂换之日起，按替换后的变压器容量计收基本电费。

第十四条 用户不得自行转供电。在公用供电设施尚未到达的地区，供电企业征得该地区有供电能力的直供用户同意，可采用委托方式向其附近的用户转供电力，但不得委托重要的国防军工用户转供电。委托转供电应遵守下列规定：

４．在计算转供户用电量、最大需量及功率因数调整电费时，应扣除被转供户、公用线路与变压器消耗的有功、无功电量。最大需量按下列规定折算：

（１）照明及一班制：每月用电量180千瓦时，折合为１千瓦；

（２）二班制：每月用电量360千瓦时，折合为１千瓦；（３）三班制：每月用电量540千瓦时，折合为１千瓦；（４）农业用电：每月用电量270千瓦时，折合为１千瓦。

第一百条 危害供用电安全、扰乱正常供用电秩序的行为，属于违约用电行为。供电企业对查获的违约用电行为应及时予以制止。有下列违约用电行为者，应承担其相应的违约责任：

2．私自超过合同约定的容量用电的，除应拆除私增容设备外，属于两部制电价的用户，应补交私增设备容量使用月数的基本电费，并承担三倍私增容量基本电费的违约使用电费；其他用户应承担私增容量每千瓦（千伏安）50元的违约使用电费。如用户要求继续使用者，按新装增容办理手续。

4．擅自使用已在供电企业办理暂停手续的电力设备或启用供电企业封存的电力设备的，应停用违约使用的设备。属于两部制电价的用户，应补交擅自使用或启用封存设备容量和使用月数的基本电费，并承担二倍补交基本电费的违约使用电费；其他用户应承担擅自使用或启用封存设备容量每次每千瓦（千伏安）30元的违约使用电费。启用属于私增容被封存的设备的，违约使用者还应承担本条第2项规定的违约责任。

第二篇：大工业用电电价

大工业用电电价

1．大工业电价的组成

大工业用电实行两部制电价，两制电价由基本电价、电度电价和功率因数调整电费三部分构成。基本电价是指按用户受电变压器（千伏安）或最大需量（千瓦）计算的电价；电度电价是指按用户实用电量（千瓦）计算的电价；功率因数调整电费是指根据用户月加权平均功率因数调整减收或增收的电费。

2．大工业电价的实施范围及对象

凡以电为原动力，或以电冶炼、烘焙、熔焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量在315千伏安(KVA)及以上的大工业用户。

以及符合上述容量规定的下列用电：

机关、部队、学校及学术研究、试验等单位的附属工厂（凡以学生参加劳动实习为主的校办工厂除外）有产品生产纳入国家计划，或对外承受生产及修理业务的用电。

铁道（包括地下铁道）、航运、电车、电讯、下水道、建筑部门及部队等单位所属修理工厂的用电。

自来水厂用电。

工业试验用电。

照相制版工业水银用电

3.大工业电价的电费方法

计算公式： 电费金额=基本电费+电度电费+功率因数调整电费

基本电费：①按变压器容量=计费容量×基本电价

②按需量=需量示数×乘率×基本电价

电度电费=抄见电量×电价

功率因数调整电费=（基本电费+电度电费）×（±）功率因数调整电费月增减率%（功率因数高于标准值减收，低于标准值增收电费）

工业用电的定义 工业用电：主要从事大规模生产，加工行业的企业用电。三相380V供电，或者直接高压电线进户。

工业用电大多使用三相电压，如三相380VAC，三相660VAC等。

工业用电与居民用电的区别：工业用电大多使用三相电压，而民用电采用的是单相220VAC对居民供电,价格不同，工业用电价格高 ,在用电高峰期，往往因负荷过大而导致断电，而且工业用电的电压往往高于居民用电，也容易把家中的电器烧坏，存在极大的安全隐患。另外，如果断电后相当长的时间内难以恢复供电!编辑本段工业用电电费算法及规定

一是对变压器容量在315KVA以下的，执行“单一电价”，即用一度电、交一度电的电费；

二是对变压器容量在315KVA及以上的，执行“二部制电价”，除用一度电、交一度电的电费外，还要按照变压器的容量交纳“基本电费（象电话的底费）；

对100KW及以上的用户，还要执行力率调整电费，对力率（功率因数）达不到国家标准的，进行奖惩。

按照国家《电力法》规定：

第四十三条 任何单位不得超越电价管理权限制定电价。供电企业不得擅自变更电价。

第四十四条 禁止任何单位和个人在电费中加收其他费用；但是，法律、行政法规另有规定的，按照规定执行。

地方集资办电在电费中加收费用的，由省、自治区、直辖市人民政府依照国务院有关规定制定办法。

禁止供电企业在收取电费时，代收其他费用。

编辑本段我国工业用电的标准

按照我国《供电营业规则》第五十四条的规定：

在电力系统正常状况下，供电企业供到用户受电端的供电电压允许偏差为： 1、35千伏及以上电压供电的，电压正、负偏差的绝对值之和不超过额定值的10%；

2、10千伏及以下三相供电的，为额定值的±7%；

3、220伏单相供电的，为额定值的+7%，－10%。

在电力系统非正常状况下，用户受电端的电压最大允许偏差不应超过额定值的±10%。

用户用电功率因数达不到本规则第四十一条规定的，其受电端的电压偏差不受此限制。

可见，380V属于“10千伏及以下三相供电的，为额定值的±7%”；即380V供电系统电压，应在380（1-7%）V～380（1+7%）V，也就是353.4V～406.6V之间。

第三篇：电改政策解读

电力体制改革 政策解读

中电投河南电力有限公司

目 录

1.电改9号文你真的看懂了吗 2.新电改的现实逻辑

3.电改再出发：规划、修法、监管一个都不能少 4.取消电费交叉补贴影响几何？

5.当电改遇上混改

6.提高需求侧终端用电效率

7.有序、逐步推动市场化

8.新电改后如何“尝鲜”售电业务

9.电力是实现各能源网络有机互联的枢纽

10.详解能源互联网行动计划

11.可再生能源公平接入考量电改

12.新能源电力系统与能源互联网

13.新电改仍有许多要素掣肘

14.能源互联网行动计划正式确定 牵头人权威解读

15.能源革命与能源互联网

— 1 — 电改9号文你真的看懂了吗

-------曾鸣首次深度解读新电改

2015年3月26日

(新浪财经首席能源记者刘丽丽根据对曾鸣教授的采访资料整理)

新电力体制改革的9号文件很多人都看了，但是你确定自己真的都看到并且看懂了么?其中有些句子背后的深意，都足够单独写个分析报告了。参与9号文件方案讨论的华北电力大学曾鸣教授首次公开深度解读文件背后的潜台词。如果当年你错过了5号文件，这次难道还要错过9号文件么? 9号文件相比5号文件有哪些继承、调整和超越? 总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，相比于12年的“5号文”，更具有现实意义。虽然两个文件都是围绕“放开两头、管住中间”这条基本路径展开讨论，但9号文件体现的核心价值取向与当年的5号文件具有本质的不同，因而不是其简单延伸。

与上轮电改不同的一个重大前提是，本轮电改的大背景已经发生了历史性的根本变化。变化的两个重要标志：一是国家已经明确了“能源革命”战略构想，二是中央已经决定全面建设“法治社会”。

9号文件在如下几方面有所超越当年的5号文件： 第一，核心价值取向的不同。本轮电改的核心价值取向是旨

在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。而上轮电改的价值取向旨在通过厂网分开，打破垄断，引入竞争，剥离关联交易，加快扩大电力供给规模。

第二，暂时不考虑输配分开和电网调度独立。当年的5号文并没有达到预期的改革目标，此次方案制定过程中也进行了反思。我也曾经在多个场合、多个研究报告中提出，调度独立和输配分开并不是科学合理的选择。

第三，明确提出要加强规划。12年后，最大变化就是可再生能源并网的比例越来越大，使发电侧和用电侧具有双侧随机性，电力系统的整体规划必须强化。从这个方面来讲，此次电改绝对不是12年前5号文的延续，应当形成一套新的电力体制规划方法体系。

第四，本轮电改的关键不在于电力企业的拆分重组和盈利模式的改变，而在于新型电力治理体系管理框架的顶层设计，其中政府能否在改革的政策激励和法制环境设计上有所作为至关重要。政府在改革的顶层设计阶段对于如何运用市场杠杆，以及如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等方面进行设计、建立和引导，激励改革目标的实现等方面，必须能够发挥主导性甚至决定性作用。

如何理解三个“有序放开”?

三个“有序放开” 是为了发电侧和售电侧能够建立电力市场而提出的，就是要将发电侧原有的发电计划，发电厂的上网电价放开;售电侧的终端用户电价以及用电计划放开。这样利于形成发电用电市场。当然，放开的是可以进入市场的电量和服务，经营性之外的电量和服务不能放开。

方案中特意强调了“有序放开”，这意味着这几个方面要循序渐进，分阶段的放开，不能短时间内彻底放开。具体地，对于每一个“放开”，有序有不同的意义。

对于输配以外的竞争性环节电价，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。

对于向社会资本放开配售电业务，应分阶段构建多元化的售电主体。售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。

对于公益性和调节性以外的发用电计划，不能短时间内彻底放开，需要一个循序渐进的过程。在供应侧，各机组的初始投资，使用寿命以及机组状况都不尽相同，各电厂不太可能站在同一起跑线上参与市场竞争，现阶段完全依靠市场可能会造成资源浪费，甚至国有资产流失，对于清洁能源发电尤其如此。在用电侧，— 4 —

一些特殊时段区域电力系统仍会出现一定的电力缺口，需要对用户用电进行计划，保证电力系统安全稳定运行。

交叉补贴未来是否要通过逐步涨价解决? 交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。在我国现有国情下，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。因此在改革交叉补贴机制的过程中应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业用户和居民的电价承受能力，在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐渐提高居民电价、适当降低工业用户电价，逐步减少销售电价中交叉补贴。

另外，交叉补贴机制改革应保护民生，不可盲目提价。我们之前已经做过相关研究，以西南某省为例测算，取消交叉补贴可提高GDP及人均可支配收入。然而，作为居民而言，百姓最关心的是电价的上涨会“增加百姓负担”。因此，在交叉补贴改革的— 5 —

过程中不应盲目提价，对居民电价的调整可以通过生命线电价的方式实现，具体而言，就是规定居民用户每人每月用电量在一定标准以下时，仍按现行的优惠电价予以收费，超出此规定范围的电量除收取其电费外可以征收适量的电力普遍服务基金。在以后条件成熟时，再逐渐提高居民用电价格。

如何有效监管和规范电网企业成本? 按成本加收益方式对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，这是政府加强对网络型自然垄断环节价格监管的重要举措和有益探索。为了有效监管和规范电网企业的成本，应在电网有效资产的具体核定方面下工夫。但确实存在一定难度。

