第一篇：大工業電價政策解讀(供電公司)

大工業電價是我國銷售電價分類中的重要組成部分，由于歷史原因，我省躉售區尚未實行大工業電價，造成縣公司營銷人員對大工業電價知識和營業操作要求的不了解、不熟悉。為此，公司決定自即日起至年底，集中開展縣公司大工業電價政策培訓，培訓對象主要是公司系統全資、代管縣公司各級營銷管理、工作人員。培訓內容一是大工業電價政策及用電業務知識；二是營銷業務應用系統相關業務操作。

躉售區執行大工業電價涉及面廣，影響范圍大。現階段的主要任務是集中開展業務培訓，暫沒有開展客戶用電情況現場核實和電價政策宣傳工作。待條件成熟后，山東省公司會統一組織開展相關工作，確保全省步調一致，口徑一致。

大工業電價政策解讀

一、大工業電價政策依據

水利電力部關于頒發《電、熱價格》的通知（1975水電財字第67號）、水利電力部對《電、熱價格》執行中有關問題的批復（76水電財字第19號）。

（一）大工業電價應用范圍：凡以電為原動力，或以電冶煉、烘熔、熔焊、電解、電化的一切工業生產，受電變壓器總容量在315千伏安及以上者，以及符合上述容量規定的下列用電。

1．機關、部隊、學校及學術研究、試驗等單位的附屬工廠（凡以學生參加勞動實習為主的校辦工廠除外），有產品生產并納入國家計劃，或對外承受生產及維修業務的用電。

2．鐵道（包括地下鐵道）、航運、電車、電訊、下水道、建筑部門及部隊等單位所屬修理工廠的用電。

3．自來水用電。4．工業試驗用電。

5．照相制版工業水銀燈用電。

（二）電價構成：大工業電價包括基本電價、電度電價和力率調整電費三部分。

電度電價是指按用戶用電度數計算的電價?；倦妰r是指根據用戶用電容量計算的電價。力率調整電費是根據用戶力率水平的高低減收或增收的電費。

（三）基本電費的計算：基本電費可按變壓器計算，也可按最大需量計算。具體對哪類用戶選擇哪種計算方法，由電網局或省、市、自治區電力主管部門根據情況規定。

1．按用戶自備的受電變壓器容量計算：凡以自備專用變壓器受電的用戶，基本電費可按變壓器容量計算。不通過專用變壓器、接用的高壓電動機，按其容量另加瓩數（瓩視同千伏安）計算基本電費。

2．水利電力部對《電、熱價格》執行中有關問題的批復（76水電財字第19號）：

凡按按最大需用量計算基本電費的用戶，其實際抄見瓩數小于核定數時，如為計劃用電所致，可按實際抄見瓩數計算，否則，應按核定的瓩數計算；實際抄見瓩數超過核定數或計劃分配的負荷時，超過部分加倍收費。

二、大工業電價有關規定

《供電營業規則》中關于基本電費計收規定如下： 第八十四條 基本電費以月計算，但新裝、增容、變更與終止用電當月的基本電費，可按實用天數（日用電不足24小時的，按一天計算）每日按全月基本電費三十分之一計算。事故停電、檢修停電、計劃限電不扣減基本電費。

第八十五條 以變壓器容量計算基本電費的用戶，其備用的變壓器（含高壓電動機），屬冷備用狀態并經供電企業加封的，不收基本電費；屬熱備用狀態的或未經加封的，不論使用與否都計收基本電費。用戶專門為調整用電功率因數的設備，如電容器、調相機等，不計收基本電費。

在受電裝置一次側裝有連鎖裝置互為備用的變壓器（含高壓電動機），按可能同時使用的變壓器（含高壓電動機）容量之和的最大值計算其基本電費。

第二十三條 用戶減容，須在五天前向供電企業提出申請。供電企業應按下列規定辦理：

1．減容必須是整臺或整組變壓器的停止或更換小容量變壓器用電。供電企業在受理之日后，根據用戶申請減容的日期對設備進行加封。從加封之日起，按原計費方式減收其相應容量的基本電費。但用戶申明為永久性減容的或從加封之日起期滿二年又不辦理恢復用電手續的，其減容后的容量已達不到實施兩部制電價規定容量標準時，應改為單一制電價計費；

