专业性
责任心
高效率
科学性
全面性
一、电力改革的前行方向
人们期盼已久的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（下称《意见》于2006年11月经国务院第154常务会议审议并原则通过，这标志着国人牵挂的电力市场化改革又要继续向前推进。
厂网分开后，正逢电力供需紧张，电力改革因此而放缓前进步伐；关于电力改革，业内人士关注、争论，业外公众质疑、诟病，一时间电力改革究竟是否前行，又如何深化，成为业内外关注的事情。《意见》针对厂网分开后的遗留问题和三年来电力市场化改革中遇到的难点，提出了深化电力体制改革的原则和主要任务，这是对2002年国发5号文件的延伸与深化。
电力体制改革的原则是要坚持改革与发展同步，电力和谐与社会和谐同步，因此和谐电力改革是电力市场化改革进一步深化的新思路。按照这一原则与思路，新一轮电力体制改革要做的工作很多，但着重要抓住三大任务。
1、主辅分离异常艰难，关键是要为分离企业给出发展路径与政策
“抓紧处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网主辅分离改革”，是《意见》为“十一五”电力体制改革提出的第一大任务。说厂网分开的遗留问题，主要就是电网代管的920万和预留给电网的640万千瓦容量发电机组的变现，实际上这项工作业已展开，这些发电容量虽然涉及46个发电厂，但是只要操作规范，合理分配，较为妥善地处理这个遗留问题并不算难，时间也不会要得太长。难的倒是电网经营企业的主辅分离问题，这是一个涉及面更广，涉及职工利益更直接、更紧密的大难题。这个问题应该说已经叫了三、四年，为什么迟迟拿不出具体的操作方案与推进的时间表，就是因为其难度太大。要将每一个电网企业中的所谓辅业，如基建、设计、修造、学校等单位从电网从分离出去，仅仅依靠变现预留发电机组的资金作为补贴，是难以解决这些被分离企业的长期生存问题的；这些单位、特别是电力基建、修造企业如何在相应的市场中竞争，求得长期的生存与发展，不是一个靠有限的补贴可以解决的，需要的是这些企业职工观念上的深层次转变，更需要的是为这些分离企业给出发展路径与政策；相信这种路径和政策在这次主辅分离的改革操作方案中会给出。
与主辅分离相伴的是电力企业主多分离的问题，如果说主辅分离是改变了所谓电力辅助企业的企业属性，那么，主多分离则是改变从事多产业电力职工的身份问题。没有深层次上的观念转变和相应的路径与政策，操作起来也是困难的，硬性的剥离，看起来是快刀斩乱麻，但会留下后遗症。
2、全面把握电力市场体系的内涵，真正建好目前已经运行的区域与省两级电力市场。
电力体制改革的终极目的，是要实现电力的市场化，充分发挥市场在电力资源配置中的基础作用，促进电力的可持续发展。因此《意见》提出的另一个重要任务就是“加快电力市场建设，建立符合国情的统一开放的电力市场体系，形成与市场经济相适应的电价形成机制，实行有利于节能环保的电价政策”。这应该是对国务院2002年5号文件提出的“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”的电力改革目标的拓展与深化。这个问题一直以来很敏感也经常引起争论。
我们在2003年曾经发表过一篇题为《电力市场的发展方向与电力市场体系》的文章，提出电力市场体系应包括三个层面的内涵：一是市场架构的层级，就是常说的国家、区域、省三级电力市场；二是交易市场的种类，主要指电能交易市场、辅助服务交易市场、电力金融交易市场等；三是指交易品种，如电能交易市场中的现货交易、实时交易、期货交易、大用户直购电（包括点对点和一点对多点交易）、发电权交易等。
我们现在一提到市场体系，主要说的是市场架构的层级，当然这是主要的，但是电力市场体系的建设，还应该关注交易市场的种类和交易品种，否则电力市场体系的建设会出现只注重架构，而不重视内涵的现状，长此以住则会影响电力市场的建设与发展。目前区域、省级市场的建设现状与这种认识上的偏颇不无关系。
现在构建区域电力市场，对省级电力市场的存在有些争论，但事实是省级电力市场已经存在，而且交易量占到全部交易容量的85%，既然大部分电力电量交易已经和必须在省级电力市场中完成，又何必总要来争论它存在的合理性呢！我们姑且不说存在就是合理，也不说省域经济的必然要求所致，问题是区域电力市场与省级电力市场，是各有功用的；大部分电力电量交易必须在省级市场中完成，是因为一个电力用户基本固定在省域内，绝少有一个电力用户用电需要跨省的；电力的购销及结算必须在省内完成，这就是为什么85%的电能交易会发生在省级电力市场中的根本原因。
区域电力市场主要是为了扩大电能交换的区域，发挥区域市场在电能资源配置中的基础作用，调剂省间和大区间电能的余缺，平衡电力资源，减少电能浪费。而国家电力市场则是更大范围地发挥市场在配置电能资源中的基础作用，建设特高压输电线路的目的也正在于此。应该说建设电力三级市场的架构层级，不是问题，不要总在这个不是问题的问题上纠缠不休，而应下功夫把已经运行的区域电力市场建设好，完善市场规则和监管体系，以取得真正的市场运作经验，不要总是被问题拦住而停止运行；同时下气力把已经运作的省级电力市场规范到市场化方面来，这主要是要把区域电力市场的交易规则结合省级市场的特点，加以运用。实际上区域电力市场的运行主要还是靠省级市场支撑着，没有省级市场按规则的调度与交易，区域市场实际上是空的，还是那句话，因为发电机组的上网必须通过省级调度交易机构来实现，没有各个省级电力市场这个电力市场细胞，或称子市场，区域电力市场无法实现跨区电能交易，更大范围的实现电能资源配置就是一句空话。电力市场的架构层级确定后，我们应该下大力气研究交易市场的种类和交易品种，这才是繁荣电力市场的主要内容和关键所在。
事实上，相关部门已经在做这些方面的事情。如有关节能调度的制度安排、差别电价的实施意见、循环经济法初稿的颁布等，都是在用价格约束能耗，以逐步形成用价格约束能耗的机制，但这是从制度安排入手的，我们的任务是要从电力市场化改革中摸索出一整套市场化的机制来约束能耗并激励市场，这其中的关键就是电价的市场化形成机制。目前还无法做到让市场发电价格，行走于电力市场的价格依然还是政府规制，就连发电侧的上网电价也没有真正让市场说了算。竞价上网的结果是：容量电价无法复盖新老发电机组，难以平衡各市场主体的利益，或者是平衡账户资金亏损；因上网电价抬升，购电价格上涨，电网企业亏空等。这进一步说明，我们要把主要精力放在已经构建的区域市场上，通过配套改革和深化改革，让市场发现价格首先从发电侧开始，然后通过以后的输配分开、配售分开，逐步形成让价格信号影响市场，从而建立起市场化的电价形成机制。价格信号影响市场，同时规范的市场又促进价格机制的形成与完善。
3、电力体制改革要想有突破性进展，必须相应解决政府转变职能的问题
规范电力市场的建立，意味着市场化电价机制的形成，这些都需要电力监管到位。《意见》提出的第三大任务就是“进一步转变政府职能，坚持政企分开，健全电力市场监管体系”。这是电力体制改革能否深化的重要环节。目前可以说还没有步入良性循环：因为电力市场还没有规范的市场机制，所以需要政府作一些制度安排，如节能调度、差别电价和整个电价体系；由于电力经济特殊，需要政府作一些制度安排，于是政府介入过多，则形成政企难分。
既然在电力市场化改革任务中提出了进一步转变政府职能，坚持政企分开的问题，就应该在深化电力体制改革中，把需要由企业来做的事情，由政府交给企业，如电力投资的相关问题、电价形成机制的相关问题等。
健全电力监管体系，应包含两个含义，一是监管机构，二是监管职能。目前电力监管机构已经基本形成体系，关键是监管职能尚未能到位。一是客观的，如电价的监管权不到位，是制度安排的问题；二是主观的，如对发电侧市场的运行监管、对小火电机组的约束等，有的显得不到位，有的显得非常无力。
电力改革的原则是“保留自然垄断、打破经济垄断、废除行政性垄断”，由此其路径应该是“放开两头，垄断中间”，具体说，就是发电侧与售电侧可以放开竞争，输电环节需要垄断经营。从目前来看经济垄断已经开始打破，而行政性垄断则基本没有触及。四年的电力体制改革强行从体制上分拆了电力行业，割断了电网与电厂的物理联结，但是以行政审批为核心的行政垄断根本没有触动，由此市场化机制当然无法形成。电力市场化改革的核心是电价市场机制的形成，从这个角度说，电力市场化改革历经四年而成效不大，根本在于行政垄断扼住了电力价格与电力投资；因此电市场化改革出现只分拆，而不改制的局面，责任不在电力企业，而在政府相关部门，是政府左右了电力行业的分拆，而限制了市场化电价机制的诞生与建立。现在有人提出输配分开，以图实现电网公司的第二次分拆，在电力市场目前的状态下，是不适宜第二次分拆的，而应触及阻碍电力市场化的核心问题——政府对电力的行政垄断。《意见》提出的第三大任务既然是进一步转变政府职能，坚持政企分开，说明国家已经认识到电力市场化改革中制度性改革不配套的问题，因此，深化电力改革的关键就是打破行政垄断，而不仅仅只是表层的经济垄断。