原因有多方面，例如电网的有效资产包括哪些?每个省电网公司的情况都不一样，电网有效资产核定起来比较困难，尤其是存量部分历史形成因素比较复杂;又例如普遍服务所需要的交叉补贴，怎么有效核定?采用什么模式实施?怎么配合两头电价进入市场?这些问题可能要比较长时间逐步解决，因此目前还是以试点为主。

辅助服务分担共享新机制和辅助服务市场有什么异同? 建立辅助服务分担共享新机制是一个解决老问题的新方法。要实现市场化交易，解决好辅助服务是关键。在原来的体制机制下，切实有效的辅助服务责任分担机制可以说几乎是没有的。在本轮改革思路下，配售电业务要放开引入社会资本，对此，电网

将不再无条件保障用户的用电需求，此时建立新的辅助服务机制非常关键。

辅助服务分担机制是一种被动承担的模式，而辅助服务市场则是制度框架下主体主动通过市场来承担的模式，两者之间还是有差别的。但是，就目前的国情来看，通过分担机制作为过渡，应当是理性的、合理的选择。而《意见》中按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制，主要通过合约方式由发电企业或者电网企业来提供，应该说符合实际情况和大众思想。但是，未来还是应该探索建立“辅助服务市场”等更加灵活的形式。

未来的电力期货和电力场外衍生品交易需要满足什么条件? 未来，随着电力市场化改革的推行，竞争环境下的电力生产和消费方式将发生根本性变化，以电价剧烈波动为首的市场风险凸显，因此电力期货和电力场外衍生品交易还是有可能会产生的，这类衍生交易可规避电力市场的价格风险，优化资源配置，进而有利于电力体制改革深化及电力系统的稳定发展，但是目前来看，可能距离这种交易还比较远。

电力场外衍生品交易

当前，我国正在进行电力体制改革，电价依然由国家实行监管，电力现货市场尚未完全放开，对于建立何种模式的电力期货未有定论，但电力市场化改革和电力期货上市二者之间相辅相成的关系将成为未来电力市场发展的动力之一。鉴于国外成熟电力

市场相继引入了金融衍生品交易，有的成功运营至今并不断完善，有的则以失败告终，在建立我国电力期货及衍生品交易时，有必要结合我国电力市场发展的进程和特点，对我国电力金融衍生品交易的可行性和有效性进行探讨和论证，尤其需要剖析国外成功市场的经验，探寻其交易机制和模式上的优势。

如何理解“继续完善主辅分离"? “主辅分离”是2002年电改提出来的主要任务之一，此次电改再次提到“继续完善主辅分离”，在我看来不应当是上次电改的简单延续，而应当具有新的含义。

在此次电改中，节能减排、绿色低碳再次被摆到了一个更重要的位置上，因此这里的“主辅分离”的新含义应当是充分调用各类辅助服务资源，包括分布式发电、需求侧响应、负荷优化等技术，为清洁能源发电提供辅助服务，从而降低清洁能源发电对电网安全稳定运营的不利影响、提高清洁能源发电并网比例、促进清洁能源的高效开发利用。

在此次电改中，节能减排、绿色低碳再次被摆到了一个更重要的位置上

电力交易机构如何产生?相对独立如何理解?

要实现电力交易机构的独立，必须具备三个方面的市场基础条件：一是灵活合理的价格机制，二是严格完善的监管体系，三是坚强统一的大电网平台。只有在以上三个条件同时具备时，电力市场竞争的公正、公平和透明度才能更好的实现，才能为供需

两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件。

但就目前我国电力市场运行状况来看，交易机构独立的三个条件并不具备。在这种情况下，不宜将电力交易机构独立。但是我国未来售电侧放开、大用户直购电交易是改革的重点方向、同时也是改革需要，因此电力交易机构的“相对独立”仍然是比较可取的过渡手段。

社会资本进入增量配电业务和售电业务，需要满足什么条件? 社会资本投资增量配电业务，技术条件和资质条件肯定要过关，这是必须要满足的。这里想多谈一些关于社会资本的投资责任问题。电网的投资建设，尤其是配电网的投资建设不仅是一项经济行为，更多的是要承担社会普遍服务的责任。我国还有很多

地方，尤其是边远农村、山区、落后地区，网架结构还很薄弱，在这些地方进行配电网投资是很难收回成本的，投资者不应当只顾为大用户、工业用户增加配电网投资而忽视了社会普遍服务的责任。同时，既然引入市场机制，那么未来如何刺激市场参与者为这些落后用户提供配电网建设，也值得我们深思。

要进入售电领域，技术水平、技术指标也必须要过关，关键在于要保证进入售电市场的售电主体必须满足节能减排的要求。在这方面，应综合考虑国家的环保要求与能耗标准，优先开放污染排放低的发电企业参与直购电，鼓励煤耗低、排放少、节水型火电机组参与直购电，限制能耗高、污染大的机组，已到关停期限或违反国家有关规定的机组，不得开放。从目前情况来看，传统燃煤发电在大用户直购中的优势明显，风电、光伏发电等低碳化电源的先天劣势在短期内无法弥补。因此，这就需要设立碳减排标准，通过行政手段强制发电企业提高发电低碳化水平，确保大用户直购的电是符合国家要求的、低碳的电。

社会资本进入需要注意什么? 进入售电市场被认为看起来很美，实际上很难，企业需要注意什么? 只能提供一些售电侧市场建设需要注意的地方，但是这些建议也是将来想要进入售电行业的企业必须重点关注的。此次售电侧改革必须要研究解决以下几个具体问题：

第一，研究需求侧响应资源如何引入到售电侧市场中来，使得终端用户真正有能力、有可能、有动力选择供电商，充分利用不断进步的智能电网技术，为用户提供更为个性化的用电方式;第二，研究如何让新售电机构有激励并且有义务为用户提高用电效率、优化用电模式、增加清洁能源消费比例，并且优化整个电力系统用电负荷曲线。未来新的售电机构不能通过采用增供促销的手段来盈利，重点应放在竞争出售用电(节电)服务方面。政府对于售电机构的监管与考核应该是用户的用电效率、用户单位用电的效益等指标，而不是用电量。对于提高用电效率的售电机构要给予奖励，反之则要惩罚。如果通过售电侧放开，引入竞争机制能够促进用户节电、提高用电效率、节能减排，比目前垄断下的节能减排更有效率，那么电改才算成功了;第三，提出售电侧放开的各阶段目标和措施，明确售电机构的盈利机理和模式，同时要保证普遍服务，并且能最低限度影响售电侧市场的经济效率。同时，要有严格的监督保障机构来保证这套机制的执行，最关键是保证用户的正当权益得到保障，要充

分保护用户的选择权、知情权、市场定价的参与权等基本权利，也要保障新成立的售电公司的正当权益。

第四，电力的稀缺性、安全性、短期价格无弹性、普遍服务要求、对于环境的影响、投资的专一性等等，将使得建立一个公平充分竞争、消费者利益有保证的市场比较困难，因此未来如何在市场中规避市场力，尽可能降低其寡头特征，提高市场竞争效率等，是亟需研究解决的问题。

如果上述问题不能获得有效解决，就会是这样一种前景：只管住了中间，而两头放开将迟迟实现不了。也就是说，12年前厂网分开一夜之间实现，竞价上网等了12年还没有到来的情况将再次重演。

还有哪些方面改革会在条件合适时继续推进? 电改还需贯彻落实售电侧市场改革、加强电力系统规划和法律法规制定三个方面。

对于规划层面，必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。在这方面，综合资源规划应当在电力体制改革过程中占有重要的战略地位。满足电力需求增长的传统思维模式是单纯注重增加资源供应，综合资源规划和电力需求侧管理建立了以提高需求方终端用电效率所节约的资源同样可以作为供应方替代资源这样一个新概念，使可供利用的资源显著增加，可节省大量供应侧资源投入，同时提高需求侧用电效率，当未来大规模的间

歇性随机性的新能源电力接入电网之后，综合资源规划和电力需求侧管理及需求侧响应对于实现电网电力的瞬间平衡具有重大的意义。

在法律法规建设层面，主要有以下几个关键点：第一，重新制订《电力法》，并与《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法规相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。第二，新《电力法》的核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，绝不是仅仅在原来基础上的文字增删修订，而应作“革命性”的重塑。第三，应当在新《电力法》中做到四个明确：明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务;明确国家电力工业综合资源规划设计主体的法律定位;明确电力市场主体各自的法律定位，尤其是规定电网企业强化公用事业的性质以及作为IRP实施主体的功能定位;明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。第四，尽快出台与新《电力法》相配套的政策措施，建立相应的监督机制和实施保障机制。

新电改的现实逻辑

------2015年3月28日《中国经济导报》

本轮电改的核心价值取向旨在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型

电力竞争性领域的放开会是一个逐步的过程，计划与市场将会并行比较长的时间，有一个过渡期。

3月25日，国家发展改革委经济体制改革司巡视员王强就电力体制改革接受中国经济导报记者采访。这一天，新电改方案9号文《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》向社会公开。

与此前很多专家预测的一致，新改革的核心是“三放开”、“一独立”、“三强化”。“三放开”是指在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，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。而“一独立”是指推进交易机构相对独立，规范运行。“三强化”指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。

近年来，煤电矛盾因价格下跌不断加剧，发电企业频现巨额亏损，火电投资逐年下降。工商企业电费负担沉重，新能源、可再生能源发展受到制约，电力部门服务不到位、“电老虎”脾气大等一系列矛盾，反映出现行电力体制已成为转变经济发展方式、促进节能减排和发展多种所有制经济的重大障碍。

“如果说上次电改的价值取向旨在通过厂网分开、打破垄断、引入竞争、剥离关联交易、加快扩大电力供给规模，那么本轮电改的核心价值取向在于建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。”华北电力大学经管学院教授曾鸣这样表示。

电力体系庞大复杂，电力体制改革更是一项系统工程，需要权衡利弊、全盘考量、稳妥推进。那么本轮新电改的本质目标如何才能在错综复杂的现实框架下得以落实？

“管住中间”与“放开两头”：“合理选择”的理由 新电改方案的目标很明确，就是要还原能源商品属性，使市场在资源配置中起决定性作用，构建多买多卖的现货市场，让场外买卖双方都可以竞争和选择。

事实上，《意见》指出，目前电力市场交易机制缺失，售电侧有效竞争机制尚未建立，电价市场化机制没有形成。政府定价

导致用电成本、供需关系和环保支出无法在电价上及时体现，发电企业和用户之间市场交易有限，无法发挥市场配置资源的作用。

早在2002年，国务院即正式批准《电力体制改革方案》，决定对电力行业实施市场化改革。10多年过去了，电力行业虽然破除了独家办电的体制束缚，初步形成多元化竞争格局，但垄断与计划仍主导这一行业，多方利益纠葛使得电力市场化改革迟迟难以全盘推进。

“电力的数量、价格、项目三项审批咬在一起；竞争性业务和垄断性业务咬在一起；行政垄断和自然垄断咬在一起；政策性业务和市场性业务咬在一起；主辅业务和主多业务咬在一起；上下游改革以及央地利益咬在一起；固有的发输配强连接咬在一起。”有专家这样评价电力改革面临的复杂局面。