2．減少用電容量的期限，應根據用戶所提出的申請確定，但最短期限不得少于六個月，最長期限不得超過二年；

3．在減容期限內，供電企業應保留用戶減少(原)容量的使用權。用戶要求恢復用電，不再交付供電貼費；超過減容期限要求恢復用電時，應按新裝或增容手續辦理；

4．在減容期限內要求恢復用電時，應在五天前向供電企業辦理恢復用電手續，基本電費從啟封之日起計收；

5．減容期滿后的用戶以及新裝、增容用戶，二年內不得申辦減容或暫停。如確需繼續辦理減容或暫停的，減少或暫停部分容量的基本電費應按百分之五十計算收取。

第二十四條 用戶暫停，須在五天前向供電企業提出申請。供電企業應按下列規定辦理：

1．用戶在每一日歷年內，可申請全部（含不通過受電變壓器的高壓電動機）或部分用電容量的暫時停止用電兩次，每次不得少于十五天，一年累計暫停時間不得超過六個月。季節性用電或國家另有規定的用戶，累計暫停時間可以另議；

2．按變壓器容量計收基本電費的用戶，暫停用電必須是整臺或整組變壓器停止運行。供電企業在受理暫停申請后，根據用戶申請暫停的日期對暫停設備加封。從加封之日起，按原計費方式減收其相應容量的基本電費；

3．暫停期滿或每一日歷年內累計暫停用電時間超過六個月者，不論用戶是否申請恢復用電，供電企業須從期滿之日起，按合同約定的容量計收其基本電費；

4．在暫停期限內，用戶申請恢復暫停用電容量用電時，須在預定恢復日前五天向供電企業提出申請。暫停時間少于十五天者，暫停期間基本電費照收；

5．按最大需量計收基本電費的用戶，申請暫停用電必須是全部容量（含不通過受電變壓器的高壓電動機）的暫停，并遵守本條１至４項的有關規定。

第二十五條 用戶暫換（因受電變壓器故障而無相同容量變壓器替代，需要臨時更換大容量變壓器），須在更換前向供電企業提出申請。供電企業應按下列規定辦理：

1．必須在原受電地點內整臺的暫換受電變壓器； 2．暫換變壓器的使用時間，10千伏及以下的不得超過二個月，35千伏及以上的不得超過三個月。逾期不辦理手續的，供電企業可中止供電；

3．暫換的變壓器經檢驗合格后才能投入運行； 4．暫換變壓器增加的容量不收取供電貼費，但對兩部制電價用戶須在暫換之日起，按替換后的變壓器容量計收基本電費。

第十四條 用戶不得自行轉供電。在公用供電設施尚未到達的地區，供電企業征得該地區有供電能力的直供用戶同意，可采用委托方式向其附近的用戶轉供電力，但不得委托重要的國防軍工用戶轉供電。委托轉供電應遵守下列規定：

４．在計算轉供戶用電量、最大需量及功率因數調整電費時，應扣除被轉供戶、公用線路與變壓器消耗的有功、無功電量。最大需量按下列規定折算：

（１）照明及一班制：每月用電量180千瓦時，折合為１千瓦；

（２）二班制：每月用電量360千瓦時，折合為１千瓦；（３）三班制：每月用電量540千瓦時，折合為１千瓦；（４）農業用電：每月用電量270千瓦時，折合為１千瓦。

第一百條 危害供用電安全、擾亂正常供用電秩序的行為，屬于違約用電行為。供電企業對查獲的違約用電行為應及時予以制止。有下列違約用電行為者，應承擔其相應的違約責任：

2．私自超過合同約定的容量用電的，除應拆除私增容設備外，屬于兩部制電價的用戶，應補交私增設備容量使用月數的基本電費，并承擔三倍私增容量基本電費的違約使用電費；其他用戶應承擔私增容量每千瓦（千伏安）50元的違約使用電費。如用戶要求繼續使用者，按新裝增容辦理手續。

4．擅自使用已在供電企業辦理暫停手續的電力設備或啟用供電企業封存的電力設備的，應停用違約使用的設備。屬于兩部制電價的用戶，應補交擅自使用或啟用封存設備容量和使用月數的基本電費，并承擔二倍補交基本電費的違約使用電費；其他用戶應承擔擅自使用或啟用封存設備容量每次每千瓦（千伏安）30元的違約使用電費。啟用屬于私增容被封存的設備的，違約使用者還應承擔本條第2項規定的違約責任。

第二篇：大工業用電電價

大工業用電電價

1．大工業電價的組成

大工業用電實行兩部制電價，兩制電價由基本電價、電度電價和功率因數調整電費三部分構成。基本電價是指按用戶受電變壓器（千伏安）或最大需量（千瓦）計算的電價；電度電價是指按用戶實用電量（千瓦）計算的電價；功率因數調整電費是指根據用戶月加權平均功率因數調整減收或增收的電費。

