学文网电力改革篇1
关键词：电力体制；市场经济；电价改革；主辅分离
电力体制改革是打破电力行业传统的垄断方式，由电价改革、主辅分离等合力推进的变革。电价改革是电力体制改革的核心。***在***府工作报告中提出，电力体制改革要以电力市场建设为平台，以电价改革为核心，以大用户直购电为突破口，积极稳妥推进电力市场建设。可见，电价改革成了电力体制改革的关键控制点。除了电价改革外，由于电力行业的垄断优势，旗下的三产、子公司等在经营管理上存在与市场经济发展要求不相符合的现象，需要引入市场竞争，使这些企业***经营、自负盈亏，以此盘活整个行业资产。
一、电力体制改革的现状及存在的问题
电力体制改革始在2002年，经历了厂网分开、竞价上网，开始引入了竞争，随着市场经济的不断发展，电力体制改革所取得的成果只是阶段性的，改革任务尚未全部完成，又出现了一些新情况和新问题。
（一）发电企业、供电企业和电力用户的利益分割层次不齐
中国电力进行体制改革前，发电、输电、配电和售电都是由国家统一经营，各个业务环节的利益由国家统一协调，这样国家在合理确定各方利益的基础上，有利于电力工业各个环节的协调发展。在以“厂网分开、竞价上网”为标志的电力体制改革实施以后，发电企业从传统的垄断的电力系统中分离出来，并参与“竞价上网”的市场竞争，而电力工业的输配环节仍然由电网公司（电力公司）垄断经营，垄断性业务与竞争性业务之间迫切需要一种新的利益协调机制，来保障整个电力工业的合理有效运行。第一，电网企业利用自己的垄断地位来提高自身利益，在竞价上网的过程中会逐步压低发电企业的利润空间，特别是在目前销售电价和用电市场还没有完全放开的前提下，电网企业的垄断优势十分明显。而且，上游发电企业自厂网分开后，价格受到限制，又受煤价波动的影响，利润空间逐步缩小，现状是“市场煤、计划电”，在发电企业和电网企业之间发电企业面临更大的挑战。第二，电厂与电网之间的规划不协调。厂网分开后，电网建设和电源建设由原来的国家统一规划、统一建设划分为两个***的系统进行，而电源建设和电网建设又密不可分，电厂建在哪里，电网就要延伸到哪里。目前电源规划的权利在省，而电网一般由国家电网公司或区域电网公司投资，那么各省在进行电源规划和布局时，就要务必和电网公司的电网规划达成一致。第三，存在电网电费回收与电力用户成本费用之间的矛盾。在当前经济形势下，许多用电大客户面临成本收益入不敷出的境况，导致电网企业电费回收存在很大问题。
（二）煤电价格联动机制不强
根据中国能源结构的状况，中国电源结构在相当长的时期内，直到2020年都将以煤电为主。但是，由于煤价是由市场经济所控制，而电价则是国家控制，造成了“市场煤”和“计划电”的价格双轨制，为了实现煤、电行业双方在价格上的协调，国家***2004年12月15日《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，2005年初“煤电联动”方案正式出台。根据方案，原则上以不少于6个月为一次煤电价格联动周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5％，相应调整电价，如果不到5％，则下个周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5％。“煤电联动”***策自出台以来，已经在2005年和2006年先后实施了两次。从实施的效果来看，并不能有效平衡双方的利益冲突。首先，由于煤炭运输等因素的影响，给煤炭价格的测算增加了难度，导致“煤电联动”的实施往往滞后于市场变化。而且“煤电联动”实施后，电煤涨幅的30％仍由发电企业承担。其次，电价变动的影响广泛，国家上调电价的压力较大，迫使国家不得不下大力气去控制电煤价格，导致了电煤“以次充好”的现象时有发生，给发电企业带来了很大损失。所以“煤电联动”***策的可操作性受到了置疑。
（三）主辅不分导致利润空间层次不齐，影响企业做大做强
目前，电力供电不仅仅经营主业售电，还参与电力施工、电力设计、房地产、酒店等等其他行业，在电力供电垄断优势下，这些企业有较低的成本费用，本可以做大作强，但是，由于依赖于行业优势不能很好的进行现代公司治理，使电网经营资产存在效率低下等现象，影响主业资产利用效率以及主业做大做强。
二、电力体制改革的背景
（一）市场经济客观规律的要求
市场经济的客观规律是公平竞争、资源优化配置。但是目前市场在电力资源配置中的基础性作用发挥不够，电力工业市场化改革距目标还有很大的一段距离，市场经济要求的公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系还没有形成。
（二）经济危机迫切需要电力体制改革
受全球经济危机的影响，大用户用电量不断下降，自2009年1月份，国家电网经营区域统调发电量（含蒙西电网）完成1877.49亿千瓦时，同比下降13.39％。2月份，国家电网经营区域统调发电量（含蒙西电网）比上月略有减少。3月份，国家电网经营区域统调发电量（含蒙西电网）完成2102.75亿千瓦时，同比下降1.85％。公司经营区域内宁夏、山西和内蒙3个省级电网统调用电量下降幅度超过10％。4月份，月度用电水平较2008年同期和上月均出现一定程度的下滑，其中降幅依次为：华中0.27％、华东1.41％、南方4.04％、西北6.33％、华北7.38％和东北8.53％。5月份，随着气温升高，负荷水平较4月份有所上升。分旬看，5月份全国发电量同比降幅呈振荡趋势。上旬降幅为4.11％，其中五一假期降幅为7.08％；中旬降幅减小明显，仅为0.57％，主要是气温较去年同期偏高及“5.12”地震，剔除地震因素后，中旬降幅为1.47％；下旬降幅再次加大至5.66％，主要是端午小长假不同步，端午假期降幅为7.4％，剔除端午节因素后，下旬降幅为3.3％。由于电费成为企业成本的一个重要因素，很多大企业不负成本收益，用电量不断下降，使电力工业企业和供电企业都面临严峻挑战。
三、电力体制改革的内容
电力体制包含电价制度、产业制度等等，现行的电力体制在进行了厂网分开、竞价上网之后面临着发电企业、供电企业和电力客户利益分配以及主辅分离的问题。解决各相关群体利益分割问题的关键落在了输配电价体制改革的肩上，建立合理的输配电体制是推进电力体制改革的关键控制点之一。并且，由于电力企业基本属于垄断行业，除了基本的供电外，经营不同的辅业，辅业在垄断主业的庇佑下，难免存在效率低下，经营不善等问题，适应市场经济发展，应进行主辅分离。
（一）推进以输配分离为核心的电价改革，试点大用户直购电
电价主要包括上网电价、输配电价、销售电价。目前中国的电价主要有上网电价和销售电价，对于中间环节输配电价没有合理的核算方法。但是由于对于大用户来说电费是成本的重要组成部分，上网电价和销售电价之间的差距较大，输电电价平均占比例较小，考虑输配电价分离，采取大用户直接购电的方式，一方面缓解大用户面临的成本危机，另一方面，完善电网建设，而且大用户直购电并不是最终模式。大用户直购电是以考虑双边交易为思想，以培育市场机制为重点，以自主协商和集中报价撮合方式来实现准入用户与发电企业直购电。在国电公司系统终端电价中，发电占71％，输配占29％，在国外这一关系与中国正好相反，发电一般约占40％，输配约占60％，既然发电利大而网络效益又无从体现，投资者必然要“重发轻送”，导致目前输配电网建设严重滞后。电价信号没能正确引导资源优化配置，作为经营各级电网的电网经营企业，电网公司今后将主要经营输电业务，取得输电收入。而且，在自然环境和经济环境的影响下，需要试点实行直购电，而推进大用户直购电需要合理的输配电价。因此，建立科学合理的输配电价形成机制既非常必要，又迫在眉睫。
（二）以电网建设为主，实行主辅分离
主辅分离不仅是指与电网有关的电力设计、修造、施工等辅业务单位，还包括旗下的地产、酒店等其他服务性产业，都要与电网企业脱钩，进行公司化改造，参与市场竞争。也就是说，是整个电网与三产、多经的分离。一方面，不仅仅是主辅分离盘活了企业资产，把有限的国有资本投入到主业上去，使企业在主业上做大做强；另一方面，电力企业是事关国计民生的企业，不仅有企业寻求利润的需要，还要完成自己所肩负的社会责任，由于主辅存在多种利益关系，价值链繁多，存在完成社会责任的因素。因此实行主辅分离是适应市场公平竞争、有效运营的选择，但是这是一个逐步摸索的过程，要从开展清产核资、界定产权这些基础性工作入手，以电网建设为主，逐步推进主辅分离。
（三）加快电力市场建设，优化调度方式和电源结构
市场化改革体现了区域资源优化配置的导向作用，能有效缓解部分地区紧张的供求关系。电力体制的表现形式有计划经济的因素，只有进行电力市场化改革才能有效地调节资源的优化配置，缓解上游发电企业受成本收益原则的困境，以及下游产业之间价格扭曲无法有效传导、市场终端用户需求响应不足的矛盾。加强区域网架建设和跨区联网，进一步推动跨省、跨区电能交易，规范交易秩序，按照有利于公平竞争的要求完善交易与调度机构组织体制。优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，鼓励高效、环保机组多发电，充分发挥市场机制作用，尽快建立并实施节能、环保、经济的发电调度方式。
四、电力体制改革的影响
（一）电力体制改革对电力工业的影响
电力体制改革通过不断完善上网电价，大用户直购电和煤电联动的形式，使电力工业参与了市场竞争，不但产生市场煤，同时，把计划电部分划为市场电，保证电力工业充分利用市场资源配置，使企业做大做强。
（二）电力体制改革对工业结构的影响
电力体制改革有助于加快工业化进程，电力作为重要的生产要素，具有很高的产业关联性。中国目前正处在重工业化时期，工业产品以高耗能产品为主，电力成本占生产总成本的比重较高。根据2000年投入产出表计算，中国采掘业、金属产品制造业、电力及蒸汽热水生产和供应业、建筑材料及其他非金属矿物制品业对电力的直接消耗占全部中间消耗的11％-18％。这说明，电力供应和电价水平已经成为促进或制约这些行业发展的重要因素。
（三）电力体制改革有助于优化产业结构
电力由于其在各行各业中利用的广泛性，因而国家可以通过对行业用电的调控，来实现对产业的优化调整。目前国家正在加大对高耗能行业的调整力度，就可以通过加大高耗能行业的电价，减少用电高峰时高耗能行业的供电，来规范高耗能行业的发展。而对国家要扶持发展的产业，也同样可以通过对其电价和电力供应进行调整，来提高对该产业的支持力度。同时，体改后的三产参与到市场中的公平竞争，优胜劣汰，提高社会产业利用率。
（四）电力体制改革有助于建立环境友好型社会
电力改革篇2
关键词:电力管理；体制；改革
1引言
农村电力体制改革的主要目标是促进发展。农村电力改革必须结合本国国情，结合农村电力的发展状况进行。由于我国的国情是一个发展中国家，农民将继续占人口的大多数，东西部差距和城乡经济差距很大。减少农村人口，实现全国范围的工业化、城市化要经历漫长的发展过程，农村、农业和农民问题将是长期影响我国经济发展的全局性、战略性问题。因此，关系农村经济先行工业的农村电力，管理体制改革方案制定与实施必须深思熟虑、统筹兼顾。改革路径和有关问题处理一定要积极稳妥。
2改革建议方案
根据国际上农电体制改革经验和我国农电体制改革实践，不同发展阶段的农村电力市场，改革的着眼点和目标不同。对于成熟的农村电力市场，改革的焦点是降低电价;改革的首要目标是:降低电价，提高效率，为客户提供更多的选择，系统的安全性和可靠性。而农村电网的扩建和升级，吸引投资成为改革的次要目标。对于发展中的电力市场，改革的焦点是建设改造坚强的农村电网;改革的首要目标是:吸引电力投资，建设充足的发电容量，基础设施扩建和升级，系统的安全性和可靠性。而降低电价，提高效率和为客户提供更多的选择则成为改革的次要目标。因此，我国农电体制改革方案应根据发展中农村电力市场制定。
我国农村电力管理体改革方案的总体目标:按一县一公司原则，根据地方经济和电力发展水平分别不同性质的农电企业[1]。对经济和电力比较发达地区的农电企业，改制成由省电力公司控股的有限责任红司或股份有限公司;对经济和电力发展一般地区的农电企业改制成由省电力公司或电力行业协会进行行业指导的农电合作社:对少数经济比较的落后地区和目前无电区域的农电事业，将原有农电企业改制或新组建由省电力公司代管的国有全资农电企业。发挥农电有限公司或股份有限公司优势，广泛吸引农电投资，促进农村电气化;对农电合作社，主要依靠营业区内农村用电户自主投资、自主经营、自我发展，国家辅助给予贷款、税收等方面的优惠;对国有全资农电企业，由国家从农电基金或国债中拨出专项资金进行投资，并大力开发小水电，消灭无电人口，实施电力普遍服务，给经济欠发达地区产生造血机制，逐步走上农村电力的自我发展轨道。
改革方案建议主要包括:
(1)实行***企分开，将原由各省电力工业局和省水利水电厅承担的管电行***管理职能移交给各省经济综合管理部门。各省经济综合管理部门作为各省电力工业的***府管理部门，依法履行***府管电职能，对全省发电和供电实行宏观调控，并对电力企业实行行业管理，国家电监会依法对农村电力实行投资、电价等的监管。
(2)组建省电力公司，负责对各省电网统一规划、统一管理。省电力公司按照《公司法》的规范要求进行公司制改组，建立现代企业制度，实行企业化运营和管理[2]。省电力公司接受省***府的指导与监督，接受电监会的监管并执行省经贸委的生产计划和电力分配计划。
(3)各县(市)经济综合管理部门行使***府管电职能，按经济发展水平和农村电力发展水平分别组建县(市)农电有限责任公司或股份有限公司、农电合作社和国有全资农电企业，原则上一县一公司(企业实体)。对边远山村以及少数因当地小水电丰富，开发建设小水电自供区，由省电力公司代管。并积极鼓励农电公司或农电合作社对小水电自供区进行投资参、控股，条件成熟进行合并，实现一县一公司。各农电企业***核算的企业，行使企业经营电网职能。
(4)实行主辅分离，将原来农电企业的所有多经产业从农电公司中剥离。学校、医院等成建制地移交社会教育、卫生主管部门，实行属地化管理;其他产业的企业，明晰产权，按现代企业制度组建有限责任公司或股份有限公司，其中的国有资产无偿划转由地方国有资产经营管理公司经营收益。
3改革路径建议