发电、输电、配电、售电是电力市场的完整链条。本轮改革明确提出“管住中间”与“放开两头”，中间就是输电与配电，两头则是发电与售电。

“管住中间”就是承认了输配电环节的自然垄断属性，从而确定它的公益性。在过去，电网既垄断输配电环节，又转身用“市场化”理由谋求端口垄断暴利，吃了发电方吃购电方。新电改方

案将输配电的电网定位为公益性主体，电网必须按政府定价收取过网费。

然而，新方案出炉前，对于输配环节的另一种改革思路是电网拆分和输配分离。按照国家能源局副局长王禹民的说法，电改的节点还是落在高度一体化垄断经营的电网，是否拆分和是否输配分离是两个焦点问题。但围绕这两个问题，博弈重重。

中国人民大学经济学院教授吴疆则直言，新电改没有提“电网企业不再负责电力统购统销”、“实现电网企业输配电业务独立核算”，改革仍不彻底。

据知情者向媒体透露，国家发展改革委在征求意见时，南方电网建议将全国电网拆成几大区域电网，增加南方管辖区域，理顺云南和两广送电；国家电网则以电网安全稳定运行和经济性为由反对拆分和输配分开；发电集团列举了电力宽松的事实，要求调度独立；前电力工业部官员认为电力是特殊商品，必须有政府管制和政策性输配电机构即电网兜底，保证电力运行的安全性，输配分开现阶段不具有可行性。

最终新电改方案是一种妥协折衷的选择。王强向中国经济导报记者解释，我国以公有制为主体的基本经济制度和能源资源与能源需求逆向分布的格局，及经济社会较快发展的基本国情决定了电改不能照搬西方模式，只能从实际出发进行探索。

“管住中间是为了确保电网公平开放、市场公平交易，并更好地实现电网科学规划，充分发挥电网规模效益提高管理效率，避免拆分式改革增加大量管理成本和协调成本。”王强对中国经济导报记者表示。

而“放开两头”则更容易理解，也是本轮改革的亮点所在——将中间环节仅作为通道，通过更大的市场来配置电力供需，将更好地满足市场需求放在首位。为此，新电改方案提出多方直接交易、完善跨省跨区市场交易、建立相对独立的电力交易机构。

中国经济体制改革研究会电力体制改革研究组组长武建东表示，这使得新电改不再仅仅是电力产业部门的改革，更成为一项社会改革。

从发电侧看，尽管发电市场已多元竞争，但发电价及各厂发电量依然由政府制定，使得发电端厂商无法自行根据市场确定最优价格和最优发电量，盈利能力存在巨大波动。而《意见》则规定，以后直接交易的电量和容量将不再纳入发用电计划，政府只保留居民、农业、重要公用事业和公益性调节性发用电计划，执行政府定价。

发电企业与售电主体或用户将通过协商、市场竞价的方式自主确定电力价格。“电价由市场交易价格、输配电价、政府性基

金三部分组成”，输配电价则由政府单独核定，逐步过渡到“准许成本加合理收益”原则。

而售电侧的市场化则将意味着一场全新革命：增量配电向社会投资开放，存量配电以混合所有制方式向社会开放，用户侧分布式电源建设将全面开放。王强告诉中国经济导报记者，社会资本是否包括外资，需要看产业投资负面清单的最终结果，“如果负面清单里没有说外资不可以做，那么外资就可以参与进来。”

“必须加强需求侧响应。”曾鸣表示，“我们最终是要卖电给消费者，消费者应该有选择权。否则这个市场就没有效率，很容易被供应侧操纵。电力消费者应该根据价格、服务、安全等因素自主决定要不要买和买多少。”

曾鸣告诉中国经济导报记者，如何构建售电侧电力市场是新电改最严峻的挑战。“如果只管住了中间，而两头放开迟迟实现不了，那么12年前厂网分开一夜之间实现，竞价上网等了12年还没有到来的情况将再次重演。”

配套与试点：逐步、有序、稳妥推进

电力改革不可能一蹴而就，集中了利益各方博弈的新方案，在具体改革方案的研制、推进过程中，势必将经历更多的互动和博弈。《意见》明确指出，输配电价改革的试点范围要逐步扩大。

售电侧改革、组建相对独立运行的电力交易机构等重大改革事项，要先试点，后修法，再全面推开。

2015年1月1日，深圳市如期启动输配电价改革试点，将电网吃购售差价的盈利模式，改为对电网按有效资产实行总收入监管，公布独立的输配电价，打开电网成本核算的“黑匣子”。日前，深圳已成立新的售电机构——深电能售电有限公司，作为民营企业，不属于南方电网。

根据《深圳市输配电价改革试点方案》，深圳市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。输配电价总水平等于输配电总准许收入除以总输配电量。深圳市输配电价将按电压等级制定。电网企业将对各电压等级的资产、费用、供输售电量、线变损率等逐步实行独立核算、独立计量。

深圳试点中，深圳市发展改革委、国家能源局南方监管局、深圳市经信委和深圳市供电局几方共同核算输配电成本和收入，数据由深圳市供电局提供，广东省发展改革委和国家发展改革委等进行核对。

深圳市发展改革委价格处副处长谭茂芹对媒体表示：“不应纳入输配电价成本测算的资产被核减了25%~30%。过去电网建变电站，建多少、建多久都是电网自己决定，投入费用也无人监管，现在要一一核实。”

按照试点方案，2015~2017年深圳市电网输配电价水平分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年的每千瓦时0.1558元下降1分多钱。未来3年每千瓦时输配电价将下降1分多钱，电网收益累计减少24亿元。

“电网企业的角色将彻底转换，从市场的主导与控制方转换为被监管的缺少话语权的弱势方，从电力行业的强势企业转换为要讨好两头市场的企业。”有专家这样判断深圳试点的前景。

也有专家指出，输配电成本核定谈何容易。深圳电网相对独立、结构简单，以后试点推广，要核定有着交叉补贴、城乡补贴和农村补贴服务等的数万亿电网资产，像国家电网还涉及电网设备制造、发电厂、新能源、金融、传媒等辅业资产。

“电网企业拥有相关数据和知识、设备等自然垄断优势，核准人员在信息有限的情况下，仍需要电网企业提供专业数据，可能力不从心。”中国人民大学教授郑新业表示。

1月15日，国家发展改革委也批复了内蒙古西部电网启动输配电价改革的试点。有专家推测，电改全国铺开的顺序可能是深圳、蒙西、南方电网、国家电网。

蒙西地区拥有大量火电和风电资源，但窝电严重，希望通过电改解决困境。但蒙西电网试点也不轻松，复杂的交叉补贴和资产规模不定，使得输配电价难以确定。由于国家电网中长期规划

仍未出台，蒙西电网和国家电网对于以何种方案联接双方意见不一，这直接关系到电网资产规模的确定和未来成本的测算。

仅通过输配电价核准这一项改革试点，就可以看出电改难度之大。“电改是系统性工程，要在各方共识的基础上，本着先易后难的原则，有序、有效、稳妥推进。那些大的、觉得看不准的，不会试点。可以明确地说，制定改革试点方案是为防范改革的风险。在电价改革、市场体系、售电侧放开、增量配电业务投资和新能源发展方面，都将通过试点来逐步探索改革。”王强说。

王强还告诉中国经济导报记者，9号文件是一个原则性文件，需要若干配套政策辅助才能落地，所有配套措施将在2015年年底前全部出台，近期就会出台需求最急迫的六七个配套文件，“下周就开会，很快就要征求意见，尽量争取早点出来，让电改更有可操作性。”

据王强透露，这些文件涉及放开发用电计划的具体操作方法、包括市场准入标准在内的组建交易机构的规则、电价核准办法、输配电核准方案、售电侧售电主体的准入原则等方面。

“电力竞争性领域的放开会是一个逐步的过程，计划与市场将会并行比较长的时间，有一个过渡期。市场交易状况好的会慢慢放开，而对于居民、公益性、农业用电和清洁能源这块，计划是保留的。”王强强调。

电改再出发

规划、修法、监管一个都不能少

——2015年4月3日《中国经济导报》

【电力作为特殊商品，产、供、销要瞬间平衡，电力系统供求关系要时时平衡。如果整个电力系统的规划各自为政，就缺乏统一性、科学性与权威性，规划也就形同虚设，最终难以执行】

近日，国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（下简称《意见》），确定依据“管住中间、放开两头”的体制框架，放开输配以外的竞争性环节电价，放开配售电业务，同时放开公益性和调节性以外的发用电计划。

时隔13年，电力体制改革再出发。政府在改革的顶层设计阶段如何运用市场杠杆？如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等方面进行设计、建立和引导？带着这些问题，中国经济导报记者采访了相关专家学者。

市场与政府相结合

“现在电力行业的主要问题是市场缺失。资源配置也好，价格制定也好，主要是通过政府来配置的。”中国经济交流中心副研究员景春梅在接受中国经济导报记者采访时表示，此次《意见》的出台，意在解决电力市场构建问题。

她进一步分析指出，上一轮电力体制改革只实现了厂网分开，在发电侧形成了基本竞争的格局，而在输、配、售环节还是由电网统一经营，形成垂直一体化的垄断局面。调度、交易、结算以及对电力进行统供统销，发电跟售电被电网阻隔，不能进行直接谈判与交易。“当前的电力行业市场主体并不健全。”她说。

与此同时，上网定价、销售定价都由政府决定；发电量计划也经各级政府分解指标，甚至分解到每个机组。“一个企业不能自主决定生产多少产品，产品的价格是多少，这哪是真正的市场化？”景春梅说。

“新电改还原了电力的商品属性，厘清了政府、市场和企业的关系。”华北电力大学经济与管理学院教授、能源与电力经济咨询中心主任曾鸣在接受中国经济导报记者采访时表示，《意见》最突出的就是放开两头、监管中间。所谓放开两头，是指在条件逐渐成熟的情况下，发电和售电业务逐步有序推向市场。管住中间，是指在现阶段科技水平下，输电与配电环节具有自然垄断属性，不适于通过市场竞争的方式运作，还需监管。

曾鸣认为，把放开两头、监管中间作为新电改的基本路径架构，体现了市场无形之手与政府有形之手的有机配合，既符合国际电力市场化改革的基本特征，又符合我国电力改革的实际。“根据国际经验，电力改革一般分步实施，不可能一蹴而就。”他说。

协调配合，统筹规划

十八届三中全会《决定》指出，让市场在资源配置中起决定性作用，更好地发挥政府作用。“新电改的核心内容之一是加强监管、加强统筹规划、加强供电可靠和安全。其中，统筹规划是最薄弱的环节。”曾鸣说。

电力作为特殊商品，产、供、销要瞬间平衡，电力系统供求关系要时时平衡。如果整个电力系统的规划各自为政，就缺乏统一性、科学性与权威性，规划也就形同虚设，最终难以执行。事实上，十几年来，电力行业在整体规划与运行方面仍存在种种痼疾。