2．大工業電價的實施范圍及對象

凡以電為原動力，或以電冶煉、烘焙、熔焊、電解、電化的一切工業生產，受電變壓器總容量在315千伏安(KVA)及以上的大工業用戶。

以及符合上述容量規定的下列用電：

機關、部隊、學校及學術研究、試驗等單位的附屬工廠（凡以學生參加勞動實習為主的校辦工廠除外）有產品生產納入國家計劃，或對外承受生產及修理業務的用電。

鐵道（包括地下鐵道）、航運、電車、電訊、下水道、建筑部門及部隊等單位所屬修理工廠的用電。

自來水廠用電。

工業試驗用電。

照相制版工業水銀用電

3.大工業電價的電費方法

計算公式： 電費金額=基本電費+電度電費+功率因數調整電費

基本電費：①按變壓器容量=計費容量×基本電價

②按需量=需量示數×乘率×基本電價

電度電費=抄見電量×電價

功率因數調整電費=（基本電費+電度電費）×（±）功率因數調整電費月增減率%（功率因數高于標準值減收，低于標準值增收電費）

工業用電的定義 工業用電：主要從事大規模生產，加工行業的企業用電。三相380V供電，或者直接高壓電線進戶。

工業用電大多使用三相電壓，如三相380VAC，三相660VAC等。

工業用電與居民用電的區別：工業用電大多使用三相電壓，而民用電采用的是單相220VAC對居民供電,價格不同，工業用電價格高 ,在用電高峰期，往往因負荷過大而導致斷電，而且工業用電的電壓往往高于居民用電，也容易把家中的電器燒壞，存在極大的安全隱患。另外，如果斷電后相當長的時間內難以恢復供電!編輯本段工業用電電費算法及規定

一是對變壓器容量在315KVA以下的，執行“單一電價”，即用一度電、交一度電的電費；

二是對變壓器容量在315KVA及以上的，執行“二部制電價”，除用一度電、交一度電的電費外，還要按照變壓器的容量交納“基本電費（象電話的底費）；

對100KW及以上的用戶，還要執行力率調整電費，對力率（功率因數）達不到國家標準的，進行獎懲。

按照國家《電力法》規定：

第四十三條 任何單位不得超越電價管理權限制定電價。供電企業不得擅自變更電價。

第四十四條 禁止任何單位和個人在電費中加收其他費用；但是，法律、行政法規另有規定的，按照規定執行。

地方集資辦電在電費中加收費用的，由省、自治區、直轄市人民政府依照國務院有關規定制定辦法。

禁止供電企業在收取電費時，代收其他費用。

編輯本段我國工業用電的標準

按照我國《供電營業規則》第五十四條的規定：

在電力系統正常狀況下，供電企業供到用戶受電端的供電電壓允許偏差為： 1、35千伏及以上電壓供電的，電壓正、負偏差的絕對值之和不超過額定值的10%；

2、10千伏及以下三相供電的，為額定值的±7%；

3、220伏單相供電的，為額定值的+7%，－10%。

在電力系統非正常狀況下，用戶受電端的電壓最大允許偏差不應超過額定值的±10%。

用戶用電功率因數達不到本規則第四十一條規定的，其受電端的電壓偏差不受此限制。

可見，380V屬于“10千伏及以下三相供電的，為額定值的±7%”；即380V供電系統電壓，應在380（1-7%）V～380（1+7%）V，也就是353.4V～406.6V之間。

第三篇：電改政策解讀

電力體制改革 政策解讀

中電投河南電力有限公司

目 錄

1.電改9號文你真的看懂了嗎 2.新電改的現實邏輯

3.電改再出發：規劃、修法、監管一個都不能少 4.取消電費交叉補貼影響幾何？

5.當電改遇上混改

6.提高需求側終端用電效率

7.有序、逐步推動市場化

8.新電改后如何“嘗鮮”售電業務

9.電力是實現各能源網絡有機互聯的樞紐

10.詳解能源互聯網行動計劃

11.可再生能源公平接入考量電改

12.新能源電力系統與能源互聯網

13.新電改仍有許多要素掣肘

14.能源互聯網行動計劃正式確定 牽頭人權威解讀

15.能源革命與能源互聯網

— 1 — 電改9號文你真的看懂了嗎

-------曾鳴首次深度解讀新電改

2015年3月26日

(新浪財經首席能源記者劉麗麗根據對曾鳴教授的采訪資料整理)

新電力體制改革的9號文件很多人都看了，但是你確定自己真的都看到并且看懂了么?其中有些句子背后的深意，都足夠單獨寫個分析報告了。參與9號文件方案討論的華北電力大學曾鳴教授首次公開深度解讀文件背后的潛臺詞。如果當年你錯過了5號文件，這次難道還要錯過9號文件么? 9號文件相比5號文件有哪些繼承、調整和超越? 總體而言，本輪電改方案是比較務實的，綜合考慮了改革需求和可操作性原則，相比于12年的“5號文”，更具有現實意義。雖然兩個文件都是圍繞“放開兩頭、管住中間”這條基本路徑展開討論，但9號文件體現的核心價值取向與當年的5號文件具有本質的不同，因而不是其簡單延伸。