体制改革分渐进式的改革与激进式改革两种模式。渐进式的改革与激进式改革的区别不仅仅是一个速度的问题，即不是一个分步走、逐步展开还是一步走、总体推进的问题。两者更为本质的区别在于，渐进式改革是增量改革，即通过增量改革来发展新体制，逐步改革整个体制结构:激进式改革是直接进行存量改革，并以此来促进新体制增量的成长。由于我国农村电力的市场总量、技术水平和网架结构等综合素质薄弱，所以我国农村电力管理要求体制改革应当采取渐进式的改革模式。按照***企分开，最终成为具有“四自”功能的***供电公司的要求，积极推进农电体制改革[3]。在建立适应市场要求的内部经营机制的同时，要根据区域电力市场的条件、获取外部资源的能力和内部资源等因素，按市场要求确立并不断调整企业的发展战略和经营策略，全力避免城乡用电同价后电力行业出现全行业亏损局面。
当前农电体制改革重点在乡镇农电管理体制的改革。在乡电管站归并供电所过程中，要按事、权、责统一的原则和降低管理成本的要求设置机构;按销售收入与可变成本比例，控制用人总量：调整人力资源结构和用人方式，有效地控制人工成本:在资产和财务清理、转移中，杜绝资产流失。城乡用电同网同价既是此次重大变革的出发点，又是落脚点。城乡同价不是简单拿现有农村电价和城市电价综合完事，而是在通过“两改”有效地降低成本的基础上的同价。因此，要认真抓好农电体制改革和农网改造，调整资产结构和用人结构，在供电增长率逐步提高的基础上，有效地降低不变成本和可变成本，准确测算销售收入、成本、利润等各项经营指标，积极试点，审慎实施。要改革农村电力管理体制，首先要改变现在的农村电力管理组织结构。要彻底改变现在的由农村供电企业、乡镇电管站、村委会管电或村电工管电层层夏售、层层加价的体制，明确建立有***法人地位的农村供电商，负责农村的规划、建设和经营;其次，要加大农村电网与改造力度，改善电网布局，提高科技含量，降低线损，为用户提供低廉电价、高质量的电能;第三，要改变现行的电价形成机制，改善电价结构;四是建立与市场经济相适应的农村电力市场营销体系，在农村电力营销管理上，全面推行“五统一”“三公开”和“四到户”，按市场规律办事，杜绝“人情电、权利电、关系电”。新晨
4结束语
农电体制模式的研究尚无定论，要建立一个比较适合我国农村电力实际的管理体制，是一项难度很高的创新工作。我们只有在不断的探索与实践中摸索、总结，才能形成一套适合我国农村经济发展实际的农电管理体制模式，为我国农村全面建设小康社会和推进农村电气化建设而努力。
参考文献
李由.西澳的电力体制改革及启示，中国电业2002(4)52一53
电力改革篇3
显而易见，打破电力行业的垄断，不但对社会和百姓有利，对电力行业自身的可持续发展也是有利的。这需要一段时间才能显现出来，随着时间的推移，效果越发明显。因为中国入世以后，开放电力市场是迟早的事。改革电力管理体制和机制是实现上述目的的有效途径，不打破电力垄断，就不能建立电力市场；不建立现代现代企业制度，就不能适应国际竞争的需要。从我们的国情和电力现状看，从打破垄断到建立开放的电力市场，至少需要10年左右的时间，而这与加入世贸后的适应期相差不多，所以打破电力垄断迫在眉睫，决不能像一些人所说的那样，将电力改革放一放。推迟电力改革，将会错失电力可持续发展机遇。
电力现存的问题决不仅仅是个管理问题，说到底还是个体制和机制问题，应该以产权多元化为突破口，建立起现代企业制度并真正按现代企业制度运作。
有人说电力的问题不是体制问题，而是机制和管理方法上的问题。实际上机制和体制是紧密相联的，没有体制的改革，机制创新不可能实现，没有机制创新和新机制的运作，就不可能使体制改革切实到位。怎么能说电力的问题是机制而不是体制的问题呢？实际上这种说法，说到底是要说电力的问题不是体制问题而是管理方法的问题。电力系统的问题大致有：在电力建设方面建设成本过高，成本控制手段落后；在发电方面，电源结构不合理，成本核算过粗，管理有广度无深度；在供电方面，可靠性不强，服务质量不高，经营观念淡薄；多产业包袱重，科技含量低，竞争能力差。有人说“这些问题属于管理机制和管理方法上的问题，不是管理体制上的问题，是在现行管理体制下，可以通过加强科学管理逐步解决的问题”。这样回避电力体制存在问题，显然是不实事求是的。可以这样说，国有企业在体制上存在的问题，电力企业都存在，由于它的自然垄断性，其制约经济发展的弊端更显突出，这是不容回避的事实。电力建设成本高、电源结构不合理、服务质量不高、多经产业竞争力低等问题，绝不仅仅是管理方法上的问题，从根本上说还是个体制问题。电力部门长期以来既是经营企业，又作为***府的行***管电部门，***企不分，电源的规划布局和建设发展的决策都没有完全按市场经济的规律来办，有的不是专家集体决策，而是长官意志决定，决策不当，重复建设也不鲜见。电价虽由国家控制制定，但是电价制定的基础和建议权在电力企业，同时电力建设成本和运行成本偏高，是一个重要的价格制约因素。电力成本高，电价确定的基数就高。电力建设成本和发电、供电成本高，单纯归结为管理，是不能解决问题的；电力服务
质量水准低，管理也并非是根本所在。管理是企业永恒的主题，长期以来电力系统并没有放松管理和少抓管理，企业整顿、企业升级、创一流企业接连不断地进行，为什么总是不能彻底地解决电力的根本问题？究其原因，体制是根本所在。没有竞争，不愁市场，谁会长年自觉地去节约资金，降低成本；别无分店，没有对手，用户求电力，不养成门难进脸难看的习气那才不正常。所以，在这种体制下，无论你怎么加强管理，都难以从根本上降低成本，提高服务质量。相反，倘若抓住体制和机制创新，能够展开有效竞争，通过加强管理，就会有事倍功半的效果。
今年2月和4月，为了解西方主要国家电力市场化改革进展情况，以及改革后电力立法和电价机制情况，我们先后去美国、日本、英国、法国、比利时和欧盟总部作了一些调查。综观世界各国的电力市场化改革，既有降低电价、提高服务质量的成功经验，也有像美国加州电力危机这样的教训。那么，我们应该从这些国家电力改革的实践中学些什么呢?
电力改革要实现多重目标的平衡
实施电力改革、建立竞争性电力市场是一个复杂的过程，其主要原因是改革有多重目标，而且相互之间有矛盾。这些目标包括：
---用户希望低电价、高服务质量和安全稳定供电。
---股东希望得到较高的投资回报。
---电力公司希望公司获得发展和采用新技术。
---员工希望工作有保障和高工资。
---***府希望实施全国性的能源***策和与经济发展相适应的电力发展方针。
---环境保护组织希望减少污染。
---监管者希望能够通过竞争实现最优选择，通过监管实现价值最大化。
---燃料供应商希望保护其市场和投资。
电力改革必须使上述目标相互平衡，要实现这种平衡，需要根据经济发展的不同阶段和电力发展的不同水平，确立改革的主要目标和次要目标。不同发展阶段的电力市场，改革的着眼点和目标不同。根据各国的经验，成熟的电力市场的标志是：电价水平一般反映了成本和投资回报率；用电客户有较高的电价承受能力；有限的用电需求增长；有限的筹措资金的需求。而发展中电力市场的标志是：在电价方面交叉补贴现象较为普遍；用电客户对电价上调的承受能力有限；对建设和扩充电力设施所需的资本具有很大的要求。针对不同发展阶段的电力市场，改革的焦点和首要目标是不同的。对于成熟的电力市场，改革的焦点是降低电价，改革的首要目标是：降低电价，提高效率，为客户提供更多的选择，系统的安全性和可靠性。而充足的发电容量，基础设施扩建和升级，吸引投资成为改革的次要目标。
对于发展中的电力市场，改革的焦点是电力设施的扩建，改革的首要目标是：吸引电力投资，建设充足的发电容量，基础设施扩建和升级，系统的安全性和可靠性。而降低电价，提高效率和为客户提供更多的选择则成为改革的次要目标。电力市场化改革要具备一定的技术经济条件。电力的市场化改革除需要有正确的、适合市场经济规则和电力工业特点的指导思想外，还必须具备一定的技术经济条件，这些基本条件包括：
---系统必须有足够的规模（容量）：系统中要有若干的竞争主体，而且每一主体都能达到其经济规模。
---系统要有充足的备用容量：这既是市场化改革的原因之一（追求系统的价值最大化），也是市场化改革的基础（保证改革期间的安全稳定供电）。
---要有高质量的输配电网络系统。
---要有与市场化改革相配套的电力法和完备的基于激励机制的监管法规。
---要有健全合理的电价形成机制，输电配电过网费的计算原则和办法。
---要有切合实际的长期电力规划（每年滚动编制一次），并明确组织实施规划的责任主体及办法。
---要有保证发、输、配电设施发展的措施办法。
---要明确系统运营机构负责发、输、配电间运行调度工作，确保系统运行安全。
---建立完善的电力市场运营规则，明确现货市场和长期、中期、短期合同的关系及管理办法。
---改革过程中原有电厂沉淀成本（因执行国家能源***策致使造价较高，缺乏竞争力）处理办法。
---新能源及再生能源（风力发电、水电等）发电补偿办法。
---要有成熟的信息技术系统支持。
---要有比较成熟的资本市场，实现灵活的进入退出。
周密设计改革方案，并根据实际情况不断调整
电力市场化改革方案的设计包括：一、电力立法。审查现有的电力立法、准备立法咨询文件、起草修改后的电力法、通过修订的新电力法。二、经济财务分析。建立详细的经济模型，资产（企业）价值评估，准备过渡期合同，制定输配电价格。三、批发市场设计。制定系统安全标准，建立电力库定价，期货市场定价和对冲市场，检验电力库规则，建立信息技术系统和结算系统。四、形成具体监管法规。界定监管的范围，起草监管法规，通过监管法规，正式组建监管机构。在经济和财务分析方面要做更详细的设计：要检讨国际电力改革的经验教训；建立批发市场／电力系统模型；完成电力各环节的财务模型；建立供电价格对用户经济影响模型，包括设计市场和产业结构；确立和处理过渡期主要问题，包括补贴、沉淀资产、各环节收入的重新调整、过渡性的供电协议、新投资的需求；对电价结构和监管法规的详细设计。
电价核定应该遵循的一些基本原则
虽然各国在电力工业发展的不同阶段，电价核定的原则有所不同，比如正处于发展中的电力市场，电价的核定原则要与改革的首要目标相一致，电价水平要使股东有较高的回报，吸引投资，加快电力建设；对于成熟的电力市场，电价的核定要有利于提高效率，让用户分享提高效率的成果。但各国在电价核定中都能共同遵循一些基本原则。一是成本补偿原则。
电价能够补偿合理的成本支出。二是合理报酬原则。电价能够让股东有合理回报。三是公平负担原则。用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。在正进行电力市场化改革的国家，竞争环节的电价，由市场决定；垄断环节的电价，由监管机构或***府核定并受监管。定价原则是否正确，是影响电力改革成败的关键因素之一。美国加州管死了销售电价，而放开发电批发电价，因供不应求，批发电价猛升，造成两个电网公司破产，发生了严重危机。
建立***的、专业的电力行业监管机构
电力行业监管机构监管机构的***性，是指***于本行业的任何一家经营者，被充分授权监督产业***策的执行情况，例如制定或改变价格。对电力行业有效的监管，要求监管机构对本行业具有详尽的专业知识：有能力获取详细和准确的行业信息，包括财务信息、技术信息和经营信息等；能克服监管者和市场经营者之间信息的不均衡性；能了解本行业中的变化，包括技术和竞争行为等；能吸引合格的职员。
基于上述要求，一家***的、专业的电力行业监管机构，比多头分散的行业监管结构更可取。为确保监管机构的***性和履行职责，要有明确和清晰的法令法规；要有开放和透明的监管程序；要有由所有本行业经营者参与的监管程序；监管机构负责人的任职期限要固定；要有完善的申诉机制。
实行厂网分开，竞价上网，建立发电市场
首先，厂网分开，有利于电力系统清晰产权。比如，以往电厂与电网之间的联络线由电厂投资建设，无偿交电力公司经营，成为电网经营企业的资产，延续这种作法只会造成新的产权不清和输电价格的成本失真。而实践证明，只有产权清晰，才能方便建立现代企业制度。专家认为WTO首先是一个体制概念，它对企业的制度要求只有一个，就是建立现代企业制度，而建立现代企业制度的核心又是建立现代产权制度。现代产权制度包括产权的清晰性、产权结构多元化、产权的可流通性和交易性、产权制度的设置要有利于调动人力资本的积极性等。只有建立现代企业制度，才能参与国际市场竞争，从这个意义上说，WTO对我们来说首先是个体制问题，然后才是一个产业概念。实际上从这里又可以说明电力的问题不单纯是一个管理方法问题，而首先是一个管理体制问题。
电力改革篇4
一、组建股份制的贵州电力交易中心
去年初成立了贵州电力交易中心，属于南网贵州公司的全资子公司，并正式挂牌运行。今年初，按照电力体制改革精神和贵州省的试点方案要求，在开展跨界考察调研的基础上，经过省领导与南方电网公司主要领导和分管领导多次沟通协调，重新组建以南网贵州公司占80%、贵州产业投资集团有限公司占20%的股份制电力交易中心，目前已完成工商营业执照登记。下一步还将继续协调推进和不断完善，逐步实现电网公司相对控股、多方参股、相对***、规范运行的市场交易机构。
成立了由南网贵州公司牵头，发电企业、售电企业、用户代表参与的市场管理委员会。管理委员会主任由电网公司推荐，办公室设在电力交易中心，贵州省发展改革委、经济和信息化委、能源局和贵州能源监管办等***府部门不参与管理委员会，但可参加管理委员相关会议，对不符合市场交易规则的行为可实行否决。为方便市场主体开展交易业务，贵州省对电力交易大厅进行重新选点改造，建设多功能、智能化、一条龙服务的电力交易大厅。目前已试运行，4月中旬投入使用。
二、开展电力市场化交易
制订了《2016年电力市场化交易实施方案》和《贵州省电力市场主体注册管理办法（试行）》，对贵州电力市场的总体设计、实施路径、主要任务、市场运行、信用体系建设等作了明确。2016年允许报装容量为1000千伏安以上的用电企业进入电力市场，全省已有913家用电企业与21家发电企业签订了年度合同，签约电量达到336.7亿千瓦时，放开的发用电计划比例达到近40%。同时通过优先购电制度，保障重要公用事业、公益行业、居民生活用电等；通过优先发电制度，保障风电、水电等清洁能源的全额消纳。
三、通过改革降低大用户电价