行政垄断如何打破，与电力监管体系中的职能体系到位密切相关。电监会是在电力市场形成的基础上对整个市场的公平竞争及市场创新手段的建立进行监管，这就必须打破电价和电力建设项目的行政审批的行政垄断格局，由电监会制定电价的竞争规则，以逐步形成市场化的电价机制。电力监管体系的建立，首当其冲的是打破电价的行政审批制，由电力监管部门实施；发电侧电力市场既已建立，除了上网电价由竞争决定外，电源建设市场是竞争的源头，也应该由市场主体和投资主体来竞争决定，也不能由行政审批决定一切，市场机制会决定其投资成败。
电力体制改革的落脚点在电力的市场化，核心在建立市场化的运行机制，关键是让市场发现价格，形成价格引导需求；市场经济的“蛛网理论”形象的反映了产量与价格的关系，同样适用于电力生产，电力市场需要用价格信号来引导供求关系，本质上也是价格与产量的关系；但市场经济也是一种制度，任何制度都是有缺陷的，“无形之手”也不能完全丢弃。这在任何性质的国家都是如此，何况社会主义的市场经济。
打破行政垄断关键是要打破制约电力市场化运作机制形成的那部分垄断，这里面有个“度”的问题，不是什么行政管制都要打破，不然市场主体的逐利性会导致类似于前两年“跑马圈地”的现状出现；打破行政垄断必须把握“宏观调控”与“市场调节”的关系。
《意见》已经指出了电力市场化改革的新路径，必将掀起电力改革的新波澜，电力则犹如一艘航行在市场化改革波澜中的帆船，凭借构建“和谐电力”与“和谐社会”的好风，一定会直挂云帆济沧海。
二、2007年电力行业改革助解能源之困
水、电、石油、天然气等能源与我们的生活息息相关。我们很难想象一个能源匮乏的世界将是何种景象。我国是能源短缺国家，2003年接踵而来的煤荒、电荒、油荒，着实让我们中国人琢磨起来心里发慌。2006年5月26日召开的中国能源战略高层论坛上，与会专家认为，我国能源短缺现象还将持续35年。能源信息化建设的好坏直接关系到国计民生。
信息化将是缓解中国能源危机的决定性因素。中国目前面临能源危机已经是不争的事实，但如何缓解却一直苦无对策。而信息化技术在合理分配资源、提高资源使用效率方面有着显著的优势。
能源信息化迎接新机遇
近几年的煤荒、电荒、油荒等种种能源短缺危机客观上促进了能源行业信息化建设，各类能源企业为了提高生产效率，节约成本，增强自身在市场上的竞争力，均不同程度地加大了对能源信息化建设的投入力度。
来自国电信息中心的数据，2000年到2004年，电力信息化建设投资年增长率分别为18.9%、15.6%、16.8%、24.5%。这反映电力行业当时的改革基本完成，电力信息化在改制后的新的企业和环境下，走出低谷，进入复苏和新的发展阶段。2005年，电力企业信息化建设主要表现在：信息系统的整合、门户与数据中心建设；财务系统、企业资产管理系统的建设；发电企业的厂级监控系统（SIS）的建设；信息网络的安全建设；企业信息资源规划建设。2006年，电力行业信息化把建设重点放在企业资源整合上。一是建立企业门户系统；二是数据级上的整合，即建立企业级数据中心；三是采用ERP的理念，从企业管理的流程、企业物资流、信息流、资金流来规划企业的信息资源，建设ERP。
2005年，商务部研究院信息咨询中心公布的石油行业信息化现状及发展趋势调研结果显示，石油行业业务流程信息化水平60%处于初级水平，36％处于中级水平，只有4％处于高级水平。初级的信息化应用主要集中在会计电算化、内部沟通邮件发展化、企业宣传网络化几个方面。
调查显示：2005年中国能源行业IT投资规模为155.6亿元，比2004年增长17.5%。从能源细分行业增长看，电力、石油、煤炭2005年的IT投资规模分别为71.9亿元、69.2亿元和10.3亿元。近几年，电力行业IT投资增长速度一直高于能源行业平均增速，2005年电力行业仍保持了24.0%的高速增长，这一年电力行业IT投资额首次超过石油行业，为能源行业信息化建设最大的细分行业。2005年能源行业软件总体投入达到58.1亿元，为各软件产品供应商带来较多的市场机会。这些投入主要集中在：ERP系统、IC卡管理系统、安全生产监控系统、电力企业多媒体广域网系统、MIS系统、数据中心建设、生产管理信息系统、办公自动化系统、网络升级改造、企业内部网和资产管理系统等。
据预测，未来几年能源行业的IT投资增长规模将保持较高水平的增长，到2008年随着缺电现象的缓解和电厂基建项目的投资趋缓，能源行业的IT投资增长速度将逐渐稳定。2008年，能源行业IT投资规模将达到251亿元。
能源监控体系提升管理
目前，我国大部分用能单位仍未从根本上转变传统的资源开发利用方式，重开发轻保护、重建设轻节约的思想仍普遍存在，以浪费能源和牺牲环境为代价换取眼前和局部利益的现象在一些地区还比较普遍。用能单位对解决能源问题的贡献率只有20％。世界各国的实践表明，解决能源问题，必须由政府管理部门来主导，各用能单位大力配合，通过全面到位的监测体系来实现。
信息技术革命给政府节能主管部门能源数据的采集、统计和节能监测工作带来了便利，同时也支撑了全球能源信息化的发展。充分利用信息化技术手段，实时采集和监控能量质量指标，提高能源监督管理能力和水平，进行节能咨询与服务，促进与指导企业进行节能降耗，是节能管理的发展趋势。只有通过信息化的手段，监管体系才能真正发挥效能，才能实现对能源开发和利用的有效管理。
总之，解决能源问题的关键是要完善能源的监控体系。而近几年信息技术的广泛应用和不断推广，使得监管体系的职能得到了延伸，管理更加到位和精确。
能源信息化迎接新机遇
2005年6月，中央明确提出建设节约型社会，要在社会生产、建设、流通、消费的各个领域，在经济和社会发展的各个方面，切实保护和合理利用各种资源，提高资源利用效率，以尽可能少的资源消耗获得最大的经济效益和社会效益。党中央、国务院对能源的节约问题给予了前所未有的关注，先后出台了《中华人民共和国节约能源法》、《节能中长期专项规划》等一系列政策法规，并在"十一五"规划中明确提出单位GDP能耗要比"十五"期末降低20％的目标。温家宝总理也屡次强调，必须坚持"开发与节约并重、把节约放在首位"的能源发展方针，采取更加有力的措施全面推动能源节约等工作。
国民经济的全面信息化将有力推动国民经济整体技术进步，极大地促进能源资源的高效利用，显著提高能源利用的经济效益。周伏秋、戴彦德撰文指出，信息时代将是一个结构节能、技术节能和管理节能都具有光明前景的节能新时代。
第一，信息化将显著提高包括能源在内的实物资源的配置效率。信息化对提高能源资源配置效率的作用在于，合理组织的信息流将驾驭经济体系中的能量流进行高效和合理的流动，以及信息流中的反馈信息将科学地调节传统能量流的数量、方向、速度和目标，从而显著提高能源服务质量和能源利用的经济效率。第二，信息化与结构节能。信息技术的广泛应用和信息资源在经济活动中的高投入，将引导传统产业的改造升级和国民经济产业结构优化朝着非能源／实物资源密集型、信息密集型方向深入进行，从而带来比工业时代更显著的结构节能效果。信息化将使传统产业的改造升级在更高的层次上进行。信息化将促使国民经济整体产业结构发生深刻的变化。第三，信息化与技术节能。从能源的角度来看，信息化将推动能源技术体系向前发展，使整个经济和社会活动的能源技术基础焕然一新，从而产生广泛的技术节能效果。第四，信息化与管理节能。信息化将对经济管理产生深刻的影响。
信息时代的经济管理效率将有显著提高。从能源的角度来看，这意味着管理节能在信息时代具有广阔的发展空间，信息技术将使能源事务处理，特别是大量能源、经济数值信息处理的效率大大提高，具有巨大的管理节能效益。
世界能源信息化正在蓬勃发展，而中国能源信息化建设尚处于初级阶段。中国能源信息化能否成功完成历史的重任，需要决策层、执行层及其他有关方面共同努力，通过科学规划、积极推进及合理布局，最终实现中国能源信息化建设的美丽前景。
三、电力改革确定未来五年方向
备受关注的电力改革近日最终确定未来五年的方向，其中破解厂网分开遗留问题成为首当其冲的任务。
11月1日，国务院总理温家宝主持召开国务院常务会议，审议并原则通过了《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（下称《意见》）。会议最终敲定了“十一五”期间电力体制改革的三大主要任务。
三大任务
在国务院常务会议确定的三个主要任务中，首当其冲的是抓紧处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革；其次是加快电力市场建设，着力构建符合国情的统一开放的电力市场体系，形成与市场经济相适应的电价机制，实行有利于节能环保的电价政策；此外进一步转变政府职能，坚持政企分开，健全电力市场监管体制。
《意见》确定了原则的方向，但有些问题还需继续研究。如怎样结合市场经济建立相适应的电价机制等，还需要制定更加明确的、具有可操作性的细则。
事实上，三项主要任务在今年都已经次第进入探索阶段。今年8月起，电监会开始着手处理当初厂网分开时专门预留的920万千瓦发电权益资产，随后面向全球招标，拟将百亿元预留资产变现，资金用于推进电网企业的主辅分离改革。
电价机制方面，国家发改委今年推出了差别电价政策、按照节能环保原则实施电力调度等系列举措。
而在监管方面，争论仍旧存在。关于中国的电力监管，一直都有两种声音。今年9月中旬，在北京召开的一次国际研讨会上，一种观点认为，中国的电力项目建设均需国家发改委审批，不适合市场经济发展。另一种观点则认为，中国的电力改革只能是渐进式改革。
