电价形成需要兼顾场经济的一般规律和电力工业的特殊性。它的产生受到发、输、配、售各个环节的成本，市场结构，市场供需情况，交易模式，政府管制等众多因素的影响。因此，要掌握电价的波动规律，就需要对这些影响因素进行研究 。

(1)电力市场过渡时期的电价影响因素

①政府政策。在电力市场过渡时期，电价由政府制定，政策条例对电价起到非常大的作用。由于电价制定的合理与否将会影响整个社会经济，电价制定过高，可能导致用户负担太重，导致其成本过高，从而缺乏国际竞争力;若电价制定过低，则不能满足电力企业获得足够收益，维持简单生产和扩大再生产的资金需求。因此，政府会通过立法、补贴、税收、财政政策、货币政策等直接或间接地影响电价的形成，，如对上网电价采用最高限价，对输配电价采用政府定价等。例如，浙江根据《国家发改委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格〔2015]3105号文)，降低火电企业上网电价，其中省统调燃煤电厂上网电价每千瓦时平均降低3分，降低一般工商业及其他用电价格，每千瓦时降低4。 47分，并提高再生能源电价附加标准，向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时1。 5分提高至1。 9分，对居民生活用电的附加标准仍为每千瓦时0。 1分。

②燃料价格。成本是电价制定的基础，燃料价格高低将会影响电价的波动。我国火电装机容量约占总装机容量的80%左右，而火电发电成本中燃料费用站到70%左右，因此燃料价格的高低对发电成本的影响非常大。

由于我国大部分电量由火电供应，煤炭价格对电价的影响较大，因此，我约低，平均分摊的固定成本也就越高，形成的电价也就越高。可见，在其他条件不变的情况下，电价水平与系统负荷率呈反方向变动。

⑤税收。发电上网电价、供电销售电价都具有税收问题。根据税收政策，发电厂发电上网需要征收增值税;电力销售环节也要征收增值税和其他税种。电力企业将这些税收转嫁到电价中，在其他条件不变的情况下，税收越高，电力企业的税后利润就会越少，为了确保电力企业的合理利润，提高电力生产的积极性，必须提高电价;相反，在其他条件不变的情况下，税收越低，电力企业的税后利润就会越高，为了减少电力企业的超额利润率，必须降低电价。因此，在其他条件不变的情况下，电价与税收水平的变化是同方向的。

(2)电力市场环境下影响电价的因素

①供求关系。电力供给是指在特定时间内，电力企业想要并且能够提供电力的容量，它是由电力系统的发电能力和供电能力决定的;电力需求是指在特定时间内，在不同的电价水平下，用户想要并能够获得的电力。

在市场经济环境下，上网电价由市场竞争决定，供求关系将影响电价的高低。在发电市场中，当发电负荷小于需求负荷时，上网电价将提高，传递到售电侧的电价也提高。然而，电价抬升后，用户选择减少用电量，发电商就可相应的减少电能生产，从而达到供需趋近平衡。相反，当发电量大于需求量时，上网电价被压制，传递到售电侧的电价也降低;电价维持在低水平的时候，会出现能源的替换作用，用户对电力的需求量扩大，甚至代替其他能源的使用，此时发电侧接受到电力需求紧张的信号，扩张生产，以趋近并逐渐满足终端符合需求，电能的供需也由此达到平衡。以上一直是个动态平衡的过程。

②电价联动机制。在整个电价价格链条中，前端发电侧实行竞价上网，中间输配环节实行政府管制，而后端售电侧又实行竞价购电，从而形成发电上网电价、输配电价和销售电价的电价链，其中各环节是否实行联动将影响到电价水平的高低。

从生产的角度来看，上网电价的高低可通过价格联动传递给销售侧的用户。而用户通过增加或减少用电量，影响价格上升或下降。可以说，价格链上任何一个环节的价格波动都会传递到对其他各个环节，继而对其他各个环节的价格产生联动影响。

③电力交易成本。虽然电力市场通过引入竞争机制，降低了各环节的成本，但同时也增加了交易成本。电力交易成本包括发电侧和售电侧在交易中心的交易成本}。此外，电力的交易成本还涵盖了部分发电企业与大用户以及其他交易主体围绕交易契约生的谈判费用、信息收集费用、维护费用以及竞价过程中发生的管理费用。交易成本的出现会增加发电侧的成本，这些都会转嫁到上网电价水平的上升。