根据《国家***关于贵州电网2016―2018年输配电价的批复》，输电环节过网费每千瓦时下降1.66分，其中大工业用电过网费下降3.06分。结合供给侧结构性改革，通过火电企业与用户直接交易和水火电发电权交易，实现大工业用电价格由0.56元/千瓦时降至0.44元/千瓦时，降低企业成本64亿元，可带动大工业用电量增加87亿千瓦时。
贵州是全国大数据综合试验区，中国电信、中国移动、中国联通三大运行商先期落户在贵安新区。目前全省共有大数据企业6家。为扶持大数据等新兴产业发展，全省通过电改释放红利，大型数据中心用电价由0.56元/千瓦时降至0.35元/千瓦时，预计为企业降低用电成本1亿元；结合贵州实际，对化工、冶金等特色支柱产业降至0.4―0.45元/千瓦时，有色产业降至0.3元/千瓦时。通过降低用电成本，拉动工业经济发展，今年1―2月，全省全社会用电量188.59亿千瓦时，同比增长1.16%。其中2月份同比增长3.54%。
四、引导社会资本成立售电公司
开展了成立售电公司咨询服务，贵州省能源局明确专人对前来咨询的企业进行***策宣传解读引导，初步拟定了售电公司注册工作流程，根据企业意愿，企业自行先到当地工商行***部门注册成立售电公司，报省能源局备案，省能源局对其资质进行审核，对符合条件的列入目录，进行公示，到电力交易中心注册登记。目前全省已在工商部门注册的售电公司24家，其中国企售电公司9家，国企和民营混合售电公司2家，民企售电公司11家，省外售电公司2家。下一步将按照改革要求，积极探索售电公司相应准入条件，推动售电主体开展售电业务。
在售电侧改革中，结合贵州实际，选择在兴义市和贵安新区开展改革试点。目前南网贵州公司对兴义市地方电力公司的代管关系已解除，兴义市地方电网范围内实现了发、输、配、售的分开，由兴义市电力公司***开展农网改造升级工程。贵安新区是全国第八个部级新区，直管区按照南网贵州公司、贵安新区、社会资本4∶3∶3的股比构架组建配售电有限公司，选择5―7家发电集团和用户作为社会资本参股，目前已完成公司可行性研究报告，组建方案已报南方电网公司，拟于4月上旬正式挂牌成立。
电力改革篇5
为切实抓好我县农村电力管理体制改革工作，根据上级有关农村电力管理体制改革精神和《县农村电网完善改造工作实施方案》要求。结合我县实际，特制定本方案。
一、指导思想
全面实施农网改造，深入贯彻落实科学发展观。稳步推进农村电力管理体制改革，理顺农电管理体制，规范农村电力市场，降低农村电价，减轻农民负担，进一步促进农村电力事业和社会经济发展。
二、改革目标
县、乡、村按电力管理法规和社团管理法规规定分别成立县农电管理协会、乡镇农电管理分会、村管电理事会，一)理顺农电管理体制。农电管理以郴电国际分公司为主体。制订相关农电管理制度，报上级理事会，乡镇农电管理制度报郴电国际、县农网办备案。各村与郴电国际分公司要签订农电管理合同，明确双方权、责、利关系，报县农网办备案。第一、二期农网改造村统一按照本次体制改革模式执行。
郴电国际分公司所属供电所负责台区总表的抄表管理，二)建立农电管理新模式。按照公益自治的原则。委托村管电理事会负责抄表收费到户、按时购电缴费，全面实现村组台区农电管理“三公开”即电量公开、电价公开、电费公开，接受群众监督，逐步建立“公益性、服务性”农电管理新模式，实现城乡用电同网同价。
进一步加强农村电力管理，三)规范农村电力管理。要通过农网改造。按照《电力法》电力供应与使用条例》供电营业规则》及国家相关农电管理法规，制订规范的农电管理制度、标准、流程，推行农村用电责任保险，规范农村电力管理。
三、改革原则
实现农村电力管理体制改革与加快农村电网改造相结合，按照“统一部署、规范管理、综合配套、***府指导”原则。整顿农村电价与规范农村用电秩序相结合，加强农村电力管理与改善服务相结合。全面推行“公益性、服务性”农电管理新模式，各级农电管理协会和村管电理事会受郴电国际分公司委托组织管理农村用电，广大农村用户既是用电者，又是管理者。
四、工作流程
并筹集农户自愿投工投劳款组织勘测设计乡村落实农电体改工作报供电所初核郴电国际分公司同意并与村支两委签订农电管理合同领取农网改造材料，乡镇、村、组申请农网完善改造县农网办、郴电国际分公司办理手续村委会成立村管电理事会。组织安装施工工程完工后，进行体制改革工作验收验收合格后，按新的农电管理模式正式运行。
五、农电管理
全县农网完善工程整体完工、村组农电管理规范、电力体制改革运作正常、经同网同价验收合格后，一)台区电价执行与监管。各台区总表电价和农村居民到户电价原则上按分步实施同网同价的要求执行。农村到户电价按国家规定电价实行同网同价，不得以任何理由乱加价、乱收费。
降低电费回收风险。二是实行村管电理事会抄表收费到户。村管电理事会每月中旬(13号至15号)使用红外抄表机对台区内各用户进行抄表，二)台区抄表收费管理。一是推行预购电制度。抄表后将抄表机数据录入当地乡镇农电管理分会“农网客户管理系统”由系统形成并打印出各用户的电费清单。村管电理事会将各台区用户电费清单在台区公布，依据电费清单收费到户，收取电费后在用户的电费收费手册”上进行登记确认。管电理事会应及时收取电费、及时对台区总表购电装置进行充值购电。台区各用户不得以任何方式、任何理由拒付电费，否则由电力***部门依法处理。三是规范台区总表抄表收费。完成农网改造的台区总表安装低压预购电装置，推广先购电后用电，供电所每月中旬对台区总表进行抄表，开具电费发票，月底进行结算，实行多退少补。
用户向村管电理事会提出申请，三)台区低压业扩管理。台区低压业扩(低压用户新装、换表、移表、增容、更名、临时用电等用电业务)由郴电国际分公司办理手续。村管电理事会按规定流程办理。台区低压业扩计量装置和低压线路必须严格按农网规程规范的要求进行安装，由管辖供电所验收合格加封后，才能搭火供电。未经办理手续，任何单位和个人不得私自扩展用户、安装、更换电表或电表外搭火用电，否则根据《电力法》有关条款依法处理。
安装后由当地供电部门对表箱门加封。四)台区计量管理。台区低压居民用户、经营性动力用户电表必须经计量行***管理部门或授权检定机构校验合格后才能安装使用。
村管电理事会协助管理；用户进户主线由村管电理事会负责管理和维修，五)供电设施的维护管理。台区变压器10KV引下线与10KV线路的搭火点电源侧设施和台区变压器10KV引下线、跌落保险、避雷器、变压器、计量装置、低压主线由郴电国际分公司负责管理和维护。用户计量装置及以下的设施由各用电户自行管理维护。用电设备和线路必须使用合格材料，符合安全规程，否则，供电方可拒绝送电。乡镇、村要支持郴电国际分公司加强对供电设施的维护管理，采取切实措施，严防人为损坏或盗窃电力设施。
杜绝发生拖欠电费现象。郴电国际分公司和村管电理事会要做好本村各台区窃电、违章用电及电力纠纷的处理工作，六）农电纠纷与费用管理。村管电理事会每月按时足额收取和上交电费。小纠纷由村管电理事会自行处理，较大纠纷由乡镇、郴电国际分公司、县电力综合***大队联合处理，情节严重的交司法机关依法处理。郴电国际分公司根据农电管理合同规定，每月或每季度按本村发生电费总额的5-7％支付返回款和管电效益款作为村管电理事会的管理费用，其提取的10-20%作为供电设施维修费用。该费用由村管电理事会和郴电国际分公司双方管理，设立专户，专款专用；村管电员根据工作量具体情况从管理费用中给予相应的津补贴，剩余部分作为村管电理事会的经费及管电补贴。此外，郴电国际分公司按全县居民生活用电电费总额的1%提取作为县农电协会的工作经费，确保农电管理工作的顺利开展。
全县电力用户中鼓励用电责任保险。按照用户自愿、费用自理的原则，七）农村用电责任保险管理。为减轻用户因电力故障而遭受的意外伤害或财产损失。由用电户向保险公司购买用电责任保险，严禁搭车或强行向村民收取保险费。参加用电责任保险的一旦发生电力事故或由此引发的损失，由保险部门依法、按程序进行理赔。
六、工作要求
电力改革篇6
本轮电力体制改革始于2002年，按照“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”的原则，对原国家电力公司进行了拆分和重组，组建了两大电网公司、五大发电集团，剥离了电力辅业并于2011年9月整合为两大辅业集团；2003年成立了履行电力市场监管职能的国家电监会。
发电侧形成竞争态势已有时日，与发电密切相关的煤炭生产、销售也实现了市场化，但由于能源工业体制机制方面的深层次矛盾没有得到化解（市场煤计划电只是原因之一），有效的市场竞争格局没有形成，近年来火电企业生产经营难以为继，***府宏观调控左右为难，上网电价和销售电价一涨再涨，广大人民群众成为资源价格大幅上涨的主要承担者。我国许多地区占全部用电量85%左右的工业和商业用电实际支付的可比价格水平已高于美国等发达国家。
新时期，应当排除不同利益主体的干扰，坚定不移地推进电力体制改革，改变“改得动就改、改不动缓改”的局面和“头痛医头、脚痛医脚”的模式。构建有中国特色的竞争性的电力市场，最终通过改革使人民得到实惠，确保整个电力工业持续健康平稳发展应是电力体制改革的主要目标，为此应围绕以下几个关键问题进行全面、系统、深入的改革。
一、理顺资源获得成本是推动电力体制改革的前置条件
传统意义上将煤炭、石油、天然气、页岩气、煤层气、铀矿、水能、风能、太阳能、地热、潮汐等划分为一次能源，电力等划分为二次能源。煤炭、石油、天然气等矿产资源是有限的，《中华人民共和国资源税暂行条例》规定了这类资源开发需缴纳资源税，且实现了由从量征收向从价征收的转变。
水能、风能、太阳能等虽是可再生的，但有经济开发价值的资源点也是有限的，优质资源点越来越少，而国家对这类资源还没有征收资源税，致使水电、风电、光伏发电企业的实际生产成本低于其正常成本，这是近年来国企、民企哄抢水电开发权以及众多水电项目大幅溢价转让的原因。由于央企开发各省水电资源未缴纳资源税（属于地税），地方***府和当地群众也有相当大的意见。而燃煤发电、燃气发电、核电等发电企业的主要成本是燃料采购，煤炭、天然气已征资源税，这类发电企业的生产成本是全成本。
因此应启动水电、风电、光伏发电等企业的资源税征收工作，建立科学合理的评估体系和详细的计算公式，宜采用前低后高的方式征收资源税，因为这类企业在刚投产时固定资产折旧和财务费用最高，后逐步递减，提完折旧和还完贷款后年运行成本几乎为零，可以加大征税幅度，否则在上网电价不变情况下利润过高。水电资源税应综合参考水电项目的投产年限、有效利用落差和流量、实际年发电量、装机规模等因素进行设计，移民数量、移民区的经济社会发展水平、环境恢复成本等作为减免资源税的因素加以考虑。
目前受国家产业***策扶持的风电、光伏发电等，在出现多数企业盈利前可缓征资源税，并由国家按照风电、光伏发电平均上网利用小时数和各省标杆电价给予补贴，但应提出这类企业通过技术进步和管理提升降低补贴标准的分年度目标。
二、变革电价形成机制是电力体制改革的核心内容
市场经济需要***府的宏观调控，货币、财***、税收、补贴等***策是宏观调控的主要手段，但价格不是市场经济中的调控手段，因为价格竞争是市场经济的基础和市场竞争的本质。在竞争性市场中供求关系决定市场均衡价格，个别产品质量决定个别产品价格，个体成本决定企业盈利能力。
“质优价高、质次价低”是市场竞争的必然结果。而我国至今在电价领域实行行***审批制，不同电力产品的上网电价差别巨大，光伏发电1元/千瓦时（曾经为1.15元/千瓦时），风电平均0.55元/千瓦时，核电0.41～0.46元/千瓦时，燃气发电约0.54元/千瓦时，循环流化床机组约0.48元/千瓦时，脱硫火电约0.44元/千瓦时，有调节性能水电约0.32元/千瓦时，径流式水电约0.30元/千瓦时，建成时间较早已完成还贷和提完折旧的水电厂以及地方小水电保护性上网电价约0.15元/千瓦时（部分电价以某省代表性电厂为例）。现在又出现了按照建设成本审批新建水电项目电价的苗头，“一厂一价”有重新取代标杆电价的趋势。虽然“同网、同质、同价”写入了《电力法》，有识之士也呼吁了多年，但始终没有得到落实。
对不同电能上网电价实行行***审批的初衷，是因为不同电厂的成本差别较大，加上一些成本未反映到企业生产经营中，比如水电、风电、光伏发电企业应缴纳的资源税，核电企业应缴纳的核电安全基金等，***府有关部门从平衡不同能源品种利益的角度出发，人为制造了价格差别。这样既不利于市场竞争，又容易出现权利寻租，企业也将工作重点放在争取高电价上，而不是苦练内功降低工程建设造价和生产运行成本。实际上各种电力产品的成本得到真实全面的体现后，成本只是个体竞争力的问题，市场竞争会自动进行优胜劣汰。
“同网、同质、同价”的实质，是发挥同样作用的电力是同样的商品，给使用者带来的效用相同，从消费者那里得到的价格也必然相同。放开对发电、用电价格的***府管制是电力体制改革的核心内容。
在发电侧，应根据各省现在的实际加权平均上网电价，形成各省新的唯一的上网标杆电价（避免对当地销售电价产生冲击），起到价格中枢的作用，围绕标杆电价设置一个上下浮动的区间（比如±20%），各类发电企业按照电网公司提前公布的负荷需求，在该区间内进行竞量竞价。
不可预测的电能报低价，承担基荷的电能报中间价，能够为系统提供调频、调峰、电压支撑、旋转备用、黑启动等辅助服务的优质电能报高价，具有社会公益性质的水利项目上网电价可以适当高于标杆电价。这样企业根据自身盈亏情况决定竞量竞价策略，争取在有边际利润的情况下多发电，市场就实现了有效竞争。供大于求时电价低位运行，供不应求时电价高位运行。如申报的总电量大于负荷需求，则报价处于最高价的电厂按比例发电上网；如果因煤价高，主网的某些主力燃煤电厂亏损严重不参与竞量竞价，所有申报电量不能满足负荷需求，短期可以采用限制用电负荷的方式解决，长期则由电网公司书面报该省***府主管部门批准上调标杆电价；反之，如果所有申报电量长期大于负荷需求，则相应下调该省标杆电价。
火电企业满足脱硫、脱硝要求不应实行电价加价，而是对不满足脱硫、脱硝环保要求的企业进行罚款，由电网公司在其发电收入中代扣代缴，实质就是增加这些企业的成本。由于电力市场竞争是价格竞争，企业获利主要通过降低成本来实现，他们会积极主动地进行脱硫、脱硝技术改造。基于所发电能的特殊性，风电、光伏发电报价低于水火电，电网公司从自身利益出发优先调用低价的电能，这样迫使电网公司优化运行方式、提高供电质量。有效的价格竞争体系运转起来后，发电企业就不必沟兑调度部门，因为电网公司会从企业利益最大化的角度出发，在确保满足负荷需求的前提下，实现购电成本最低。