中国电力领域盲目建设问题严重，现阶段必须实行严格审批。在他看来，目前的电力监管格局还将维持下去，即发改委负责项目审批和电价政策，电监会负责电力安全和市场监管。
改革之争
在此次国务院常务会议之前，关于“电力改革是否成功”的争论一直持续。此次的国务院常务会议评价电力改革认为，“十五”期间，我国电力体制改革取得重大进展，政企分开、厂网分开基本实现，发电领域竞争态势已经形成，新型电力监管体制初步建立，电力工业快速发展，有力地支持了国民经济和社会的发展。
不过，会议也同时指出了“十一五”时期电力体制改革需要重点解决的突出问题，如电源结构不合理、电网建设相对滞后、市场在电力资源配置中的基础性作用发挥不够等。
现在是坚持改革下去。此次通过的《意见》基本上是贯彻2002年的“5号文”精神，即当年国务院下发的《电力体制改革方案》所确定的原则和方向：厂网分开、主辅分离，加快区域电力市场建设，深化电价改革等。
初稿最初由电监会起草，再被呈送给发改委、国务院，国务院又转给国家电网公司。
电力改革的另外一场争论是关于电力交易市场。今年9月，国家电网公司宣布，在公司总部、区域电网公司和省电力公司实施市场交易与电网调度职能分开，分别设立三级电力交易中心。此举被业内质疑为意在弱化区域电力市场的改革思路。
今年7月7日，电力体制改革工作小组召开了第九次会议，讨论并原则通过《“十一五”深化电力体制改革实施意见》时，就明确了下一步改革的任务和目标，其中还明确谈到要完善区域电力市场，开展输配分开的调研和试点。
建立区域电力市场是电力体制改革的重要任务和重要方向，绝不能动摇。区域电力市场建设本身不是目的，关键是要形成和确立电力资源的市场配置机制。
接下来，电监会将大力推进大用户直购电试点并扩大范围。
四、2007年我国电力工业结构亟待调整
2006年，受发电机组国际市场价格和原油价格等因素影响，广东省进口发电机组较2005年下降6.7%。然而，今年1-2月，广东省进口发电机组一改去年颓势，呈现量增价跌的态势。据海关统计，今年1-2月广东省进口发电机组1953台，价值1965万美元，分别比去年同期（下同）增长51%和22.4%。主要呈以下特点：
1、以保税区仓储转口货物和一般贸易方式进口为主。今年1-2月，广东省以保税区仓储转口货物方式进口发电机组852台，增长2.5倍；以一般贸易方式进口749台，下降14.1%。上述两种贸易方式进口合计占同期进口总量的82%。
2、欧盟和日本是主要进口来源地，国货复进口激增。今年1-2月，广东省自欧盟进口发电机组991台，增长2.2倍；自日本进口发电机组609台，下降24.2%。自上述两地进口合计占同期进口总量的81.9%。
另外，国货复进口234台，增长2.7倍。
3、外商投资企业和国有企业进口显著增长，私营企业进口下降。今年1-2月，广东省外商投资企业和国有企业分别进口904台和277台，分别增长2倍和1.9倍；私营企业进口682台，下降18.1%。
4、以中小型柴油发电机组为主，风力发电机组进口空白。今年1-2月，广东省进口输出功率0-75千伏安的压燃式内燃机发电机组1209台，增长2.4倍，占61.9%；风力发电机组进口空白，广东省去年全年也仅进口4台。
5、进口平均价格呈下降趋势。由于以中小型柴油发电机组为主，今年1-2月，广东省发电机组进口平均价格仅1万美元/台，下降19%。
今年1-2月，广东省发电机组进口一改去年颓势，出现量增价跌局面主要受以下三大因素影响：
一是中小型发电机组国际市场价格弱势。今年1-2月，广东省进口输出功率0-75千伏安的装有压燃式活塞内燃发动机的发电机组平均价格仅为4251美元/台，下降3.6%，而此类发电机组占了同期进口量的六成以上。
二是国际原油价格一路下调，刺激进口增长。去年因油价偏高使柴油发电机成本无法承受，许多中小企业选择了停产观望。自去年9月以来，国际油价一路走低，并在今年1月跌破50美元/桶，一定程度上刺激了进口增长。
三是今年1季度广东省电力仍趋紧张，企业对供电形势不乐观。2007年广东省保供电压力仍然很大，其中春节前后，广东供电仍然吃紧，1季度电力供应缺口约100万千瓦。部分企业对今年供电形势不乐观，纷纷进口发电机组备用。
我国电力工业多年来面临的问题是广泛的电力需求靠低水平、低效率的中、小火电支撑，高效的60万千瓦以上的火电机组不到40%。尽管我国近年来电力的年投产规模巨大，且采取了如“西电东送”等措施进行宏观调控，但拉闸限电、错峰用电等每年仍在广东乃至全国不少地方上演。究其原因，是我国电力工业一直存在的五大结构矛盾未能解决：一是火电比重过高，水力资源开发滞后，电力结构不合理；二是电力工业的生产集中度呈下降趋势，生产趋于分散的格局没有改变；三是各地的规模以上工业发电设备的平均利用率不一，地区性电力过剩和短缺的问题仍存；四是风能、地热、太阳能等清洁能源发电项目遇冷场，缺少扶持性政策；五是电力工业企业数量过多，大型电力企业缺失，全国超过8成的火电企业发电装机容量在10万千瓦以下，导致电力企业的平均发电规模较小，例如广东省2005年发电总量列全国之首，而平均发电规模却位居第21名。
电力工业是各国优先发展的重点，作为国民经济中最重要的基础能源产业，对促进国民经济发展和社会进步起重要作用，但我国电力工业矛盾突出，行业结构亟待优化调整。
为此建议：
1、重点扶持电力规模优势企业，严格控制各地新装机容量，克服盲目投资、重复建设等不符合客观经济规律的行为，避免出现电力过剩；
2、改造传统的火力发电，降低小火电的市场份额，有次序、有步骤的压缩低效率、高污染的小火电，加快电力工业的重组；
3、加大水电的建设力度，设立新能源开发基金，解决新能源的资金需求问题，加速发展新能源发电及应用，如加大太阳能在市政建设工程和住宅建设中的应用。针对目前依靠进口昂贵的风力发电机组导致风电成本太高的困境，加大对电力工业科技的投入，掌握先进风电机组的制造技术并形成批量生产能力，实现风电设备国产化；
4、“九五”期间，部分地区电力供应过剩，为解决电力出路，各地上马众多的电解铝、电石、钢铁等高耗能项目，相关部门应对此吸取教训，严防高耗能产业死灰复燃。
五、行业改革支持电力龙头企业发展
随着煤炭行业供需平衡的趋势、合同电煤与市场电煤之间价差的缩小，以及运力的提升，电力企业的燃煤成本将保持稳定或略有下降。电力行业将随着利用小时数的回升而出现复苏，复苏带来的上市公司业绩提升应该在2008年体现。
按照“十一五”电力装机规模增长8.5％计算，到“十一五”末期，规划的装机总量是8.4亿千瓦。2006年末，我国总装机容量达到6.22亿千瓦，2007年预计新增9500万千瓦，也就是说，2008-2010年将新投产1.23亿千瓦，平均到每年就是4100万千瓦，年增长率在5-6％。而按照我们的预测，“十一五”期间，用电增速将至少保持在10％以上，远高于供给增速，实际上2006年的发电量增速达到13.5％，远高于我们06年初12.8％的预测。这样的供需状况下，将会出现已投产机组的利用小时数反弹，预计反弹幅度在2-3％。
行业政策大力支持龙头企业发展
新发电调度方式的实施将十分有助于电力龙头企业的发展
国家发改委正在酝酿新的发电调度方式，新的发电调度方式将改变过去对每台发电机组平均分配发电量的做法，鼓励可再生能源和高效、清洁大机组多发电，并逐年减少未关停小火电机组的发电量。目前发改委正在制定节能发电调度细则，不日将公布。
改变发电调度方式，是为了大幅降低能源消耗。在“十一五”节能降耗指标的目标要求下，该项措施的实施将是迫切的、有执行力的。“十一五”期间，我国单位国内生产总值能源消耗要降低20％，但2006年并没有完成预定目标。我国一次能源消费中煤炭占68％，燃煤发电量占全国发电量的82％，火电成为节能降耗的重要领域。目前，国内一台5万千瓦的燃煤小火电机组的供电煤耗高达450克标煤/千瓦时，而一台60万千瓦高效超临界机组，供电煤耗只有270克标煤/千瓦时。
我们认为，这一新的调度方式将十分有助于以高效大型高温高压火电机组为主的电力龙头企业的发展，将有效缓解龙头企业2007年利用小时数的下降，并对其长期持续发电量有所保证。国家发改委的统计数据表明，2005年20万千瓦以下的机组还有1亿千瓦左右，由于2006年新投产的常规火电机组基本在30万千瓦以上，因此20万千瓦以下机组约占2006年底全国总装机容量（约6.22亿千瓦）的16％。也就是说，如果新的调度方式能够很快实施，2007年利用小时数的下降将主要反映在高能耗的小机组上，大型机组的利用小时数很可能保持平稳。
整体上市将为公司带来业绩增厚与未来持续发展
中央金融工作会议提到大力支持直接融资，包括大型企业IPO和集团整体上市。电力行业中很多公司具有小上市公司、大集团的特点，且主业一致，很适合整体上市，更充分地利用资本市场。就目前我们的了解，除了即将实施的深能源之外，国电电力、国投电力、长江电力、华电国际、粤电力已经开始做整体上市的前期工作。
我们认为，整体上市可为上市公司带来两方面的好处：一是当期业绩增厚，一般来讲，整体上市的方案都会考虑老股东的利益，在股本扩张、融资额度、每股收益变化几个方面进行权衡，以业绩的当期增厚给老股东回报。二是打开上市公司未来发展空间，提高了上市公司的经营持续性和增长的持续性。因此，我们非常看好集团整体上市为龙头电力上市公司带来的现在的和未来的业绩提升。