在售电侧放开的情况下，将会出现中间购电商或电力经纪人等，用户将会委托他们进行购电，从而产生中介费用等，这些交易费用将会导致售电电价水平的升高。

④科技发展水平。由于发电侧和售电侧都进行竞价，发电商和供电商可根据本身的发电成本、供电成本和一些市场信息进行报价，成本是报价的主要依据。成本的高低与科技发展的技术水平有关，如发电技术水平提高，将会降低煤耗率、厂用电率和线损率等，从而降低电价。因此，在其他条件不变的情况下，科技发展水平与电价水平是负相关的。

销售电价处于电价链的终端〔用户端)，其定价显然要在上网电价、输配电价的基础上，再考虑供电损失及供电管理费用而形成。

我国销售电价形成机制是在政府监管下逐步转向市场定价。

销售电价形成确定的方向是在给予用户充分选择权的基础上由市场决定电价。

销售电价确定的原则是坚持公平负担，有效调节需求，兼顾公共政策目标，反映发电侧供求变化，建立与上网电价与输配电价的联动机制，简单明确，易于操作

具体实行按以下步骤进行:

第一步是优化现有电价结构，改变当前各类用户电价与供电成本相背离现象，使用户电价基本反映供电成本，建立与上网电价和输配电价的联动机制;

第二步是划分用户类别，制定科学合理的电价制度。以用户用电负荷特性为主划分用户类别，每类用户再按电压等级和用电负荷特性确定不同价格;将用)”划分为竞争性用户和专营用户，并允许竞争性用户直接向发电厂购电;

第三步是推进售电市场全面开放，销售电价在政府监管下由市场机制形成。全面开放电网，制定零售商设立条件，建立零售商准人制度，允许更多的竞争性选择供电方;对竞争性和专营用户实行不同的电价形成机制;进一步完善电价分类和电价制度，采取先进可行电力技术，制定科学合理用电政策，全面实施。

输配电价确定计算思路是由政府监管，独立定价。输配电网经营具有自然垄断特性，因此需由政府监管，独立定价。输配电价确定的原则是:合理补偿成本，合理确定收益，坚持公平负担，促进效率提高。输配电价形成机制的主要内容包括监管方式和不同电网结构输配电价的确定等。

输配电价改革应根据电网发展情况及电力体制改革进程分阶段进行。国外输配电价确定方法通常有基于会计学原理的综合成本法和基于经济学原理的边际成本法。依电网发展的不同阶段，具体确定方法有成本加成法和价格上限法或收入上限法。在电网发展阶段，为适应电网快速发展的需要，吸引投资，建议采用基于成本的成本加成法对输配电价进行监管。电网成本分不同电压等级按标准成本计算，以电力监管部门制定的输配电成本规则为依据，电网的利润率以有效资产为基础，按加权平均资金成本确定。在电网成熟阶段，为提高电网效率，降低成本，发挥价格机制的激励作用，建议采用基于业绩的价格上限法或收人上限法对输配电价进行监管。政府不再核定成本和利润，在上年价格基础上，确定一个上浮或下浮的限度。上、下浮动的幅度大小一般根据预期通货膨胀率与电力监管部门规定的企业绩效提高率确定 。

另外，输配电价的确定还因不同电网结构而采用不同的定价方法。我国电网基本形成了独立省网、大区电网和跨区电网三种主要电网结构，因此输配电价的制定也可分为共种情况。输配电价定价方法的选择主要取决于网络结构和负荷密度的分布。对于负荷密度差异较小的省级电网，输配电价一般采用邮票法;而对于负荷密度差别较大的省级电网和大区电网，则应采用区域法或节点法。输配电价还要考虑电压等级。大区电网直供大用户，输电价格应根据电厂与大用户受电电压特级之间的关系，确定该用户承担的输电价格水平。跨区联网工程电价的确定按服务功能分为点对点服务和网络服务两类。联网工程投资和运行费用