在用电侧设置销售标杆电价和上下浮动的区间，除居民用户、农业灌溉、公用事业、***工生产等实行低电价并保证用电外，其它用户按价申报用电需求，价高的优先保证按需量用电，同一申报电价水平的用户按申报电量比例用电，这样可以通过市场竞争有效遏制高耗能工业等落后产能的发展，继续坚持在居民用电上推行阶梯电价制度。
价格实现了竞争，节能调度的问题也就迎刃而解。在丰水期，径流式水电站为避免弃水自然会选择报低电价，如报高了，燃煤火电在该价格水平能够盈利就会参与竞量竞价，总供给量增加，按报送比例上网则水电就会弃水。在枯水期，水电出力不足，燃煤电厂就报高价，大容量、高参数的机组煤耗低，当同一价格供大于求时，就可凭借相对于中小机组的成本优势进行降价竞争，争取多发电。同样峰谷电价也可以通过竞价来实现。市场按质论价，抽水蓄能电站在发电调峰时执行高电价，在低谷时段电低价时蓄水，盈利有了保证，业主就有了建设的积极性，电力系统结构得到了优化，电网安全性更高。
我国以燃煤发电为主，各省火电企业能否维持正常的生产经营，将决定各省上网标杆电价的价格水平，进而影响销售电价。
三、实现***府职能转变和竞争性国有企业内在职能回归是推动电力体制改革的必然要求
目前各级***府在能源工业微观运行中介入太深，在电价审批、煤价干预、电煤储备、限煤出省、强制企业发电、水电分摊火电亏损等方面频频干预，既越俎代庖又饱受争议，市场也未按***府设计的轨道良性运行，充分说明这种身兼规则制定者、裁判员又负责调遣运动员的角色定位必须改变。
从短期来看，***府直接干预能源生产的细节容易操作，也能发挥一定效果，但未从根本上化解矛盾，当矛盾积累到一定程度就会有总爆发的一天。***府管理应实现由粗放型向精细化的转变，从实际出发充分调研，制定公平合理、切实可行的市场游戏规则并加强市场监管。
而发电企业也应实现从二元主体目标向一元主体目标的回归。现在竞争性领域内的国有企业是履行社会责任和追求利润目标的综合体。“讲***治，讲国企社会责任”已经比追求利润目标居于优先地位。真正的市场经济体系中，无论国企、民企还是外资，表现都应该是趋同的。各企业在法律框架下，充分利用市场规则，追求利润最大化，给予投资人最大的回报应该是其首要目标。发电企业在重大事项（如北京奥运会）和关键时刻（如5·12地震和1998年洪水）必须讲***治，积极履行社会责任，但在日常生产经营中应实现向“讲法律，按市场经济规律办事，合理追求利润”的回归，企业有权自主决策在煤价高的时候不买煤或少买煤，在越发越亏的时候不发电。
我国目前装机规模略大于负荷需求，而电煤产能也略大于电煤需求，但为什么电煤价格没有显著下降呢？一个很重要的原因是由于***府强力干预微观经济运行，电煤需求呈现刚性，煤企对煤价长期走高预期一致，因此煤价在产大于求的情况下没有下跌。只有实现了发电企业内在职能的转变，火电企业越发越亏时能自主决策不买煤不发电，煤企对电煤需求和煤价走势的预期发生了转变，通过一系列的市场博弈，电煤价格才能够真正实现上下浮动，长期电煤采购合同违约现象才能得到遏制。
有人担心一旦放松国企社会责任要求，火电企业可能故意不发电，逼迫***府涨电价。实际上只要市场中有足够多、分属不同利益主体的竞争者，由于火电企业的折旧、财务费用、人工成本等是硬成本，按照“囚徒困境”博弈理论，受利益驱使单个企业在发电能产生边际贡献时会争取多发电，否则就是硬亏损，这种经营状态不可持久。现实的风险是煤企手中握有资源，趁机大肆并购发电企业，而五大发电集团也搞“煤电一体化”，但粤电力、申能、浙能、京能、川投等地方发电企业如何实现“煤电一体化”呢？地方发电企业的存在是确保各省电力市场有效竞争的重要因素，一旦由于体制性原因煤企和电力央企把他们挤垮，导致市场集中度不断提高，将竞争性的发电市场格局导入寡头垄断格局，就存在“企业绑架***府”的风险。
四、垄断性、公益性国有企业成本透明化是确保电力体制改革成功的重要条件
在前述外部环境没有改变之前，即使把电网公司再拆分为几大区域公司、实行输配分开，也不能从根本上化解我国当前的电力矛盾。只有在发电侧和用电侧实现了价格竞争，中间输配环节实现了成本透明化、信息公开化，才能真正建立竞争性的电力生产、输送、使用体系。
从国家安全、经济成本、我国地域广大等角度出发，负责电力输送的电网公司和负责主要电煤运输的铁路部门具有自然垄断属性，不会因拆分而改变，如拆分反而可能增加建设、运行、管理和监管成本。对电网公司这类公益性质的垄断国企，应要求其履行社会责任优先于实现利润目标，***策上应使各省上网电价和销售电价之差能保证电网公司消化成本并适度盈利。
电网公司的成本是否透明是关系电力市场能否长期健康稳定运行的重要条件，必须由专门的***府部门对其成本进行监管。而处于竞争性行业领域的国有发电企业，出资人首要考核的是其利润目标，有效的市场竞争能约束其成本扩张。
现在社会公众对能源行业的成见，主要是垄断企业（如石油、石化、电网等）的工资收入、福利待遇、集资分红、职务用车、职务消费等明显高于一般国企和全社会的平均水平，实现成本透明化是改变这种局面的主要方式。健康和谐的能源工业体系中多数企业都能靠主业盈利，既不是暴利也无大面积亏损，各行业干部职工能够获得与自身素质、受教育程度、劳动付出相匹配的收入。通过成本透明化和有效市场竞争，不同类型的能源国企收入差距应在全社会可接受的范围内。
电力改革篇7
1洁净煤技术提出的背景
当今人类面临着三大环境问题：酸雨、温室效应和臭氧层破坏，这都与经济的发展密切相关。
1．1燃烧排放与酸雨污染
形成酸雨的主要物质是SO2和NOx，这两类物质的90％都来自矿物质燃料燃烧。酸雨影响水生生物生长或使其死亡；大面积的森林死亡也归因于酸雨的危害；酸雨还加速建筑材料的腐蚀；酸雨使地面水呈酸性。为减少酸雨的危害，必须采取增大燃煤洗选率、增加低硫煤开采与使用、大规模采用烟气脱硫装置、大力采用循环流化床燃烧技术、征收SO2排放税等措施，控制造成酸雨的污染物SO2等的排放。
1．2全球气候变暖与能源工业
大气底层聚集大量温室气体，地球辐射的长波被温室气体反射回来，有效地避免热量散失。当大气层中温室气体浓度上升时，温室效应增强，导致全球气候变暖，其中影响较大的是浓度增加最快的CO2和CH4。矿物燃料燃烧和地球植被破坏是CO2浓度增加的主要原因，能源工业同时也是CH4的一个重要的产生源。随着世界能源消耗不断增长，电力行业在能源直接消耗中所占份额越来越大，加快电力行业的科技转化，研究开发洁净煤技术，将成为解决温室效应的重点突破口。
1．3臭氧层破坏与燃烧排放
人类过多使用CFCS及矿物燃料燃烧的排放物有关。大气同温层O2可通过四种途径减少：紫外光照射下的分解反应；Cl与其反应；NO与其反应；OH及HO2与O3的反应。其中，70％的O3与NO反应而消减。近年来，燃烧过程中N2O的排放引起较大重视，它是一种温室效应气体，并且能破坏大气同温层的臭氧层，同温层中N2O浓度的增加将引起臭氧层中NO浓度增加，从而使臭氧层变薄加速。在电力行业引进先进的洁净燃烧技术，降低NOx排放，对保护臭氧层起到积极的作用。
2洁净煤技术进展
洁净煤技术是针对燃煤对环境造成污染提出的技术对策，是旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转换和污染控制新技术总称，它将成为21世纪煤炭利用中既能降低动力耗费，又能创造友好生态环境的高新技术，其构成如***1所示。
2．1煤炭燃烧前处理技术
动力用煤洗选加工是提高煤炭质量、增加煤炭品种、节约能源、节省运力、降低燃煤对大气污染和保护环境的重要措施。浮选脱硫属先进的物理洗选工艺；干法分选适用于分选氧化煤与水资源缺乏的地区；化学分选适用于物理分选排除大部分矿物质后的最后一道分选工序，需要高活性化学试剂，工艺过程大多在高温、高压下进行，成本较高；微生物脱硫具有反应条件温和、成本低、能耗省、无煤流失、能脱除煤中的有机硫与黄铁矿硫等优点，
但作用时间长，反应容器大，生产工艺复杂，处理费用高，不适合大规模能源工业。
型煤加工技术在经济上是合理的，而且环境效益、社会效益显著。将粉煤加工成型煤，比燃烧散煤节约能源20％～30％，减少烟尘排放量40％～60％，提高锅炉出力10％～30％。加入适量的固硫剂，燃烧时烟尘和SO2的排放都比燃烧散煤时减少40％～60％。在我国，民用型煤加工已有成熟技术，但工业型煤的发展比较缓慢，其技术开发仍处于分散的低水平重复状态，对于其推广缺乏有效的组织管理。
水煤浆是一种煤基液态燃料，发展水煤浆技术，不仅能节省宝贵的油资源，而且还可以解决煤炭运输、环境污染等问题。目前国内外水煤浆技术的发展趋势为：由小规模工业示范厂、试验厂向大型化、商业化方向发展；水煤浆应用向多用途方向发展；水煤浆向大型化、系统化方面发展；水煤浆研究向低污染燃烧方向发展。
2．2燃烧中处理技术
为适应煤种多变、调峰及稳定强化燃烧的需要，出现不少新型煤粉燃烧器，如：煤粉钝体燃烧器、稳燃腔燃烧器、夹心风燃烧器、双通道自稳燃式煤粉燃烧器、火焰稳定船式燃烧器。这些燃烧器用于燃用劣质煤和低挥发分煤。其特点为：低负荷稳燃，提高热效率；加强煤粉气流与高温烟气流的湍动和混合，明显改善着火条件；稳定燃烧，防止结渣，煤种适应性好；减少燃烧过程中NOx的[摘要]到2007年7月，除爱沙尼亚、希腊和葡萄牙等少数几个国家出于特殊原因得到宽限外，欧盟其他成员国已经根据欧盟指令，对所有终端用户开放了电力市场，各成员国国内和跨国的电力交易活跃，各国电力工业初步实现了优势互补，竞争使电力企业效率不断提高。1997-2006的十年间，在一次能源价格全面大幅度上涨（煤炭、天然气、原油价格涨幅分别达到19%、45%和158%）、大量采用风电、太阳能发电等成本较高的可再生能源和电力企业加大了环保投入的条件下，2006年欧盟成员国的电价与1997年水平基本持平。二十多个经济技术水平不同、有的甚至还差异比较大的国家能够基本统一步调，共同推进电力市场化改革，并取得成效，这件事十分发人深省，值得我们认真研究、参考借鉴。本文简要介绍了欧盟成员国电力市场化改革和有关电力监管的情况，并就欧盟电力改革的启示提出了几点看法。
欧盟电力市场化改革始于1990年，其标志是欧盟颁布了90/377/EEC要求对有关工业用户的电力和天然气价格透明化的指令和关于输电的90/547/EEC指令。欧盟推进电力市场化的目的是要消除各成员国之间的壁垒，建立跨国电力企业和实现跨国电力供应，建立欧盟电力市场，确立欧盟范围内统一的竞争氛围。到今年7月，除极少数国家外，欧盟各成员国已经基本建立了电力市场，对所有终端用户开放了购电选择权。各国电力实现了优势互补，跨国电力投资和兼并活跃。
根据2007年1月欧盟委员会给欧盟理事会和欧洲议会的关于欧盟内部电力和天然气市场前景的报告，由于开展电力改革，通过竞争和加强监管，促进电力企业降低成本，提高了电力行业整体的效率。1997-2006年的十年间，在一次能源价格全面大幅度上涨（煤炭、天然气、原油价格涨幅分别达到19%、45%和158%）、大量采用风电、太阳能发电等成本较高的可再生能源和电力企业加大了环保投入的条件下，2006年电力销售价格与1997年水平持平（如果扣除税收因素影响，还有所下降）。2002年甚至曾经出现电力销售价格比1997年降低20%的情况。
欧盟二十多个成员国的经济技术水平不同，有的甚至还差异比较大。可是，各国能够在电力领域基本统一步调，共同推进市场化改革并取得成效，这件事十分发人深省，值得我们认真研究。
一、欧盟电力市场化改革的立法和制度建设
（一）立法
欧盟委员会通过制定一系列行业法规和通用竞争规则，推动电力市场化改革不断深入。
20世纪90年代初，欧盟颁布了有关工业终端用户电力和天然气价格透明化的90/377/EEC指令和关于输电的90/547/EEC指令，标志着欧盟电力行业自由化进程的开始。
1996年，96/92/EC指令（又称电力指令）出台，明确了建立欧盟内部电力市场的通用规则。2001年颁布的有关可再生能源发电的2001/77/EC指令对电力指令作了补充。
2003年，为加快电力市场化进程，欧盟颁布了两个新的指令：一个是2003/54/EC指令（也称加速指令），取代了电力指令；另一个是1228/2003法规，明确跨国输电入网等问题。
2005年7月，作为欧盟委员会法律顾问组织的欧洲电力和天然气监管机构（ERGEG），颁布了关于输电收费和阻塞管理的导则，并于2006年初生效。
这一系列指令、规则构成了欧盟电力市场化改革的法规体系，成为欧盟指导和规范各成员国电力市场化改革的依据。
（二）电力监管
总体上讲，在电力市场化改革工作分工方面，欧盟委员会负责（与各成员国的有关部门一道）制定竞争***策和执行竞争规则，欧洲法院以及各国司法部门负责进行监督。欧盟委员会负责组织制定并执行有关行业法规和竞争规则，而且只有欧盟委员会有权提议制定新的法律、法规。法律、法规经欧盟理事会和欧洲议会批准后执行。相应地，各成员国根据欧盟加速指令要求建立的能源监管机构，负责监管本国电网无歧视开放、电力市场有效竞争、有序运作和监管电网互联。
如果成员国未能遵守欧盟法律，欧盟委员会有权将其告到欧洲法院。同时，依据欧盟竞争规则，欧盟委员会可以在发出停止违法行为命令、宣布协议无效以外，通过罚款制裁违反竞争协议和其他违法行为。此外，欧盟委员会有权批准或阻止兼并、收购或建立合资企业。欧盟委员会还负责确保成员国不会通过提供非法的国家援助来阻挠自由竞争，而且有权对某一行业部门中限制和扭曲竞争的情况进行调查。
欧盟委员会目前有27名委员，每个成员国一名，5年一届。委员必须按照符合公众利益的原则行事，具有不容置疑的***性，不得寻求或接受任何***府部门或其他机构的指令。现任委员会于2004年9月22日就职。目前负责能源事务的委员AndrisPielbags是拉脱维亚前外交官和驻欧盟大使，其任期内的工作计划包括六个重点，第一建立能源、环境和基础研究之间更加紧密的纽带关系；第二继续推进电力市场的整合及自由化；第三抑制能源需求；第四促进可再生能源发展；第五加强核能安全；第六进一步发展对外特别是与俄罗斯的能源合作关系。目前负责竞争的委员NeelieKroes是荷兰前商人和***治家，她所倡导的工作重点是执行竞争规则，确保欧盟能源市场的有效运作。