龙头公司将提前实现行业复苏
我们做出这样的判断是基于以下考虑：
1、新发电调度方式的实施将有效缓解以高效大型机组为主的龙头企业2007年利用小时数的下降，甚至可能抑制其下降，提前行业反弹。
2、龙头电力公司在建项目较多，可以通过装机的增长来抵消2007年利用小时下降及电煤价格的上涨，例如华能国际2006年仍能保持净利润10％以上的增长。
3、整体上市将抵消2007年行业的负面因素，使龙头企业提前进入复苏期。
4、龙头电力公司的电力资产所在区域多属于经济增长较快的地区，用电需求较其他地区旺盛，有力支撑机组利用小时维持在较高水平。
5、龙头电力公司的电力资产的电源结构较丰富，包括水电、清洁能源发电等，抗风险能力较强。
我们重点推荐的龙头电力公司有长江电力、国投电力、国电电力、华电国际、粤电力。
新所得税法使三成电力公司受益
此次十届全国人大五次会议将审议通过新企业所得税法，预期从2008年1月1日开始实施。所得税法草案体现了“四个统一”：内资、外资企业适用统一的企业所得税法；统一并适当降低企业所得税税率；统一和规范税前扣除办法和标准；统一税收优惠政策，实行“产业优惠为主、区域优惠为辅”的新税收优惠体系。主要内容如下：
1、草案将新的内外资统一税率确定为25％。
2、统一内外资企业各项支出扣除标准。
企业所得税法草案规定，内资、外资企业所得税在成本费用等扣除方面，将实行统一的企业实际发生的各项支出扣除政策。由于草案扩大了税前扣除标准，缩小了税基，企业的实际税负将明显低于25％的名义税率。
3、税收优惠。
草案采取以下五种方式对现行税收优惠政策进行了整合：
一是对符合条件的小型微利企业实行20％的优惠税率，对国家需要重点扶持的高新技术企业实行15％的优惠税率，扩大对创业投资企业的税收优惠，以及企业投资于环境保护、节能节水、安全生产等方面的税收优惠；
二是保留对农林牧渔业、基础设施投资的税收优惠政策；
三是对劳服企业、福利企业、资源综合利用企业的直接减免税政策采取替代性优惠政策；
四是法律设置的发展对外经济合作和技术交流的特定地区（即经济特区）内，以及国务院已规定执行上述地区特殊政策的地区（即上海浦东新区）内新设立的国家需要重点扶持的高新技术企业，可以享受过渡性优惠；继续执行国家已确定的其他鼓励类企业（即西部大开发地区的鼓励类企业）的所得税优惠政策；
五是取消了生产性外资企业定期减免税优惠政策，以及产品主要出口的外资企业减半征税优惠政策等。
4、对原享受法定税收优惠的企业实行过渡措施。
为了缓解新税法出台对部分老企业增加税负的影响，草案规定，对新税法公布前已经批准设立，依照当时的税收法律、行政法规规定，享受低税率和定期减免税优惠的老企业，给予过渡性照顾：按现行税法的规定享受15％和24％等低税率优惠的老企业，按照国务院规定，可以在新税法施行后5年内享受低税率过渡照顾，并在5年内逐步过渡到新的税率。
第二节 改革对电力行业供应链的影响
一、电力行业供应链模型的构建
随着电力体制改革的逐步深入，电力市场的形成，电力行业供应链上的节点企业将成为电力市场中的真正竞争主体，竞价上网的体制已初具雏形，构建电力行业供应链模型，是用来支持电力企业供应链管理中各种分析与决策活动的，因此供应链建模技术的研究有利于建立供应链参考运行模型，使供应链优化运行。从而使得电力企业之间的各种竞争能力和资源进行集成，对供应链中的各种运作进行同步化，集成化管理，从而形成较强的竞争能力，为电力客户提供最大价值，是我们急需解决的问题。因此构建电力行业供应链模型是我们研究的重要课题。
1、供应链的概念
传统的供应链概念认为供应链只是制造型组织把从外部采购的原材料和零部件，通过生产转换和销售等活动，再传递到零售商和用户的一个内部过程。这时的供应链还局限在组织的内部操作层上，注重的是组织自身的资源利用。
随着信息技术特别是网络技术的发展，供应链开始强调围绕核心单位的网链关系，如核心企业与供应商、供应商的供应商乃至与一切前向的关系，与用户、用户的用户及一切后向的关系。此时对供应链的认识形成了网链的概念。Harrison进而将供应链定义为：“供应链是执行采购原材料，将他们转换为中间产品和成品，并且将成品销售到用户的功能网链。”这个概念强调了供应链中各组织的战略伙伴关系问题。Phillip和Wendell认为供应链中战略伙伴关系是很重要的，通过建立战略伙伴关系，可以与重要的供应商和用户更有效地开展工作，增强组织的快速反应能力，从而提高整个供应链的运作效率。
综上所述，供应链是指围绕核心组织，通过对信息流、物流、资金流的控制，从采购原材料开始，制成中间产品以及最终产品，最后由销售网络把产品送到消费者手中的将供应商、制造商、分销商、零售商、直到最终用户连成一个整体的功能网络结构模式。它是一个范围更广的企业结构模式，它包括所有加盟的节点组织，从原材料的供应开始，经过链中不同组织的制造加工、组装、分销等过程直到最终用户。它不仅是一条联接供应商到用户的物料链、信息链、资金链，而且是一条增值链，物料在供应链上因加工、包装、运输等过程而增加其价值，给各参与或加盟组织都带来收益。
2、电力行业供应链的特征
（1）电力行业的特征
电力行业是关系到国计民生方方面面的基础行业，电能已经成为人们日常生产和生活中消耗的主要能源，在社会和经济发展中具有特别重要的地位，其唯一性决定着无任何可能的代用品，缺电将对整个社会和人民生活产生重大影响，严重时将危及社会稳定。电力行业是相互联系的，其产、供、销、用是在同一时间完成，因此任一成员的操作均对电力市场产生影响，所以要求电力商品的生产、传输、销售、使用必须具有计划性，同时由于电力行业要求随时做到供需平衡，则更应要求行业中的各成员之间必须是一条循环的链条。
（2）电力行业供应链的特征
从供应链角度上来讲，按照产品生产销售供应链这一条主线，电力行业的供应链主要经过“生产（发电厂）-分销（输电）-零售（配电）-消费（用电）”这四个环节。发电厂是电力商品的生产者，电网公司是一个存在与供应商和零售商之间的中间商，其主要责任是买电，通过输电网（变电站、输电线路及附属设备）将电能运输并批发到供电公司，而供电公司主要任务是将电能销售给用户，并对其提供优质的服务。
由此可知电力行业的供应链是一个网络结构，由围绕核心企业电网公司的生产供应商发电厂，零售商（供电公司）以及电力客户组成，一个企业是一个节点，节点企业和节点企业之间是一种需求与供应的关系，它具有如下特征：
1）协调性。电力行业供应链的主要是由发电厂、电网公司、供电公司三大节点企业组成，每个节点企业的操作均将对电力系统产生影响，因此要求供应链中的每个成员之间必须相互协调。
2）动态性。电力行业供应链管理因企业战略和适应电力市场需求变化的需要，其中节点企业需要动态的更新，这就使得供应链具有明显的动态性。
3）面向用户需求性。电力行业供应链的形成、存在、重构，都是基于电力市场需求而发生，并且在供应链的运作过程中，用户的需求拉动是供应链中信息流、产品/ 服务流、资金流运作的驱动源。
3、电力行业供应链模型的设计原则
设计一个有效的供应链模型，对于链上的每一个成员来说，都是至关重要的。它不仅可以减少不必要的损失和浪费，而且可以显著地改善客户服务水平，降低运营成本，赢得竞争优势。为了保证供应链的设计能满足供应链管理思想顺利实施的要求，对电力行业供应链的设计遵循以下原则
（1）战略性原则
随着经济全球化的发展，电力企业为了保持市场竞争优势，逐渐从传统的注重个别企业管理转变为重视供应链管理。而在实践中，供应链管理是需要成本的，特别是在供应链管理思想尚未完全深入人心，链上成员之间的配合还不够默契的情况下，应从全局的角度来规划和设计供应链，使供应链的所以环节都向着同一个目标运转。在供应链竞争时代，企业的发展战略是依托供应链战略来实现的，因此，供应链的设计与企业的战略规划保持一致。
（2）创新性原则
电力行业的供应链也是一个价值链，电从原材料到成品再到电力客户的全过程，实际上是波特教授所谓的“价值系统”中运行的，包括上游价值、渠道价值。供应链活动体现了这种价值的抬升。因此，供应链的设计具有创新的思想和眼光，打破传统电力企业管理的常规和陈旧的思想，集思广意，大胆开拓和创新，为电力行业供应链管理新格局打下基础。
（3）协调和互补原则
电力行业的供应链是一根长长的链条，涉及众多的链上成员和复杂的供求关系。但在供应链竞争的角度来看，供应链则为一个有机的整体。因此，在设计供应链时，着重注意强调供应链的内部协调和优势互补，以充分发挥各链上成员的主动性和创造性，形成一个团结、和谐和富有战斗力的竞争整体。
（4）客户中心原则
电力行业的供应链是由众多的有上下游关系的企业根据电力市场竞争的需要构建而成的。链上的成员组成及相互关系方面虽然可以本着发展的原则进行动态兆，但他们都自始至终地强调以客户为中心的原则。电力行业的运作过程包括发电、输电、配电、售电，都应当围绕客户这个中心来展开。
4、电力行业供应链模型设计的步骤
供应链设计和管理的目标是降低成本、提高利润，其前提是供应链能保证产品在流通中畅通无阻，供应链对客户的需求变化能做出迅速的反应，这就需要我们应遵循以下七大关键步骤来对电力行业的供应链模型进行设计。