厂网规划不协调问题便是一例。13年前厂网迅速分开，成立了五大发电集团公司、两大电网公司和四大辅业集团。“各自分家后，各做各的规划，各跑各的路条，电网规划与电源规划之间出现严重不协调。”曾鸣分析指出，如此一来，电厂超前建成电网却没有同步跟上，送不出去电造成资源巨大浪费；电网早已搭建完毕，电源还没建好，造成电网资源的浪费。不管是前者还是后者，都造成了电力资源的浪费。

又如，近几年西北地区出现的“弃风”、“弃光”现象。风能与太阳能属于可再生能源，弃风、弃光，以煤炭等不可再生且有污染排放的能源来补给，拆东墙补西墙，这是对整体资源的最不优

化配置与最大浪费。数据显示，2014年上半年全国平均弃风率达8.5%，部分地区弃风现象依然严峻，新疆弃风率达到17.25%，吉林弃风率达到19.75%。

“这暴露了我国能源规划、建设和运行中的矛盾。”曾鸣进一步分析指出，横向来看，各种电源间多源互补充分协调，才能发挥最好的效益。纵向而言，源、网、荷的规划也不统一——电源、电网各自规划，各地工业、商业、居民用电的用电负荷，也不会同电网、电源规划密切配合，引起发了电送不出去、送出去又落不下来的现象。

在我国经济增长与资源环境双重约束的国情下，这种只关注供应侧电力资源，不重视需求侧管理资源的传统规划方法必须彻底改革，否则难以实现“抑制不合理能源消费，坚决控制能源消费总量，加快形成能源节约型社会”的能源革命目标。基于此，曾鸣认为，国家电力规划设计体系的改革是本轮电改的重中之重，也是电改成败的关键之一。

曾鸣说，未来扩大可再生能源比例的同时，需要加强节能减排。大幅增加发电侧风电和太阳能的比例，控制火电燃煤与污染排放，同时提高分步式发电。“当电力系统由过去的单侧随机性逐步过渡到双侧随机性时，对电力系统的安全运行也会是一个巨

大挑战，因此更需要做好统筹规划，建立和维护电力市场的秩序。”他表示。

完善立法，于法有据。《意见》指出，立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。现行的《电力法》修订于1996年，至今已近20年。在形势、条件、环境都发生巨大变化的前提下，《电力法》与当前很多实际情况都有抵触，如果不修订有关法律、法规、政策、标准，新电改就无据可依。此外，一些配套改革政策也亟待出台。

“新电改有两大背景，一是能源革命的战略构想，一是全面建设法治社会。法治社会要求所有的改革于法有据，不可以行政方式为之。”曾鸣强调，为了推动新电改向前走，要赶紧修订法律法规，而且修法的工作量很大。《电力法》的修改与《意见》电力改革方案细则的制定要协调配合，齐头并进。法律的条款要配合电改具体实施的要求，同时电改细则的制定也要依据相关的法律法规。

曾鸣指出，在法规建设方面，尽快重新制订《电力法》，明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务，明确电力市场主体各自的法律定位，明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。与此同时，与

《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法规相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。

监管与服务并重。“不该政府管的，理应放出去，但这并不等于政府完全退出了市场，而是转变职能——由过去制定计划、制定价格转变为去监管市场、监管价格；检验市场是否公平交易，售发电企业是否公平交易，是否存在违规操作；保证发电企业稳定、可靠、安全供电；提高售电公司用户服务质量。”景春梅谈道。

此外，政府要做好输配电价成本的监管，是不是给企业带来的利润率过高、是不是超过了社会平均利润率、是否有操纵价格的嫌疑。

《意见》指出，政府应完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管，加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运行效率监管，切实保障新能源并网接入，促进节能减排，保障居民供电和电网安全可靠运行。还要加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。

“最重要的是为企业创造一个公平竞争的环境。”景春梅指出，售电侧方面，《意见》明确有五大类企业将有可能成为新的售电主体，售电主体除了发电企业，还包括其他高新区的一些售

电企业。“所有这些售电主体能否公平竞争？企业在交易以及提供电力服务的过程中是否提供安全、可靠、优质的服务？是否达到安全供电的标准？这些都需要政府去监管、服务。”

而在减少和规范电力行业的行政审批方面，政府需进一步转变职能、简政放权，取消、下放电力项目审批权限，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，完善市场规划，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。

同时，政府还需要建立健全市场主体信用体系，规范市场秩序；建立企业法人及其负责人、从业人员信用纪录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查；加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开，违法失信行为严重且影响电力安全的，要实行严格的行业禁入措施。

取消电费交叉补贴影响几何？

曾鸣 华北电力大学教授

------2015年4月10日中国电力新闻网

近年来，电力行业交叉补贴问题在保障民生方面起到了重要作用，但同时在一定程度上阻碍了我国电力工业的市场化进程。交叉补贴是否有存续必要？取消后是否会影响国民经济发展？这些都是令人深思的问题。

一、交叉补贴现状及存在问题

我国电力行业的交叉补贴是利用盈利领域（工商业用电以及发达地区）的收益来补贴非盈利领域（居民、农业用电以及贫困落后地区）。以广东和贵州为例，在交叉补贴措施下，两省用电价格如右表所示。

可见，此措施将居民用电和农业用电的电价保持在较低水平，但是却抬高了工商业用电的电价水平。

交叉补贴措施目的是保障民生和维护社会稳定，但工商业用电电价的提高会增加企业的生产成本，从而导致两种可能后果：一是削弱企业利润，降低企业市场竞争力，不利于国民经济的整体发展；二是企业为保利润而提高产品价格，居民消费者购买的是“加价”后的产品，不利于民生的改善。此外，较低的居民用电价格也会影响到用户对电价的需求响应，当电价水平较低时，用

户对电价的负反馈响应不明显，不利于节能减排和需求侧管理工作的推进。

由此看来，交叉补贴的存在有可能已经偏离了政府改善民生的初衷。下面通过经济学分析进一步探讨。

二、取消交叉补贴的经济学分析

为分析交叉补贴取消前后对国民经济的影响，我们选取了GDP和人均可支配收入作为两个重要指标，并提出以下假设：一是居民用电量对电价的弹性较小，故用电改变量忽略不计；二是交叉补贴取消后全社会折旧、税收、企业储蓄和转移支付不变，据此可构建GDP与人均可支配收入之间的回归分析模型；三是用电总量可大致反映工商业发展水平，进而体现国民经济发展水平，据此可建立GDP与工商业用电量之间的联动模型。

在以上假设和模型建立的基础上，我们搜集了贵州省2010～2014年的工商业和居民用电电价、用电量、GDP总量以及人均可支配收入等作为基础数据进行测算。

测算结果如下：贵州省2010～2014的GDP可分别增加544.5亿元、701.7亿元、868.0亿元以及951.9亿元；城镇居民年人均可支配收入可分别增加1046.6元、1348.9元、1668.4元以及1829.7元，人均每年多付电费仅为49.6元、59.3元、72.79元以及76.28元；农村居民年人均可支配收入可分别增加

312.4元、402.7元、498.0元以及546.2元，人均每年多付的电费仅为16.1元、19.26元、23.7元以及24.8元。

上述分析结果中GDP与人均可支配收入均有显著提高，但城乡居民因此额外支出的电费并不算多。也就是说，无论是在国民经济的发展还是民生的提高方面，取消交叉补贴均有明显的效益。

三、实施建议

交叉补贴机制的改革，是对现有电价结构的重大调整，不仅关系到电力行业稳定有序发展，也关系到国民经济和社会民生等重要层面，在实施的过程中需要注意改革的方式及后果。在此，笔者提出以下几点建议：第一，交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。改革应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业和居民的电价承受能力，在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐渐提高居民电价、适当降低工业用户电 价，最终形成无交叉补贴、能够真实反映供电成本的销售电价体系。

第二，交叉补贴机制改革应保护民生，不可盲目提价。盲目的提价只会增加民众对电力行业垄断性的误解，因此可以通过生命线电价的方式调整居民电价，即规定每人每月用电量在一定标准以下时，仍按现行的优惠电价予以收费，超出此规定范围的电

量除收取其电费外可以征收适量的电力普遍服务基金。在以后条件成熟时，再逐渐提高居民用电价格。

第三，应发挥电网企业在社会普遍服务中的重要作用。电网企业除了以追求售电量和利润为企业经营导向，还具有明显的公共事业企业特征。因此，改革需要重点发挥电网企业在社会普遍服务中的重要作用，对交叉补贴机制重点扶持的地区提供 “兜底”服务，即在售电侧市场放开的情况下，这类地区仍享有一定的电价优惠，从而实现保障民生与促进国民经济发展“双轨齐下”。

四、结语

一直以来，社会普遍认为交叉补贴是能够保障民生的重要措施，但由经济学分析可以看出，取消交叉补贴不仅能促进国民经济发展，更能够进一步改善民生。交叉补贴机制的改革，也应当成为电价机制改革的重要内容，并且在改革政策设计时，应当做到“既不保守、也不冒进”，否则将不仅失了经济，更丢了民生。（作者系华北电力大学教授）

当电改遇上混改

曾鸣 华北电力大学教授

------2015年4月14日新华网

当前，面对混改与电改的双重革命，应认清两者的内在联系，促使混改帮助实现电改的最终目标。这里应特别注意的是，电网企业混改不能为了改革而改革，而是要为电改服务，从根本上促进我国电改终极目标的实现。基于我国电力行业的实际情况，在新增配网环节允许民营资本参与是合理的且有利于电力市场健康有序发展的。

作为电力产品价值链的中间环节，输配电价不仅关系到电网的健康发展，也关系到电价改革的深入推进和电力资源的优化配置。此次输配电价改革试点按国际通行的核价方法监管电网企业收入，标志着我国对电网企业监管方式的转变，对于推动能源体制改革、还原能源商品属性具有积极意义。

电永远是特殊商品，所谓还原它的商品属性，不能片面地理解为一切通过市场来解决，也不能单独依靠市场规律来解决。这个商品的特殊性主要体现在：必须提高其使用效率，必须控制其消费总量，必须控制消费它对环境带来的负面影响，必须是用得越多越贵，必须保证消费者的使用权，等等。因此，电力市场交易就要考虑电力的上述特殊性，保证这些要求能够被满足。

自2002年电改实施以来，在党中央、国务院的领导下，取得了不少成果，这是有目共睹的。过去13年的改革，有效促进了电力工业的发展，提高了电力普遍服务水平，形成了初步市场化体系，完善了电价机制，这些成绩都为后续深化改革积累了宝贵的经验。

