電價改革方案范文
時間：2023-05-06 18:22:56
導語：如何才能寫好一篇電價改革方案，這就需要搜集整理更多的資料和文獻，歡迎閱讀由公務員之家整理的十篇范文，供你借鑒。
篇1
一百個平方水電安裝費大概多少錢
1、電路改造
(1)混凝土墻開鑿線槽的單價大概為：30元/米。
(2)磚墻開鑿線槽的單價大概為：25元/米。
(3)輕體墻開鑿線槽的單價大概為：22元/米。
材料及工藝：1、普通PVC線管布線，不含面板(不足1米按1米計算);2、布線2.5平方塑銅線，空調4平方塑銅線;3、如不許埋管，可采用護套線。
2、水路改造
(1)開槽鍍鋅管的單價大概為：35元/米。
(2)不開槽鍍鋅管的單價大概為：30元/米。
(3)混凝土墻開鑿線槽開槽PPR管的單價大概為：30元/米。
(4)磚墻開鑿線槽的單價大概為：25元/米。
(5)所有PPR管線如果出現與其它管線發生搭接時，過橋每支5元。
注：以上價格均來源于網絡，僅供參考!
一百個平方水電安裝費大概多少錢
總的說水電安裝價格，實在是太虛了，像裝修小白還是希望有個具體的水電安裝改造的報價表。于是100平水電安裝報價表新鮮出爐，總價在12000元左右。而控制面板和開關的費用大概在1000元以內。
篇2
論文摘要:電力工業解除管制進行市場化改革是大勢所趨，在我國已經開展了很多年，取得了大量的經驗和成就。由于電力工業的重要性和特殊性，保證電力系統高效、經濟、安全、可靠地實時有效運行，成為電力市場成功運營的目標。在電力市場改革突飛猛進的今天，理順電力需求側的市場化運營已成為電力市場健康發展的必然趨勢和必要保證。
1. 電力市場理論介紹
1.1 我國電力市場的形成
90年代以來，電力體制多元化的潮流遍及世界許多國家，目標是要從一體化轉為競爭化，徹底打破壟斷，實現商業化運營。一百多年以來，一直被認為是一體化的發電、輸電、配電、用電等電力工業環節，相繼被分離，公平競爭的機制逐步引入。我國自80年代以來從集資辦電開始，電力體制多元化的格局逐漸形成，獨立電廠大量涌現，競價發電、公平競爭的呼聲日益高漲。隨著我國改革的不斷深入，特別是中國加入WTO后逐步通國際慣例接軌，市場對外開放，電力市場全面開放的格局已經形成。2002年3月，國務院正式批準了《電力體制改革方案》。緊接著，國家計委公布電力體制改革方案內容。國家電力體制改革的總目標是，打破壟斷，引入競爭，提高效率，降低成本，健全電價機制，優化資源配置，促進電力發展，推進全國聯網，構建政府監管下的政企分開、公平競爭、開放有序、健康發展的電力市場體系
中國的電力體制改革
根據國務院公布的電力體制改革方案，電力體制改革將包括以下主要內容:一是實行“廠網分開”。即:將國家電力公司的電廠資產拆分、重組成四家全國性的、跨區域的大發電集團公司;將全國的電網拆分成南方電網公司和國家電網公司。此外還組建了區域電網公司，區域電網公司的主要職責是經營管理電網，保證供電安全，規劃區域電網發展，培育區域電力市場，管理電力調度交易中心，按市場規則進行電力調度。各區域內的現省級電力公司改組為區域電網公司的分公司或子公司，負責經營當地相應的輸配電業務。
隨著改革的深入全國的發電、輸電、配電、供電四個環節最終可能被全面拆分成四個獨立的運營機構，這是電力改革的必然方向。首先是實行"競價上網" 。在區域電網公司經營范圍內，設置一個或數個電力交易中心，在發電領域全面引入市場競爭機制，根據各地不同情況，建立相應的市場競爭規則和市場交易制度，最終實現誰的發電質量高，誰的環保條件好，誰的價格低，誰的上網電量就多;其次是建立科學的電價形成機制。將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。上網電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成，輸、配電價由政府確定定價原則，終端銷售電價以上述電價為基礎形成，建立與上網電價聯動機制。在具備條件的地區，發電企業可以通過協商方式向大用戶直接供電，并執行國家規定的輸配電價。
綜上所述，廠網分開、競價上網、建立科學合理的電價形成機制和建立一個國家級的電力監督委員會，構成了電力改革方案的四個核心內容。
2.電力需求側管理的概念、特點及其手段
2.1 電力需求側管理的概念
電力需求側管理(簡稱 DSM)是指電力行業采取行政、經濟手段和技術措施激勵電力用戶(需求側)采用各種有效的節能技術改變需求方式，在保證能源服務水平的情況下，降低能源消耗和用電負荷，實現減少新建電廠投資及一次能源對大氣環境的污染，從而取得明顯的經濟效益和社會效益。
2.2 電力需求側管理的特點
需求側管理與電力部門傳統的用電管理相比本質上不是一碼事，而是管理方式的一種演進和變革。1、需求側管理非常強調在提高用電效率的基礎上取得直接的經濟效益。需求側管理是一種運營活動，它既求效率，更追求效益。任何一種節電措施，都要給社會、電力公司和用戶帶來效益，使電力公司和用戶都有利可圖。2、需求側管理也非常強調建立電力公司和用戶之間的伙伴關系。改變過去用戶對電能使用無選擇余地的求助地位。3、需求側管理還非常強調基于用戶利益基礎上的能源服務。電力公司必須樹立能源服務觀點，不能不顧用戶承受能力和經濟利益強行限電等做法去減少用電需求。更多的是鼓勵采用科學的管理方法和先進的技術手段，促使用戶主動改變消費行為和用電方式。 轉貼于
2.3 需求側管理的常用手段
目前，電力需求側管理常用的有技術、財政、誘導、行政四種手段。
技術手段。指對具體終端用戶的用電特點和工藝，采用先進成熟的節電和管理技術，以及相適應的設備來提高終端用電效率或用電方式。
財政手段。指刺激和鼓勵用戶主動改變消費行為和用電方式，減少電量消耗和電力需求，是需求側管理在運營策略方面的重點。主要措施有:電價鼓勵、折讓鼓勵、免費安裝鼓勵、借貸優惠鼓勵、節電設備租賃鼓勵等。