二、电力改革与监管
根据电力指令和加速指令，欧盟各成员国逐步取消了电力企业的垄断权利，但是对电力企业产权性质是私有或者是公有未作规定，也未禁止电力企业采用垂直一体化的结构。垂直一体化电力企业无需剥离输电系统的产权，也允许存在输电及配电系统联合运营机构，但是，必须为其发电、输电、配电和售电业务设立单独的账户。
（一）发电环节
目前，欧盟各成员国的发电环节都已经全部开放，实现了竞争。
1、关于发电设施建设和运营的审批
各成员国***府根据客观、透明和非歧视标准，对新建发电设施进行及时审批。审批内容涉及生产技术安全、保护公众健康与安全、环境保护、土地规划与利用、公共土地的使用、能源效率、一次能源的性质、申请人的性质（如技术、经济和融资能力）以及公共服务义务等方面。
加速指令中规定了有关新增发电设施的招标程序。招标文件应至少在投标截止日前六个月在欧盟***期刊上公布，使各成员国相关企业都能获得招标相关信息，并有足够的时间进行投标。公布的内容包括合同格式的详细说明、所有投标人应遵守的程序、决定中标方和签署合同的具体标准。招标组织、监督和管理工作由各国有关的***部门负责。
2、关于发电设施接入电网
发电企业享有和用户同样的入网、用网权利。相应地，输电系统运营机构（TSOs）负责其服务区域内发电设施的调度，并和其他系统共同决定互联设施的使用。
在对执行电力交易合同没有影响的前提下，发电企业依据成员国公布和批准的客观、非歧视的标准，接入电网，接受电力调度和使用电网互联设施。
各成员国可要求TSOs优先调度可再生能源或垃圾发电及热电联产电力电量。为保证供电安全，成员国还可以要求TSOs优先考虑利用本地一次能源燃料的发电设施，并规定一定的数量限制条件。
3、关于促进可再生能源或热电联产发电上网
根据2001年颁布的有关促进可再生能源发电的2001/77/EC指令，成员国必须采取适当的步骤，鼓励扩大对可再生能源的利用。该指令规定成员国有义务在2003年10月27日之前建立起相应的制度（又称“绿色准入制度”），以确保利用可再生能源发电的工作能够顺利起步。
各成员国的TSOs和DSOs（配电系统运营机构）必须保证输送绿色电力，并有义务为此优先提供输电通道。2006年颁布实施了2004/8指令，建立了类似热电联产的有关制度。
（二）输电环节
输电环节在欧盟各国都属于垄断性业务，必须由监管机构实施监管。
欧盟指令要求：电网对电厂、配电企业和用户必须无歧视公平开放。各有关监管机构对上网条件、过网费、系统服务等实行事前监管；对线路阻塞管理、互联、新电厂入网、避免交叉补贴等事项实行事后监管。
1、关于TSOs（输电系统运营机构）
欧盟加速指令规定：每个成员国应指定至少一个TSO，负责输电系统的运行、维护和发展以及根据需要进行各输电系统间的互联。TSOs可以属于垂直一体化的电力企业集团，但是必须在法律形式、组织和决策方面***于集团中从事发电、配电或售电业务的其他部分。为确保TSO的***，加速指令还规定了有关必须遵循的原则。如：垂直一体化电力企业可以拥有输电系统的产权，也允许存在输电、配电系统联合运营机构，但是，必须为输电、配电业务设立单独的账户。在确保TSOs拥有运行、维护和发展输电网所必需的资产决策权的前提下，集团公司可以保留对TSOs必要的财务监督权。另一方面，TSO不得将其从事业务相关的任何敏感商业信息向任何第三方（包括其所属企业集团中的其他部分）透露。
2、关于输电网建设和运营资格
只有被某个成员国或电网所有者指定为TSO的企业，才能在欧盟范围内运营输电网，各成员国有权根据经济和效率因素确定TSO运营期限等约束条件。
3、关于输电网的接入和输电价格
电力指令的一项基本原则是必须实现输电系统的公平无歧视开放。加速指令进一步规定所有成员国都必须强制性要求电网按公开价格接受合格用户和发电设施使用电网。
输电系统的入网条件必须是客观、透明和非歧视性的。TSO应执行合格用户（包括配电企业）和其选择的售电企业之间签订的售电协议。TSO因输电容量不足拒绝用户和发电设施接入输电系统的要求时，必须有正当的理由。如有必要，TSO应提供为加强电网而必须采取措施的相关信息。
原则上，所有发电和售电企业都有权通过直供线路（不属于输电网一部分的电缆），为其自己的建筑、子公司以及合格用户提供电力。直供线路的建设需要履行基于客观和非歧视标准的批准程序。
根据加速指令，输电价格或输导价格核算办法应该由各成员国有关监管机构批准。在批准输电价格的过程中，监管机构应确保该价格是客观、透明和非歧视性的。
4、关于输电可靠性监管
据了解，欧盟没有单独负责全体欧盟成员国输电网可靠性的机构。现在通常做法是：欧洲输电系统运营机构协会组织各TSOs研究讨论输电网可靠性方面问题，或者针对具体问题，根据需要召开小范围的研讨会，探讨解决方案。
加速指令要求各成员国监督其国内的供电安全。监督内容包括电力供需预测、电网维护质量水平以及为满足峰谷需求而采取的措施等。成员国应按要求每隔两年公布监督报告，并将其提交欧盟委员会。
加速指令还规定TSOs有义务维持足够的输电容量和系统可靠性，以确保输电系统具有满足合理电力需求和长期保障供电安全的能力。
欧盟委员会还提议颁布相关指令，要求成员国明确并公布市场参与者（包括TSOs）在保障高等级供电安全方面的责任和作用：
l要求监管机构制定和公布适用于TSOs的关于因输电网故障而造成供电中断的绩效标准；
l要求TSOs必须保证适当水平的备用容量；
l要求TSOs应按要求向有关成员国的监管机构提交投资计划，以保证具有足够水平的跨国互联容量。预计欧盟委员会与欧洲电力和天然气监管机构将就有关投资战略的总体效果进行协商。
（三）配电环节
欧盟加速指令规定在各成员国中为每个配电系统指定一个配电系统运营机构（DSO），负责某一地区内配电系统的运行、维护、发展以及系统间的互联。与对TSO的要求一样，DSO可以属于垂直一体化的电力企业集团，但是，必须在法律形式、组织和决策上***于企业集团其他业务，拥有足够的决策权，并必须保守商业信息秘密。
欧盟范围内运营配电网的企业必须获得相应成员国或电网所有者的认可，被指定为DSO.
和输电网一样，电力指令也规定配电系统必须公平开放。同时，根据加速指令，配电企业在某些情况下必须承担一定的公共服务义务，各成员国配电企业被要求按照有关监管机构确定的价格、条款和条件将用户接入电网。
（四）售电环节
售电侧市场逐步开放。售电侧市场的开放被视为是促进欧盟各成员国实现灵活有序的行业调整、以及兼顾各成员国电力系统特点的关键。售电侧改革的主要目标是允许电力用户自由选择是向本地配、售电企业购电，还是向发电企业或其他售电企业购电，即开放用户的购电选择权。这一工作的核心是确定可自由选择售电企业的用户群体（即所谓“合格用户”），并逐步扩大拥有购电选择权电力用户的范围。
为确保各成员国达到最低水平的市场开放程度，欧盟加速指令对各成员国在规定时间必须开放售电市场的范围作了强制性规定：
l2004年7月1日起，所有非家庭用户拥有购电选择权（得到豁免的成员国除外）；
l2007年7月1日起，所有用户（包括家庭用户）拥有购电选择权。
年用电量超过1亿千瓦时的大用户和配电企业从一开始就被纳入合格用户的范畴。
各国根据加速指令，确定本国开放用户选择权的进度。例如，法国就确定了如下表所示的开放进度。
1、关于售电许可
欧盟指令对售电业务的准入制度没有特殊规定，各欧盟成员国可以根据本国情况决定是否建立对售电业务的准入制度，以及如何建立该准入制度。不过，配电企业收取的电费应该受到监管这一点是明确的。
2、关于售电企业应承担的公共服务义务
加速指令允许成员国在符合整体经济利益的情况下，对电力行业的所有企业（发电、输电、配电、售电企业）提出公共服务义务要求。公共服务义务可涉及安全与环境保护。安全指供电安全、规则性、供电质量和价格。环境保护的内容包括能源效率和保护气候。
欧盟成员国必须保证所有家庭用户都能获得普遍服务。普遍服务是指使用户在所处地区按合理的、易于明确比较和透明的价格获得规定质量供电的权利。至于对小型企业（雇员少于50人，年营业额或资产负债表价值不超过1000万欧元的企业）是否应用普遍服务由各成员国自行决定。为保证对用户提供普遍服务，每个成员国可指定一家供电企业作为保底供电商，或者对DSOs提出要求，要求其按国家监管机构批准的价格、条款和条件将用户接入配电网。
成员国应采取适当的措施保护终端用户，尤其是在合同条款及条件的透明度、通用信息、争议解决机制方面对用户进行保护。要确保用户可以自由选择、变更供、售电企业。
供电企业必须在电费帐单、帐单附件以及在宣传材料中提供上一年总的燃料构成明细，而且必须要指明如何获得有关其使用燃料对环境影响（如：二氧化碳排放和放射性废料）的信息。
欧盟允许各成员国有充分的自由对电力企业规定这类涉及公共利益的义务，前提是所定义的义务要明确、透明、非歧视、可以核实，并能保证电力企业有平等的机会争取各国的国内用户。这些义务规定还必须告知欧盟委员会。
三、反垄断措施与监管
（一）关于兼并、收购和电力企业控制权变更
欧盟关于兼并、收购和电力企业控制权变更的监管，主要是为了反垄断，促进有序竞争。欧盟有关兼并控制的法规规定，电力行业中企业兼并、收购，以及特定类型合资企业的成交量或营业额若达到欧盟限额标准，则必须通知欧盟委员会并申请批准。在获得批准或欧盟委员会明确表示同意前，应通知、报批的交易不得成交。未达到限额标准的，根据有关成员国与欧盟委员会之间达成的约定，按各成员国国内有关兼并控制的法规执行。
1、审查标准
欧盟委员会对有关交易竞争性的评估包括以下两个方面：
l是否对欧洲共同市场或其重要组成部分的有效竞争造成严重阻碍？
l是否会造成或加强对市场的控制地位？
如果欧盟委员会认为对上述问题的答案是肯定的，则有权根据一定条件（一般是要求剥离企业的部分资产）禁止相关交易。
如果兼并交易达到了限额标准，有可能对成员国的市场风险构成特殊影响，则成员国可要求对交易活动进行监管。如果交易将严重影响某成员国的市场竞争，则交易方可要求由该成员国对交易活动进行监管。另一方面，如果兼并交易未达到限额标准，但对成员国之间的贸易有影响，并可能引发该地区市场竞争产生严重风险，则一个或多个成员国可要求欧盟委员会对交易活动进行审查。同样，如果兼并交易未达到限额标准，但涉及至少三个成员国的法律，交易方也可要求由欧盟委员会对交易活动进行审查。
2、审查程序
欧盟委员会在接到交易申报后25个工作日内须做出初步决定。如果需要有关方面采取补救措施以争取获得批准，则审批期限可延长至35个工作日。如果欧盟委员会认为在兼并交易与共同市场的相容性这一点上存在疑问，需要就此进行深入调查，则相应的期限可再延长90个工作日（如果有关方面承诺采取补救措施则延长105个工作日）。
（二）对反竞争行为的监管
除行使对收购和兼并活动监管的职权外，欧盟委员会还负责在欧盟层面管制电力行业中的反竞争行为。
1、判定标准
判定某交易或经营行为是否属于反竞争性质的依据是EC第81条。如果企业间的所有协议、企业协会的决定和协调一致的行为对成员国之间的贸易造成影响或其目的和结果能够阻止、限制或扭曲共同市场中的竞争，就属于反竞争，这种协议、决定和协调一致的行为将被禁止。
欧盟竞争规则（EC第82条）还禁止企业在共同市场或其重要组成部分中滥用其支配地位，以防止对成员国之间的贸易造成影响。企业滥用支配地位的行为包括在没有正当理由的情况下拒绝使用基础设施；收取过高或过低的入网费用或对同样的交易适用不同的条件，因而使特定的贸易合作方处于竞争劣势地位。
2、处罚
如果欧盟委员会发现违反EC第81条和/或第82条的行为，可以命令有关企业停止有关行为，并采取必要措施恢复竞争。为确保企业遵守命令，还可以采取处以罚款的措施。罚款额最高可达企业营业额的10％。而违反第81条所签订的协议视作无效协议，不得执行。
（三）国际化方面的监管***策
1、关于跨国投资
欧盟法律一般不允许限制跨国收购电力企业或对跨国电力投资施加特殊要求。欧盟法律鼓励资本在成员国之间和在第三国与成员国之间自由流动，鼓励某一成员国在另一成员国中自由建立企业。经欧盟法院裁定，以下所谓“金股”***策违反了自由贸易原则：
l对其他成员国国民的持股数量施加上限
l对出售或使用战略性资产进行限制
l规定国家持股部分拥有特殊的表决权或否决权等。
2、关于电力进口
如果某一成员国的电力进口企业希望为电网运营机构供电区域内的合格用户供电，而该用户在电力输出国不属于合格用户，则电网运营机构可拒绝为该进口企业提供入网服务。
另外，欧洲法院已经裁定，在实行自由化之前，依据某电网运营机构所做的长期进口电力承诺，而对其授予跨国输电容量的优先权的做法不符合建立欧盟内部电力市场的原则。法院认为，尽管当初在签订这一长期合同时，该运营机构被赋予了提供公共服务的义务，但是依据电力指令，入网优先权将导致歧视性待遇。
3、关于跨国送电
加速指令对于跨国电网互联设施的使用未作特殊规定。但欧盟委员会建立的电力监管机构论坛就这一问题制定了有关导则。该论坛主要讨论电力指令中所没有解决的有关建立欧盟内部电力市场的问题。论坛由各国能源监管机构、各成员国、欧盟委员会和电力企业如TSOs的代表组成，每年召开两次。目前论坛正在讨论的一些最重要的问题主要涉及跨国电力交易尤其是供电安全、跨国输电价格、以及对于稀缺互联容量的分配和管理。
2004年7月1日起生效的1228/2003法规是针对跨国输电入网条件的较早的欧盟法规。它提供了在公平、透明和无歧视条件下进行跨国输电的监管框架。1228/2003法规确定了入网费率的制定、有关阻塞管理和提供可用容量信息的规则。
此外，2005年欧洲电力和天然气监管机构（ERGEG）颁布了关于输电收费和阻塞管理的导则草案。输电收费导则草案旨在根据各国电价制度，将适用于电力生产者和消费者的定价原则进行统一，在各国电网收费制度中反映TSOs之间的补偿机制，并提供正确有效的地域信息。阻塞管理导则依据提高经济效率和促进竞争的原则，对电网互联容量的分配和管理制度进行了改革，使其可用容量及利用效率最大化，为电网用户提供透明、安全、无歧视的服务。
（四）关联交易监管
欧盟的电力监管制度旨在确保电力公司与其关联企业之间维持正常交易关系，消除歧视、交叉补贴和竞争扭曲，在电力流通供应链特定环节上的电力企业必须承担无歧视和透明的义务。电力企业有义务为其发电、输电、配电和非电力活动设立单独的账户，从而保证各项业务在形式上是由企业中各***单位完成的。