的回收方式主要有两种:一按独立的环节考虑，设计独立的输电电价;二不设计独立的输电电价，将联网工程按效益比例在联网各方之间分摊费用，与省级电网一起制定输配电价。

上网电价形成机制总体上讲是引人竞争，市场定价。上网电价由容量电价和电量电价组成。容量电价反映发电的容量成本，与机会成本有关。容量电价保证投资本金按期回收，从而保护投资者投资电力的积极性，有利于电源建设和电网统一调度。发电厂的容量电价应以网内平均单位容量造价为基础，老机组应按重置成本进行资产评估，新机组的容量电价可以长期边际成本为基础。发电侧不具有垄断性，因此上网电价的改革方向是通过建立电力市场，有限竞争，从政府定价过渡到市场定价。由于各地经济发展水平、电力供求状况不同，因此上网电价的确定必须按照既定的目标，循序渐进，分步实施。第一步是厂网分开，有限竞争，部分上网电量实现竞价，对未实行竞价上网电厂的上网电价进行规范，并按电厂脱硫情况确定不同的上网电价。这一阶段的主要任务:一要加快推进电力市场建设，培育和规范发电市场主体，制定电力市场运营规则，发电市场实行有限竞争，竞价的方式可根据各地情况分别采取“部分电量”竞价模式、“差价合约”竞价模式或“两部制电价”竞价模式。二要对实行政府定价(未实行竞价上网)的上网电价进行规范，落实国务院批准的还本付息电价政策。由“一厂一价、一机一价”的个别成本定价方法改为按社会平均成本确定上网电价。三要制定辅助服务收费办法。第二步是由有限竞争阶段向全面竞争阶段过渡。随着电力市场的逐步成熟和完善，加大发电市场的竞争份额，由有限竞争阶段向充分竟争阶段过渡。在“部分电量竞价”模式和“差价合约”模式下，竞价电量比重逐步加大，完善辅助服务收费方法。第三步是全面竞争阶段。上网电价完全由市场竞争形成。建立完整的上网电量期货市场和现货市场，上网电价通过中长期双边合同及现货市场竞争，全部由市场竞争形成，建立竞争性辅助服务市场，辅助服务价格由市场竞争确定 。

电力市场组成与运营是一个发、输配、供、用电环节组成的工商大系统。根据价值链理论，其各环节的电价构成一个电价链。从电力供给角度看，电价链是以电力供给者为发端的上游向下游供给的供应链;从电力需求角度看，电价链是以用户为核心的下游向上游需求的需求链。无论从哪个角度出发，电价链中的各环节电价必形成互联机制，即前一环节电价变动必影晌后一环节电价变动，后一环节电价变动也必影响前一环节电价变动。

电力供求与电价间的互动规律、电力竞争与管制间的互补机制和电价链互联机理三者有机结合、互补配合，前后关联便成为电力系统的电价形成机制。它既遵循市场经济的一般规律，又符合电力工业的特殊规律;既要发挥竞争与垄断各自的作用，又要利用市场与管制的互补作用。该电价形成机制即是电价结构确定的基础框架，又是电价水平计算的理论基础。

自然垄断的技术经济特征是成本劣加性，即针对一定规模的市场需求，由一个大型企业生产比几个小型企业生产能够以更低的成本供应市场。自然垄断起因于规模经济、范围经济与关联经济。自然垄断一般出现在公共事业性产业，如电力、电信、天燃气、自来水、交通运输等。自然垄断的上述技术经济特征，实际也表现为递增的规模技术报酬性。对此，即可引人可竞争市场理论，又可由政府对价格、服务质量及市场进入进行管制，并使两者巧妙配合、相互补充、相得益彰。在电力工业发、输配、供分离，发电侧、供电侧竞争、输配电网垄断的格局中，以可竞争市场理论为指导，发电商竞价上网，供电商竞价售电;在管制理论指导下，输配电价由政府或管制机构制定定价原理及方法。引人竞争将会增加管制信息量，减小利益平衡的难度，因而使管制条件得到改善;制定管制规则和组建管制机构则可为企业公平竟争创造环境条件。在管制理论方法指导下，发电市场、供电市场的竞争和输配电网的垄断经营互补匹配，两者不能偏废，不可或缺 。