與上輪電改不同的一個重大前提是，本輪電改的大背景已經發生了歷史性的根本變化。變化的兩個重要標志：一是國家已經明確了“能源革命”戰略構想，二是中央已經決定全面建設“法治社會”。

9號文件在如下幾方面有所超越當年的5號文件： 第一，核心價值取向的不同。本輪電改的核心價值取向是旨

在建立一個綠色低碳、節能減排和更加安全可靠、實現綜合資源優化配置的新型電力治理體系，推動我國順應能源大勢的電力生產、消費及技術結構整體轉型。而上輪電改的價值取向旨在通過廠網分開，打破壟斷，引入競爭，剝離關聯交易，加快擴大電力供給規模。

第二，暫時不考慮輸配分開和電網調度獨立。當年的5號文并沒有達到預期的改革目標，此次方案制定過程中也進行了反思。我也曾經在多個場合、多個研究報告中提出，調度獨立和輸配分開并不是科學合理的選擇。

第三，明確提出要加強規劃。12年后，最大變化就是可再生能源并網的比例越來越大，使發電側和用電側具有雙側隨機性，電力系統的整體規劃必須強化。從這個方面來講，此次電改絕對不是12年前5號文的延續，應當形成一套新的電力體制規劃方法體系。

第四，本輪電改的關鍵不在于電力企業的拆分重組和盈利模式的改變，而在于新型電力治理體系管理框架的頂層設計，其中政府能否在改革的政策激勵和法制環境設計上有所作為至關重要。政府在改革的頂層設計階段對于如何運用市場杠桿，以及如何用“看得見的手”對市場化體制、機制、政策措施、法律法規、監管等方面進行設計、建立和引導，激勵改革目標的實現等方面，必須能夠發揮主導性甚至決定性作用。

如何理解三個“有序放開”?

三個“有序放開” 是為了發電側和售電側能夠建立電力市場而提出的，就是要將發電側原有的發電計劃，發電廠的上網電價放開;售電側的終端用戶電價以及用電計劃放開。這樣利于形成發電用電市場。當然，放開的是可以進入市場的電量和服務，經營性之外的電量和服務不能放開。

方案中特意強調了“有序放開”，這意味著這幾個方面要循序漸進，分階段的放開，不能短時間內徹底放開。具體地，對于每一個“放開”，有序有不同的意義。

對于輸配以外的競爭性環節電價，用戶選擇權的放開應分階段、分用戶類別有序進行。根據國際經驗，應首先開放大用戶的購電選擇權作試點，其次建立合理的輸配電價形成機制，妥善處理銷售電價的交叉補貼問題，逐步放開中小用戶選擇權。

對于向社會資本放開配售電業務，應分階段構建多元化的售電主體。售電側市場放開需要逐步引入多元化的售電公司，隨著售電側市場化改革的穩步推進，不同售電主體的構建或引進還應充分考慮可操作性、市場成熟度等因素，分階段、有規劃的開展，降低改革風險。

對于公益性和調節性以外的發用電計劃，不能短時間內徹底放開，需要一個循序漸進的過程。在供應側，各機組的初始投資，使用壽命以及機組狀況都不盡相同，各電廠不太可能站在同一起跑線上參與市場競爭，現階段完全依靠市場可能會造成資源浪費，甚至國有資產流失，對于清潔能源發電尤其如此。在用電側，— 4 —

一些特殊時段區域電力系統仍會出現一定的電力缺口，需要對用戶用電進行計劃，保證電力系統安全穩定運行。

交叉補貼未來是否要通過逐步漲價解決? 交叉補貼機制的改革應循序漸進，不可一蹴而就。在我國現有國情下，短期內完全取消交叉補貼是不現實的，更是不可行的。因此在改革交叉補貼機制的過程中應秉持效率優先的原則，充分考慮各地區工商業用戶和居民的電價承受能力，在維持現有銷售電價水平的基礎上，以明補代替暗補、少補代替多補，逐漸提高居民電價、適當降低工業用戶電價，逐步減少銷售電價中交叉補貼。

另外，交叉補貼機制改革應保護民生，不可盲目提價。我們之前已經做過相關研究，以西南某省為例測算，取消交叉補貼可提高GDP及人均可支配收入。然而，作為居民而言，百姓最關心的是電價的上漲會“增加百姓負擔”。因此，在交叉補貼改革的— 5 —