誘導手段。為了消除用戶在認識、經濟、技術上的心理障礙，提高對DSM的響應能力，從而調到他們的積極性，必須使用誘導手段，這是DSM的先行措施。
行政手段。行政手段指政府及其職能部門，通過法律標準政策制度等來規范電力消費的市場行為，以政府特有的力量來推行節能、約束浪費、保護環境的一種管理活動。
3. 構建電力需求側管理指標體系的原則
電力需求側管理指標體系作為一個有機整體，不但應從各個不同的角度反映出被評價系統的主要特征變化，還要能體現出系統的發展潛力和趨勢。結合DSM的特點，本文認為建立DSM綜合評價指標體系的基本原則有:可比性、科學性、綜合性、簡明性、可操作性和系統性六個要求。從理論上講，我們希望設計一個理想的指標體系來描述DSM的狀況，但在實際中，我們能夠得到的數據資料卻極其有限，甚至收集不到對我們的研究起到關鍵作用的指標數值。如果有的指標極其重要，卻無數據來源，可以先保留在指標體系中，今后再搜集這方面的資料。但總的來說，我們還是應該在保證指標反映內容全面的基礎上盡量采用各類可供查閱的資料上能夠提供的指標。
4. 結論
本文在電力市場改革的基礎上，研究了電力需求側管理的相關理論和方法，具有一定的現實意義。在當今電力市場改革的大環境下，電力需求側管理已從原來的計劃用電、節約用電節到負荷管理制定了一整套較完善的措施，我們總結經驗的同時，應該在著重構建電力需求側管理長效機制方面進行積極的探索。
參考文獻
篇3
打破壟斷，引入競爭，已經成為當今中國經濟體制改革的一個主旋律。其經濟學的基礎，來源于福利經濟學家將完全競爭和壟斷兩種情況的比較，前者的消費者剩余和生產者剩余達到最大，后者存在福利損失三角形。然而，在反壟斷這個問題上，反對什么樣的壟斷，如何反壟斷，經濟學界內部至今也沒有達成一個共識。
拋開經濟學的純理論分析，且讓我盡可能的列出電網壟斷的危害，看看哪些是“拆分”可以解決的。
（一）電網的壟斷首先是因為“自然壟斷”這一特質造成，按照經濟學的定義，“自然壟斷”產生的基礎是單一企業生產所有產品的成本小于多個企業分別生產這些產品的成本之和。然而，自然壟斷附帶的這種規模經濟本身并不是我們要反對的，一味強調拆分電網會破壞這種規模經濟，拆分多個企業后反而可能會導致平均成本增高。
（二）壟斷的危害還在于為維護壟斷地位而阻礙技術進步，更進一步，將壟斷延伸到如發電裝備、電動車充電等其他相關領域，阻礙了相鄰市場的競爭和創新。對于這種行為的控制，國際上更多的是通過利益受損企業對壟斷企業發訟的形式，利益受損方有動機并且有預期的收益進行此種行為。訴訟的裁判，也需要結合商業和技術兩方面因素來考慮。
（三）當然，還有人指出，壟斷企業由于地位超然，管理運營上可能會存在效率低下，但運營效率的下降不是壟斷的必然結果，企業都會因為規模擴大而效率降低，也會因為風險控制而效率降低，如何兼顧規模、風險、效率，是一個管理學的研究范疇。拆分引入競爭可能會增加效率，但會喪失規模效應，增加風險控制難度，綜合權衡損益，可能只有拆完了實踐很長時間才能有結論。
（四）壟斷危害的核心在于：制定壟斷價格，牟取壟斷利潤，從而造成經濟學所謂的“生產者剩余和消費者剩余的福利損失”。目前我國的電價是政府主導的行政定價，拆分電網的改革方案，最大的初衷就是希望通過此種行為在發、輸、配的各個環節都能實現市場競爭定價。沿襲這種思路，就需要先在發、輸、配的各個環節都形成競爭主體，這就有了“拆分式”改革一說。然而，反觀我國目前發電領域已經形成了獨立的競爭個體，發電企業上網競價還是難以推行，搞過的試點效果并不好。政府對電價的控制不是松了而是比以往更加嚴苛了，原因有兩個，一個是產權問題：競價主體的產權在經濟學意義上是不明晰的。競價電廠都屬于國企，價格再低也能競買因為即使虧損也是虧國家不虧個人；另一個是風險問題：都是國家電廠，競爭一定會有應贏有輸，未競成的電廠怎么存續？國家不可能讓它們破產，否則一旦國家對電力需求量增大，有限的電量如何滿足？
所以，拆分并不必然導致電力競價，甚至可以講，拆分進而形成法人主體只是競價的一個表面形式，國網內部同樣可以通過設置利潤中心的形式實現拆分所要達到的目的，但是這些是遠遠不夠的。市場競爭定價被經濟學譽為最理想定價模式，然而市價的采用是奢侈的，因為產權的界定、風險的規避等等問題帶來的社會成本或交易費用不菲。改革開放之初，把拆成家庭承包責任制，微觀經濟主體是有動力的，那是因為吃大鍋飯來的福利損失，遠遠大于家庭承包后的交易費用，這是“干”和“不干”的區分，不算自明，如今的電網改革，拆分成本太大，再加上競價后被淘汰企業的破產成本以及競價所帶來的風險等眾多因素，拆分改革可能釋放的紅利很難推動各方微觀主體去行動。
篇4
第一條為建立健全合理的輸配電價機制，促進電網發展，提高電網經營企業效率，維護電網安全、穩定運行，根據國家有關法律、行政法規和《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》（國發〔*〕5號）、《國務院辦公廳關于印發電價改革方案的通知》（〔*〕62號），制定本辦法。
第二條本辦法所稱輸配電價是指電網經營企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格總稱。
第三條輸配電價由政府制定，實行統一政策，分級管理。
第四條電網輸電業務、配電業務應逐步在財務上實行獨立核算。
第五條輸配電價按“合理成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”的原則制定，以有利于引導電網投資、完善電網結構，促進區域電力市場的建立和發展，滿足國民經濟和社會發展的需要。
第六條本辦法適用于中華人民共和國境內依法批準注冊的電網經營企業。
第二章輸配電價體系
第七條輸配電價分為共用網絡輸配電服務價格、專項服務價格和輔助服務價格。
第八條共用網絡輸配電服務價格指電網經營企業為接入共用網絡的電力用戶提供輸配電和銷售服務的價格，簡稱共用網絡輸配電價。輸配分開后，應單獨制定輸電價格和配電價格。