在电力行业中，基本成员发电厂、电网公司、供电公司和电力客户四大主体组成，发电厂是市场产品的生产者，为适应市场竞争，对现有的各发电企业通过产权重组，成为完全脱离电力公司的独立发电公司。另外，社会力量自由进入发电行业，参与发电厂的经营和建设，从而实现厂网分开、竞价上网，各独立发电公司自主经营、自负盈亏，完全实现市场化运作。电网公司是一个分销商，它从发电公司手中购得电力，然后由输电电线路传送到各地区的公司。供电公司作为电网公司的一个子公司，所担任的角色是零售商，它直接将电力配送到千家万户。
（2）分析电力市场竞争环境
在这个分销转零售的环节中，供电公司将面临电力市场的多种竞争压力。首先，由于允许发电厂直接向用户供电，这时发电厂对直接用户可采用优惠电价，以达到拓展电力市场的目的，供电公司将收到很大的电价冲击；其次，由于外省输入电力和实行输配分开后，本地供电公司在本地营业区的竞争，供电公司又将收到市场和服务质量的冲击。
（3）提出供应链设计目标和策略
电力行业的供应链目标是，提高电力企业的生产效率和经营效益，大力改善电力企业为客户服务的质量，促进电力行业的快速发展，从而以低廉的电价、优质的服务造福于社会、造福于人民。
（4）分析和评价可能性
制定了电力行业供应链设计的目标和策略后，结合电力企业的实力，对新的方案进行可行性分析。这是一个决策的过程，如果认为可行，则继续往下执行；如果认为不可行，则要反馈到上一个环节重新设计供应链的目的。
（5）设计供应链
在设计供应链的过程中，主要解决的问题首先是供应链成员的结构，在任何业态的产业组织都具有“制造商－中间商－零售商－顾客” 这样一条供应链形态。电力从发电厂到最终用户同样要经过“生产（发电厂）－分销（电网）－零售（配电）－消费（用户）”的过程。
二、改革后我国电力行业供应链的对策及建议
由于电力行业的特殊性，其发展以及运行效率直接关系到国民经济的效率。在过去的10多年的时间里，为了提高电力行业的效率，许多发达国家率先在电力行业引入竞争，希望借此提高整个电力行业的效率，同时提高该行业的竞争力，以应对由于全球化带来的挑战。
电力行业改革在一些国家里取得了一些成绩。通过对各国进行电力改革的总结，电力改革的过程一般可以分一下这几个阶段。第一个阶段是垂直一体化的垄断阶段，我国现在就是处在这样一个阶段。
竞争一般首先在发电侧引入，这一任务在第二阶段完成。发电厂将在这一阶段从整个系统中剥离出来，成立独立的发电公司，实现厂网分开，形成发电侧市场。各发电公司将通过竞价上网的方式向用户提供电力产品，这一变化的目的就是要改变以往核定电价的发电定价方式，使得上网电价由发电侧市场决定，形成发电公司在发电侧市场竞争的局面。
第三阶段是形成电力批发市场，引入电力批发竞争。该阶段的直接任务是实现输电环节的剥离，输电环节的独立将使得进入批发市场的门槛大大降低，从事批发业务的公司不必拥有庞大的电网资产就可以从事批发电能的业务，这使得一些公司有条件进入这一领域，从而间接创造了批发市场的参与者，形成电能批发市场。
前两个阶段的分离一般是发电和输电分别分离，这两个环节在一体化的电力行业中虽在一个系统之中，但相对于其他环节较为独立，在这样的基础上，也有些国家和地区是把这两部分共同分离出来。最后一个市场的形成是零售市场的形成，这一市场将在第四阶段形成。
传统一体化系统中的供电公司将成为这一阶段改革的主体，原来同是属于供电公司业务的配电和销售将分离成为独立的公司，并专著自身的配电和售电业务，从事零售业务门槛的降低将引来许多新的电能零售业务的参与者，从而打破零售环节的区域性垄断的局面，形成零售环节的自由竞争。在这一时期，有些发电公司也有可能获准进入零售市场参与竞争，从而在不影响竞争的情况下获得垂直整合的效益。
在亚洲， 越南和香港仍是一体化的运营模式--即电力公司继续包含发电、输电和配电，但是香港正探讨实施电力批发市场开放的可能性。菲律宾、南韩、泰国、日本和马来西亚有些已经展开改革，部分业务已经剥离，正在考虑进行进一步改革。
新加坡计划在2003年开放零售市场。南韩和日本正计划在未来是十年中展开零售市场方面的竞争。我国已在今年出台了电力行业改革的计划，并开始着手组建发电公司和电网公司，通过这种方式实现对国家电力公司的第一步拆分。
整个过程的核心是打破一体化的垄断机制，将原来供应链上有一家公司垄断的各个环节分解，由多个公司进行经营，形成整个市场的上下游企业，降低各个环节市场的进入门槛，吸引市场参与者参与各环节市场竞争，通过市场这个无形之手调节价格，使利润分配更为合理，最终达到提高整个行业运行效率的目的。
电力行业改革将原有的企业内部的供应链体系进行了分割，使内部的供应链外部化，原来电力企业内部部门与部门之间的关系转变为企业与企业之间上下游企业关系，成为一种较为松散的联盟关系。企业与企业之间，供应链与供应链之间的竞争将逐步展开，更多的新的参与者将加入到这一行业中来，各企业的专业化程度将更高，同时由于企业对运营成本方面的考虑，一些新的业务会出现。整个行业供应链上的企业将更加专注于自身的核心业务，注重提高自身效率，更为专业化。
第三节 电力体制改革对电力行业的影响与风险
根据《电力体制改革方案》，“十五”期间，电力体制改革的主要任务是：实施厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制；制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。
我国电力体制改革的基本内容是"厂网分离，竞价上网"。改革方案核心部分有三方面：即“纵横双向彻底拆分国家电力总公司、重组国有发电企业和确立新的电价形成机制”。目前，改革主体框架已初步建立，国家电力监管委员会、国家和南方二大电网公司、五大发电集团和四大辅业集团均已挂牌成立。
由于此次电力改革涉及面较广，而且具体实施细则尚存在较大的不确定性，所以不能很准确地评估此次改革的短期影响。但从中长期看，首先，电力体制改革方案出台将引发行业大重组。其次，竞价上网将使原有的电价形成机制发生变化。电价的统一趋势必然导致发电企业盈利水平出现较大分化。最后，电力体制改革在发电环节引入竞争机制，将可能降低上网电价和抑制近十几年来电价不断上升的趋势。
一、对火电的影响
从发展趋势上来讲，电力体制改革对不同类型的火电企业的影响有很大差异：
第一，大的发电集团将获得更好的发展空间。由于以前国家电力总公司在电力市场中处于垄断地位，国电系统之外的北京大唐、华能国际、山东国电、中电投资等非国电系统的企业在发电市场中的竞争中一直处于不利地位。而电力体制资产大重组后，这些企业面临着很到的发展机遇机遇：国电电力总公司的拆分，使电力市场上的垄断被打破，厂网分离使市场竞争更加公平，自身发电资产质量较高又使其在竞价上网中处于优势，这些公司将获得更大的发展空间。另外，以它们为基础，组建国务院授权经营的电力公司，并且获得了原来国电总公司所属的众多发电资产，这些企业的发电规模大大扩大，企业在市场竞争中的地位将进一步提高。从中不难看出，新成立的这些发电集团将在市场竞争中获得非常好的发展空间。
第二，地方火电企业的分化将日益加剧。电力体制改革后，对于数量众多的地方火电企业来说，影响较为复杂。从有利方面来讲，电力市场新体制的逐步形成，地方火电企业将作为平等电力市场竞争主体参与电力市场竞争，不会再像垄断体制情况下，受到不公正的待遇，完全凭公司的实力参与竞争。市场竞争更加有序、透明，特权保护减弱，大环境的改善会使一些资产质量较高，规模较大的地方火电企业业面临着更好的发展机会，可以获得更大的市场份额。而从不利方面来说，相对于国家授权经营的电力公司，这些公司的技术实力和人才积累、市场开拓能力都处于弱势。另外，投资区域也比较狭窄，大多离不开地方政府的优惠政策或者补贴，抵抗竞争风险的能力不强。
由于不少地方火电企业装机容量规模普遍较小，资产质量不高，随着电力竞争的全面展开，经营风险将加大。尤其是一些规模小、经营效益较差的小火电企业，火电行业今后激烈的市场竞争将使它们面临着艰难的选择：或者被大的发电集团收购，或者因效益差而退出竞争。
第三，外资火电企业面临着良好的发展机遇，外资电力公司的实力不容忽视。我国电力市场对外开放较早，但由于一直对外资参股比例有一定限制。目前全国大中型中外合资电厂39个，总容量2700万千瓦，占全部装机容量的8.46%，外商投资23亿美元。加入WTO后，外资进军我国电力市场的步伐会明显加快。国电总公司的拆分，垄断机制的打破，无疑也会给这些外资电力公司带来发展机遇。目前，国内不少的火电企业都有外资成分。因此，电力体制改革之后，除了国内火电企业之间的重组和收购兼并外，外资收购国内火电企业的可能性也将大大增加。
二、对水电的影响
首先，实现"厂网分开、竞价上网"和全国联网后，水电表现出明显的低成本竞争优势，水电投资规模和发电量和在电力结构中的比重将会不断提高。在水电与火电单位千瓦造价方面相比较，水电大约为7000-10000元，30-60万千瓦国产机组的火电为5400-6300元，进口66万千瓦机组为7200-8200元，水电比火电高约40%。尽管水电的建设成本高于火电，但国内水电企业的运行成本确远低于火电企业，当前，水电平均运营成本为0.04－0.09元／千瓦时，而火电则高达0.19元／千瓦时左右，并且随着煤炭价格的上涨，火电厂的发电成本还将上升。由于核能、风能在我国尚属新技术，对外国技术依赖性很大，成本都比较高。所以，在发电公司实行竞价上网时，水电公司的优势最为明显。