過程中不應盲目提價，對居民電價的調整可以通過生命線電價的方式實現，具體而言，就是規定居民用戶每人每月用電量在一定標準以下時，仍按現行的優惠電價予以收費，超出此規定范圍的電量除收取其電費外可以征收適量的電力普遍服務基金。在以后條件成熟時，再逐漸提高居民用電價格。

如何有效監管和規范電網企業成本? 按成本加收益方式對電網輸配電業務實行獨立定價，監管電網企業的輸配電總收入，這是政府加強對網絡型自然壟斷環節價格監管的重要舉措和有益探索。為了有效監管和規范電網企業的成本，應在電網有效資產的具體核定方面下工夫。但確實存在一定難度。

原因有多方面，例如電網的有效資產包括哪些?每個省電網公司的情況都不一樣，電網有效資產核定起來比較困難，尤其是存量部分歷史形成因素比較復雜;又例如普遍服務所需要的交叉補貼，怎么有效核定?采用什么模式實施?怎么配合兩頭電價進入市場?這些問題可能要比較長時間逐步解決，因此目前還是以試點為主。

輔助服務分擔共享新機制和輔助服務市場有什么異同? 建立輔助服務分擔共享新機制是一個解決老問題的新方法。要實現市場化交易，解決好輔助服務是關鍵。在原來的體制機制下，切實有效的輔助服務責任分擔機制可以說幾乎是沒有的。在本輪改革思路下，配售電業務要放開引入社會資本，對此，電網

將不再無條件保障用戶的用電需求，此時建立新的輔助服務機制非常關鍵。

輔助服務分擔機制是一種被動承擔的模式，而輔助服務市場則是制度框架下主體主動通過市場來承擔的模式，兩者之間還是有差別的。但是，就目前的國情來看，通過分擔機制作為過渡，應當是理性的、合理的選擇。而《意見》中按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制，主要通過合約方式由發電企業或者電網企業來提供，應該說符合實際情況和大眾思想。但是，未來還是應該探索建立“輔助服務市場”等更加靈活的形式。

未來的電力期貨和電力場外衍生品交易需要滿足什么條件? 未來，隨著電力市場化改革的推行，競爭環境下的電力生產和消費方式將發生根本性變化，以電價劇烈波動為首的市場風險凸顯，因此電力期貨和電力場外衍生品交易還是有可能會產生的，這類衍生交易可規避電力市場的價格風險，優化資源配置，進而有利于電力體制改革深化及電力系統的穩定發展，但是目前來看，可能距離這種交易還比較遠。

電力場外衍生品交易

當前，我國正在進行電力體制改革，電價依然由國家實行監管，電力現貨市場尚未完全放開，對于建立何種模式的電力期貨未有定論，但電力市場化改革和電力期貨上市二者之間相輔相成的關系將成為未來電力市場發展的動力之一。鑒于國外成熟電力

市場相繼引入了金融衍生品交易，有的成功運營至今并不斷完善，有的則以失敗告終，在建立我國電力期貨及衍生品交易時，有必要結合我國電力市場發展的進程和特點，對我國電力金融衍生品交易的可行性和有效性進行探討和論證，尤其需要剖析國外成功市場的經驗，探尋其交易機制和模式上的優勢。

如何理解“繼續完善主輔分離"? “主輔分離”是2002年電改提出來的主要任務之一，此次電改再次提到“繼續完善主輔分離”，在我看來不應當是上次電改的簡單延續，而應當具有新的含義。

在此次電改中，節能減排、綠色低碳再次被擺到了一個更重要的位置上，因此這里的“主輔分離”的新含義應當是充分調用各類輔助服務資源，包括分布式發電、需求側響應、負荷優化等技術，為清潔能源發電提供輔助服務，從而降低清潔能源發電對電網安全穩定運營的不利影響、提高清潔能源發電并網比例、促進清潔能源的高效開發利用。

在此次電改中，節能減排、綠色低碳再次被擺到了一個更重要的位置上

電力交易機構如何產生?相對獨立如何理解?