第九條專項服務價格是指電網經營企業利用專用設施為特定用戶提供服務的價格，分為接入價、專用工程輸電價和聯網價三類。接入價指電網經營企業為發電廠提供接入系統服務的價格。
專用工程輸電價指電網經營企業利用專用工程提供電能輸送服務的價格。
聯網價指電網經營企業利用專用聯網工程為電網之間提供聯網服務的價格。
第十條輔助服務價格是指電力企業提供有償輔助服務的價格，辦法另行制定。
第三章輸配電價確定
第十一條電價改革初期，共用網絡輸配電價由電網平均銷售電價（不含代收的政府性基金）扣除平均購電價和輸配電損耗后確定，逐步向成本加收益管理方式過渡。
第十二條輸、配電價向成本加收益管理方式過渡過程中，現行輸、配電成本與輸、配電價格差距較大的電網，逐步調整輸、配電價。
第十三條在成本加收益管理方式下，政府價格主管部門對電網經營企業輸、配電業務總體收入進行監管，并以核定的準許收入為基礎制定各類輸、配電價。
第十四條共用網絡服務和專項服務的準許收入應分別核定，準許收入由準許成本、準許收益和稅金構成。
第十五條準許成本由折舊費和運行維護費用構成。其中，折舊費以政府價格主管部門核準的有效資產中可計提折舊的固定資產原值和國務院價格主管部門制定的定價折舊率為基礎核定，運行維護費用原則上以電網經營企業的社會平均成本為基礎核定。
第十六條準許收益等于有效資產乘以加權平均資金成本。
有效資產由政府價格主管部門核定，包括固定資產凈值、流動資產和無形資產（包括土地使用權價值、專利和非專利技術價值）三部分，不含應當從電網經營企業分離出去的輔業、多經及三產資產。在建工程投資應按上年實際有效投資計入有效資產。
有效投資是指經政府主管部門核定，符合項目核準、招投標法等規定的投資。
加權平均資金成本（%）=權益資本成本×（1-資產負債率）
+債務資本成本×資產負債率
權益資本成本按無風險報酬率加上風險報酬率核定，初期，按同期長期國債利率加一定百分點核定；債務資本成本按國家規定的長期貸款利率確定。條件成熟時，電網經營企業加權平均資金成本按資本市場正常籌資成本核定。
第十七條稅金根據國家有關規定執行。
第四章共用網絡輸配電價
第十八條共用網絡輸、配電價以承擔輸、配電功能相對應的電網資產為基礎定期核定。
區域電網內共用網絡按郵票法統一制定輸電價，省級配電價以省為價區分電壓等級制定。輸、配電損耗按電壓等級核定，列入銷售電價。
第十九條共用網絡輸、配電價，按電壓等級統一制定，下一電壓等級應合理分攤上一電壓等級的成本費用。同一區域相同電壓等級實行同價。
第五章專項服務價格
第二十條競價上網后，為有利于發電企業公平競爭，接入系統工程由電網經營企業投資建設的，實行接入價；由發電企業投資建設的，不實行接入價。
第二十一條接入價以政府價格主管部門核定的接入系統工程準許收入為基礎制定，實行單一制容量電價，由接入系統的電廠支付。
第二十二條專用工程輸電價以政府價格主管部門核定的準許收入為基礎制定，實行兩部制輸電價，由該工程的使用方支付。
當兩個及以上用戶共用專用工程輸電的，按各方使用輸電容量的比例分攤準許收入。
第二十三條聯網價以核定的準許收入為基礎，分兩種情況制定。
（一）沒有長期電量交易的聯網工程，聯網價實行單一制容量電價，由聯網雙方支付。
（二）具有長期電量交易的聯網工程，聯網價實行兩部制電價。聯網容量電價是為聯網備用服務制定的價格，由聯網雙方支付；聯網電量電價是為長期電量輸送服務制定的價格，由受電電網支付。
第二十四條聯網雙方支付的聯網費用通過共用網絡輸配電價回收。
第六章輸配電價管理
第二十五條共用網絡輸配電價、聯網價和專項輸電工程輸電價由國務院價格主管部門負責制定；接入跨省電網的接入價由國務院價格主管部門負責制定，接入省內電網的接入價由省級價格主管部門提出方案，報國務院價格主管部門審批。獨立配電企業的配電價格由省級價格主管部門制定。
篇5
電力工業改革的方向是打破壟斷，引進競爭，這是市場經濟發展的客觀要求，是世界潮流。當前，國家正在按照電力工業的改革方向制定電力體制改革方案，改革的總體目標是打破壟斷，引進競爭，實行“廠網分開、競價上網，輸配分開、競爭供電”。打破由“垂直、集中、一體化管理”在發電端和配電端造成的行業壟斷和以“省為實體”、“一省一公司”導致的“區域壟斷”，最終在發電端和配電端引進競爭。同時建立政府監督機制，規范競爭市場。這一改革方向和目標符合市場經濟體制的客觀要求，符合我國電力工業客觀實際，有利于促進電力工業發展和市場經濟體制建設。農村電力體制改革是電力工業體制改革的重要組成部分，必須按照電力工業體制改革方向和目標進行，而不應該與電力工業體制改革的目標脫節，更不能背道而馳。前階段進行農村電力體制改革是在以“省為實體”、“一省一公司”、“一家管網”的指導思想下進行的，對不同產權的獨立供電企業實行上劃、代管，推行壟斷經營，這種逆向改革必須停止，應該按照我國電力工業體制改革的思路和目標，重新制定農村電力體制改革的方案。
二，農村電力體制改革的思路
（一）縣級供電企業改革
對農村供電，原則上以縣為實體，組成縣級供電企業，既符合我國農村的特點，也符合現行的農村電力體制結構，各方面都可接受。縣級供電企業的改革，直接關系到農村電力體制和農村電力市場的建立，農村電力體制必須根據農村電力市場建設的需要和電力工業改革的方向來確定。電力工業改革的方向和我國電力體制改革的總體框架，是要打破壟斷，引進競爭，實行發、輸、配分開，建立開放的發電市場和配電市場，允許不同的投資主體參與發電市場和配電市場的競爭，供電企業要從電網中分離出來，組建若干獨立配電公司，實行競爭供電。由此可見，農村電力市場的競爭主體是多元化的，要允許不同產權的獨立供電企業參與農村電力市場的競爭。