其次，"直供"将使低成本的水电公司掌握部分终端客户。新的电力体制下，将允许发电公司向单独的大客户进行直供，供电价格由双方根据市场供求情况进行协商。这对低成本的水电公司是一个巨大的机遇，不仅有利于提高电力销售量，以及通过减少供电环节提高售电价格，而且通过直接掌握一部分终端消费者，减少未来对电网公司的依赖，使水电公司的电量销售更有保障。
最后，过去由于各区域电网没有实现联网，电力市场自由竞争无法实现，而水电公司多数地处经济不发达的西部地区，当地用电增长潜力小，因此低价竞争的优势得不到体现。电力体制改革后，随着全国联网和"西电东输"项目的建成，西部地区水电低成本的竞争优势将真正得到体现，东西部发电商经营条件和回报的地区差异性也将逐步消除，从而会促进水电的发展。
三、对电网建设运营的影响
在电网方面，由于全国联网工程是形成"竞价上网"的基础，国家将加快推动全国联网和"西电东送"过程中，形成了内蒙古西部电力送京津唐电网、内蒙古东北部电力送东北电网、华中电网的水电送华东电网、西南水电送广东等联网工程。而华中-华北联网工程、西北与华中联网工程；山东-华北联网工程等重点工程都还将进一步完成。
成立国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表，按国有独资形式设置，在国家计划中实行单列。由国家电网公司负责组建华北（含山东）、东北（含内蒙古东部）、西北、华东（含福建）和华中（含重庆、四川）5个区域电网有限责任公司或股份有限公司。西藏电力企业由国家电网公司代管。南方电网公司由广东、海南和原国家电力公司在云南、贵州、广西的电网资产组成，按各方面拥有的电网净资产比例，由控股方负责组建南方电网公司。
四、需防范的改革风险
第一个风险就是发展的风险，电力体制的改革所处的产业基础跟发达国家相比有很大的区别。发达国家都是电力供给比较充裕的情况下提出的电力体制改革，比如说英国的电力体制改革，改革之初的富裕容量达到20％─30％。我们国家刚刚告别电力短缺，总体上才达到一个供需平衡的状态，特别是近两年，由于经济的高速发展，电力供应能力出现滞后，一些沿海经济技术发达地区出现了局部的电力短缺。改革之后，存在发展的问题。过去的改革实际上创造了一个很强的投资激励机制，市场化改革之后，这种发展的机制跟过去相比机制的激励是减弱了。不管在市场准入方面还是在项目管理方面如果不做大的政策调整，那么这种改革发展的风险是比较大的。如果在市场准入上放松一点，把全社会办电的激情调动起来，尤其是投资（各种企业包括各种煤炭企业有很强的投资发电能力）积极性调动起来，那么发展的风险可以得到相当程度的规避。
第二个风险是价格风险。电价是电力体制改革的难点之一，难点表现在两方面：一是电价形成机制的问题，二是电价结构不合理的问题。在电价结构当中绝大部分的构成是发电厂决定的，输送电环节的网电价格现在还是偏低。厂和网分开之后就存在发电企业和电网企业持续发展的问题。要有投资的能力，必须把扭曲的价格结构调回到合理的结构状态，也就是提高输配电环节的价格。那么在保证终端销售电价不增长的前提下，提高输配电价惟一的办法就是把上网过高的电价压下来，发电市场是竞争中的市场。价格的形成是由市场的供求关系决定的，政府没有调节市场的手段和工具，上网电价如何压下来是一个很大的难题。价格的不合理是价格有可能上涨等风险所在。从电价的走势来看，有调节的空间，但是需要形成一个良性的调节机制。
第三个风险就是厂网协调运转的风险。在过去厂、网一体的统一结构中，厂和网的协调是在公司内部完成，当厂和网成为两个独立的主体之后，怎么协调是一个风险问题。例如某一个投资者在某一个地方建立一个厂，那么电网的建设能不能随之跟上，愿不愿意跟上，这就是厂和网之间的协调。如要规避这个风险，就是电源与电网规划的协调，就要提高监制机构的权威性，使其有能力去协调这种矛盾。
第四个风险是环境风险。电力引入竞争之后各个电力公司想方设法降低成本，可能会为追求短期的利益而忽视环保问题，如果政府没有一个强的、合理的机制来约束，发电企业肯定会忽视环境问题，而导致环境的恶化。
第四节 我国电价改革分析及发展趋势预测
一、我国将全面推进电价改革
“十一五”时期，我国将稳步推进各项电价改革，逐步理顺电价机制。国务院办公厅转发电力体制改革工作小组《关于“十一五”深化电力体制改革实施意见》提出上述任务。
意见指出，我国将结合区域电力市场建设，尽快建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制，初步建立有利于促进电网健康发展的输、配电价格机制，销售电价要反映资源状况和电力供求关系并逐步与上网电价实现联动。
此外，还要实行有利于节能、环保的电价政策，全面实施激励清洁能源发展的电价机制，大力推行需求侧电价管理制度，研究制定发电排放的环保折价标准。在实现发电企业竞价上网前，继续实行煤电价格联动。
“十一五”期间，我国深化电力体制改革的主要任务还有，抓紧处理厂网分开遗留问题，逐步推进电网企业主辅分离改革；加快电力市场建设，优化调度方式，着力构建符合国情、开放有序的电力市场体系；继续深化电力企业改革，培育合格的市场主体；研究制定输配分开方案，稳步开展试点；稳步推进农村电力体制改革，促进农村电力发展；做好电力法律法规修订相关工作，加快电力法制建设；进一步转变政府职能，完善核准制度，健全监管体制。
“十五”期间，我国电力体制改革取得重大进展，但是改革任务尚未全部完成，又出现了一些新情况和新问题。“十一五”期间，要抓住电力供需矛盾缓解的有利时机，把电力体制改革继续推向深入，促进电力工业持续健康发展。
二、电力价格主导是谁
随着煤炭价格的大幅上扬，第三次煤电联动的启动只是时间问题。根据联动规则，本轮煤炭价格上涨幅度超过8%，电价将进行相应上调，而一旦电价上涨，将直接刺激紧盯着电价的煤炭企业，同时其他行业如冶金、钢铁等也会跟进、加价，有可能加大通货膨胀的压力，也难以完全回避发生全社会围绕煤炭竞价的局面。电力这个对社会经济发展影响极大、在结构上又十分复杂的基础设施产业的定价问题，具有经济、社会、政治等诸多方面的特性，当前，煤电联动这种以价格治电的方式因其自身的局限性，又一次招来无数关注的目光。
行政性垄断何时“解套”
从经济学的角度来看，价格是市场的度量计，主要用于测量人们的经济行为及其意愿、成本和代价，并且反映资源的稀缺性。我国当前正处于初步工业化向现代化过渡时期，价格形成机制随着电力体制改革的深入，一直处于发展和完善状态中。
溯源而上，我国电力价格形成机制的改革大体上经历了三个阶段：第一阶段（1952—1978年），全国统一电价制度，在很大程度上缓解了当时电力严重短缺的状况；第二阶段（1979—1984年），调整电价制度，由于当时煤炭和运输价格上调，导致电力企业资金利润水平急剧下降，为了解决这个问题，国家对电价采取了局部调整措施，以改善电力企业效益水平；第三阶段（1985年至今），多种电价制度，多种电价主要体现为电价的定价方法是以个别成本为基础的成本加成法。随着市场经济体制改革的逐步深入，从1985年实施至今的多种电价制度带来的滞后性问题越来越突出，如售电价未能反映对不同用户供电的成本差异、分时电价的制定过于简单、两部制电价的扭曲、电力管制价格中经营性因素和政策性因素模糊不清等问题。为了解决这些滞后问题，在2002年国务院颁布《电力体制改革方案》（五号文件）1年之后，出台《电价改革方案》。但是在此过程中，由于电力供应出现紧张局面，电价改革在巨大风险的压力下暂缓执行。2005年4月5日，国家发改委出台《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。按照规定，容量电价由政府来确定，电量电价由市场竞争形成。这样的价格形成机制仍然带有传统行政色彩。
电力行业一直备受公众垄断指责，但应当看到，在电力自然垄断属性的表象背后，是政府部门审批电价的行政性垄断。2002年开始的电力体制改革只实现了对国家电力公司的拆分，但最根本、最需要打破的对电价审批的行政垄断不仅未触及，而且有进一步加强的趋势。三年来，用行政代替市场的手段事实上越来越多。不放弃对电价的行政审批，市场无法通过有效的价格信号约束企业的行为——电力企业将难以收获降低成本的动力。
降低成本压力关键在"节流"
对于电力企业来说，进一步加快结构调整，实现规模化、集约化、效益化经营，在电力供需平衡的良好外部环境下需开足马力，加速前进。
由于技术进步，我国发电装机容量的平均造价从2002年以前的5000元／千瓦下降到了4000元／千瓦，平均下降1000元。但是，投资成本的下降带来的是电价的不降反升。尽管电价持续上涨，可目前我国电力企业的平均盈利水平仅为3.5%，低于全国工业企业的平均盈利水平5.5%，更低于国外电力企业的平均盈利水平8%-10%。据测算，电力企业要达到工业企业5.5%的平均盈利，目前每度约0.5元的平均电价还要上涨0.06-0.07元，如果要达到国外同行业的水平，电价需要上涨0.1元钱，电力企业才能获得合理的赢利空间。这样的现状显然不容乐观。完全靠涨价获得利润是不现实的，电力企业只能自己深挖潜、多降耗、增效益，通过多种渠道提高自身竞争力获得市场席位。