要實現電力交易機構的獨立，必須具備三個方面的市場基礎條件：一是靈活合理的價格機制，二是嚴格完善的監管體系，三是堅強統一的大電網平臺。只有在以上三個條件同時具備時，電力市場競爭的公正、公平和透明度才能更好的實現，才能為供需

兩側市場的有序開放以及“多買多賣”市場格局的形成創造條件。

但就目前我國電力市場運行狀況來看，交易機構獨立的三個條件并不具備。在這種情況下，不宜將電力交易機構獨立。但是我國未來售電側放開、大用戶直購電交易是改革的重點方向、同時也是改革需要，因此電力交易機構的“相對獨立”仍然是比較可取的過渡手段。

社會資本進入增量配電業務和售電業務，需要滿足什么條件? 社會資本投資增量配電業務，技術條件和資質條件肯定要過關，這是必須要滿足的。這里想多談一些關于社會資本的投資責任問題。電網的投資建設，尤其是配電網的投資建設不僅是一項經濟行為，更多的是要承擔社會普遍服務的責任。我國還有很多

地方，尤其是邊遠農村、山區、落后地區，網架結構還很薄弱，在這些地方進行配電網投資是很難收回成本的，投資者不應當只顧為大用戶、工業用戶增加配電網投資而忽視了社會普遍服務的責任。同時，既然引入市場機制，那么未來如何刺激市場參與者為這些落后用戶提供配電網建設，也值得我們深思。

要進入售電領域，技術水平、技術指標也必須要過關，關鍵在于要保證進入售電市場的售電主體必須滿足節能減排的要求。在這方面，應綜合考慮國家的環保要求與能耗標準，優先開放污染排放低的發電企業參與直購電，鼓勵煤耗低、排放少、節水型火電機組參與直購電，限制能耗高、污染大的機組，已到關停期限或違反國家有關規定的機組，不得開放。從目前情況來看，傳統燃煤發電在大用戶直購中的優勢明顯，風電、光伏發電等低碳化電源的先天劣勢在短期內無法彌補。因此，這就需要設立碳減排標準，通過行政手段強制發電企業提高發電低碳化水平，確保大用戶直購的電是符合國家要求的、低碳的電。

社會資本進入需要注意什么? 進入售電市場被認為看起來很美，實際上很難，企業需要注意什么? 只能提供一些售電側市場建設需要注意的地方，但是這些建議也是將來想要進入售電行業的企業必須重點關注的。此次售電側改革必須要研究解決以下幾個具體問題：

第一，研究需求側響應資源如何引入到售電側市場中來，使得終端用戶真正有能力、有可能、有動力選擇供電商，充分利用不斷進步的智能電網技術，為用戶提供更為個性化的用電方式;第二，研究如何讓新售電機構有激勵并且有義務為用戶提高用電效率、優化用電模式、增加清潔能源消費比例，并且優化整個電力系統用電負荷曲線。未來新的售電機構不能通過采用增供促銷的手段來盈利，重點應放在競爭出售用電(節電)服務方面。政府對于售電機構的監管與考核應該是用戶的用電效率、用戶單位用電的效益等指標，而不是用電量。對于提高用電效率的售電機構要給予獎勵，反之則要懲罰。如果通過售電側放開，引入競爭機制能夠促進用戶節電、提高用電效率、節能減排，比目前壟斷下的節能減排更有效率，那么電改才算成功了;第三，提出售電側放開的各階段目標和措施，明確售電機構的盈利機理和模式，同時要保證普遍服務，并且能最低限度影響售電側市場的經濟效率。同時，要有嚴格的監督保障機構來保證這套機制的執行，最關鍵是保證用戶的正當權益得到保障，要充

分保護用戶的選擇權、知情權、市場定價的參與權等基本權利，也要保障新成立的售電公司的正當權益。

第四，電力的稀缺性、安全性、短期價格無彈性、普遍服務要求、對于環境的影響、投資的專一性等等，將使得建立一個公平充分競爭、消費者利益有保證的市場比較困難，因此未來如何在市場中規避市場力，盡可能降低其寡頭特征，提高市場競爭效率等，是亟需研究解決的問題。

如果上述問題不能獲得有效解決，就會是這樣一種前景：只管住了中間，而兩頭放開將遲遲實現不了。也就是說，12年前廠網分開一夜之間實現，競價上網等了12年還沒有到來的情況將再次重演。

還有哪些方面改革會在條件合適時繼續推進? 電改還需貫徹落實售電側市場改革、加強電力系統規劃和法律法規制定三個方面。

對于規劃層面，必須實現電源規劃與電網規劃統籌協調、國家電力規劃與地方電力規劃的有效銜接，同時提升規劃的科學性和權威性。在這方面，綜合資源規劃應當在電力體制改革過程中占有重要的戰略地位。滿足電力需求增長的傳統思維模式是單純注重增加資源供應，綜合資源規劃和電力需求側管理建立了以提高需求方終端用電效率所節約的資源同樣可以作為供應方替代資源這樣一個新概念，使可供利用的資源顯著增加，可節省大量供應側資源投入，同時提高需求側用電效率，當未來大規模的間