從我國農村縣級供電企業的構成來看，多元化的格局基本形成。全國2400多個縣中，省電力公司直供直管縣640個，躉售縣1040個，自供自管縣近800個，躉售縣和自供自管縣供電企業的產權是地方的，有的是水利部門的，有的是林場和農場的，有的是礦區的，有的早已成為股份制企業，只有以0個縣供電企業屬各省電力公司。對于這樣一個早已成為多家供電、多元化格局的農村電力市場，應該堅持實行開放競爭的改革方向，而不應該把它變成集中壟斷的電力市場，實行一家供電。
因此，對縣級供電企業的改革應分兩種形式進行，對省電力公司所屬的直供直管縣，要從電網中分離出來，改為獨立的法人實體，成為獨立配電公司；對躉售縣和自供自管縣直接按獨立配電公司進行改革。
從改革的過程來看，在輸、配沒有分開之前，縣級供電企業改革的重點應放在企業內部的改革和供電營業區的規范化上，特別是對躉售縣和自供自管，而不是去改變企業的隸屬關系和產權關系。企業內部的改革主要是明晰產權、加強管理、提高效率、建立現代企業制度，為組建獨立配電公司、參加配電端競爭做好準備。其次，是供電營業區的規范化。由于歷史、地理條件和行政區劃的原因，縣級供電企業之間的供電營業區關系比較復雜，也存在一些矛盾，因此，在農電體制改革中，應重新調整和劃分供電營業區，實行供電營業區許可證制度，建立一個規范有序的農村電力市場。
對于存在多個企業交叉供電的縣，可按資產關系組建股份公司，但必須嚴格堅持股份制的原則，不能搞虛擬股權控制，侵占股東的權益。
[二)鄉鎮及以下農電管理體制改革
鄉鎮及以下農電管理一直是農村電力管理的薄弱環節，存在很多問題：一是中間環節多，管理費用高；二是實行電費承包，“人情電、關系電、權力電”現象嚴重；三是管理水平低，管理混亂，偷漏電嚴重，致使電價奇高，農民用不起電。因此，鄉鎮農電管理體制改革是農村電力體制改革的重點，通過鄉鎮農電體制改革，理順管理關系，減少中間環節，降低管理成本，提高管理水平，規范農村電力市場，達到降低電價、減輕農民負擔、開拓農村市場的目的，為實現城鄉用電同網同價創造條件。在兩年多的“兩改一同價”工作中，按照國家的有關規定，撤銷鄉鎮電管站，建立縣級供電企業的派出機構——供電所，直供到戶，實行“三公開、四到戶、五統一”管理，取得了很大成效，深受群眾的歡迎，這一改革是成功的，還要進一步實施到位。
(三)配套政策和措施
農村電力體制改革需要相應的配套政策和環境，否則無法進行。當前，對農村電力體制改革有直接影響的是農網改造的相關政策，如貸款和償還政策應與農村電力體制相結合、相配套。在前階段的農網改造中，很多省只允許一個承貸主體，即省電力公司，其他供電企業都不能作為承貸主體，這樣無形中就迫使大電網之外的供電企業接受上劃和代管，否則就得不到農網改造資金。另外還有還貸政策，同樣影響到體制。
在農村電力體制改革中，獨立供電企業需要一個好的外部環境。在電力體制改革沒有完全到位之前，大電網是一個“集中、垂直、一體化管理”的企業，其實力相當強大，在與獨立供電企業競爭中，占絕對優勢。在改革的過渡時期，必須制定相應的競爭規則，來維護大電網與獨立供電企業之間的競爭秩序，否則，獨立供電企業難于生存。
篇6
高價能源：挑戰經濟增長模式
受嚴峻的能源供需形勢、國際油價高漲帶動替代能源價格上漲等多方面因素影響，國內煤炭價格今年也持續高位運行。上半年國內原煤，煙煤和無煙煤的煤炭價格指數分別累計上漲21.7％、21.4％和23.0％。
能源價格的暴漲加大了工農業生產和生活的成本。國家統計局最新數據顯示：7月份我國工業品出廠價格(P P I)同比上漲10.O％.為1996年以來的最高漲幅。原材料、燃料、動力購進價格上漲15.4％。其中，原油出廠價格同比上漲41.2％，原煤出廠價格上漲32.2％。
雖然我國對成品油、電力，煤炭價格實施管制或價格干預，國際能源價格的上漲不能順暢地傳導到下游產品 但價格的扭曲影響了能源生產者的積極性，導致供應緊張，也加大了物價上漲的壓力。
今年以來，我國部分地區多次出現汽油、柴油的緊張，煤價高企也使許多火電企業買不起或買不到煤炭，約一半省份出現電力供應緊張，部分地區不得不拉閘限電，這些都給生產和生活帶來不同程度的影響，也給我國的經濟增長方式敲響了警鐘。
目前我國近一半的原油要從國外進口。煤炭在我國一次能源消費結構中所占比重達76.6％，我國電力對煤炭依存度超過70％。隨著煤炭需求的上升，我國已由煤炭凈出口國變成進出口相當。
專家認為，如果我國不改變現有粗放式的經濟增長方式，我國將不得不大幅增加石油，煤炭等能源的進口，這不僅進一步加大對國內資源環境的壓力，也會給國際能源投機機構進一步炒作能源價格提供借口。
價格改革：破解難題必然選擇
我國從6月20日起將汽油、柴油價格每噸提高1000元，航空煤油價格每噸提高1500元；全國銷售電價自7月1日起平均每千瓦時提高2.5分。自8月20日起，全國火力發電企業上網電價平均每千瓦時提高2分錢。
國務院發展研究中心產業經濟研究部部長馮飛說，這些舉措對于逐步理順能源產品價格關系，保障供應，進一步抑制不合理需求，將持續發揮積極作用。從長遠看，加快資源價格改革有利于轉變經濟增長方式，有利于節約能源和實現可持續發展。
我國早已明確了資源性產品價格改革的目標和方向，制定了石油價格綜合配套改革方案、電價改革方案，建立了煤電價格聯動機制，但由于種種原因，我國能源價格尚未完全市場化。
為了遏制煤價過快上漲，國家發改委今年連續兩次出臺煤炭價格干預措施：全國煤炭生產企業供發電用煤，包括重點合同電煤和非重點合同電煤，其出礦價(車板價)均以今年6月19日實際結算價格為最高限價；明確要求秦皇島港、天津港、唐山港等港口動力煤平倉價格，不得超過6月19日價格水平。
從長期看，完善資源性產品價格形成機制，不僅能夠降低價格扭曲導致的短缺風險，保證供應，而且有利于抑制不合理需求，促進經濟結構優化和發展方式轉變，從根本上緩解通貨膨脹壓力。
節約優先：破解難題應有之義
據國家能源局副局長趙小平介紹，目前我國的能耗較高：2005年萬元GDP能耗為1.22噸標準煤，2006年降到了1.17噸標準煤，2007年又降到了1.06噸標準煤。這幾年節能減排取得了明顯成效，但萬元GDP能耗仍相當于美國的2倍、歐盟的4倍、日本的8倍。