但是，随着社会经济的发展和时代的进步，原有的改革思路和进程已经无法完全满足现有实际需求，改革过程中出现了种种问题：缺乏顶层设计和规划，政府职能履行不到位；市场化程度较低，价格机制扭曲，资源利用率不高；可再生能源发展受阻；政府监管和市场力作用不协调；立法滞后，法律法规、政策标准都无法适应发展需求等等。电力工业是事关我国能源安全和经济社会发展的基础性行业，上述问题不解决好，将直接动摇我国的立国之本、影响国计民生。因此，正如《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称《意见》）中所说，深化电力体制改革是一项紧迫的任务，随着社会各界对加快电力体制改革的呼声越来越高，推进改革的社会诉求和共识越来越大，加上正值我国进行深化经济体制改革和能源革命的关键时刻，政策环境、经济条件、技术水平、社会诉求都处于有利位置，因此进一步推进电力体制改革应该说是大势所趋。

作为本次电改的核心文件，《关于进一步深化电力体制改革

的若干意见》是通过“中发[2015]9号文”下发的。经过研读，感觉新方案的总体思想还是符合预期的。《意见》中对于深化电力体制改革的总体思路比较符合我国国情和国家战略方针，也符合十八届三中全会的改革思路和《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》的文件精神，所提出的“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”的基本目标也契合实际需求。文件中对于改革的重点和基本路径可以概括为“三放开、三加强、一独立”，体制框架设计为“放开两头，管住中间”，跟预期基本相同。总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，相比于2002年的“5号文”，更具有现实意义。

当然，《意见》只是一个纲领性和指导性文件，真正落实《意见》内容、深化体制改革、实现改革目标，还需要各方面的政策法规、操作文件来配套。仔细研读《意见》内容，有几个关键内容值得我们关注和分析，包括推进输配电价改革、建立相对独立的交易机构、放开配售电业务、加强统筹规划和科学监管等。

有序推进输配电价改革 妥善处理交叉补贴

本轮电改方案的亮点之一是提出“输配电价逐步过渡到按‘准许成本加合理收益’原则，分电压等级核定”。输配电价的改革基本在“放开两头，监管中间”的改革体制框架内，通过改革实现了

电网企业盈利模式的转变，体现了自然垄断环节的公共事业属性。作为电力产品价值链的中间环节，输配电价不仅关系到电网的健康发展，也关系到电价改革的深入推进和电力资源的优化配置。此次输配电价改革试点按国际通行的核价方法监管电网企业收入，标志着我国对电网企业监管方式的转变，完全符合习总书记在中央财经领导小组第六次会议上所提出的“转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系”要求，对于推动能源体制改革、还原能源商品属性具有积极意义。深圳市输配电价改革试点将为其他地区输配电价改革积累经验，有利于政府逐步实现对全国输配电价监管的科学化、规范化和制度化。

具体而言，输配电价改革对于整个电力体制改革的意义在于：（1）进一步推进电力市场化改革的迫切需要。输配电价机制与深化电力体制改革，推进电力市场化有着密切的关系，电力体制决定了输配电价机制，而输配电价机制对电力体制改革目标的实现有重要支撑作用。（2）促进电网健康发展的客观要求。建立独立、规范的输配电价机制，对电网输配电业务实行成本加收益管制方式，使电网企业摆脱了现行购销差价形成输配电收入的不确定性，更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平。（3）完善政府定价监管的重要举措。十八届三中全会指出，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。输配电环节具有自然垄断的特性，推进输配电价改革，按成本加收益方式对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，这是政府加强对网络型自然垄断环节价格监管的重要举措和有益探索。

当然，在我国电价改革绕不开交叉补贴问题。《意见》指出，要妥善处理电价交叉补贴，过渡期间，由电网企业申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，通过输配电价回收。我们认为，这个思路还是符合我国实际的，交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。在我国现有国情下，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。因此在改革交叉补贴机制的过程中应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业用户和居民的电价承受能力，在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐步减少销售电价中交叉补贴。另外，交叉补贴机制改革应兼顾民生，在交叉补贴改革的过程中不应盲目提价，要作综合考虑。

明确电网企业的定位 建立相对独立的电力交易机构

以能源革命为背景的新一轮电力改革，必然是一场重建价值观、构建新体系的深刻变革，必将推动传统电力企业思想观念、经营目标、管理模式乃至技术路线的重大转变。《意见》指出改革电网企业的功能定位，是使其适应新的角色转换，充分发挥在— 38 —

能源革命中的作用；同时，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，是提高电力市场竞争公平性与效率的重要举措。

一、明确电网企业的定位以及它在电力体系中扮演的角色有利于改革终极目标的实现。电网企业处于联络供需各方的天然枢纽地位，拥有网络基础设施和大数据资源，是发挥产业引导、消费引导和多维资源整合的最佳平台，在涉及多元利益的资源整合中具有不可替代的优势和作用，因此对电网企业的定位改革是整个电力体制改革的重点。电网企业在之前电改进程中一直备受关注，我们一贯不赞成通过简单拆分来实现表面上的“市场化”。相反，因其具备自然垄断属性，统一电网作为我国电力系统的重要组成部分，正发挥着不可替代的作用。

二、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，才能保证电力市场竞争的公正、公平和透明度的更好实现。《意见》指出组建和规范运行电力交易机构，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行，并完善电力交易机构的市场功能。电永远是特殊商品，所谓还原它的商品属性，不能片面地理解为一切通过市场来解决，也不能单独依靠市场规律来解决。这个商品的特殊性主要体现在：必须提高其使用效率，必须控制其消费总量，必须控制消费它对

环境带来的负面影响，必须是用得越多越贵，必须保证消费者的使用权，等等。因此，电力市场交易就要考虑电力的上述特殊性，保证这些要求能够被满足。

至于为什么本次电改提出的是交易机构相对独立？我们要从交易独立的几个条件来分析。一般认为，交易机构独立有三个条件：一是灵活合理的价格机制；二是严格完善的监管体系；三是坚强统一的大电网平台。就目前我国电力市场运行状况来看，交易机构独立的三个条件并不具备。在上述三个条件不具备、电力市场化程度仍然较低的情况下，我国电力交易机构的独立运作缺乏相应的体制机制保障和平台条件，因此在现阶段将电力交易机构从电网中完全独立不合时宜。

稳步推进售电侧改革 有序向社会资本放开配售电业务

稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务是深化电力体制市场化改革、实现我国电力市场公平有效竞争的必经之路。售电侧改革被认为是本轮电改新方案的最大亮点，有序向社会资本放开配售电业务标志着我国一直以来电网公司独家垄断配售电的体制被彻底打破。与法国、英国等国类似，在我国，民营资本也将能够投资新增配电网及成立售电公司。《意见》对市场主体的准入与退出机制、相关权责进行了阐述。

一是鼓励社会资本投资配电业务。《意见》中提出，逐步向

符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。增量配电投资业务的放开体现了党的十八届三中全会提出的“国有资本、集体资本、非公有资本等交叉持股、相互融合的混合所有制经济，是基本经济制度的重要实现形式，有利于国有资本放大功能、保值增值、提高竞争力，有利于各种所有制资本取长补短、相互促进、共同发展”这一精神。

当前，面对混改与电改的双重革命，应认清两者的内在联系，促使混改帮助实现电改的最终目标。这里应特别注意的是，电网企业混改不能为了改革而改革，而是要为电改服务，从根本上促进我国电改终极目标的实现。基于我国电力行业的实际情况，在新增配网环节允许民营资本参与是合理的且有利于电力市场健康有序发展的。一方面，新增配网不具有自然垄断属性，与执行电力输配职能的电网公司相比，这些环节的公用事业属性较弱；另一方面，在新增配网引入民营资本，能够增加其发展活力，有效提高其市场效率以及技术革新，如加快智能配用电系统的建设以及用户侧分布式能源的发展。

在引入多元化资本的同时，政府应完善相应的审查监管职能，在合理的市场机制下，正确引导民营资本的发展。

二是多途径培育市场主体，并建立市场主体准入和退出机制。《意见》提出，允许符合条件的高新产业园区或经济技术开

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发区组建购电主体直接购电，并鼓励符合条件的社会资本、节能服务公司、发电企业等从事售电业务。同时，根据放开售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体准入条件。

这里应明确两个问题，也即新市场模式下市场主体“怎么进”、“怎么动”。“怎么进”也即明确售电主体的技术资质、资金规模，以及相关主体去哪个归口政府部门办理什么手续取得开展相关业务的资质。“怎么动”一是要明确相关主体的权责，二是要明确市场运行的业务流程，告诉相关主体怎么开展交易行为。

此外，市场主体的资质应由相应监管机构来负责审查，做到“有法可依、有法必依、执法必严、违法必究”。要尤其重视中央政府和地方政府两层监管体系的协调运作问题，避免地方政府权力过大的现象。当地方政府手握政策时，拥有绝对话语权的同时也使利益相关方找到了释放寻租的空间，有可能造成1998年我国农网改造时出现的地方政府利用手中权力牟利的问题。

三是赋予市场主体相应的权责。《意见》重点阐述了售电主体拥有的权利与需要承担的责任。《意见》提出，售电主体、用户、其他相关方依法签订合同，明确相应的权利义务。在售电市场建立初期，这一点尤为重要。但是，各项义务该如何承担、由谁来监督和保障、各项规则该如何制定是亟需解决和重点关注的— 42 —

问题。因此，在进行售电侧电力市场设计时应遵循两个原则：第一，应促进用户不断提高其用电效率，自觉优化用电模式；第二，应引入竞争机制来促进售电主体为用户提高用电效率，而非激励售电主体通过其他不利于节能减排、不利于提高用电效率的促销方式来增加售电量。

不过，虽然本次“9号文”中明确提出要稳步推进售电侧改革，放开配售电市场，但要真正实现售电侧放开还有很长的路要走。售电侧市场如何放开，交叉补贴、普遍服务问题如何考虑，市场规则如何设计以维护市场公平和保障市场效率，如何监管多元化市场主体，如何使售电主体在盈利的同时兼顾节能减排以及分布式能源接入等等问题，都需要引起顶层设计者的关注和慎重考虑。

加强电力统筹规划 强化政府科学监管

纵观国外成功的规制改革，无不伴随着完善的配套法律法规，电改是关系到我国经济社会发展的重大战略，因此必须做到有法可依、有法必依。同时，以立法为基础实现电力系统的统筹规划，强化政府科学监管，是实现电改目标的重要保障。

首先，要实现能源革命目标，必须重点改革及切实加强电力行业的统筹规划。《意见》中重点提到各级电力规划之间的协调问题、电力规划与能源规划之间的协调问题，并且把优化规划和

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安全运行作为重点任务之一，这充分反映了两者的重要性。

与其他公共事业不同，电力系统是一个连续运行系统，其电能生产、供应、使用是在瞬间完成的，并需保持平衡。因此，电力行业的规划、决策与运行天然具有整体性，在规划过程中，必须保持这种天然整体性不被割裂，否则不仅必然造成重复建设和资源浪费，还会严重影响电力系统的安全稳定运营。