歇性隨機性的新能源電力接入電網之后，綜合資源規劃和電力需求側管理及需求側響應對于實現電網電力的瞬間平衡具有重大的意義。

在法律法規建設層面，主要有以下幾個關鍵點：第一，重新制訂《電力法》，并與《可再生能源法》、《節約能源法》等配套法規相銜接，形成涵蓋電力供應、消費、技術、體制諸方面的電力法規體系。第二，新《電力法》的核心價值取向應由過去的“加快發展、保障供應”轉向“綠色低碳、節能優先”，絕不是僅僅在原來基礎上的文字增刪修訂，而應作“革命性”的重塑。第三，應當在新《電力法》中做到四個明確：明確建設能源節約型社會中全社會和全體公民必須承擔的法律義務;明確國家電力工業綜合資源規劃設計主體的法律定位;明確電力市場主體各自的法律定位，尤其是規定電網企業強化公用事業的性質以及作為IRP實施主體的功能定位;明確保障、鼓勵分布式發電、微電網和智能化電網大力發展的相關條款。第四，盡快出臺與新《電力法》相配套的政策措施，建立相應的監督機制和實施保障機制。

新電改的現實邏輯

------2015年3月28日《中國經濟導報》

本輪電改的核心價值取向旨在建立一個綠色低碳、節能減排和更加安全可靠、實現綜合資源優化配置的新型電力治理體系，推動我國順應能源大勢的電力生產、消費及技術結構整體轉型

電力競爭性領域的放開會是一個逐步的過程，計劃與市場將會并行比較長的時間，有一個過渡期。

3月25日，國家發展改革委經濟體制改革司巡視員王強就電力體制改革接受中國經濟導報記者采訪。這一天，新電改方案9號文《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》向社會公開。

與此前很多專家預測的一致，新改革的核心是“三放開”、“一獨立”、“三強化”。“三放開”是指在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照“管住中間”、“放開兩頭”的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃。而“一獨立”是指推進交易機構相對獨立，規范運行?！叭龔娀敝高M一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。

近年來，煤電矛盾因價格下跌不斷加劇，發電企業頻現巨額虧損，火電投資逐年下降。工商企業電費負擔沉重，新能源、可再生能源發展受到制約，電力部門服務不到位、“電老虎”脾氣大等一系列矛盾，反映出現行電力體制已成為轉變經濟發展方式、促進節能減排和發展多種所有制經濟的重大障礙。

“如果說上次電改的價值取向旨在通過廠網分開、打破壟斷、引入競爭、剝離關聯交易、加快擴大電力供給規模，那么本輪電改的核心價值取向在于建立一個綠色低碳、節能減排和更加安全可靠、實現綜合資源優化配置的新型電力治理體系，推動我國順應能源大勢的電力生產、消費及技術結構整體轉型?！比A北電力大學經管學院教授曾鳴這樣表示。

電力體系龐大復雜，電力體制改革更是一項系統工程，需要權衡利弊、全盤考量、穩妥推進。那么本輪新電改的本質目標如何才能在錯綜復雜的現實框架下得以落實？

“管住中間”與“放開兩頭”：“合理選擇”的理由 新電改方案的目標很明確，就是要還原能源商品屬性，使市場在資源配置中起決定性作用，構建多買多賣的現貨市場，讓場外買賣雙方都可以競爭和選擇。

事實上，《意見》指出，目前電力市場交易機制缺失，售電側有效競爭機制尚未建立，電價市場化機制沒有形成。政府定價

導致用電成本、供需關系和環保支出無法在電價上及時體現，發電企業和用戶之間市場交易有限，無法發揮市場配置資源的作用。

早在2002年，國務院即正式批準《電力體制改革方案》，決定對電力行業實施市場化改革。10多年過去了，電力行業雖然破除了獨家辦電的體制束縛，初步形成多元化競爭格局，但壟斷與計劃仍主導這一行業，多方利益糾葛使得電力市場化改革遲遲難以全盤推進。

“電力的數量、價格、項目三項審批咬在一起；競爭性業務和壟斷性業務咬在一起；行政壟斷和自然壟斷咬在一起；政策性業務和市場性業務咬在一起；主輔業務和主多業務咬在一起；上下游改革以及央地利益咬在一起；固有的發輸配強連接咬在一起?！庇袑＜疫@樣評價電力改革面臨的復雜局面。

發電、輸電、配電、售電是電力市場的完整鏈條。本輪改革明確提出“管住中間”與“放開兩頭”，中間就是輸電與配電，兩頭則是發電與售電。

“管住中間”就是承認了輸配電環節的自然壟斷屬性，從而確定它的公益性。在過去，電網既壟斷輸配電環節，又轉身用“市場化”理由謀求端口壟斷暴利，吃了發電方吃購電方。新電改方