最近，我國相繼《國務院關于進一步加強節油節電工作的通知》和《國務院辦公廳關于深入開展全民節能行動的通知》兩個文件。《民用建筑節能條例》和《公共機構節能條例》也將于10月1日起正式施行。這意味著我國將從經濟社會生活全方位入手，進一步提高能源使用效率，節約能源，應對高價能源難題。
篇7
爭議源于2011年日本福島核事故后，默克爾政府立刻作出退核決議。突變令德國現有能源體系產能瞬間增壓。時至今日，退核產生了巨大的電量缺口，且新能源發展過程中長久存在的成本、技術以及政策等諸多矛盾一一爆發。這一切，讓“能源轉型”日漸成為德國自上而下的輿論膠著點，前景晦暗不明。
退核尷尬
早在施羅德執政時期，德國就已制定風能、太陽能、生物能等可再生能源戰略。2010年5月的《能源方案2050》確定了發展新能源與節能減排的各項具體指標。
新能源發展過程中，核能地位一直搖擺不定，或是作為傳統能源與新能源之間的過渡，或被視為新能源發展的最大阻礙，爭論不一而足。
直至福島核事故發生，默克爾關閉了8家核電站，宣布最遲于2022年底關閉境內其余9家核電站，并制訂了退核后發展低碳能源的線路圖，核能與能源轉型的關系才算敲定。
退核說易，行卻難。德國當前新能源的基礎設施，及其存儲運輸技術的瓶頸，難以承擔國內產能需求。
目前執行的《能源方案2050》的基本目標，并沒有因退核而改變。最重要的指標之一便是在2050年實現可再生能源發電占電力消耗總量的至少80%。然而，目前核能發電量約占德國發電總量的23%，再加上需要削減的化石發電量，未來風能與光伏發電的任務艱巨。
根據德國《世界報》的一份測算，未來風能發電必須能夠抵消7個核反應堆的發電產能。但截至2012年底，德國約2.4萬個風電設備發電量僅占用電量約8.1%。
同時，一半以上的風電設備集中于德國北部沿海，但西南部工業發達地區又是用電大戶，“北電南輸”不可避免。德國政府專門輸送風電的東、南、西三條超高壓輸電線路，共計1876公里，但在2013年末僅建成332公里，德媒普遍認為在2022年前難以完成目標。
光伏發電的前景亦不明朗。目前光伏發電最多的巴伐利亞州約42萬個光伏發電設備已能覆蓋230萬個家庭，但在夜間及德國漫長的冬季，光伏發電產能近乎零。《世界報》以較接近于德國平均用電水平的黑森州為例計算，預計到2023年，該州將面臨30%的用電缺口。
與此同時，可再生能源使德國電力市場變得不穩定。由于風能、太陽能在發電高峰及低谷時產量差距極大，極易沖擊電力市場，造成電價大幅波動，使傳統化石能源發電面臨賠本經營，一些電力公司紛紛表示要關閉電廠，德國能源巨頭RWE也將近年來劇增的350億歐元高額債務歸因于此。
成本難題
德國能源轉型政策還帶來超乎意料的消費和生態成本，受到質疑。
2000年德國頒布實施的《可再生能源法》（EEG）可謂世界上首部規定可再生能源上網電價的法律，迄今已有超過50個國家參考該法律，構建了本國的可再生能源上網電價系統。
該法案鼓勵了對可再生能源的投資，但弊端卻在于需要消費者來承擔政府對固定電價的補貼。據統計，2000年以來德國消費者共計為可再生能源出資1090億歐元，德國電價實際上漲超過61%，以致民怨漸深。
轉型進而威脅到德國工業的競爭力。如前所述，工業電價也因可再生能源的投入而水漲船高。有數據顯示，自2005年以來，歐洲工業電價上漲40%，德國工業電價又比該水平高出19%，而美國的電價則在同期內下降。這也使得近年來德國高耗電領域的投資不斷下降，有人擔憂電力成本增加將削弱德國出口在世界市場中的競爭力。
與此同時，發展新能源所需的生態成本似乎被低估。德國斯圖加特大學一項研究結果表明，風能、太陽能設備生命周期中生產1千瓦時電量，對鐵、銅和鋁等金屬資源的平均消耗遠超核能設備甚至其他化石能源設備，而其所產生的碳、硫化物和氮化物的平均排放均大幅超過核電。據媒體報道，目前德國大約有500多個反對風電擴建的公民組織或倡議。
轉型生機
德國的能源轉型面臨多重困難，但尚有生機。轉型依然有廣泛的民意支持。德國能源與水工業協會（BDEW）最新民意調查顯示，高達89%的民眾認可能源轉型。即便存在爭議，德國社會應對困難的辦法也仍是試圖提出建設性的改革方案。其中，兩大革新方向值得關注。
一是自2013年開啟的智能電網建設。相對傳統供電模式，智能電網除實現調配技術智能化外，更重要的是對電網調度方式的顛覆：傳統的電網一般根據系統發電出力來調控負荷，決定每日的運行調度方式，但智能電網卻從保持發電電源相對穩定的角度出發，要求負荷跟隨發電的產能來智能調節，以期望更節省發電費用及二氧化碳排放。
篇8
沉寂一時的電網壟斷，因國家電監會的一份報告被再度推向風口浪尖。
這份12月6日的《2007年供電監管報告》稱，國家電監會2007年4月至6月對全國275家供電企業進行抽查，發現其中80家供電企業不同程度地出現違規，違規率接近30%。
國家電監會供電部主任賈英華在上述信息時表示，問題的根本在于電網壟斷。只有打破壟斷，引入競爭，才能從根本上改進供電企業的供電質量和服務質量，規范供電企業的市場行為。
無獨有偶的是，由國資委、國家發改委以及多個關聯部門共同操刀的“電網企業主輔分離改革方案”正在制訂中。國家電網公司新聞處人士12月7日接受本報采訪時證實，主輔分離改革方案已經有了初稿，正在征求意見。
據有關方面透露，電網企業擬將輔業資產剝離出來，組建兩家綜合性的電力建設集團公司，現存的四家中央層面的輔業集團公司也將分別進入這兩大集團。
但國家電網新聞處人士稱，具體方案目前處于保密狀態。“改革方向與目前透露的內容只能說是大體一致。”
供電亂局
在此之前，國家電監會已經多次有關電網壟斷的報告，強調要打破壟斷，引入競爭機制。此次披露的80家違規企業，為近幾年來披露數量之最，其中53家供電企業還被國家電監會點名批評并詳細披露了違規事項。