各成员国***府尤其是各国的能源监管机构对确保关联企业间维持正常交易关系负有主要责任。如果电力企业违反竞争规则优待关联企业（例如：提供交叉补贴），欧盟委员会、各国负责竞争的部门、法院和特别法庭都可以对其进行制裁。
四、几点启示
欧盟用了十几年的时间，在二十几个成员国中推行电力市场化改革，并取得显著成效，有很多值得借鉴的经验。比如：电力改革既要顺应经济社会发展客观需要，又要从可持续发展的角度制订长期规划，并且按部就班、循序渐进、坚定不移、积极稳妥地推进；电力市场的建设应该在遵循一定统一原则的前提下因地制宜，因势利导；电力市场化改革需要建立完善的监管体制和机制等等。
其中，笔者认为最值得关注的经验主要有以下几点。
（一）立法先行是电力体制改革顺利推进的保障
欧盟能够使经济技术水平相差颇大的二十几个成员国统一思想，统一步调，循序渐进推进电力市场化改革，立法先行是改革成功的保障。比如，欧盟加速指令对开放用户购电选择权的进度要求使波兰等国在加入欧盟前就开始着手进行电力市场化改革，以便能够在正式加入欧盟时顺利适应欧盟统一市场环境。法国在欧盟的坚决要求下，最终按照欧盟指令对其国有垂直一体化电力企业EDF进行了改组，并对发电、输电、配电、售电各个环节实施了财务***核算，甚至建立了***的发电公司、输电公司和配、售电公司。没有欧盟指令的明确规定，无法想象二十几个国家能够步调一致的推进一项如此复杂的改革。
与欧盟相比，我国电力体制改革的基础条件相差较大。几千年封建农耕文化和几十年计划经济体制在各个方面都留下深刻烙印。电力体制改革涉及***府、电力企业和电力用户观念的改变，涉及对***府管理职能的调整，涉及对企业和用户利益格局的调整，等等。电力改革是与上至中央***府下到地方百姓都利益相关的***治经济问题，是一项***府，不能靠协商来确定。必须尽快立法并抓紧完善相关配套法规、规章。
（二）垂直一体化电力企业发电、输电、配电、售电业务必须实行财务和管理***
我国电力市场化改革的难点之一就是输配电成本无法清晰核定，导致无法形成清晰合理的输配电价格和解决交叉补贴问题。***19号文明确提出：下一步电力体制改革要研究制定输配分开方案，开展试点。
根据欧盟指令，垂直一体化电力企业无需剥离输电系统的产权，也允许存在输电及配电系统联合运营机构。但是，指令明确要求垂直一体化企业必须为其发电、输电、配电和售电业务设立单独的账户，生产经营和财务核算***，并且，输电公司原则上不参与电力交易，输、配电网公平开放。
笔者认为，采用欧盟做法的好处是多方面的。首先，在维护大型电力企业整体经营规模和整体经营实力的前提下，便于尽快明晰有关产权管辖范围和相应的运营成本，核定出台合理的输配电价；第二，有助于调动各方面积极性，促进电力企业内部现代企业制度的建立和同类企业之间的竞争，提高效率；第三，垂直一体化电力企业中***经营和核算的发电和售电环节可以公平参与竞争。此外，缩小电力企业核算单位也便于监管机构对其相关业务分门别类进行适度有效的监管。
欧盟的做法值得借鉴。
（三）立足国情，严格准入，逐步向优质大用户开放购电选择权
在重视开放用户购电选择权方面，我国和欧盟有着相同的看法[2].不过，欧盟指令规定欧盟成员国向大用户和居民用户开放购电选择权，对于用电企业行业性质和环保水平等非电力属性没有约束。
我国是发展中国家，正处于重化工业发展阶段，电力大用户基本上都是高耗能企业，眼下国家当务之急是节能减排与产业结构调整。而且，电价中反映资源稀缺程度和环保成本不足，输配电成本不能清晰核定，缺乏合理的输配电价。所以，我国开展大用户与发电企业直接交易所面临的问题远远比欧盟国家来得复杂，无法简单借鉴国际上通用的做法，按电压等级、用电容量和用电量由高向低开放用户购电选择权。
笔者认为，当前情况下，开展大用户与发电企业直接交易试点工作，首先必须严格按照国家大***方针，要求有关地方***府和企业完成节能减排责任状规定的任务；其次，试点企业的选择必须有助于落实国家产业***策，选择国家产业***策规定的鼓励类技术企业参与试点；在试点企业行业性质方面，应该尽量向有助于促进消费、拉动内需的行业倾斜，鼓励大型物流、商贸、农副产品加工、旅游、服务类企业参加试点。同时，应大力开展***配电企业向发电企业直接购电，并建立动态的试点准入和退出机制，以保证试点始终不偏离正确方向，逐步建立并完善电力双边交易机制，探索出一条适合我国国情的开放用户购电选择权之路。
（四）电力安全监管至关重要
电力安全是电力市场化改革的基础和前提。2006年11月初，德国切断两条40万伏高压线路，导致互联的法国、意大利、西班牙、葡萄牙、荷兰、比利时以及奥地利电网同时瘫痪，欧洲八国大停电，使上千万人生活受到影响。欧洲交流同步电网的可靠性受到了质疑，电网的安全问题提上了议事日程。意大利***普罗迪认为，欧洲电力安全缺乏统一有效的监管，应该建立专门监管机构，以确保电力安全。他的观点很有代表性，在互联网上被反复引用。
我国电力行业当前正处于迅猛发展时期，如何在科学发展的前提下确保电力安全是关系到国家***治稳定、经济发展和人民生活的大事。经济社会越是进步、技术水平越是发达，人们对供电安全的要求就越高。所以，电力安全是重中之重，应该常抓不懈。国家电监会自成立以来，始终致力于狠抓电力安全，最大限度地为电力发展、电力改革和电力市场化建设提供了保障。事实证明，这是一项英明决策。
电力安全监管工作重心在于事前监管，安全监管应该体现在电力项目规划、设计、建设、生产和维护各个环节之中。相比之下，目前我会拥有的电力安全监管权限与手段还十分有限，亟待加强。
（五）反垄断是电力监管的核心任务之一
8月30日，我国全国人大***会表决通过了号称国家“经济宪法”的《反垄断法》，2008年8月1日起将正式生效。市场化环境中，电力行业发电、输电、配电、售电有属于垄断性质的环节、也有属于竞争性质的环节。从欧盟的经验看，不论是对于竞争性环节，还是对于垄断性环节，电力监管都必须注重反垄断，只是根据各个环节的属性，监管内容和监管措施有所不同。反垄断工作的重点在于垄断环节，规则、程序公开和透明是普遍要求。输电系统运营机构不论产权关系如何（国有或私有、属于垂直一体化电力企业或***法人），其运营都必须高度***，不得将其从事业务相关的任何敏感商业信息向任何第三方透露，对输电系统运营机构的监管是最全面、最严格的监管。对于垂直一体化的电力企业，则还要监管其各部分之间信息交换，避免关联交易和交叉补贴等违反反垄断原则的情况发生。
电力行业属于关系国民经济稳步发展和国家安全的行业，关于电力行业的反垄断监管，电监会与即将设立的反垄断委员会、反垄断执行机构的相应监管职能如何分工，有关审查制度如何建立，仍有待细化和明确。
（六）电力市场化改革将经历漫长曲折的过程
欧盟各主要成员国都是市场经济比较发达，法制化较为健全的国家。但是，从上世纪九十年代初欧盟正式立法进行电力市场化改革开始，已经有十几年过去了。到今天，欧盟电力市场化改革仍然在继续不断深化。而综观美国、澳大利亚等电力市场化改革起步较早的国家，电力改革也都经历了漫长的过程。电力体制改革不是***，不能够一蹴而就，必须作耐心细致的工作。中国的电力改革正式起步才不到五年，而且是在一个高度计划经济体制的基础上进行的，时至今日，我国的《电力法》还仍在修订之中，改革需要面对的问题比欧盟国家要深入和复杂得多。所以，我国电力改革能够取得今天的成绩实属不易，是方方面面、特别是电力监管机构付出艰苦努力的结果。对于改革成果，我们应该客观看待；对于改革的预期要有“持久战”的心理准备。
“他山之石，可以攻玉”，在全球经济一体化的大趋势下，适当了解借鉴国际上其他国家和地区电力改革的成功经验，将有助于我们进一步树立科学发展观，实现我国电力行业的跨越式发展。
成，降低对大气的污染；等等。目前，降低燃烧过程中氮氧化物的生成和排放采取如下一些措施：空气分级燃烧；烟气再循环燃烧；煤粉浓淡分离燃烧；燃料分级燃烧。
燃烧中固硫是在燃烧过程中使煤中硫分转化成硫酸盐,随炉渣排出。生成的CaSO4在800～950℃时热稳定性好，应用成功的有LIMB炉内喷钙技术和LIFAC烟气脱硫工艺。LIMB技术喷入固硫剂时只要避开高温区便能改善脱硫效果，吸收剂在炉膛出口处喷入，避免吸收剂的烧结失活。LI－FAC工艺是一种改进的炉内喷钙工艺，除炉内喷射石灰石脱硫外，还在炉后烟道上增设一个***的活化反应器将炉内未反应完的CaO通过雾化水进行活化后，再次脱除烟气中的SO2，这两种炉内脱硫技术都已投入商业性运行。
固体颗粒处于流动化状态下具有一系列特殊的气固流动、热质传递和化学反应特性，使得流化床锅炉具有如下特点：燃料适应性好，可以燃用各种高灰分、高水分、低热值、低灰熔点的劣质燃料和难于点燃和燃尽的低挥发分煤；低温燃烧，燃烧过程中NOx大幅下降；颗粒床内停留时间较长，燃尽度高；保证蒸汽参数，实现低负荷稳定燃烧。流化床燃烧工艺由小、中型的鼓泡流化床，常压循环流化床发展到增压流化床燃气蒸汽联合循环发电，其发电效率不断增加，且脱硫率不断提高。
2．3燃烧后处理技术
烟气净化是燃烧后洁净煤技术，主要是脱除烟气中的灰尘、SO2，NOx。离心分离除尘器结构简单，运行操作方便，除尘效率在85％左右；洗涤式除尘器结构简单，除尘效率高，文丘里洗涤除尘器除尘效率在95％以上，且能吸附烟气中的SO2和SO3，但需要污水处理装置；袋式过滤除尘器具有较高的除尘效率，但其阻力较大；静电除尘器除尘效率最高可达99．99％，可捕集0．1μm以上的尘粒，处理烟气量大，运行操作方便，可完全实现自动化。
烟气脱硫（FGD）是控制燃煤SO2排放应用最广和最有效的技术，传统的FGD主要是化学法，是目前唯一实现工业化的方法，但它能耗大，产生废水或废渣，造成二次污染，应用前景一般。电子束照射含有水蒸气的烟气，使烟气中分子如O2，H2O产生强氧化性的自由基O，OH，HO2和O3等，这些自由基氧化烟气中的SO2和NO，在有氨
存在下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，通过除尘器达到脱硫脱硝的目的。脉冲电晕法是电子束法的改进，用高压电源电晕放电代替加速器电子束产生等离子体，不需昂贵的电子***与辐射屏蔽，在节能方面具有很大的潜力。海水脱硫（F－FGD）将SO2以硫酸盐的形式直接送入大海，不经过大气、淡水湖泊、河流和土壤，F－FGD不需添加任何化学物质，依靠海水的天然碱度进行脱硫。
2．4转换技术
整体煤气化联合循环（IGCC）是先将煤气化成可燃气体，供燃气轮机燃用，以煤气化设备和燃气轮机取代锅炉发电，排气余热再发生蒸汽，推动蒸汽轮机发电，其发电效率可高达47％，从而能更好地实现高品位煤化学能的梯级应用。IGCC是最洁净和最有效的洁净煤技术之一，在相同发电量条件下，净化煤气的数量低于需净化的烟气量，高温煤气净化减轻对环境的污染，同时也保护下游燃气轮机等设备免遭腐蚀。高温煤气脱硫剂种类很多，从物系上大体可分为铁系、锌系、铜系、钙系和复合金属氧化物等。高温煤气脱硫反应器可以采用固定床、移动床、流化床和气流床等，目前流化床和气流床使用最为广泛，主要是因为它们的传热传质能力高，易于实现脱硫和再生的连续运转。
煤炭气化能克服由于煤的直接燃烧产生的燃烧效率低、燃烧稳定性差、环境污染严重等问题，可在使用前将煤气中的气态硫化物和氮化物较容易地高效脱除。按照煤在气化剂中的流体力学条件，把气化方法分为：移动床气化；流动床气化；气流床气化；熔融床气化。它们都是在特定的条件下，以一定流动方式把煤完全转化成可燃气体，煤中的灰分以废渣的形式排出。煤炭气化技术开发的热点是煤气化联合循环发电技术，中国目前发展煤炭气化技术的主要途径是加强现有技术的推广应用，改变传统落后的用煤方式，达到节约利用煤炭资源，减轻用煤过程中对环境的污染。
通过加氢法、抽提法和合成法可由煤制取液体产品，煤炭液化获得的洁净液体燃料可以满足飞机、坦克、火箭、汽车和多种现代化工业设备的动力需求，用于燃烧可以达到不污染环境的目的。煤的液化产物燃烧对环境造成的影响非常轻微，煤直接液化时，煤经过加氢反应，所有异质原子基本被脱除，回收的硫可变成元素硫，氮经过水处理可变成氨。煤间接液化时，是由气化阶段的气体产物转变而来，催化合成过程中排放物不多，未反应的尾气可以在燃烧器中燃烧，排出的废气中NOx和硫很少，没有颗粒物生成。
燃料电池是反应物燃料与空气中的氧发生电化学反应而获得电能和热能的电化学装置，将化学能直接转化为热能和低压直流电能。根据燃料电池所使用的电解质的不同，可分为碱性燃料电池、磷酸型燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池、固体氧化物电解质燃料电池和聚合物电解质膜燃料电池。燃料电池具有热效率高、对系统负荷变动适应力强、燃料来源广、环境污染小、不需要大量循环水、建设工期短等特点，燃料电池从可能性原理的提出到磷酸型燃料电池兆瓦级产品的商业化应用，都是根据实际需要而发展的。熔融碳酸盐燃料电池虽然离商业化阶段有一定距离，但由于它与煤气化能结合应用，其预计价格低于同规模的磷酸型燃料电池，因而有望用于主力电站。
3洁净煤技术在广东电力工业中的应用
广东地处我国华南沿海，改革开放以来珠江三角洲经济发展迅猛，能源需求急剧增长，环境污染日趋严重。虽然广东已大力开发水电和核电，加大投资开发西部水电的力度，增架西电东送的输变电线路，与云南、贵州等西部省份签订西电东送的协议，但在21世纪初，广东以燃煤为主的火力发电的电源结构不可能改变。电力是经济建设和社会发展不可替代的二次能源，大量燃煤对沿海经济发达港口城市的污染日趋严重，电力建设者将面临解决发展与环境矛盾的重要课题。洁净煤技术可使煤在燃烧过程中大量减少污染物的产生和排放，同时还可以提高燃烧效率，达到高效、洁净、环保的目的。洁净煤技术将在广东电力工业的持续发展中占据重要地位。
3．1广东电力工业现状
燃煤火电厂是广东电力的主要电源，每年消耗原煤约23000kt，截止2000年8月，燃煤火电厂装机总容量达12．005GW，主要电厂煤耗情况如表1。广东通过多渠道办电，电力增长速度较快，基本能适应经济发展的需要。近期由于经济复苏，电源建设规划滞后，经济增长速度超过电力增长速