电价形成机制改革的前提是对电力资产重组和企业再造，其核心是发、输配、供分开，从而形成发电侧、供电侧多家竞争，输配电网区域性垄断经营的所谓“两侧竞争、中间垄断”的格局。电价形成机制要引人竞争，并遵循电力供求与电价间的互动规律，电力供求变化

会影响电价升降;反之，电价变动也会影响电力供求突化。电力供给大于电力需求，电力供给者(发电商)竞争，使电价下降;电力供给小于电力需求，电力需求者(消费者)竞争，使电价上升;电力供给等于电力需求，电力供求达到平衡。电价上升，电力供给增加，电力需求减小;电价下降，电力供给减小，电力需求增加。显然，电力供求与电价也遵循市场经济的一般规律那样呈现双向互动规律。英国电力市场由全部电量现货交易改为期货交易与现货交易相结合的经验;美国加州压低定死终端用户电价，从而引发电力紧张甚至停电的教训，究其原因都是违背电力供求与电价互动规律所致。

电力工业从技术上是技术资金密集型，从生产上是发、输、配、供、用电一体化，从经营上是产、供、销同时完成，从供求上是供求随时平衡的连续型流程产业。电能作为电力工业的唯一的无形产品不能储存，随用随发，电力需求价格弹性远远小于1，终端用户需求几乎无弹性，足以说明电能作为商品是必需品和公共品。电力需求价格弹性小足以说明电力工业是一种具有垄断性的公共事业性产业。显然，电力工业改革和电力市场发展既要考虑市场经济的一般规律，又要考虑电力工业特殊规律。电力市场作为商品市场既有一般商品和共同规律，又有其自身个性和特殊规律。电价作为垄断性产业的价格，其形成机制思路，既要在网厂分开的基础上引人竞争，又要重建电价管制机制。这就要制定明确可行的电价管制原则、规范的定价方法、职能完备的管制机构和有力高效的社会监督体系，使电价形成机制既遵循市场经济的供求与电价间的互动规律，又要服从电力市场的竞争与管制间的互补机制，还要满足电价链各环节电价间的互联机理 。

世界各国制定电价的一般原则有成本补偿原则、合理盈利原则和公平负担原则。

(1)成本补偿原则。成本补偿原则要求电价能够补偿电力产品生产全过程发生的成本支出，也就是从发电到售电各环节发生的物质、人力等耗费。与普通商品的定价一样，电价的制定也应以正常条件下社会平均劳动成本为依据。电力产品的生产成本以电费的形式最终从用户收回，不同用电种类的电价要与其用电的成本相匹配。因此，有些国家制定了电力产品最低限价，从而保障力生产者的利益。

我国主要通过煤电联动的政策确保电力生产者的成本得到合理补偿。如，2011年，我国煤炭价格持续偏快上涨。反映市场煤价走势的环渤海动力煤价格11月23日达到850元/吨，比年初每吨上涨74元，涨幅为9。 5。这直接导致以燃煤发电为主的火电企业成本快速攀升，出现巨额亏损，不太愿意购煤发电，从而造成中国东中部和南部地区电力供应紧张。为了缓解电厂的成本上升压力，保障电力产品的正常供应，我国在2011年两度调整上网电价:第一次为自2011年4月10日起，上调部分亏损严重火电企业上网电价，调价幅度视亏

损程度而定，全国有11个省份的上网电价上调在0。 O 1元/千瓦时，其中煤电价格严重倒挂的山西上调上网电价0。 026元/千瓦时，河南上调上网电价0。 015元/千瓦时。第二次为自2011年12月1日起，将全国燃煤电厂上网电价平均提高约2。 6分/千瓦时，将随销售电价征收的可再生能源电价附加标准由现行0。 4分/每千瓦时提高至0。 8分/每千瓦时;对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂实行脱硝电价政策，加价0。 8分/千瓦时，以弥补脱硝成本的增加。

(2)合理盈利原则。合理盈利原则要求制定的电价能够使电力企业获得合理的盈利水平。电力是公用事业，是国计民生的必需品。一方面，政府不允许电力企业获取超额利润，因为在一定时间内、一定条件下，社会总盈利水平是一定的，一些部门的高盈利水平会挤占其他部门的盈利，甚至会造成其他部门的亏损。因此，不少国家对电力产品制定了最高限价，用以保护电力消费者的利益。另一方面，为了满足日益增长的电力需求，属于资本密集型产业的电力行业需要大量的资金投入，而建设资金则主要通过电费收入，辅以吸收社会资本来筹集，因此，电价应当能够保证电力企业及其投资者的收益达到一定的合理水平。