“大連供電公司普蘭店農電局楊樹房營業所，竟然對執行農村電價用戶收取城市建設附加費。”提起這件事，全程參與檢查供電服務的賈英華氣憤不已。身為檢查者的身份，但賈英華表示：“站在一個普通電力用戶的立場上，我們必須要求供電企業提高供電質量，改善供電服務，杜絕亂收費現象。”
被點名的還有湖南長沙電業局。該公司在電力監管機構已經行政許可的情況下，另行設立“二次許可“，要求從事電力工程的外來施工隊伍必須與發包工程單位建立掛靠關系，取得長沙電業局頒發的《進網施工安全合格證》，并繳納安全風險保證金2萬元，而且規定每年年檢一次。
而山西、陜西、寧夏、內蒙古4省(區)交界地區的供電企業對電石、鐵合金、焦化行業未達到排放標準的“雙高“企業違規供電。山西晉能集團有限公司在未履行相關報批手續情況下，以自備電廠名義向其所屬的高耗能企業供電。同時，未執行國家2004年出臺的對高耗能企業實行的差別電價政策。
賈英華說，湖南長沙電業局屬于典型的“三指定現象”，即供電企業向用戶指定受電工程的設計單位、施工單位和設備材料供應單位。而這正是電網企業市場壟斷行為表現。不光是長沙電業局，賈英華說：“坦率地講，‘三指定’問題具有普遍性。”
“不管情況再特殊，國家的法律法規是剛性的，就得嚴格執行。”賈英華透露，國家電監會將于下周會同相關供電企業在深圳召開整改工作會，對此次發現的問題進行整改總體部署，并在回訪的基礎上于明年一季度末或二季度初《整改監管報告》。
國家電網新聞處人士接受本報采訪時表示：“對于《報告》所揭示的問題，特別是供電市場行為方面的問題我們非常重視，已按監管機構要求，及時進行整改。國家電網經過認真研究，決定進一步采取堅決有力的措施，徹底清理和規范主業與多經企業的關系，切斷關聯紐帶，在盡可能短的時間內徹底解決涉及多經企業的不規范管理問題。”
但賈英華表示，解決問題的根本辦法只有依賴于電力體制改革，一個重要方向就是打破壟斷、引入競爭。
破題壟斷
問題的焦點再度聚集到正在積極籌備的“主輔分離改革方案”上來。國家電監會在監管報告的建議部分表示：必須加快實施主輔分離、主多分開的改革，制止用戶受電工程市場的關聯交易。
國家電監會總監譚榮堯告訴本報記者：“主輔分離的工作是國資委在牽頭，目前方案大致已經形成，不久就會全面提出。”他同時指出，國家電監會在這方面主要是把改革遺留資產進行變賣。“這方面的工作我們已經做完了，資金最近也已全部到賬。”
譚榮堯所指的改革遺留資產，是指2002年電力體制改革時，為保障電力企業主輔分離改革，特地遺留下來的資產，包括“920項目”和“647項目”，主要是發電權益資產，規模分別達到920萬千瓦和647萬千瓦。
今年5月底，“920項目”處理完畢，售價達到了187億元，較119.7億元賬面凈資產溢價56%。隨后，“647項目”處理也緊接啟動，到今年8月基本處理完畢。據了解，647項目之前基本由國家電網公司代為管理，此次處理基本定向出讓給五大發電集團。
業內人士指出，“920項目”和“647項目”都是留給國家電網進行主輔分離的成本，現在這個成本變現出來了，主輔分離自然也要進行了。
據了解，抓緊處理廠網分開遺留問題，逐步推進電網企業主輔分離改革，已被2006年11月國務院審議通過的《關于'十一五'深化電力體制改革的實施意見》列為第一大重要任務。
“我們也希望盡快實現主輔分離，規范市場行為，這樣國家電網也好輕裝上路。”國家電網新聞處人士表示。
這位人士說，以主輔分離為重點的電力體制改革是一個系統工程，牽一發而動全身。盡管如此，國家電網近年來做了大量工作，積極支持電力體制改革。
但由于改革進程緩慢，外界一直有聲音認為國家電網存在抵觸改革的因素。
譚榮堯接受本報采訪時對此表示：“兩大電網都在積極推進主多分開的改革，電監會的任務是督促電網企業加快改革的步伐。”
記者了解到，在國家電監會監管報告之前，國家電網已經出臺了《關于進一步規范各級企業與多經企業關系的若干意見》(下簡稱《意見》)。
《意見》指出：嚴禁下屬企業利用主業市場地位，直接或變相為多經企業或特定企業謀取不當利益。各級企業要按照公開、公平、公正的原則，采取規范的招投標方式，擇優選擇業務合作單位，不得定向采購或接受職工投資持股企業的產品或服務。在業務報裝過程中，切實做到“三不指定”。
《意見》還明確要求各級企業不得再以任何形式、任可名義組織設立新的職工持股組織。生產工區(車間)、班組嚴禁涉足多經企業搞經營創收。
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論文摘要：介紹中國電力行業規制歷程，結合電力行業發展現狀及現階段改革成果和不足；探討應打破電力行業壟斷局面，形成競爭格局，深化電價體制和投資體制改革。
1引言
電力行業，作為提供經濟發展和人民生活最重要的二次能源的基礎產業和公用事業，對我國宏觀經濟運行起著重要作用。傳統上，電力行業一直被視為自然壟斷行業，世界各國幾乎都采用國有壟斷垂直一體化的經營模式。20世紀80年以來西方各國紛紛對電力行業放松了規制。主要是分解發輸配售的一體化結構，在發電和售電環節方式進入規制和價格規制，以擴大競爭范圍。在可競爭的環節和領域充分發揮市場機制配置資源的作用，盡量減少政府不必要的干預。而在輸電和配電領域不僅不放松規制，反而加強了規制。為了解決規制雙方信息不對稱而產生的規制無效率政府實施了價格上限、特許投標等激勵性規制手段，以激勵企業降低成本，提高效率，降低價格。經濟學家對自然壟斷的認識經歷了一個不斷深化的過程，早期學者認為自然壟斷行業是那些具有顯著規模經濟的行業，因而自然壟斷行業的競爭是不穩定的、破壞性的、不適宜競爭。隨著經濟學家對自然壟斷行業研究的深入。人們對自然壟斷行業又有了新的認識。1982年報摩爾、盤扎爾，首次用了范圍經濟和成本次可加性系統論證了自然壟斷行業。所謂的成本次可加性是指一家企業提供整個行業產量的成本低于多個企業分別生產這些產品的成本。范圍經濟就是針對多種產品而言的，如果一家企業生產所以產品的總成本小于多家企業分別生產這些產品的成本之和，那么該企業就是自然壟斷行業。而且電力行業具有很強的規模經濟性。所以在電力行業內不宜引入多家競爭者。另一些學者則認為電力行業因為沒有競爭壓力即容易喪失經營管理和提高生產效率的動力，又往往利用其壟斷者的地位制定壟斷價格牟取暴利。政府出于對消費者福利和生產者效率兩方面的考慮，只能對電力行業進行嚴格的規制，限制潛在企業進入，同時設定一個低于壟斷價格的規制價格以平衡企業和消費者兩方面的利益。