运用经济原理主导电力价格
电力的生产流程由发电、输电、配电、售电四个环节组成，其中，发电厂卖给电网的电价称为上网电价，最终用户购买到的电力价格则为销售电价。销售电价体系主要包括分时差价、季节差价、供电电压差价、容量差价等，这是由成本形成的电价体系，以供电电压、供电时间及最大需量为主要因素，同时兼顾对需求侧的管理及社会福利。
以最受广大用户端关注的居民电价为例，相关人士提出了一种解决办法——“基荷电价”，即居民电价在基本生活必需的量度内实行低价，低于成本价或平均价，但超出必需量度的部分则实行高价，高于平均价。（我国浙江省2004年8月1日实行的阶梯式累进电价与此做法相同）这样既可保证电力企业的经济效益，又可增进社会福利。从技术和经济核算的角度看，由于居民用电是低压受电，处于输配电网的最末端，需经过的配、变电环节最多，路径最长，用电规模最为分散，负荷变化大，负荷率低，应分摊的基本成本、电度成本和用户成本均高于其他高压用户，因而其电价应高于其他类别才合理。目前，国际上分类电价一般都是按居民电价相当于或高于工业、商业及其他电价安排的，工业电价一般为居民电价的一半左右。如美国电价平均为7.38美分／千瓦时，其中居民电价为8.74美分／千瓦时，工业用电为4.98美分／千瓦时。目前，我国电力工业发展的一个"瓶颈"问题是工业电价较高，而居民生活用电价格偏低，特别是随着国内工业企业的科学技术水平不断发展，人民生活水平的不断提高，工业用电比重逐步下降，居民生活用电则以较大比例逐年上升，如果再继续执行单一的福利性居民电价，已难以满足全社会各阶层不同生活水平居民的用电需求，难以保证我国电力工业的持续稳定。
三、推进电价改革完善电价政策
1、 关于电价改革
（1）改革的特点和目标
4月6日，国务院办公厅《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》（以下简称《实施意见》）下发。其中明确提出了“十一五”电价改革的任务:继续深化电价改革，逐步理顺电价机制。要按照《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发[2003]62号）及相关规定，稳步推进各项电价改革。要结合区域电力市场建设，尽快建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制，初步建立有利于促进电网健康发展的输、配电价格机制，销售电价要反映资源状况和电力供求关系并逐步与上网电价实现联动。要实行有利于节能、环保的电价政策，全面实施激励清洁能源发展的电价机制，大力推行需求侧电价管理制度，研究制定发电排放的环保折价标准。在实现发电企业竞价上网前，继续实行煤电价格联动。此外，要逐步健全电力市场监管体系，依法实施有效监管。
至此，“十一五”电价改革的“路线图”有了较为明确的指向。虽然从总体上看，“十一五”电价改革并不如人想象的那样“突飞猛进”， 感觉是稳妥有余，张力不够，与大众的预期有一定的差距。但可以想象的是，电价改革作为一项影响到全行业，乃至上下游利益格局的改革，每走一步都必须小心翼翼，否则，差之毫厘，就有可能与改革的初衷失之千里。而且如果我们认真研读的话，就不难发现，《实施意见》对于“十一五”电价改革，既部署了重要的工作任务，也传递了明确的价格政策信号。
“十一五”电价改革具有明显的延续性特点，即电价改革的方向、原则、主要内容都是既定的，“十五”期间也已经做了大量工作，“十一五”的任务就是要在此基础上，进一步推进、落实、做好，既不是另起炉灶，也不必另辟蹊径。改革的目标是要逐步形成与市场经济相适应的电价机制。但是我们也要看到，电价改革是一项复杂的系统工程，涉及到各种主体的直接利益，改革的难度和阻力不可小视，不可能一蹴而就。对此我们要有清醒的认识。但改革的方向是明确的，改革的决心不能动摇，只是在推进改革时，既要积极，又要稳妥。
（2）改革的重点工作
针对“十一五”明确的电力体制改革和电价改革任务，输配电价改革和销售电价与上网电价联动将是“十一五”电价改革的重头戏。
作为上网电价和销售电价“翘翘板”两端的中间支点，输配电价改将对电力行业利益格局产生重大影响。独立输配电价机制的确立及价格水平的确定，既是电网企业赖以生存和发展的重要政策措施，也提供了重要的市场位置信号，是发挥市场配置资源作用的关键，同时监管的对象和基础也更为清晰，有助于形成有效监管。
输配电价改革的路径可描绘成三个步骤：首先是要尽快实施电网的主辅分离和主多分离改革，解决输配电主业、辅业和多经混业经营问题，清晰资产和成本，使得输配电成本真实可控;第二是要加快制定电网输配电价格成本监审办法，从成本项目的构成和归集， 成本的核定原则和方法， 成本的审核权限和程序等规范输配电价格成本行为，严格控制输配电计价成本，尤其是工资、奖金、福利等人力成本要重点控制;第三是在上述基础上确定合理的输配电价（近期为支持电网发展，应采取成本加成方法核定电价），使电网的运营和发展在机制上得到保障，同时要对电网的经营实施严格监管，纠正和制止电网谋求不合理利益的行为。
此外，制定合理的输配电价是推进大用户直供的关键所在。但大用户直供的输配电价只是正常输配电价的一种特殊形式，合理的输配电价机制确立及价格水平确定了，大用户直供的输配电价乃至大用户直供问题也就迎刃而解。
销售电价要反映资源状况和电力供求关系并逐步与上网电价实现联动，这是《实施意见》提出的明确要求。从目前的情况看，尽管厂网已经分开，部分区域电力市场陆续启动，但是，由于输配电价尚未独立定价，销售电价反映资源需缺程度和电力供求并与上网电价实行联动的机制还未建立起来，所以，市场配置资源的作用还远未发挥，从这个意义上说，电价改革可谓任重道远。
在电力市场化改革未到位的情况下，煤电价格联动也不失为一种临时解决煤电矛盾的有效办法，可以说是一种权宜之计。但从本质上讲，煤电联动仍是一种政府行为，或者说是计划行为，实施起来管理成本还比较高，还需要不断改进和完善。
而上网电价与销售电价联动则是反映供求关系的市场行为，是改革的方向和目标，也是电力市场正常运行的关键所在，应加大改革力度，积极创造条件朝此方向努力。但前提是只有在较正扭曲的价格的基础上实现市场联动，才能反映资源的稀缺程度和污染治理成本水平，才能真正发挥电价的杠杆调节作用。
此外，“十一五”期间，推进电力市场建设，加快竞价上网步伐，建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制;逐步实施有偿提供辅助服务的机制，研究制定辅助服务收费标准;推进销售电价分类改革，优化电价结构，减少交叉补贴;实行输配环节财务分开独立核算试点，为输配电价分开打下基础等也都是重要的改革任务。
2、关于电价政策
（1）政策取向和特点
如果说“十一五”电价改革没有大的起伏的话，但“十一五”的电价政策取向则是非常明确：就是要紧紧围绕节能、环保做文章，有利于节能环保，推动经济结构调整、经济增长方式转变，促进电力工业健康协调发展。电价政策的特点是:杠杆调节作用更为明显，宏观调控色彩更加突出，反映资源稀缺程度和市场供求状况的要求更高。《实施意见》中明确，实行有利于节能、环保的电价政策，全面实施激励清洁能源发展的电价机制，大力推行需求侧电价管理制度，研究制定发电排放的环保折价标准。国家之所以实施或强化节能环保的电价政策，最主要的原因在于我国经济发展面临严峻的资源和环境约束，一些高耗能高污染产业过快增长，经济增长的资源和环境成本过高，代价太大。不加快调整结构、转变增长方式，资源很难支撑，环境会日趋恶化，发展难以为继。必须下大力气、采取强有力的措施加以解决，这也是构建社会主义和谐社会、实现经济又好又快发展的必然要求。要解决这些问题，必须是行政手段、经济措施、市场力量多管齐下进行调控，而电价政策在促进节能环保、推动经济结构调整等方面具有不可替代的作用，可以说是最直接、最灵敏、最有效的一种手段。因此实行或强化节能环保的电价政策，实施激励清洁能源发展的电价机制，似乎令人意外，实属情理之中。其实，在《实施意见》尚未出台前，一系列有关节能、环保的政策已经将电价调节作为促进电力工业健康协调发展的手段之一，而《实施意见》的进一步明确，扩大了电价改革和电价政策的操作空间，使其有了更加实在的着力点。
（2）主要电价政策
1）差别电价政策。2004年，国家出台了对部分高耗能行业实行差别电价的政策，最近几年又一直在调整完善。尽管差别电价政策取得了初步成效，抑制了高耗能产业盲目发展的势头，一定程度上促进了产业结构的调整和技术升级。但是，不可否认的是，由于受认识不统一、责任不明确、政策不配套、监管不到位以及电力供应好转等因素的影响，差别电价政策执行得并不理想。在一些地区，政府荫护高耗能企业，对其实行电价优惠已经是较为普遍的现象。另外，部分高耗能产品市场需求旺盛在一定程度上抵消了差别电价政策效果，同时，大量自备电厂建设为高耗能建立了免受差别电价惩罚的“特区”。这些问题都是“十一五”电价政策需要进一步改进和完善的主要内容。最近，国家发改委、国家电监会联合发出通知，要求各地限期落实差别电价政策，停止执行优惠电价就充分表面了这一点。