度，迫使许多燃煤火电机组超时运行，电网处于缺电局面，部分市（县）采取了拉闸限电措施。因而在今后的一二十年内仍要加快广东电力工业的建设，使电力由基本适应型向同步或超前发展型转变。燃煤火力发电厂的建设相对核电和水电来说，具有投资小、见效快的优势，若采用先进的洁净煤发电技术，可减轻对环境的破坏。
3．2洁净煤发电技术在广东电力工业的应用前景
广东电力工业紧随经济发展而发展，发电燃煤量逐年增长。能源是历史发展和社会进步的物质基础，大量消耗能源的结果，促进工业经济的快速发展，但同时使环境付出巨大的代价，大量燃煤燃烧给广东地区生态环境带来巨大压力。广东电力工业以燃煤火力发电为主的电源结构，短时期内不会改变，因此，为降低污染物的排放，满足国家环保要求，应该积极采用新的洁净燃烧技术，从而提高能源转化效率，降低能源系统成本，提供优质能源服务。
近期，广东省的连州发电厂、沙角A电厂实施烟气脱硫工程，茂名热电厂进行把燃油机组改造为燃烧水煤浆机组的技改工程。广东省正在惠州建设天然气发电厂，深圳能源公司属下的西部电厂已实现海水脱硫。这些项目的实施都已取得巨大的社会效益，并将获取显著的经济效益。为最大限度降低环境污染，广东省可根据各电厂的具体情况，在老厂改造、新厂建设和发展大机组时尽可能采用洁净煤发电技术。
电力改革篇8
1 根本法与基本法的矛盾：
《中华人民共和国宪法》规定国家对国有企业享有所有权，这就是说国家享有国有资产的绝对权，排他权。但是，我国的《公司法》《民法通则》等一系列基本法和众多的部门法规却又规定公司是***法人。也就是说公司享有法人的所有权，支配权。作为公司所掌握的国有资产，其所有权到底是国家的？还是公司的？因为这两个所有权都是排他的，都指向同一个标的物。显而易见，根本法与基本法和部门法相冲突，这无疑构成了一个属于经济制度的根本的矛盾。
2 国有资产如何实现中的法律矛盾：
国有资产无疑是全体中国人民的资产。但全体中国人民不可能都去支配这些财产，于是财产的支配方式自然就会按照现行的两种方式予以实现。一是靠***府去实现。但***府行使的是代表权，因此，不仅与***府的性质相冲突，而且显然又会导致计划经济的再现。另外的方式是靠企业（或公司）去实现，但这又与现代公司的性质相冲突。以上国有资产实现方式本身不仅具有多重矛盾，而且实现的结果必然是倒退到单一的产品经济。
目前看来，一个比较切实可行的实现方式是规定国有资产的投资人地位及其法定代表人资格，享受股权，给企业（公司）以所有权。而我国国有资产实现方式的彻底解决则还需要从制度创新和新法律的出台等多方面着手。
3 电力根本大法--《电力法》不尽人意：
（1） 《电力法》将电力垄断经营合法化：
《中华人民共和国电力法》于1996年4月1日起就正式施行了，但时间仅仅过去四年，就发生了诸如撤消电力部，成立国家电力公司；推行***企分开，网厂分开，主副分开和市场化运作；进行城乡电网改造和推行同网同质同价等等重大改革。因此，《电力法》的很多内容已经显露出其不能适应电力市场化的要求。"供电企业在批准的供电营业区内向用户供电"，"一个供电营业区内只设一个供电营业机构"等法律条款显然与网厂分开，竟价上网的要求相冲突。特别是"一个供电营业区只设一个供电营业机构"的规定必然导致区内供电垄断，这与产权多元化，资源优化配置及平等竞争等市场规则是格格不入的；更不利于应对加入WTO后的市场状况。可见，以《电力法》为基础的电力法律法规完全有修改和补充的必要。
（2） 《电力法》对长期困扰电力企业的三个老大难问题（电费回收，窃电查处，电力设施保护问题）软弱无力：
在文字表述上，《电力法》在度量的表述上，适应范围不确切，数量要求不具体，时间地点不明确等，导致无"法"具体操作。因此，迫切需要有更明确和可操作的法律法规及其实施细则的出台，否则，仅此三个问题就足可以抑制全国电力企业的改革和发展了。
（3） 《电力法》回答不了许多新的法律要求：
老的三个老大难无"法"解决，随着市场化进程的加快，新的老大难问题又更加突显出来了，诸如电力市场规范问题，电力损害赔偿问题，电力监管问题等等。这些关系电力企业生死攸关的重大问题是绝对回避不了的。因此，如果没有有力的法律供给，使其有"法"可依，那电力企业的日子将越来越艰难。
因此，《电力法》已经到了非修改不可的时候了。
二 在制度上的困难及其解决办法：
1 关于国家电力公司：
通过前一个时期的电力改革产生的国家电力公司系统，已经基本上被四级法人（国家电力公司，网集团公司，省电力公司和县电力公司）五级调度（国调，网调，省调，地调和县调）的组织结构所框定，从而再次造成了制度和运行上的困难，形成了法律体制中的多重矛盾。虽然国家电力公司已经脱出了电力部行***框架，却依然行使着大量实际上的管电行***职能，并且还大大拓展了企业，行***和行业的管理职能和投资者权力。这种把国家电力公司推向一个单一的管理机构，与改革的初衷--***企分开和市场化是互相违背的。
总之，国家电力公司如果不能尽早改变自己既不象***府又不象企业，既不象行业管理又不是事业单位的"四不象"状况，必将而且应该被市场所淘汰。当然，不管如何改革国家电力公司，国家对电力的监督和管理是不能削弱的。因为在我国现阶段的市场经济和法治环境都是极不完善的，它需要一个相当长的过度时期才能发育完善。在这一过度时期中，电力事业的健康发展还需要国家的扶植和监督。在撤消国家一级的电力公司这一设想模式下，国家恢复电力管理职能部门不是不可取的。
2 关于网集团公司：
现在来看，在国家电力公司存在的前提下，网集团公司的设立首先就违反了《公司法》关于国有独资公司出资人应该是国家授权的机构和部门的规定，实际上是架空了国家一级的电力投资公司，造成了体制上的所有者缺位；其次，集团公司的设立必须拥有自己的核心企业，这就造成了集团内各省公司相互之间以及省公司与网集团公司之间在网权和经营权等等方面的混乱。再次，网集团公司的设立和运行，也与国家关于"省为实体"，"电网国家管"等基本的办电方针相冲突。当然，我们应该看到网集团公司是先于国家电力公司而成立的，这种"先有'儿子'后有'老子'"的结果亟待通过进一步的改革和改造来予以规范和理顺。将网集团公司改组为现有国家电力公司的分公司的作法表面上看似乎可以加快"把国家电力公司建成世界500强"和"减少管理层次"，可实际上这样拼凑起来的大型企业从结果上看往往可能出现不是先天不足就是虚胖浮肿，从管理上看，可能是权利的上收和机构的臃肿。此外，在法律程序和***府监管上还有一个更好地协调和理顺的问题。否则，电力改革很难正常进行下去。
为此，国家成立精干高效的管电职能部门，就没有必要成立全国性的国家电力公司了。这样一来，就可以考虑将全国电网按照合理网架结构（而不是按照行***区划）划分成几个大网，以大电网为单位成立集团公司（实体），具体负责大网的建设、维护、调度、安全以及网间电力调剂等电力输送事宜。
3 关于省电力公司：
"省为实体"这一提法并不十分确切，一是容易错误地理解为"这个实体的省电力公司是省一级的公司，省内其它电力企业都要归他统一管理"。而这与《公司法》的规定和与市场化的要求明显是相违背的；二是容易被错误地造成省内电力市场的垄断。而随着改革的不断深化，特别是网厂分开和输配分开的实现，电力经营企业将会增多，公平竞争的电力市场才会真正实现；三是容易将省界理解为电力市场分界，形成市场壁垒?quot;省为实体"应该是将省电力工业局（现省电力公司）实行***企分开后改组为完全市场化的电网（电力输送）企业（实体），完全按照***法人的公司进行运作。可是，当前，省公司向上受制于国家电力公司和网集团公司两级既是行***化又是企业化的管理机构的制约；向下又 陷入大量依靠行***和管理关系所牵带的电业局，中心机构及其他未单独核算的电厂，企事业单位等的事务性管理之中；更可怕的是省公司还有以"强化管理"、"提高效益"等为由将其职能向地，县两级电力公司延伸的强烈意愿，甚至将改革初期早已下放了的权利又事实上地收回了省电力公司。所有这些都无疑地致使目前的省公司被繁杂琐碎的事务性管理所纠缠，根本无法按市场化的现代公司运作。如果说国家电力公司是?"四不象"，那么说目前的省电力公司是小"四不象"也是不冤枉的。
但是，必须看到：省电力公司的改革与国家电力公司有很大的不同，一是一个省内不可能不设立电网公司；二是改革开放以来，省公司已经得到了普遍的壮大，不论人才、资金、技术、管理、装备等各方面都有了长足进展，下一步的改革必须有利于更好地发挥这些优势，而绝不是简单地瓜分，更不允许流失。因此，除了可以根据国家成立电力管理职能部门而成立省一级的更加精干高效的管电机构外；还必须组建省内电网公司。
4 关于县为实体：
国家电力公司系统的垂直领导和管理体系到县这一级已经是到底了，因此，能够被国家，网和省电力公司（甚至还包括地市电力公司）瓜分的有用之权也就层层层瓜分得所剩无几了，余下的基本上就是义务和责任了。现在看来，"县为实体"应该理解为电网企业不一定是实体，电力经营企业必须县为实体。至于一个县内设几个电力经营企业，这可以通过鼓励公平竞争由市场决定，当然，这里所谓的"县"也是一个相对的概念，与前面的"省"的概念一样。主要还是要看合理电网和市场需要来决定。
因此，"县为实体"的真正实现，只有在各方自愿和公平的基础上通过资产、机构、人员等方面的重组才能真正作到。
上述电力管理体制的设计思想明显是因袭行***管理，行***区划和地缘经济，从而与社会主义市场经济和国际经济一体化相背离，这种嵌套复杂的体制产生的必然是复杂的管理结构体系及相应的高成本低效率以及对产权结构多元化的抵抗。要改变这种状况，就必须按照现有法律（如《公司法》）改四级所有为法人所有，改垂直领导管理为投资人权能，并伴随国有体制改革的市场化进程互动。
三 在电力企业内部管理中的困难及建议：
"管理"是企业的灵魂。任何改革都不能取代管理，而改革的成果都必须依靠强化管理来巩固。这就要求电力企业建立一整套适应市场经济的企业管理制度，对电力企业来说，就是要建立一整套自己的"法"，以规范自己的行为。但是，随着改革的不断深化，在电力企业管理中，过去行之有效的许多内部法规已经不适应或者不完全适应新的情况以至造成许多方面是无"法"可依，有"法"不依，甚至违"法"操作的混乱局面。
1 电力企业自身的"法律"供给奇缺，造成了许多工作无"法"可依：
当前，电力企业在外部环境方面，已经失去了***府行***职能的依托和保护，在行业内部来说，也逐渐失去了行***命令的权力和人事工资福利的依托。因此，电力企业的管理必然要由计划经济时代的经验式，命令式，被动式和封闭式走向市场经济时代的规范化，制度化，法制化和公开化。这既包括对企业及内部各部门权利义务，法律制度，法律责任等法规保障体系的建立与运作；也包括对企业外部及内部各部门之间的关系协调，纠纷预防，困难救济等法规保障体系的建立与运作。对电力企业来说，目前还远远不能适应上述要求。应该说，电力企业适应市场化的管理还仅仅是刚刚起步，诸如合同管理，商业运营，产品促销，公共关系，企业形象等等，都有一个由无到有，由不完善到完善的发展过程。
2 电力企业管理的外部法治环境不好：
当权者力***把***府权利和部门管理行为变为金钱和物质利益。这就必然导致社会资源的巨大浪费和令人发指的腐败行为；必然会造成"看得见的手"（***府干预）踩住（阻碍）"看不见的手"（市场调节）的严重后果。其中尤以司法腐败最为突出。立法不准，有法不依，司法不公，***不严，徇私枉法，知法犯法甚至无法无天等等情况一时很难根除，电力企业对此必须要有充分的思想准备和周密的应对措施。比如必须十分重视提高全体员工的法律意识；建设好自己的法律队伍；完善好自己的规章制度；处理好自己的公共关系；形成好自己的监督体系等等。
3 电力企业的法律意识亟待加强：
电力企业过去长期以来都是在高度计划经济体制和***府的高度重视下生存和发展的，加之长期缺电，因此，存在着比较严重的行***命令，电霸作风，封闭管理，贪大求全，高耗低效等等弊端。所有这些，都是与市场化管理，法制化管理和现代化管理背道而驰的。通过前二十年来的电力管理体制的改革和电力事业的发展，已经基本上扭转了全国性的缺电局面，电力企业的服务意识和工作作风都有了很大的转变。但是，电力企业必须清楚地认识到自己当前所面临的严峻局面，尽早找准自己在市场中的位置，扎扎实实转变观念，努力提高员工的法律水平，特别是各级领导的法律意识，处处遵纪守法，严格依法办事。
四 电力市场整体结构模式建议：
1 整体结构模式：
（1） 改革前的结构模式：
电力工业部
发电厂
发电厂
电力工业局 市电业局
县电力局
用户
（省）
设计，施工
安装，试验
检修，制造
研究，调度
学校，医院等
其他发电厂及其电网（主要是水电部系统）。
（2） 现在结构模式：
国家电力公司 发电厂
网集团公司
发电厂
发电厂
省电力公司
市电业局
县电力局
用户
电力调度
试验研究
学校医院
多经企业等
***发电厂
地方小电厂及其电网 。
（3） 建议结构模式：
***府部门：
国家电力管理部门；
省电力管理部门。
市电力管理部门。
电力企业：
发电企业A1
售电企业C1
用户D1
发电企业A2
输电企业B 售电企业C2
用户D2 电网服务企业E1
电网 服务企业E2
发电企业An 电网服务企业En 售电企业Cn
用户Dn
2 几点说明：
就***府而言：设中央和省两级管理部门。
就电网企业而言：设网、省、市、县四个层次的电网公司（子公司或者分公司）。
就发电企业而言：除网省电网公司保留必要的调峰电厂外，全部组建发电公司。
（1） A--电力生产企业，即各类发电厂，一律实行***核算，竞价上市。A企业除按规定向B交纳过网费和电网发展基金等必要的费用，向E交纳服务费和结算拥金外，其余均按企业规范自行进行量本利核算，自行核价，竞价上市。但允许的电价浮动幅度则必须由国家物价管理部门会同国家电力管理部门核定。过网费，电网发展基金，服务费和结算拥金等的收取标准和分配办法均由上述部门核准并进入A 企业的成本。
（2） B--电力输送（由电厂出口直至用户）企业，即是从网省市到区县的电网公司。他们的主要任务是保证整个电网的安全稳定运行及合理调度。B企业按成本总量，电网同步发展基金及附加等因素测算需向AC企业收取的过网费和电网同步发展基金，报国家物价和电力管理部门核准后向ACD企业收取。B企业内部以程序（规范）化管理为主，参照市场（竞争）化管理，促使其服务标准化，产品公共化，效益微利化[，！]。虽然对我国绝大部分地区来说，B企业是垄断性企业，但实质上他是一个为电力市场服务的中介性运输调度企业，而且还是一个受到国家有关部门对其收费标准和办法进行的严格控制的微利企业，因此，对广大电力用户来说，几乎没有什么直接的不利影响。