由于我國對自然壟斷行業有關問題研究比較晚我國研究成果比較少。我國電力規制存在以下問題：(1)我國在對電力行業的規制中還留有計劃經濟體制的烙印，缺乏相應的法律條文支持，并且常常以行政手段代替經濟和法律手段。(2)我國的電力行業還面臨電源建設和電網建設不足的問題，電力的供給必須滿足經濟持續發展的需要。因此，我國電力行業的規制改革既要考慮電力發展的問題，又要考慮提高電力企業效率的問題。對像我國這樣一個處于社會主義市場經濟法律和秩序建設構建階段、電力供應相對不足的國家而言，草率的放松管制會加大經濟發展的成本，導致大量混亂和無序的狀況。我國的電力行業規制改革本質上是經濟轉型的一部分。國際上不少國家的電力改革取得了很大的成績，但向我國這樣一個正在建立社會主義市場經濟體制、處在經濟轉型過程當中的國家進行大規模的電力規制改革，以前還沒有有過。因而改革意義相當重大。
總之，電力行業的戰略地位及其發展現狀、政府規制水平的不足以及我國面臨的經濟轉型，要求對在我國建立和完善社會主義市場經濟體制的特殊背景下就如何進行電力行業的規制改革進行理論探索。本文通過對國內外電力行業規制歷程和方式、規制所存在的問題和取得的成績，規制的經驗和教訓等問題進行探索。
2我國電力行業改革歷程
2.1第一階段：政企合一、國家壟斷經營(1949——1985年)
這一階段的重要特征為，作為國務院的行政機構，中央政府的電力行業管理部門，即是電力行業有關政策和規劃的制定者；也是行業管理機構，行使行業管理和行政執法的職能；又是電力行業唯一的生產經營者；還是國有資產的經營管理者，負責投資建設電力項目并取得收益。在此期間，雖然電力行業主管部門多次調整和變更，但是并未脫離政企合一、國家壟斷經營的體制框架。
2.2第二階段：政企合一、發電市場逐步放開(1985——1997年)
這一階段的特點是，政府的管制政策有所調整，再發電市場引入了許多投資者，結束了發電市場獨家經營的局面，但原有的政企合一的管理體制、政府管理方式以及垂直一體化的經營方式并未得到改善。為調動地方、企業、外資等各類經濟主體辦電的積極性，緩解日益嚴重的缺電局面，1985年國務院頒布了《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》，提出了“政企分開，省為實體，聯合電網，統一調度，集資辦電”和“因地因網制宜”的方針，并實行了“新電新價”政策。這一時期的改革主要集中在管制政策的部分調整，試圖通過放松發電市場準入及改革上網電價制度，創造發電市場的投資激勵機制。這些政策的調整和實施，帶來了兩個積極的結果：一是極大地激發地方政府和外資的投資積極性，促進了電力工業的快速發展。到1997年，全國性的嚴重缺電局面基本得到緩解。二是打破了多年來國家壟斷的市場結構。
2.3第三階段：政企分開、實施深層次體制改革(1998年至今)
此階段實施的改革開始涉及電力行業的深層次矛盾，重點解決政企不分的問題，適時在五省一市進行以“廠網分離，競價上網”為主要內容的電力市場化改革試點。為了解決政企合一的體制性弊端，1997年我國成立了國家電力公司，1998年撤銷了電力工業部，將原電力工業部行使的行政管理職能移交到經貿委，著重解決電力行業政企不分問題。經過此階段的改革，電力行業政企不分的體制性弊端得到了一定程度的克服。管理體制改革后，國家電力公司僅僅是一個生產廠商，但是依然保持著垂直壟斷的格局。原政企合一下壟斷體制的“雙重矛盾”轉變為行業壟斷這一主要矛盾，國家電力公司擁有全國46%的發電資產和90%的輸電資產。但這種格局沒有維持多久，隨著新的電力改革方案的出臺，這種壟斷趨勢很快被打破。
2002年，國務院出臺《電力改革方案》，根據方案要求，我國電力體制將實行“廠網分開、競價上網、打破壟斷、引入競爭”的原則。理順電價機制是這一輪電力體制改革的核心內容，新的電價體系劃分為上網電價，輸、配電價和終端銷售電價。首先在發電環節引入競爭機制。對于仍處在壟斷經營地位的公司的輸、配電價，要在嚴格的效率原則，成本約束和激勵機制條件下，由政府確定定價原則，最終形成比較科學、合理的銷售電價。
2002年12月29日，國家電力公司重組，成立兩家電網公司(國家電網公司和南方電網公司)，5家發電集團公司(華能、大唐、華電、國電、中國電力投資)和4家輔業集團公司。2003年3月，電監會成立。標志著我國電力行業管理體制由傳統的行政管理向適應市場經濟要求的依法管理的轉變。
3我國電力改革取得的成績及出現的問題
3.1從國家辦電到多家辦電，形成了多家競爭辦電的格局
篇10
關鍵詞：電價；電力市場；區域電價
中圖分類號：F407 文獻標識碼：A 文章編號：1001-828X（2014）010-00-02
引言
目前，在世界范圍內進行的電力工業體制改革，要求無論是國營的還是私營的電力公司都必須面向市場，參與競爭。改革的主要內容有兩個：實現電網開放，打破發電、輸電、配電、售電一體化的傳統結構和地區性壟斷；以市場理論為基礎，強化電價的經濟信號功能及市場協調功能。前者是后者得以實施的條件與保證，后者將具體實現電力工業提高效益，增強活力的改革目標[3]。因此如何制定電價是電價體制改革的關鍵。
一、電價影響因素
1.電力成本
電力成本可以分為發電成本、輸送成本和交易成本三部分。具體來說，它包括發電所需的燃料費；在輸電、配電過程中的損失費；從事電力生產所需的人工費用和管理費用；發電、輸電、配電所需的維修費用；設備老化折舊的費用以及更新所需的費用；隨著電力負荷的不斷增長，還要考慮發電、輸電、配電所需的發展和還貸費用。