(3)公平负担原则。公平负担原则要求电价必须是公平的，应当视用户不同的用电时间、用电地点、用电条件，制定不同的用电价格。

我国在电网销售电价制定过程中也考虑了上述一些因素，以我国东部某省为例，除了以上谈及的分时电价外，还根据电压等级的高低执行不同的电价，电压等级越低，电价越高，以大工业用电为例，1-10千伏电力等级电度电价为0。 705元/千万时，20千伏电压等级电度电价为0。 685元/千瓦时，35千伏电压等级电度电价为0。 675元/千瓦时，i10千伏电压等级电度电价为0。 653元/千瓦时，220千伏及以上电压等级电度电价为 0。 648元/千瓦时。另外，还对大工业用户征收容量电价 。

电价形成机制主要包括三大类，即计划电价形成机制、市场电价形成机制以及双轨制电价形成机制。

计划电价形成机制是指在单一计划经济体制下，国家按照国民经济总体发展标，根据相关产业政策制定电价，其中构成电价的主要成本费用项目也基本按照国家规定的价格计算，从而形成了法定的、由政府统一控制的电价管理体制。在特定的经济时期，计划电价形成机制能够保证全社会基础价格的平稳运行。

市场电价形成机制是指通过市场竞争来形成电能商品的价格的机制。市场电价形成机制的主要特征表现为以下三个方面:(1)企业是决定电价的主体，行政不加干预;(2)市场供求关系是影响电价水平的直接因素;(3)竞争是电价形成的外在强制力量。具体到发电企业上网电价，由市场决定上网电价水平，电能商品供大于求时，通过发电企业通过竞价方式竞争上网，由用电平衡点最末一个机组的竞价报价，确定电网购电量后确定上网电价。

双轨制电价形成机制就是计划轨和市场轨并存的电价形成机制。针对电价链各个环节的特殊性，电价形成机制改革必须采取不同的方式，做到循序渐进，分阶段实施，因此，双轨制电价形成机制将长期存在。

1提高电价价位

结合上文分析，提高现行电价水平非常必要，理由如下:

(1)合理的电价总水平关系到电力企业的生存与发展。

电力作为重要的二次能源，煤炭是其主要原料。当前，在我国的电价构成中，燃料成本所占比重远远高过西方国家。这意味着我国电力企业的自我生存和发展空间非常狭小，电价价位的合理提高将缓解这种困境。

(2)提高总体电价水平对于保护我国资源环境至关重要。

低电价放大了社会对资源的需求。要实现国民经济的可持续发展，我们就必须使能源价格能够综合反映资源的稀缺性、供求关系和环境成本。

确定电价总水平应考虑多方面因素，但是对电力行业快速健康发展起最直接、最关键影响的是以下两个方面:

(1)保证电力企业能够收回成本并获得合理的利润。

只有保证一定的盈利空间，电力企业才能够正常经营，从而电力供应才能够正常化。在此，确定合理利润的标准和计算方法是关键的步骤，利润计算一般有成本利润率、工资利润率和资金利润率等几种主要的计算方法。

(2)计及电力消耗的负外部性。

这是对电力消费更深层次的认识。我国电价中未考虑资源破坏、环境治理的成本，与其他替代能源价格相比，电力价格明显偏低。电力虽然是清洁的二次能源，但是在其发、输、配、售各个环节，都会对环境带来不同程度的负面影响。特别是发电环节，由于我国火力发电中主要以煤作为原料，而煤炭的燃烧污染很大，所以环境污染方面的社会成本必须要计入销售电价中，才能真实反映该产业的经营成本。

2解决交叉补贴问题

交叉补贴问题之所以要解决，主要基于两方面的考虑:

(1)公平因素。

不同用户群组之间交叉补贴不符合成本法价格规制的基本要求，它造成的消费者福利损益纯粹一种人为安排的产物。相对而言，高压用户和负荷率较低的用户在电力消费中占用了相对较小的平均成本却支付了相对高的多的价格;低压用户和负荷率较大的用户在电力消费中占用了相对较大的平均成本却受益于政策优惠而享受较低的价格。

(2)效率因素。

如果说鉴于对民生因素的考虑，不公平因素有其存在的合理性的话，则效率因素将不允许它的存在。从效率的角度讲，人为压低价格势必造成低电价用户对电力的过度消耗，这对于我国当前紧张的电力供应形势来说无疑雪上加霜。

对应于上述因素，在制定改革措施时，应当注意:一是在电价中真实体现各类用户的供电成本差异;二是考虑到民生因素，改革的步子不宜过快，并配合对居民用户进行适当的补贴 。

激活电力企业在电价形成中的作用

(1)以电力企业改制推动输配电价格独立

由于电网经营具有自然垄断性，输配电价不宜进行市场竞争，政府应对输配电价进行合理规制，实行政府指导定价。我国输配电价的管制问题迟迟未能解决，省级电力公司(电力局)向高压用户以及直属和非直属配电公司(电力局、电业局、供电局、供电公司)售电时，普遍没有包括输配电成本。

一般来说，制定输电定价需要考虑到合理补偿成本、合理盈利、公平负担等因素。输配电成本的体现势必要求赋予电力企业一定程度上的价格制定权。电力建设企业从电网公司分离出来，按照现代企业制度组建独立的企业法人，是形成独立输配电价格的决定性条件之一。建立产权明晰的现代电力建设企业，电力设备建设成本的归属问题得到彻底解决，其回收问题成为电力建设企业与电网公司两个市场独立主体之间的市场交易问题，这无疑将对独立输配电价格的形成起到极大的推动作用。输配电成本的成功回收意味着电价总体水平将相应得到纠正。

这里需要说明的是，电建企业从电网公司(电力局、供电局)的分离其实是“主辅分离”(电网公司与其附属企业的分离)的一个重要组成部分;电力主辅分离改革已成为国家电力体制改革与整个国有资产管理改革的重要环节之一主辅分离的目的虽然不是本文所述的电价改革，但是却也会对电价改革的重要参与者一一电力企业的发展前途产生非常大的影响。附属于电网公司的辅助企业不止电建企业一种，还包括电力设计院、电力设备制造企业、房地产业及一些服务业一一电力工程、电力设计、电力物资、电力设备制造、电力主业的物业服务等。众所周知，电力辅助企业的经营体制非常落后，因此，纯粹从企业生存和发展的角度讲，也需要进行上述的改革。

当然，输配电成本的体现并不能完全通过企业改制实现，由于电力系统运营(如调峰)也对输配电成本有很大影响，这方面成本计入电价也很关键，所以输配电成本的回收还需要有电网公司方面改革的配合;我国还尚未启动这方面的措施，更无需谈在负荷系数等方面的处理经验，因此这方面的改革势必经历长期的摸索过程。

(2)适当扩大电力企业定价权，健全煤电价格联动机制 。

这其实是在动态上保证电力企业一定的盈利空间。在我国，煤电占据了电力生产的主体。作为煤电生产的主要燃料，电煤价格的变动应当迅速的反映到发电企业的上网电价和用户终端的销售电价上面，以免在电煤价格剧烈上涨的时候，电力企业出现动态资金链断裂、经营困难的境地。具体的:在发生煤炭价格剧烈波动时，应当允许发电企业拥有合理范围内的上网电价调整要求权，而下游电网公司(电力局)也应拥有根据购电价格的变动调整自身销售电价的权力;当然，政府可以规制企业调价的幅度，采用严格的上报审批机制。

在电价中体现供电成本差异

(1)继续完善分时电价制度

峰谷分时定价是已得到较多应用的一种电价制度，其实质是时间价格歧视。此种电价制度主要对电能使用(一般是指一天当中)的时段进行划分处理。电力负荷处于峰段时，发电机组需要进行调峰处理，调峰成本远高于平常时段的运行成本，因此增收调峰费用(体现在电价中)对用户而言是理所当然的。并且，峰谷分时电价可以有效遏制峰值时段的负荷剧烈增加，对“削峰填谷”有一定作用，有利于提高供电质量，保证系统安全，降低电力资源消耗。此种定价方法最值得一提的特点是:居民用户作为峰段的主要用户，将承担峰段的高价格，这正符合我们当前电价改革的方向。(2)电价中体现出不同用户输配电成本的差异。