《意见》中提出，要切实加强电力行业特别是电网的统筹规划，因此必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。在这方面，综合资源规划应当在电力体制改革过程中占有重要的战略地位。长期以来，节能工作在电力体系中都没有真正作为一项重要工作来实施。满足电力需求增长的传统思维模式是单纯注重增加资源供应，综合资源规划和电力需求侧管理建立了以提高需求方终端用电效率所节约的资源，同样可以作为供应方替代资源这样一个新概念，使可供利用的资源显著增加，可节省大量供应侧资源投入，同时提高需求侧用电效率，是可以完全满足用电需求增长情况下的真正意义上的“大节能”。尤其当未来大规模的间歇性随机性的新能源电力接入电网之后，综合资源规划和电力需求侧管理及需求侧响应对于实现电网电力的瞬间平衡具有重大的意义。

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其次，强化政府的科学监管是电力体制改革成功实施的保障。《意见》中提出，要完善电力监管组织体系，保证售电侧改革和用户电力交易的稳妥进行。要实现这一点，必须要完善我国的电力监管组织体系，构建组织结构健全，自律、监督、服务、协调等职能完备的电力监管组织，加强对电力投资、电力行业运营的监管力度，保障新能源的高效开发利用并促进节能减排。同时，要进一步转变政府职能，行政审批事项都要规范、简化程序，通过完善市场规则保证市场交易、规划方案的有效落实。用政府权力的“减法”，换取市场活力的“乘法”。

第三，电力体制改革的成功实施，必须以完善的立法为基础。《意见》中提出，政府在设计制订适应改革的政策法规和制度框架中应起主导性和决定性作用。我们认为，以下几点值得关注：

1、重新制订《电力法》，并与《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法规相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。

2、新《电力法》的核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，绝不是仅仅在原来基础上的文字增删修订，而应作“革命性”的重塑。

3、应当在新《电力法》中做到四个明确：明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务；明确国家电

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力工业综合资源规划设计主体的法律定位；明确电力市场主体各自的法律定位，尤其是规定电网企业强化公用事业的性质以及作为IRP实施主体的功能定位；明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。

4、尽快出台与新《电力法》相配套的政策措施，建立相应的监督机制和实施保障机制。

当然，电力改革过程中需要考虑和关注的问题远不止以上几点，本轮电改需要我们探讨的问题也很多。本文仅结合本次改革方案提出的几个重点任务，从个人角度进行了解读和分析。至于电改下一步如何落实、配套措施如何布局、对改革过程中潜在的风险如何进行控制和管理等问题，还需我们的顶层设计者和决策者统筹考虑后给出答案。

（作者系华北电力大学工商管理学科学术委员会主任、能源与电力经济研究咨询中心主任）

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提高需求侧终端用电效率

2015年4月21日《中国电力报》——曾鸣

4月9日，国家发展改革委、财政部联合发布《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》（下称《通知》）。日前，记者就相关专业问题请教华北电力大学曾鸣教授。

记者：电力需求侧管理主要包含哪些内容？有何经济实效？

曾鸣：电力需求侧管理通过采用有效的措施，引导电力用户科学用电、合理用电、节约用电，进而提高电能利用效率，优化资源配置，实现节能减排。电力需求侧管理主要内容概括起来包括能效管理、负荷管理和有序用电等。实施DSM对于电网企业来说，可以减少电网峰谷差，平滑负荷曲线，改善电网运行的经济性和可靠性；对于用户来说，可以促使户改变消费行为，主动参与节能节电，并获得相应的经济效益；对于社会来说，可以减少资源能源消耗，实现节能减排目标。

记者：国际普遍使用的电力需求侧管理模式有哪些？

曾鸣：电力需求侧管理自上世纪90年代起陆续引入世界各国后，成为世界范围内可持续发展战略的重要保障措施。总的来说，需求侧资源主要包括能效资源和需求侧响应资源，其中需求响应资源又分为基于价格的需求响应和基于激励的需求响应。当

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前，国外电力需求侧管理措施主要有签订能源绩效合同、负荷控制、节能信息宣传、可中断电价、分时电价和实 时电价等，而我国需求侧管理的措施主要有峰谷分时电价、可中断电价、直接负荷控制、蓄能工程、用户宣传等。

记者：目前我国供电企业需求侧管理有什么特点？具体效果如何？

曾鸣：9号文发布前，我国虽然进行了DSM试点工作，但规模有限，而且手段相对单一，电网企业也缺少实施DSM的积极性。9号文发布后，售电侧和竞争性电价都要逐步推向市场，售电企业实施DSM是可以盈利的，这给多种DSM管理手段的实施创造了有利的条件，过售电企业或者节能企业等专业化公司实施较为大规模、多元化的DSM成为可能。

记者：未来电力需求侧管理还需做好哪些工作？

曾鸣：加强电力需求侧管理工作，提高需求侧终端的用电效率，将需求侧的可控资源作为与供应侧等同的可调控资源纳入到电力系统规划运行中，是实现电力系统清洁、高效、安全发展的重要措施。未来还需要做好：第一，完善DSM相关政策与法律法规；第二，将需求侧资源引入到售电侧市场中，充分利用不断进步的智能电网技术，为用户提供更为个性化的有效用电方式，加快典型项目试点及逐步推广；第三，建立科学合理的电价形成— 48 —

机制，以促进DSM工作的有效开展；第四，逐步推进合同能源管理机制，培育节能服务市场和需求响应市场。

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第四篇：现行电价政策

现行电价政策

一、基本概念

1、电价的定义

电是商品，作为商品就应该有价格。电力部门向用电户销售电能时，单位电量（千瓦时）的用电价格，称为电价。

2、电价的制定和调整

①凡属国家电力公司和省、自治区直接管理的电网销售电价均由国家统一定价。其电价的制定和调整，均应报请国家物价主管部门核准。

②凡属地、县管理的地方电厂及企业自备电厂外供电量的上网价格，应由各省、市、自治区的物价主管部门会同电力主管部门共同核定，并报国家有关主管部门备案。③各地区各部门一律不得擅自越权定价、调价。

3、定价的原则：

① 统一政策、统一定价

② 合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金坚持公平负担，促进电力建设

4、统一销售电价

统一销售电价就是将指令性电价（平价电）与指导性电价（议价电）合并，将电建基金（农网还贷）、三峡基金、城市附加费列入销售电价，对用户按照销售电价表收取电费。

好处：疏导矛盾，理顺电价管理体制，简化销售电价，增加电价透明度，有利于加强电价监管。

二、电价说明 根据计价格[2000]880号

《国家计委关于调整东北三省电网电价有关问题的通知》文件，自2000年7月15日以后，我省电网销售电价为统一销售电价。

目录电价表如图

●按销售的方式仍为直供电价和趸售电价两大类。●按用电类别分为：

① 居民生活电价

② 非居民照明电价

③ 商业用电电价

④ 普通工业、非工业电价

⑤ 大工业电价

⑥ 农业生产电价

⑦ 趸售电价

●分类电价执行

随着市场经济的发展，同一受电点内用电类别趋于多样化，对直供用户在其用电主类别基础上可按比例或定量分算商业用电、非居民照明用电和居民生活用电。有优惠的，可同时分算优惠电价，如：煤炭生产、中小化肥、农业生产。

1、居民生活电价 ①适用范围：

居民生活用电包括生活照明、家用电器等用电设备用电。

②其他规定

a.军队团及以下营区营房的生活用电（不含利用营房经营性用电及其它用电），执行居民生活电价。军队用电是指中国人民解放军陆海空三军驻军用电，不包括中国人民武装警察部队及其所属森林部队、水电部队、交通部队、黄金部队、消防部队、边防部队、内卫部队（包括警卫，守卫，守护，看押，看守，护卫，城市巡逻等）和机动师等用电。（东北电业管理局东电[1993]873号《转发关于保障军队用水用电有关问题的通知》、黑电市营部[2002]163号《关于营业管理中若干问题的指导意见》）

b.无独立经营场所，利用居民生活住房从事小家电修理、开设小食杂店的混合用电，住房以居民生活用电为主，执行居民生活价格，但不执行优惠电价。其他利用居民住宅从事生产、经营活动的用电，不执行居民生活用电电价，执行相应类别电价。（黑价格字[2001]141号《黑龙江省物价局关于商业用电执行范围的补充通知》）c.对街道和个体办（幼儿）园给予优惠政策，电费按居民使用标准收取；（黑教联发[1996]7号“印发《关于解决进一步发展幼儿教育若干问题的意见》的通知”）

d.对以老年人、残疾人、精神病人，孤儿和优抚对象为主要服务对象的各类社会福利机构用于服务对象生活和机构管理工作的用电（即照明用电）执行居民生活电价；（我省目前未执行）(黑龙江省民政厅等部门黑民福[2000]8号《黑龙江省加快实现社会福利社会化的若干意见》)

e.对实行“一户一表、抄表到户”的居民，实行梯级电价（包括居民用户安装的电锅炉用电），居民生活用电每户每月超过150千瓦时以上部分，每千瓦时降价0.06元；超过300千瓦时以上部分，每千瓦时降价0.10元。

f.对单独装表的城市楼体亮化和美化城市的灯饰设施用电实行优惠电价，执行居民生活用电价格；

h.高校公寓和学生宿舍，执行居民生活用电价格；高校是指国家统一招生的高等学校（含中等专业学校）。

2、非居民照明电价

①适用范围

适用于居民生活用电外，执行原电价表“照明电价”的用电量。（计物价[1993]1117号“关于印发《东北电网价格表》的通知”

三、补充说明）

除居民生活用电、商业用电、大工业用户生产车间照明用电以外的照明用电以及空调、电热用电，或用电设备总容量不足3千瓦的动力用电等，均执行非居民照明电价。

a.机关、部队、学校、医院等一般照明用电；

b.铁道、航运、机场导航等信号灯用电；

c.总用电容量不足3千瓦的晒图机、医疗用X光机、无影灯、消毒灯用电；

d.以电动机带动发电机或整流器整流供给照明之用电；

e.工业用单相电动机，其总容量不足1千瓦，或工业用单相电热，其总容量不足2千瓦，而又无其他工业用电者； f.市政部门管理的公共道路、桥梁、码头、公共厕所、公共水井用灯,标准钟、报时电笛、以及公安部门交通指挥灯、公安指示灯、警亭用电、不收门票的公园内路灯等用电；

g.除大工业用户车间内、商业用户外，其他用户，凡空调设备（包括窗式、柜式空调机、冷气机组及其配套附属设备）用电；

h.凡电灶、烘焙、电热取暖、热水器、蒸汽浴、吸尘器等用电。但工业性生产和商业用除外；

3、商业用电电价 ①适用范围

从事商品交换或提供商业性、金融性、服务性的有偿服务所需用电。

a.商场、商店、通讯器材经销点、物资供销、仓储、服装家具店、药店、酒店、宾馆、招待所、旅社、茶座、咖啡厅、餐馆、洗染店、发廊（屋）、浴室、美容厅、录像放映点、影剧院、游戏娱乐场所（包括带娱乐收费的公园）、照相店、彩扩摄像店、歌舞厅、卡拉OK厅、健身中心等用电；