圖1 正常有序的電力企業運行
2.市場供應需求
市場供求關系的變動，直接影響產品價格的波動，這是市場價值規律的必然。在電力市場中，電價的高低主要取決于系統的供求情況。當系統的總需求很大，而電力供應緊張時，電價便會升高；當系統的總需求很小，而電力供應充足時，電價便會降低[6]。
3.輸電約束
輸電網絡對電價也有比較大的影響。輸電費用包括電網設備使用費或占用費、電網擴建費、網損分攤和維護費和阻塞費。阻塞費用可以理解為一種機會費用，正如維持系統平衡的費用應由導致不平衡的市場成員支付一樣，如在新西蘭實行的強制損失金和強制補償金，輸電阻塞調度的費用應由引起阻塞的市場成員支付。在輸電阻塞嚴重的地區，由于輸電約束而不能將其他低電價地區的電力輸送至缺電地區。導致部分節點電價非常高，致使整個市場的出清電價升高。
圖2 影響我國各個發電企業發電成本、利潤的因素
二、我國區域電價制定存在的問題
我國電力行業長期受到壟斷經營方式的影響，供電企業很少考慮到電力市場的競爭問題，造成了我國電力企業嚴重缺乏憂患意識。在市場經濟條件下，電力行業之間以及與其他同類行業之間開始了競爭，并且隨著經濟的發展會愈來愈烈。在這種形勢下，我國的電力企業顯得缺乏必要的競爭能力。
1.區域電力市場電價存在的問題
要想解決目前我國的電力市場的現狀就需要改進。“打破壟斷與區域電力市場建立模式”是一個好的解決辦法，但是建立區域電力市場面臨著不小的障礙。
利益上的障礙。主要涉及到地方利益的協調。若把省電力公司變成分公司，成了區域網的兒子，省公司就沒權了。電網資產在區域網和省網之間劃分，也發生很大的矛盾，誰都想強化自己這塊。因為有資產就有交易，就有稅收。
圖3 各個模式下的電力成本聚類分析
制度層面的障礙。現在改革沒有法律制度的保障，電力法也沒有修改，一些制度都是轉軌初期形成的，以至于我們一些新的機構沒有法律的依據，缺少與改革相配套的法規制度。
電價政策是市場中最重要的。近年國務院發了一個電價改革方案，但實施困難。還要回過頭對電廠按照成本價的辦法去核價。東北市場電價改革方案中，兩部制電價實際上還是政府審批。
企業制度的問題。廠網分開，大的框架走出去了，但離真正的廠網分開還有相當距離，進展不理想。電力行業國有經濟占90%以上，多數還是國有獨資。集團公司還沒有脫離一體化經營的管理模式，新三會、老三會并存，還沒有形成現代企業制度要求的治理結構。
2.區域市場問題分析
首先，不要一刀切。省公司不要說一定是子公司，或分公司，可以有獨立核算的公司。但基點要建立在區域市場上。
然后，處理好區和省的關系，應該統一的要統一，同時要有分工。應該在區域層次統一的：平臺統一，交易規則統一。交易品種應該分工，如現貨市場、期貨市場、實時市場等等。現在交易量不大，10%-20%，好多市場產品沒開發出來，好多問題還沒想清楚。
最后，建立區域市場要把握兩個立足點，即中國的國情，和電力工業的自身規律。中國的財稅體制、管理體系、責任體系都是省為基礎。所以省電網公司變為分公司很難做到。另外各省經濟發展程度不一，對電價承受能力差距很大。這對市場的模式的形成會有很大影響。電力工業的規律：
第一，電的產供銷同時完成，電能不能儲存，要實時平衡。
第二，電的網絡性。發電、售電環節可以競爭，但電網是壟斷的。這對輸配售分開有很大的影響。
第三，電力是公共商品，價格的波動對經濟影響很大。
當前區域電力市場的建設，應該以區域級和省級共存的市場為基礎，因地制宜。要打破省級壁壘、壯大區域市場，同時不要忘記未來的全國市場。超越這個立足點，建立一個理想的區域市場，困難重重。
三、對解決區域電價制定具體實施的建議
1.區域電力公司實行計劃單列
建議區域性的電力公司獨立出來，由國有資產管理委員會直接授權各個區域電力市場，實行計劃單列。國有資產管理委員會成立后，國網公司和南方電網公司、五大集團一樣，地位已經平等。未來相當長時期，我國電力市場仍舊是區域電力市場為主。
供需雙方自己面對面。進一步改革，建議在省或大區，選一些大用戶，在這個范圍里自主選擇、談判，按合同執行。讓供需雙方在新機制里感到完全可行，不影響原有重大利益，積極推進直供大用
2.戶供電非常必要
比如煤漲價鋼鐵肯定要漲價，電也是工業用戶的成本，也應該隨行就市。南方電網搞競價，就能真正走通，不走市場就永遠走不通。在這個基礎上，才能更好的建立雙邊的、長期的現貨市場，使電力市場從低級到高級發展。
3.電力監管體制要分工
建議監管體制分成兩塊，國家電監會和它在區域的派出機構，重點放在發電側的監管，因為發電側重點應該是打破省間壁壘，搞區域資源優化配置。國家電監會沒有局部利益，監管發電側市場也能相對公平。省內供電、配電應該由省設立單獨的監管機構，面向用戶，主要管普遍服務、服務質量、價格。國家監管機構和省級監管機構有分工，又有關聯，地方監管機構受國家電監會的指導和協調。這樣工作量可以大大減輕，力量也可相對集中。
4.信息公開和規則問題
“三公”原則，信息公開是基礎。現電力市場監管規則中的公開僅是大原則，不夠細。國外的規則把可能碰到的事兒都寫進去了。規則應該針對兩個市場，具有可操作性和公平合理性。全體市場主體都要參與制定，大家認可，市場才會有效率，才能共贏。
四、結束語
電價在電力市場實現過程中占據著核心地位。電力市場的理論問題集中在電價上，具體表現為將電力從生產到消費的一切行為都用價格（費用）表示出來。例如：峰谷電價計算；水電電價的確定；無功電費的計算；檢修費用的計算；備用費用的計算；輸電費用的計算；接網費用的計算；事故損失計算；可靠性費用計算等等。利用電價在市場環境中的經濟信號作用，指導、調節、控制電力生產與消費，從而達到優化資源配置，合理組織生產，提高社會經濟效益的目的。
參考文獻：
[1]于爾鏗，韓放，謝開，等.電力市場[M].北京：中國電力出版社，1999.