在输配电价格形成机制比较健全的情况下，输配电成本的计及将会把低压变压器和低压输电线路的架设与运行成本计算到终端销售电价，从而把低压用户和高压用户的价格差合理的区分出来。一般说来，居民用户将承担比工业用户更高的输配电价格。结合上文的讨论我们不难发现，合理的输变电价格不仅有助于我国总体电价回归到合理的水平，而且不同用户群组之间的交叉补贴问题也可以大为缓解。

鉴于合理价格对于经济效率的重要意义，政府不应以价格失真为代价换取社会效益。在此重提直接补贴和价格管制的区别很有必要，即国家如果顾及居民的生活水平和农业生产基础地位需要进行政策补贴的话，与其进行价格管制，不如直接对居民用电实行现金补贴;因为现行的价格管制已经造成工业用户对居民用户严重的交叉补贴，这是一种没有任何经济依据的补贴，完全是人为的结果，交叉补贴伴随有受“补贴”用户(如农业生产用户和居民)对电力的过度消耗，企业却因为电力缺乏而陷于经营困境，这显然不符合经济效率的要求。

在电价中体现环境成本

其实不止是电力供应中的环境成本，产品生产中的整体性资源环境成本问题已经为不少专家学者所重视，基本的看法是低能源价格政策导致能源无效或低效使用。能源价格被强行压制，以后只会涨得更多;大量消耗意味着未来资源的更稀缺，进而导致更高的能源价格和更大的环境成本’”。

由于我国能源价格的改革进度比较慢，还仅仅出于初期阶段，所以借鉴国际上处理能源价格问题的先进经验对我国电价问题改革中环境成本的计入是至为关键的。西方国家将环境成本计入电力生产的方法大致有两种:一种是把环境成本计入价格之中，这可直接刺激和督促企业和公众减少对电力浪费，但操作起来比较困难;另一种方法是征税，可供借鉴的是“燃油税”。在美国，燃油税包含两大部分:一个是环境成本一一包括环境治理成本和资源枯竭后的退出成本;二是对资源占有行为的一种表征一一对资源占有权利实施收费。我国也已经征收燃油税，电力行业可以借鉴其中的经验。2100433B

为坚持市场化方向，进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革，平稳有序放开竞争性环节电力价格，经国务院同意，国家发展改革委日前印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，标志着电价改革在坚持市场化方向上迈出了新的关键一步。

“燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源，平稳有序放开燃煤发电上网电价，是电价市场化改革的重点任务，也是深化电力市场化改革的关键。”国家发展改革委有关负责人在接受经济日报记者采访时表示。

近年来，随着电力市场化改革不断深化，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展。与此同时，进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件，应抓住机遇加快推进市场化改革。

“燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定，难以及时、准确地反映电力供求关系变化，难以反映燃煤发电成本变化，难以继续发挥其‘定价之锚’作用。”该负责人表示，燃煤发电上网电价机制因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善，客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价及跨省跨区送电价格的合理形成，现行价格机制总体上已难以继续形成有效的价格信号，迫切需要加快推进市场化改革。

基于上述问题，《指导意见》明确了5项重点改革措施：一是将现行标杆上网电价机制改为“基准价 上下浮动”的市场化价格机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中，具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价 上下浮动”范围内形成；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量，继续按现行市场化规则执行。五是燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

“当前，深化燃煤发电上网电价形成机制改革，已具备坚实的基础。”华北电力大学教授张粒子表示，我国输配电价改革已实现全覆盖，经营性发用电计划也全面放开，“准许成本 合理收益”的定价机制基本建立。

中国宏观经济研究院副研究员杨娟表示，“基准价 上下浮动”价格机制使煤电市场主体具备了自主定价的空间，进而使煤电价格能有效反映电煤价格、电力需求等供求因素变化，有利于电力资源的优化配置，有利于理顺电力与其上下游产业的关系，促进电力市场加快发展。