b.商业银行、保险、证券、投资公司等金融业的营业场所用电，以及收费的旅游景点、房地产经营场所和中介服务用电；

c.电信业的营业场所、加油站、广告服务、网吧

②特殊情况

a.仓储中的冷库（不包括商场、商店自用冷库）、国家储备库用电执行非工业电价

b.电讯的通讯塔、办公楼用电执行非工业、非居民照明电价

c.市场里的面包房、豆腐加工点，动力用电容量超过3kW的，执行非工业电价，分算商业电价；动力用电容量不超过3kW的，全部用电执行商业电价。(讨论)

d.社区服务站（均含劳务及婚介服务功能）属中介服务，执行商业电价；

③其他规定

a.商业用电执行力率、峰谷。力率标准为0.85。

b.大工业用户转供的商业用电，可核定比例或定量方式执行。但在计算基本电费时按商业用电180千瓦时折合1千瓦(千伏安)扣减基本电费。

4、非工业电价 ①适用范围

凡以电为原动力，或以电冶炼、烘焙、熔焊、电解、电化的试验和非工业生产，其总容量在3千瓦及以上者。

例如下列各种用电：

a.机关、部队、学校、医院及学术研究、试验等单位的电动机、电热、电解、电化、冷藏等用电；

b.铁道、地下铁道（包括照明）、管道输油、航运、电车、电讯、广播、码头、飞机场及其他处所的打气站、充气站、下水道等电力用电；

c.电影制片厂摄影棚水银灯用电和专门对外营业的电影院、剧院、电影放映队、宣传演出队的剧场照明、通风、放映机、幻灯机等用电；

d.基建工地施工用电（包括施工照明）；

e.地下防空设施的通风、照明、抽水用电；

f.有线广播站电力用电（不分设备容量大小）。

2、其他规定：

a.非工业用户的照明用电（包括生活照明和生产照明），应分表计量；

b.110伏或220伏保护电网用电，警报电笛用电，并无其他用电的，可按非工业电价计费。未安装电度表计量的，每月按下列定额电量计算电费。

图

c.锅炉房及煤气热力公司热力点的电气设备用电，按非工业电价计费。

5、普通工业电价

①适用范围

凡以电为原动力，或以电冶炼、烘焙、熔焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量不足320（315）千伏安或低压受电，以及在上述容量、受电电压以内的下列用电：

a.机关、部队、学校及学术研究、试验等单位的附属工厂，有产品生产并纳入国家计划，或对外承受生产及修理业务的生产用电；

b.铁道、地下铁道、航运、电车、电讯、下水道、建筑部门及部队等单位所属修理工厂生产用电； c.自来水厂、工业试验用电、照相制版工业水银灯用电。

②其他规定

普通工业用户的照明用电（包括生活照明和生产照明），应分表计量；

6、大工业电价

①适用范围

凡以电为原动力，或以电冶炼、烘焙、融焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量在320（315）千伏安及以上者，以及符合上述容量规定的下列用电：

a.机关、部队、学校及学术研究、试验等单位的附属工厂（凡以学生参加劳动实习为主的校办工厂除外），有产品生产并纳入国家计划，或对外承受生产及修理业务的用电；

b.铁道（包括地下铁道）、航运、电车、电讯、下水道、建筑部门及部队等单位所属修理工厂的用电；

c.自来水厂用电；

d.工业试验用电；

e.照相制版、工业水银灯用电；

f.电气化铁路用电，其基本电费以牵引变电站为计费单位。

②电价构成

大工业电价包括电度电价、基本电价二部制电价。

电度电价是指按用户用电度数计算的电价。

基本电价是指按用户用电容量（电力）计算的电价。

③基本电费的计算

基本电费可按变压器容量计算，也可按最大需量计算。在不影响电网安全经济运行的前提下，经供用电双方充分协商后，由用户自行选择，但在1年之内应保持不变。

a.按用户自备的受电变压器容量计算。

有不通过专用变压器接用的高压电动机。按其容量另加千瓦数（千瓦视同千伏安）计算基本电费。b.按最大需量计算：

用户必须提前15天提出最大需量申请，经供电企业核准后，双方签署协议。在协议签署之日起1年内保持不变。次年，用户重新申请。用户若不申请，供电企业按变压器容量计收基本电费。

用户必须安装最大需量表。最大需量以15分钟内平均最大负荷记录值为准。如有不通过专用变压器接用的高压电动机，其最大需量应另加该高压电动机的容量。

用户在规定时间内提出最大需量申请，其申报需量不得低于总装接容量的40%，以供电企业核准数为准。最大需量低于总装接容量的40%时，按总装接容量的40%计算基本电费；高于总装接容量的40%，低于核准数时，按实际抄见使用最大需量数计收基本电费；超过核准数时，超过部分加倍收费。

有两路及以上进线的用户，各路进线应分别计算最大需量。

认真核定最大需量申请值，原则根据用户生产计划和同期用电情况核定，核定值与实际最大需量误差应在±5%以内。

④其他规定

a.大工业用户的生产照明（系指井下、车间、厂房内照明），并入电力用电。其非生产照明和生活照明用电，应分表计量；

b.按变压器容量计算基本电费的用户，其备用的变压器（含高压电动机），属冷备用并经供电企业加封的，不收基本电费；属热备用状态的或未加封的，不论使用与否都计收基本电费。

c.按变压器容量计收基本电费不减照明容量；

d.优待

电石等四产品优待，中小化肥优待

国有重点煤矿煤炭生产用电优待 高耗能优待

一厂一策优待及增量优惠

7、农业生产电价

①适用范围

农村社队、国营农场、牧场、电力排灌站和垦殖场、学校、机关、部队以及其他单位举办的农场或农业基地的农田排涝、灌溉、电犁、打井、打场、脱粒、积肥、育秧、防汛临时照明和黑光灯捕虫用电。

②其他规定

a.除上述各项农业生产用电外的农村其他电力用电，如农副产品加工、农机农具修理、炒茶和鱼塘的抽水、灌水等用电，均按非、普工业电价计收电费。

b.农业排灌、抗灾救灾免农贷2分；

c.国家级贫困县的农田排灌，免三峡4厘；

d.大棚蔬菜生产执行非、普工业电价。

e.省级贫困县的农村粮食加工用电（不含粮食加工厂），执行农业生产电价；非贫困县的农村粮食加工用电，执行非普工业电价。牲畜饲料加工可比照执行。

8、趸售电价

①适用范围

按新营业区划分确定的趸购转购单位

②其他规定

a.趸售范围内的大用户或重要用户，应作为直供用户，不实行趸售。

b.转供电补贴，每度2厘。转供费用包括转供电量损失和维护、折旧费用。

9、其他

对20、22、23、33千伏受电的用户，按35千伏电价计算电费；对个别11、13.2、13.8千伏受电的用户，按10千伏电价计算电费。

10、功率因数调整电费办法

（83）水电财字第215号关于颁发〈功率因数调整电费办法〉的通知

①鉴于电力生产的特点，用户用电功率因数的高低，对发、供、用电设备的充分利用，节约电能和改善电压质量有着重要影响，为了提高功率因数并保持其均衡，以提高公用电双方和社会的经济效益，特制定本办法。

②功率因数的标准值及其适用范围

a.功率因数标准0.90，适用于160千伏安以上的高压供电工业用户（包括社对工业用户）、装有带负荷调整电压装置的高压供电电力用户和3200千伏安及以上的高压供电电力排灌站；

b.功率因数标准0.85，适用于100千伏安（千瓦）及以上的其他工业用户（包括社对工业用户）、100千伏安（千瓦）及以上的非工业用户和100千伏安（千瓦）及以上的电力排灌站；商业用电依此执行利率电费

c.功率因数标准0.80，适用于100千伏安（千瓦）及以上的农业用户和趸售用户，但大工业用户未划由电业直接管理的趸售用户，功率因数标准应为0.85。

③功率因数的计算

a.凡实行功率因数调整电费的用户，应装设带有防倒装置的无功电度表，按用户每月实用有功电量和无功电量，计算月平均功率因数；

b.凡装有无功补偿设备且有可能向电网倒送无功电量的用户，应随其负荷和电压变动及时投入或切除部分无功补偿设备，电业部门并应在计费计量点加带有防倒装置的反向无功电度表，按倒送的无功电量与实用无功电量两者的绝对值之和，计算月平均功率因数；

c.根据电网需要，对大用户实行高峰功率因数考核，加装记录高峰时段内有功、无功电量的电度表，由试行的省、市、自治区电力局或电网管理局拟定办法，报水利电力部审批后备案。

④电费的调整

根据计算的功率因数，高于或低于规定标准时，在按照规定的电价计算出其当月电费后，再按照“功率因数调整电费表”所规定的百分数增减电费。如用户的功率因数在“功率因数调整电费表” 所列两数之间，则以四舍五入计算。⑤根据电网具体情况，对不需要增设补偿设备，用电功率因数就能达到规定标准的用户，或离电源点较近、电压质量较好、勿需进一步提高用电功率因数的用户，可以降低功率因数标准值或不实行功率因数调整电费办法，但须经省、市、自治区电力局批准，报电网管理局备案。降低功率因数标准的用户的实际功率因数，高于降低后的功率因数标准时，不减收电费，但低于降低后的功率因数标准时，应增收电费。⑥其他

a.其他（普通）工业用户、非工业户装见容量在100千伏安（千瓦）及以上的，执行功率因数调整电费办法的用户，如灯动合表计量时，计算月份平均功率因数值，应减除当月的照明有功电量，但设备容量不予减除，计算功率因数电费的基数不包括相应的照明电费。（非居民照明用电和居民生活用电不参加力率电费计算）

b.考虑目前农电趸售单位的现状，各电业局在考核农电趸售计量点功率因数时，暂不扣除照明容量。

c.代收项目不参与调整电费计算。

11、峰谷分时电价

能源经[1992]473号〈关于东北电网实行峰谷分时电价的批复〉

①实行范围

电网直供的容量在320（含315）千伏安及以上的大工业用户；100千伏安及以上非工业、普通工业用户，趸售转供单位（指农电）。商业依此执行峰谷，农业生产、居民、行政单位、学校的非居民照明不执行。（我省农电未执行）

②时段划分

高峰时段： 7：30—11：30 17：00—21：00

低谷时段：22：00-5：00

其余时段为平时段

③分时电价确定

（1）基础电价：目录电价减代收三峡、农还、城市附加（2）计价方法

高峰时段电价，按基础电价上浮50%；加代收项目

低谷时段电价，按基础电价下浮50%；加代收项目

平时段电价不变。

④其他规定

a.高供低计的用户，其变压器和线路损失电量按平时段电量计费。

b.对执行功率因数调整电费办法的用户，在峰谷分时总电费基础上，计算增减收电费。

b.农场、林业局用电容量满足执行峰谷电价的，一律执行峰谷电价。农垦（农场）自2002年7月1日起执行。（分算的居民生活和农业生产用电不执行峰谷电价）

三、现行电价文件讲解

1、计价格[2000]880号《国家计委关于调整东北三省电网电价有关问题的通知》

黑龙江省电网销售电价表

1、本表列示到户最低与最高销售价，即不含代收项目的销售电价与含全部代收项目的销售电价；

2、电石等四种产品优待电价未执行，执行中小化肥电价（黑价联[2000]35号文）；

3、四矿煤炭生产电价只对四个大型国有煤矿执行，即鸡西、鹤岗、双鸭山、七台河；

4、农网还贷资金（原电建基金）减免收：根据计交能[1996]583号文件规定，对已下放地方管理的原国有重点煤炭企业、核工业铀扩散厂和堆化工厂生产用电价格降低1.7分（本表煤炭生产电价已降低）；农业排灌、抗灾救灾及原化工部发放许可证的氨肥、磷肥、价非、复合肥企业生产用电降低2分。