（3） C--电力销售企业，在网上购买A企业的电能，向用户D出售商品电。商品电价在***府允许浮动范围内由C企业根据市场自定，真正做到了电能商品竞价上市。在这一模式下，同一供电营业区可以有多个C企业经营电能商品，可以开展公平竞争，允许其获取合理的差价。对广大电能用户来说，垄断已被打破，用户可在商家的竞争中获利。
（4） D--电力用户，根据自己的需要按市场上各个C公司的电价水平和服务质量等因素综合考虑，自主选择向某个（甚至是某几个）C企业自由选择购买商品电。但商家和用户都必须接受法定计量机构检定合格的计量器具的计量结果。
（5） E--一些不同类型的电网服务公司，公正，公平，公开地为ABCD企业服务，并按国家物价管理部门批准的服务费收取标准和办法分别向ABCD企业收取服务费。计量结算企业E1的主要职责一是对ABCD企业的出、进电量和种类分别进行及时和准确的计量；二是根据ABCD企业出、进电量、种类和相关的价格及时准确地进行核算并且根据企业的委托完成各企业之间的资金结算；而一些专业技术公司（如检修、试验、研究等）根据ABCD企业的要求为企业进行各项技术服务。
3 建议模式的特点：
（1） 真正实现了制度创新：
打破了传统的电力生产和分配模式；
打破了垄断的电力经营和销售模式；
确立了真正意义上的电力市场格局（主体多元化，价格市场调节，用户自由选择）。
（2） 解决了传统模式的症结：
实现了电力企业资本结构的多元化，从根本上打破了垄断和封闭的基础；
引进了竞争机制，真正解决了电力市场主体多元化，公平竞争，***企分开等许多难题；
引进了透明的分段式组织结构，解决促进了电力服务质量不好，电价混乱，乱搭车收费等难题的解决；使广大用户对电力计量和电价都放心，使用户用上"放心电"。
引进了生产经营分离，输送销售分离的电力管理模式，真正实现了商业化运营，从根本上消除了拖欠电费的条件。
（3） 过渡比较容易：
敞开电力系统的大门，大胆引进各种市场主体的资金（一般地说，他们都会愿意把资金投向电力企业的），比较容易实现产权结构的多元化；
现有省市县三级电力公司比较容易改组为省市县的电网公司；
将省市县电力局（公司）的相关部分改组为一个或者几个相应的电力经营公司；也可以吸纳当地其他企业参加重组；
电力改革篇9
关键词：电力市场改革;电力营销管理;用电市场
在供电公司生产经营中，借助良好的电力营销管理，可以提升服务质量，提高企业整体竞争力，也能够很大程度地影响供电公司的发展。而建立完善的营销管理体系，是供电企业在未来“买方市场”环境下立足和发展的基础。所以，本文对于电力市场改革中的电力营销管理的探究具有很关键的意义。
一、供电公司电力营销管理的思想定位
1.构建新型的电力营销思想首先要满足买方市场的需求。很长时间以来，供电公司都是处在卖方市场环境内的，不过未来电力营销的市场终将会是买方市场的，这就要求供电公司要改革电力营销的管理模式，使得自身具备一个与市场发展要求相互符合的市场营销制度。此电力营销制度是具有一定的市场活动的，其可以使得卖方和买方达到一个有效的沟通，也能够使得竞争环境越来越和谐，最终实现供电公司的平稳和快速发展。
2.实施法制化管理、商业化运营。现如今，供电公司的运营依旧是在***府监管下实施的，这就使得供电公司必须在商业化经营的前提条件下，对上级要求的业务范围与市场营销制度进行严格实施，达到自身的优良运营。所以，供电公司在实施电力营销管理的过程中，必须对市场管理体制、商业发展环境和经济利益等内容进行一定的了解，具备一套与自身符合的业务发展方法，使得所有的客户具备良好的内外部环境。
3.一定要运用市场导向的管理模式。我国的供电公司处于稳定的发展过程中，一定要将重心放在电力营销上，同时，在供电公司进行电力生产经营活动的时候，一定要服从与服务电力营销需要，运用市场导向的模式，把供电公司发展宗旨、经济效益和现场管理进行结合，建立一套与自身符合的运营管理制度，进而为客户提供优质的电力服务，实现为客户创造价值、为社会创造效益的“多赢”目标。
4.进行电力营销应该坚持“电网是基础，技术是支撑，服务与管理是保障”的原则。当前，正是处于“两网”改造的优良环境下，供电公司一定要将这有利时机进行有效的把控，使得供电网络发展中的问题得到有效的解决，更好地使电力客户的要求得到满足，更好地运用先进的管理方式与技术，使得电力客户享受高质量的服务，达到电力营销业务的规范高效管理，加强监督与管控，最终推动供电公司的发展。
二、电力市场改革中的电力营销管理措施
1.加大市场营销创新力度。电力市场营销除了使用传统的营销管理策略外，还应该不断创新，转变营销管理观念。供电企业的电力营销人员可以学习一些成功的营销案例，在与老客户巩固关系的同时不断开发新客户，以开发电力资源的潜在市场。电力营销人员在工作中应该多一些人文主义关怀，使客户感受到来自营销人员的诚意，进而促进合作。例如，电力部门可以与一些大型用电企业进行洽谈，实行差异化服务。此外，创新电力市场营销首先要得到上级领导的重视，只有领导的思想转变了，才能从根本上带动起整个团队的创新意识，促进员工以积极的心态对待工作。
2.拓展用电市场。供电企业可以采取一些有效性措施来促进用电市场的拓展。例如，利用互联网、微信平台以及手机短信等来一些优惠***策，这样的宣传形式比以往的传统的进入社区宣传效果要好很多，不仅能够有效促进老客户的参与，同时也会吸引一些新的客户，促进电力市场的拓宽。目前，人们的生活水平日益提升，人们更加注重身体的健康，也越来越关注能源的清洁问题。供电公司和用电设备制作商可以合作，加大对电力能源的清洁与环保的宣传力度，以增加人们绿色照明、电空调、电取暖等节能家电使用量，进而提高电力能源的消费比重，并最终有效拓宽城市用电市场。
3.健全营销管理体系。供电企业营销管理体系的健全，首先应该从加强内部员工的管理入手，对于内部员工必须了解并熟悉电力部门的运营机制，提高员工的自制力，进而保障电力资源的安全，严惩一切倒卖电力资源的行为。营销管理体系的健全还应该增强员工的工作技能与责任意识，员工在工作中应该谨慎认真，全心全意为客户服务，避免出现一些由于疏忽导致的操作失误等。除此之外，在供电公司也要严格的管理基层的工作人员，制订一套完善合理的奖惩制度，对员工在工作中优秀表现以及疏忽进行相应的奖惩。例如，对由于操作失误而导致电费核对出错的员工应该受到一定的惩罚，而那些工作积极，态度认真的员工应该进行合理的奖励。合理的奖惩制度不仅有利于营销管理体系的完善，还可以有效提高员工的内部良性竞争，进而有效整顿供电企业工作中的不正之风。
4.树立供电企业的品牌形象，提升电力服务质量。在扩展新客户的时候，供电公司是否具备良好的品牌形象可以使新用户对企业的评价与感受产生很大的影响。所以，供电公司必须树立自身的品牌形象，其一，供电公司要提升供电技术和质量。供电技术的创新和供电质量的提高，使电力客户的用电体验变得更加方便、高效，全方位促进电力营销管理。其二，优质服务是赢得市场竞争力的有力保证。因此，供电公司必须努力提升自身服务质量，以客户为中心，变被动服务为主动服务。使得企业可以在竞争中占有一席之地。
三、结语
总而言之，在目前的市场改革环境下，供电公司实施有效的电力营销管理，符合市场的发展要求，可以推动供电公司的健康可持续发展。所以，一定要运用有效的对策，强化电力营销管理，最终实现供电企业的长足发展。
作者:张光文 赵品 王敬 单位:国网锦州供电公司
参考文献：
[1]仇爽.浅谈地方供电企业在电力市场条件下的电力营销管理战略[J].劳动保障世界，2015，30:29-30.
[2]王雪梅.当前电力营销管理存在的问题及对策分析[J].商，2015，48:15.
[3]万伟兵.电力企业改革下的电力市场营销策略探究[J].现代国企研究，2015，20:16.
电力改革篇10
关键词：电力；市场营销；改革
一、电力市场营销机制的转变和建立
首先,要转变观念确立电力市场营销的市场经营思想。对新形势要统一认识,转变观念,适应市场的变化,公司的每个员工,特别是营业部门员工,要有充分认识,在具体业务中找市场,扩大电力销售。其次,建立强有力的电力市场营销体系。市场营销要求电力企业一切以电力市场需求为导向,特别重视市场的分析和市场需求的动向研究。要求以必要的人力物力投入市场分析、市场调查和市场研究,建立完整的庞大的营销体系。目前电力公司的市场营销功能分布在用电、计划、调度和财务等几个部门,公司本部和基层供电企业都有对应归口,若能成立专职部门来统筹公司的整个市场营销,有利于对电力市场需求的总体评估和营销总策略的制订,便于组织统一的多层次的营销活动。应有一个统一的营销机构和一支以用电营业为主的专职队伍,公司本部若能设立综合职能部门,并在各基层供电企业设置分支机构,形成一个以售电和为用户服务为主导中心的多层次体系。第三,加强电力市场需求分析和预测。市场需求是企业生产经营的出发点,市场对电力发展的引导作用日益明显,电力市场分析是电力企业营销活动中的主要内容,电力市场预测是电力企业营销的基础,要建立和健全电力市场预测的信息系统。第四,强化电力发展规划和电网建设。在电力市场需求分析研究的基础上做好电力发展规划和电网建设是发展电力市场的基础。电力企业发展一要有充分的电和热供应市场,二要拥有电网,从某种意义上说拥有电网就是拥有电力市场,开拓市场很重要的方面是建设电网。所以要在加强网架安全可靠性的基础上加快城市中低压电网和农村电网的改造,提高供电能力,为拓展用电市场提供有力的物质基础。第五,形成良性循环的电价机制。电价是电力企业经营的生命线,它既是电力企业经营利润的体现,也是开拓用电市场的重要手段。电价偏离实际价值造成电力市场畸形,价格偏低会使电力企业难以为继,电价偏高则会失去用户的支持,最后制约电力市场发展,这两种现象均会影响电力的发展,更会给整个社会发展带来负面影响。
二、电力企业改革下电力市场营销存在的问题
由于电力行业由一定的特殊性，在我国计划经济体制下，长期的缺电局面和“以产定销”的做法，形成了售电部门服务消费者的观念淡漠，僵化，市场营销在电力企业管理中没有摆到应有的位置。由于处在转轨和市场营销的初级阶段，仍然存在大量的迫切需要解决的问题:
（一）市场营销体系不适应市场变化的要求，专业网点布局不合理，营销组织结构不健全，人员素质低。（二）经营思想没有真正以市场为导向，仍然习惯于“靠国家、靠***策、靠行
***手段”的方法去处理和解决市场经济环境中的问题。（三）市场经营意识淡漠，具体表现在市场营销知识欠缺，市场观念落后于市场规律的变化，对市场需求研究分析不够，市场开拓不力，技术支持系统不能满足信息采集的需要。（四）服务水平不高，服务意识落后，坐
等客户上门的现象普遍存在;服务方式和项目远不能适应客户的需求;仍停留在计划经济阶段，没有推出适应客户的多样化的服务项目;服务质量不高，“门难进，脸难看”的面孔没有根本改变，距离便捷高效的要求还存在相当的差距。
三、供电企业的市场营销策略
（一）制定营销战略。电力营销战略，是指电力营销企业确定的在未来的某个时期欲达到的营销活动目标以及为了实现这一目标所预定要采取的行动方案。而营销战术是从属于营销战略，解决营销活动中局部问题的方法：
1、营销企业决策层。要立足于营销战略的管理，监督营销职能部门把握战略计划的实施，搞好企业内部机构的协调统一，疏通企业外部营销环境。
2、营销职能部门。职能部门要上对决策层负责，为实现战略服务，下要领导营销岗位人员，主导具体的战术。在战术上应该树立新的观念，比如，不要一味以销售电能产品为出发点，要以客户的需求为出发点，不要计较每一项短期营销目标的盈亏，既要考虑现实的消费者需求，同时还应该考虑到潜在的需求，求得企业的长远发展。
3、营销岗位人员。营销岗位人员是营销战略与战术的具体实施者，因此必须改变目前人员素质普遍不高的现状，将文化层次高、责任心强、思路清晰的人才充实到营销战线上来，使其具备灵活多变的营销技巧，高效的完成营销战术的任务。
（二）加强与客户的沟通，完善电力客户经理制。营销以客户的需求为中心，加强与客户的沟通是了解客户最直接、最有效的方法。据国外的有关调查，如果客户对服务不满意，大约只有5%的人会主动提出意见和建议，绝大部分人都会选择沉默。如果在竞争性行业，他们就会在行动上选择“用脚投票”――更换供应商。因此，要想充分了解到客户的意见和需求，
就必须主动走近客户，而不是坐等他们上门。当然，沟通的方式多种多样。比如，定期召开用电客户座谈会、编辑客户刊物、对客户进行调查、向客户公开办事程序、开展公益活动、密切与新闻媒体的关系、加强企业形象宣传等。
（三）建立有效的激励奖惩机制。作为电力营销的实施者，服务人员的工作积极性和主动性与服务质量有着直接的联系，所以，企业应该感建立科学合理的激励奖惩机制，而制定一套科学的评估标准，则是激励机制是否有效的关键。
（四）实施市场拓销策略。首先，要针对天然气、太阳能、煤油等各种能源日趋激烈的市场竞争态势，广泛向社会宣传增供扩销***策，逐步引导客户选择在最终能源市场上对电力这一高效清洁能源的消费，抢夺市场份额；其次，要针对国家推进农村电气化、农业产业化和农村城镇化建设以及农村电网改造、电价普遍降低创造的良好的用电环境，大力开拓农电市
场，通过采取直抄到户、一户一表等手段，为农业、农村、农民的用电在服务、价格、可靠性等营造更加有利的条件，进一步刺激和引导广大农业、农村、农民用电的积极性，第三，要针对用电全面放开、用电贴费取消，积极培育新增电力市场，大力推动电锅炉、电冶炉等大功率用电设备的推广应用，第四，针对用电峰谷差大，深夜用电不足的实际，大力推广分时用电装置，开拓低谷时市场。
四、结论
我国电力市场营销的理论和实践还不成熟，对目前电力市场营销中存在的问题，也急需从理论和实践上寻找答案。由于电力体制的改革，电力企业只有不断地在调整市场营销战略性的大做文章，才能寻找到新的利润增长点，立于不败之地。
[参考文献]
1、于佩友，电力市场竞争与营销策略林业勘查设计2007/03
2、张百纳，浅谈电力市场营销，华商2007/17