改革实施后，会给用户用电成本带来什么影响？该负责人表示，用户用电成本将呈现“三不变一降低”，即居民、农业用户电价水平不变，已参与电力市场化交易的用户电价水平不变，不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变，采用“基准价 上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。 2100433B

国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见

发改价格规〔2019〕1658号

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（物价局），华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司，国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央 国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神，加快推进电力价格市场化改革，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度，经国务院同意，现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。

一、改革必要性

2004年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立，并成为上网侧电价形成的重要基准，对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来，随着电力市场化改革的不断深化，竞争性环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展，不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。

党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出，要坚持“管住中间、放开两头”，有序放开输配以外的竞争性环节电力价格；2018年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前，输配电价改革已经实现全覆盖，“准许成本 合理收益”的定价机制基本建立；各地电力市场化交易规模不断扩大，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成，现货市场已开始建立；全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平，进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件，应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。

二、总体思路和基本原则

（一）总体思路。坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，进一步深化燃煤发电上网电价机制改革，加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制，为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。

（二）基本原则。

坚持整体设计，分步推进。按照市场化改革要求，既要强化顶层设计，凡是能放给市场的坚决放给市场，政府不进行不当干预；又要分步实施，有序扩大价格形成机制弹性，防止价格大幅波动，逐步实现全面放开燃煤发电上网电价，确保改革平稳推进。

坚持统筹谋划，有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系，统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制，以及不同类型用户销售电价形成机制，确保深化燃煤发电上网电价机制改革措施有效衔接。

坚持协同推进，保障供应。充分认识改革的复杂性，广泛听取意见建议，强化配套保障措施，确保改革有序开展。加快推进电力市场建设，协同深化电量、电价市场化改革，确保电力系统安全稳定运行，保障电力供应。

坚持强化监管，规范有序。按照放管并重的要求，加强电力价格行为监管，建立价格异常波动调控机制，健全市场规范、交易原则、电力调度、资金结算、风险防范、信息披露等制度，确保燃煤发电上网电价合理形成。

三、改革举措

（一）为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价 上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。

（二）现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，具备市场交易条件的，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式在“基准价 上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。

（三）燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。

（四）燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。

（五）燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

四、配套改革

（一）健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格，包括市场化方式形成上网电价、输配电价（含交叉补贴和线损，下同）、政府性基金，不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格，继续执行各地目录电价。其中，居民、农业用电继续执行现行目录电价，确保价格水平稳定。

（二）稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等，参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

（三）相应明确环保电价政策。执行“基准价 上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价。仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

（四）规范交叉补贴调整机制。以2018年为基数，综合考虑电量增长等因素，在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额，以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。

（五）完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

五、实施安排

（一）各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革，制定细化实施方案，经省级人民政府批准后，于2019年11月15日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方，可暂不浮动，按基准价（即现行燃煤发电标杆上网电价）执行。现货市场实际运行的地方，可按现货市场规则执行。

（二）实施“基准价 上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对2020年后的浮动方式进行调控。

（三）国家发展改革委动态跟踪实施情况，结合电力体制改革总体进展，适时开展评估调整。

六、保障措施

（一）强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量，由电网企业保障供应，主要通过优先发电计划保障，不足部分由所有参与电力市场的发电企业机组等比例保障。

（二）规范政府行为。各地要坚持市场化方向，按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易，对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛，在交易组织、价格形成等过程中，不得进行不当干预。

（三）加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场，积极发挥市场管理委员会作用，完善市场交易、运行等规则，规范市场主体交易行为，保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为，以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系，构建市场主体价格信用档案，对价格违法行为予以联合惩戒。

（四）建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门定期监测燃煤发电交易价格波动情况，评估价格波动的合理性。当交易价格出现异常波动时，依法及时采取干预措施，确保燃煤发电价格形成机制改革平稳有序推进。

（五）加强政策解读引导。采取多种方式全面、准确解读深化燃煤发电上网电价形成机制改革政策，加强舆情监测预警，积极回应社会关切，做好应急预案，为改革营造良好舆论环境。

本指导意见自2020年1月1日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性，切实担当起主体责任，精心细化改革实施方案，认真抓好落实，确保改革平稳实施。

国家发展改革委

2019年10月21日