2、黑价联字[2000]35号“关于转发《国家计委关于调整东北三省电网电价有关问题的通知》的通知”

3、黑价联字[2000]30号《关于促进经济增长、扩大电力消费实行优惠电价政策的通知》

4、国电财[2000]114号《开拓电力市场促进电力消费有关电价问题的通知》

5、计价格[1999]2189号《国家计委、国家经贸委关于利用价格杠杆促进电力消费有关问题的通知》

第五篇：宁夏电价政策

宁夏、广西、内蒙古等地坚决取消越权优惠电价措施

2010/06/21------

国家发展改革委等六部门《关于立即组织开展全国电力价格大检查的通知》（发改价检[2010]1023号）发出后，宁夏、广西、内蒙古自治区认真落实检查工作要求，在规定的期限内及时清理自行出台的越权优惠电价措施，坚决取消对高耗能企业和工业园区的优惠电价行为，节能减排电力价格大检查工作已取得实质性进展。

5月19日，宁夏自治区物价局下发《关于取消对工业企业实行电价优惠有关问题的通知》，规定自6月1日起，停止自行出台的对自治区内工业企业的电价优惠政策。之前下发的对中宁县引资项目、中卫市美利工业园区招商引资项目、宁夏电投钢铁公司60万吨连铸连轧项目实施的优惠电价文件同时废止。宁夏自治区经济和信息化委员会、物价局联合下发《关于取消对传统行业优惠电价的通知》，规定自6月1日起，取消自行出台的对高耗能行业的优惠电价，恢复执行规定的自治区目录电价。之前下发的关于对电解铝、铁合金、电石、碳化硅、金属镁、金属钠等高耗能企业，以及宁夏阳光硅业有限公司一期1500吨多晶硅等项目生产用电优惠文件同时废止。

5月26日，广西自治区物价局下发了《关于停止执行清狮潭水电厂上网电量定向销售价格的通知》、《关于取消自治区物价局桂价格字[2004]131号等文件的通知》等文件，规定自2010年6月1日起，停止执行对清狮潭水电站库区内的灵川县虎岭硅厂、金山电石厂、金山冶炼股份有限公司等高耗能企业的优惠电价措施，以及对部分按铁合金类电价执行的高钛渣、钛生铁高耗能企业的电价优惠。广西电网公司已按自治区物价局文件规定进行了相应整改。

5月31日，内蒙古自治区发文清理整顿高耗能优惠电价：一是坚决取消优惠电价措施。取消自治区发展改革委对包头国家生态工业(铝业)示范园区铝深加工项目(包括铝箱)、集宁区铝箱项目、卓资县化成箔项目、托克托工业园区、多晶硅、单晶硅制定的优惠电价，执行国家规定的目录电价。之前对上述项目制定的优惠电价所发文件自2010年6月1日起一律废止。二是按照国家规定调整自治区大工业电价子目录中铁合金类、电石类和氯碱销售电价。将西部电网大工业电价子目录中的电石类电价，并入电炉铁合金类电价。其中，电石类电价每千瓦时提高0.037元，铁合金类每千瓦时提高0.007元。蒙西地区的电解铝生产用电，执行铁合金类电价。取消对年生产规模在3万吨及以上的氯碱企业生产用电价格每千瓦时降低0.024元的优惠政策。兴安电网大工业电价子目录中的电炉合金、电石用电价格提高每千瓦时0.014元。提高电价后电网企业增加的电费收入，用于疏导电价矛盾。

国家确定宁夏、甘肃开展脱硝电价试点工作

来源：国家环境保护部 更新日期：2012-1-16 【字体：小 大】

为鼓励燃煤发电企业落实脱硝措施，促进污染减排任务的完成，近日，国家发展改革委《关于调整西北电网电价的通知》（发改价格〔2011〕2621号）确定在甘肃和宁夏开展脱硝电价试点工作，明确甘肃省、宁夏自治区安装并运行脱硝装置的燃煤发电企业，经国家或省级环保部门验收合格的，报省级价格主管部门审核后，试行脱硝电价，电价标准暂按每千瓦时0.8分钱执行。脱硝电价试点工作的开展，将为发电企业脱硝创造政策环境，有力地推动宁夏和甘肃氮氧化物的减排。

2012年宁夏造纸等行业将实行惩罚性电价

2012年03月09日09:23新消息报

3月8日，记者了解到，今年宁夏自治区经信委将通过从严控制新建高耗能项目、实施循环经济改造等措施，促进节能降耗与经济发展协同推进。

据介绍，今年宁夏鼓励用新工艺、新技术、新装备改造冶金、有色、建材、石化等传统产业；严格控制新建高耗能项目；严格执行差别电价政策，在电石、铁合金、水泥、焦炭、造纸等行业，实行惩罚性电价；大力推动化工、冶金、建材、生物发酵等行业实施循环经济改造；鼓励城市中水综合利用；积极发展公共交通，深入开展“车船路港”千家企业低碳交通运输专项行动等。

宁夏回族自治区物价局关于印发《企业自备电厂收费管理办法(试行)》的通知

【法规名称】 宁夏回族自治区物价局关于印发《企业自备电厂收费管理办法(试行)》的通知 【颁布部门】 宁夏回族自治区物价局 【发文字号】 宁价商发[2007]156号 【颁布时间】 2007-08-17 【实施时间】 2007-09-01

宁夏电力公司、宁夏发电集团、国电集团西北分公司、各有关发电厂（公司）、各企业自备电厂：

为了进一步规范自备电厂的管理，促进公平竞争，引导企业自备电厂规范、有序地发展，根据《中华人民共和国价格法》，自治区人民政府关于《宁夏回族自治区火力发电项目建设管理办法》（宁政发[2007]81号）等相关法律、法规，结合我区实际制定本办法。

第一条 本办法适用于企业建设的自备电厂。

第二条 除国家鼓励发展的资源综合利用（利用余热、余压发电、煤矸石发电等）、热电联产自备电厂和企业应急备用柴油发电机组之外的企业自备电厂自发自用电量，均应征收政府性基金。

第三条 政府性基金包括三峡工程建设基金标准按每千瓦时4厘执行；可再生能源附加标准按每千瓦时1厘执行；大中型水库移民后期扶持基金标准按每千瓦时1.6厘执行；城市公用事业附加费标准按每千瓦时1分钱执行；农网还贷基金标准按每千瓦时2分钱执行。

第四条 政府性基金原则上按企业自发自用电量（即全部电量扣除上网电量和我区平均厂用电率计收的厂用电量）征收。企业自备电厂需安装计量装置的，由电网经营企业出资统一负责安装。计量装置应具备在线监测功能，并与相关电网调度机构联网。

第五条 对不具备电量计量条件的企业，按自备电厂装机容量和我区电网同类型机组上平均发电利用小时确定总发电量，扣除其上网电量和厂用电量后计收政府型基金。

第六条 资源综合利用电厂、热电联产电厂分别按国家发展改革委、财政部、国家税务总局联合发布的《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》（发改环资[2006]1864号）和《关于做好关停小火电机组工作中小型热电联产机组审核工作的通知》（国经贸电力[2000]879号）规定进行认定。

第七条 自治区物价局会同自治区发改委、经委、电力监管部门按照国家政策对区内自备电厂逐个进行甄别，确定应缴纳政府性基金和系统备用费的企业名单，向社会公布并报国家发展改革委、国家电监会备案。

第八条 自备电厂按月交纳政府性基金，当月应交纳的政府性基金，要在下月10日前缴入宁夏电力公司指定账户内。逾期不缴的，按每日1‰的标准加收滞纳金；拒不交纳的，由宁夏电力公司相应扣减上网电量，没有上网电量的，由我局会同电力监管部门认定并强制收取。

第九条 宁夏电力公司应按公布的企业名单向自备电厂收取政府性基金，其中3‰作为宁夏电力公司手续费，其余资金按月上缴自治区财政专户，专款专用。若不按时上交政府性基金，或截留、挪用政府性基金，要依照《价格法》第三十九条、《价格违法行为行政处罚规定》第七条予以查处。

第十条 对2004年国家发展改革委、国家电监会下发《关于进一步落实差别电价及自备电厂收费政策有关问题的通知》（发改电[2004]159号）以来自备电厂欠缴政府性基金的，由我局会同有关部门制定追缴办法，由宁夏电力公司进行追缴。

第十一条 未经国家发展改革委批准，任何单位不得减免向自备电厂征收的政府性基金。

第十二条 与公用电网连接的所有企业自备电厂（含资源综合利用、热电联产电厂），均应向接网的电网公司支付系统备用费，收费标准按照宁价商发[2006]77号和宁政发[2007]81号文件规定执行，具体如下：

系统备用费=（企业变压器容量-电网向其供电的平均负荷）×基本电价（按变压器容量标准）或系统备用费=（最大需量-电网向其供电的平均负荷×基本电价（按最大需量标准）

注：企业变压器容量指企业与电网直接连接的变压器总容量。

第十三条 企业自备电厂应按月向宁夏电力公司交纳系统备用费。电网企业应按照并网协议或者合同提供电压、频率支撑等辅助服务，并在自备电厂设备检修或事故期间，负责保证其正常的电力供应，电价执行电网目录电价。对于拒不交纳系统备用费的，电网企业可中断上述辅助服务。

第十四条 电网企业不能向企业自备电厂提供辅助服务，或在企业自备电厂设备检修、事故期间不能保证其正常电力供应的，应向自备电厂退还当年交纳的系统备用费，并依照协议或者合同规定给予一定的经济赔偿。

第十五条 向企业自备电厂收取的系统备用费计入电网企业收入，由我局在核定电网企业总收入水平时统筹平衡。

第十六条 企业自备电厂所发电量原则上自发自用，严禁企业自备电厂违规自行对外供电。企业自备电厂与电网企业进行电量交换的，自备电厂向电网企业购买的电量，按其用电类别执行目录电价；上网销售的电量，电价按现行超时电价执行。

第十七条 我局会同自治区发改委、经委和电力监管部门负责落实自备电厂收费政策，确保政府性基金和系统备用费及时足额征缴。

第十八条 本办法自2007年9月1日起执行。

本办法由自治区物价局负责解释。若执行期间遇国家政策调整，则按国家调整政策执行。

二○○七年八月十七日