2）脱硫电价政策。2004年，国家针对燃煤发电机组排污问题，出台了脱硫电价政策，一是将安装脱硫设备的新投产燃煤机组标杆电价较未安装脱硫设备的每千瓦时提高1.5分钱；二是在部分有条件地区，对已进行脱硫改造的燃煤发电机组上网电价提高1.5分钱。应该说，脱硫电价政策对于提高发电企业安装脱硫设备的积极性，减少煤炭燃烧后排放的二氧化硫起到了明显的作用。但在脱硫电价政策执行过程中，由于全国大部分省份储有煤炭资源含硫量千差万别，脱硫成本存在差异，目前用一个电价水平来补偿脱硫成本不尽合理，对参与主体也不公平。“十一五”期间，要进一步完善脱硫电价政策，逐步实施根据燃煤机组脱硫改造的实际投资和运行成本核定脱硫电价，将环境保护成本完整计入电价，实现环境保护的“外部成本内部化”。同时，要加强监管，确保安装脱硫设施的正常运行，按标准排放。没有正常运行的，要扣减脱硫电价。
3）降低小火电机组上网电价政策。具体规定为，2004年以前投产的小火电机组，价差在0.05元／千瓦时以内的，分两年降低到标杆电价；价差为0.05元至0.1元／千瓦时的，分三年降低到位；价差在0.1元／千瓦时以上的，分四年降低到位。并不得实行价外补贴。目的在于发挥电价的调节作用，逐步淘汰效率低下、污染严重的小火电，促进“上大压小”，促进小火电关停，鼓励投资建设大容量、低消耗的发电机组。实现电力资源的优化配置。
4）促进可再生能源发展的电价政策。“十一五”期间将根据可再生能源法的规定，实施《可再生能源发电价格和费用分摊管理办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，制定并颁布风电、生物质能等可再生能源发电上网电价和接网费用标准，对可再生能源发电企业上网电价高于常规发电企平均上网电价的部分以及可再生能源发电项目的接网费用，通过电价附加形式在全国范围内的销售电价中分摊，从电价政策上促进可再生能源发展。2006年国家在煤电价格联动时，已在电价中附加了一厘钱用于可再生能源发展，今年已经正式启动附加收入的调配工作。
5）峰谷分时电价和丰枯电价政策。2003年全国大范围缺电以后，很多省市加强了需求侧管理，推出了峰谷电价和丰枯电价政策制度。据统计，2004年，国家电网公司系统销售侧执行峰谷分时电价电量达到7003亿千瓦时，占总售电量的53%，执行丰枯电价电量达到596亿千瓦时，占总售电量的4.5%，上网侧执行峰谷分时电价电量达到1817亿千瓦时，占总售电量的13%。峰谷分时电价政策的实施，对于削峰填谷、调节需求，提高负荷率，调整用电结构以及减少弃水，减少资源浪费，提高水能利用效率等发挥了重要作用。但也存在政策制定及操作机制不够健全，执行力度不够，措施需要细化等问题。针对这些问题，“十一五”期间，需要对现有的峰谷分时电价和丰枯电价制度进行补充和完善，加大推行力度。
3、关于电价监管
（1） 找准定位，突出重点。
电价监管是电力监管机构的重要工作，国家也赋予了我们一定的职责。如何根据年初电监会电力监管工作会议精神以及尤权主席讲话的要求，认真贯彻落实《实施意见》，在现有工作基础上，加大电价监管力度，使电价监管工作不断地上台阶、上水平，是我们必须要思考的一个重要问题。在新的条件和形势下，做好电价监管工作，必须要把握和处理好以下几个问题。
一是要理清思路，突出重点。理清思路就是要正确认识当前电力改革、发展和电力监管工作的形势，分析当前开展电价监管工作的有利条件和面临的困难，本着思想要活跃，思维要开阔，但头脑要清醒，思路要清晰的原则来梳理我们的工作思路，确定工作目标和重点。突出重点就是要在众多的想做和可以做的工作中抓住重点，不求面面俱到。要抓住当前电力改革和发展中急需解决的问题，选择一、两件重点工作，集中力量、全力以赴地做好，抓出实效，造出声势，树立权威。切忌“眉毛胡子一把抓”，什么都想做，什么都做不成、做不好。
二是要找准定位，主次得当。电力监管要依法监管，我们的工作如何开展，与我们工作定位不无关系。我认为找准定位就是要根据法律、法规和国务院赋予我们的职权，以及面临的主客观条件，依法进行电价监管，即不缺位，也不错位、越位。主次得当就是工作要根据职责分工和权限，属于我们为主或牵头做的工作，我们要当仁不让，负起责任，切实履行职责，全力做好；属于与别的部门共同管理的工作，我们要积极主动，发挥应用的作用，赢得我们的地位；属于配合、参与的工作，我们要积极参与，但不争、不抢，提出意见。
三是要扎实工作，有为有位。要加强学习和研究，提高业务水平，提高综合素质，提高监管能力。同时要切实履行法律、法规和国务院已经赋予我们的电价监管职责，要加大电价监督检查力度，敢于碰硬，不怕得罪人，对于查实的违法违规案件，要严肃果断处理，典型案件要通过各种媒体公开曝光。要通过我们扎实而有效的工作来增加我们的发言权，扩大我们的影响力，树立和提高我们的权威，赢得声誉，“有为有位”。
（2）主要工作
一是加快电价监管的规章和规范性文件的出台，促进电价监管法制化、规范化。根据《电力监管条例》的有关规定和中编办《关于明确发展改革委与电监会有关职责分工的通知》中规定的职责以及《实施意见》，我们要抓紧研究制定并陆续出台一批电价监管的规章和规范性文件，包括《跨区域输电价审核办法》《输配电价格成本审核办法》（与发展改革委共同制定）、《电力辅助服务收费管理办法》和《电价监督检查管理办法》等。以加大电价监管力度，规范电价行为，维护电力市场秩序，保护市场主体的合法权益，使电价监管做到有法可依，依法监管，促进电价监管法制化、规范化。
二是加强对垄断的输配电环节成本和价格的监管。按照电力体制和电价改革的方向，竞争性的发电、售电价格将逐步由市场竞争形成，垄断性的输、配电价格由政府制定。输配电环节将是今后国家管制的重点。按照国务院办公厅[2003]7号赋予国家电监会“拟定输电和供电企业成本规则”的职能和中编办〖2005〗13号文件有关规定，我们将与国家发展改革委共同研究制定《输配电价格成本审核办法》，对电网企业的输配电成本进行规范和控制，加强对输配电成本的监管。在这项工作中，我们要积极主动，加强研究，提出意见和建议，赢得我们在输配电成本和价格监管工作中的地位，发挥我们应用的作用。
三是加强跨区跨省价格的监管。根据中编办〖2005〗13号文件已明确的意见，跨省（区）电力价格由电监会负责监控，并根据交易情况提出价格调整意见，其中跨区输配电价由我会为主进行审核。根据此规定，针对跨区跨省价格存在的问题，我们要加强对跨区跨省送电、输电和售电价格的研究和监管，提出调控意见，对跨区输配电价，拟尽快了解情况，出台审核办法，加快跨区输配电价的审核工作。同时对原有价格要合理调整，该上调的就上调，该下调的就下调。要进一步规范跨区跨省交易的价格行为，协调解决存在的问题，促进跨区跨省电量交易，促进资源在更大范围内的优化配置。四是结合电力市场建设，对电价改革和电价调整提出建议，促进合理电价机制形成。电价改革与电力市场建设相辅相成，相互依托，一定程度而言，电价改革影响着电力体制改革和电力市场建设的进程和成败。因此，客观上要求有关部门加强合作和配合，共同推进电力市场建设和电价改革。电力监管机构要密切配合价格主管部门，加快电价改革步伐，促进合理电价机制形成。在推进电价改革中，要以国家电价改革方案确定的原则为依据，以市场化改革为取向，以区域电力市场为平台，同步推进上网电价、输配电价和销售电价改革，建立销售电价与上网电价的联动机制，加大销售电价结构性调整。要建立合理、规范、透明的电价监管制度，形成政府宏观调控和监管机构依法监管相结合的电价管理体制。同时要针对电力企业成本变化的影响以及市场供求的变化情况，对电价调整提出建议，以缓解电力企业经营困难，促进电力行业发展。
五是加强电价监督检查，促进电价行为的进一步规范。电价监督检查是电价监管的重要内容，也是电价改革和电价政策得以实施的保障，还是维护正常电价秩序的重要手段。任何一项改革和政策措施，如果不加强检查，不抓落实，再完善的方案也是一纸空文，再明确的目标也难以实现，再好的政策也难以发挥作用。按照中编办文件规定，电力监管机构行使着主要的电价监督检查职能，做好电价监督检查是电监会的一项重要工作。近期要结合电价改革和一系列电价政策的出台实施，强化监督检查，确保执行到位。要通过检查，纠正并查处违法违规行为，维护市场主体和群众的合法利益，同时提出完善电价政策的建议。对典型违法案件，要公开曝光，震慑违法行为。同时要研究制定规范性的制度、办法，使电价监督检查制度化、规范化。
六是加强对电价信息披露的监管。信息作为一种独特的资源在经济发展和市场交易中越来越显示出其重要的作用。由于在电力市场交易中，存在信息不对称的现象，市场交易难以公平、公正，同时会造成市场价格信号失真。为规范电力市场秩序，根据《电力监管条例》的有关规定，我们将加强对价格及相关信息资料的统计分析并定期向社会披露，逐步解决监管部门与电力企业，发电企业与电网企业信息不对称问题，增加社会公众对电价信息的知情权，增加电价等信息的公开、透明、对称，维护市场主体的合法权益。
免责申明：本文仅为中经纵横市场研究观点，不代表其他任何投资依据或执行标准等相关行为。如有其他问题，敬请来电垂询：4008099707。特此说明。