案將輸配電的電網定位為公益性主體，電網必須按政府定價收取過網費。

然而，新方案出爐前，對于輸配環節的另一種改革思路是電網拆分和輸配分離。按照國家能源局副局長王禹民的說法，電改的節點還是落在高度一體化壟斷經營的電網，是否拆分和是否輸配分離是兩個焦點問題。但圍繞這兩個問題，博弈重重。

中國人民大學經濟學院教授吳疆則直言，新電改沒有提“電網企業不再負責電力統購統銷”、“實現電網企業輸配電業務獨立核算”，改革仍不徹底。

據知情者向媒體透露，國家發展改革委在征求意見時，南方電網建議將全國電網拆成幾大區域電網，增加南方管轄區域，理順云南和兩廣送電；國家電網則以電網安全穩定運行和經濟性為由反對拆分和輸配分開；發電集團列舉了電力寬松的事實，要求調度獨立；前電力工業部官員認為電力是特殊商品，必須有政府管制和政策性輸配電機構即電網兜底，保證電力運行的安全性，輸配分開現階段不具有可行性。

最終新電改方案是一種妥協折衷的選擇。王強向中國經濟導報記者解釋，我國以公有制為主體的基本經濟制度和能源資源與能源需求逆向分布的格局，及經濟社會較快發展的基本國情決定了電改不能照搬西方模式，只能從實際出發進行探索。

“管住中間是為了確保電網公平開放、市場公平交易，并更好地實現電網科學規劃，充分發揮電網規模效益提高管理效率，避免拆分式改革增加大量管理成本和協調成本?！蓖鯊妼χ袊洕鷮笥浾弑硎?。

而“放開兩頭”則更容易理解，也是本輪改革的亮點所在——將中間環節僅作為通道，通過更大的市場來配置電力供需，將更好地滿足市場需求放在首位。為此，新電改方案提出多方直接交易、完善跨省跨區市場交易、建立相對獨立的電力交易機構。

中國經濟體制改革研究會電力體制改革研究組組長武建東表示，這使得新電改不再僅僅是電力產業部門的改革，更成為一項社會改革。

從發電側看，盡管發電市場已多元競爭，但發電價及各廠發電量依然由政府制定，使得發電端廠商無法自行根據市場確定最優價格和最優發電量，盈利能力存在巨大波動。而《意見》則規定，以后直接交易的電量和容量將不再納入發用電計劃，政府只保留居民、農業、重要公用事業和公益性調節性發用電計劃，執行政府定價。

發電企業與售電主體或用戶將通過協商、市場競價的方式自主確定電力價格?！半妰r由市場交易價格、輸配電價、政府性基

金三部分組成”，輸配電價則由政府單獨核定，逐步過渡到“準許成本加合理收益”原則。

而售電側的市場化則將意味著一場全新革命：增量配電向社會投資開放，存量配電以混合所有制方式向社會開放，用戶側分布式電源建設將全面開放。王強告訴中國經濟導報記者，社會資本是否包括外資，需要看產業投資負面清單的最終結果，“如果負面清單里沒有說外資不可以做，那么外資就可以參與進來?！?/p>

“必須加強需求側響應。”曾鳴表示，“我們最終是要賣電給消費者，消費者應該有選擇權。否則這個市場就沒有效率，很容易被供應側操縱。電力消費者應該根據價格、服務、安全等因素自主決定要不要買和買多少?！?/p>

曾鳴告訴中國經濟導報記者，如何構建售電側電力市場是新電改最嚴峻的挑戰?！叭绻还茏×酥虚g，而兩頭放開遲遲實現不了，那么12年前廠網分開一夜之間實現，競價上網等了12年還沒有到來的情況將再次重演?！?/p>

配套與試點：逐步、有序、穩妥推進

電力改革不可能一蹴而就，集中了利益各方博弈的新方案，在具體改革方案的研制、推進過程中，勢必將經歷更多的互動和博弈?！兑庖姟访鞔_指出，輸配電價改革的試點范圍要逐步擴大。

售電側改革、組建相對獨立運行的電力交易機構等重大改革事項，要先試點，后修法，再全面推開。

2015年1月1日，深圳市如期啟動輸配電價改革試點，將電網吃購售差價的盈利模式，改為對電網按有效資產實行總收入監管，公布獨立的輸配電價，打開電網成本核算的“黑匣子”。日前，深圳已成立新的售電機構——深電能售電有限公司，作為民營企業，不屬于南方電網。

根據《深圳市輸配電價改革試點方案》，深圳市輸配電價的核價基礎為深圳供電局有限公司的輸配電資產和業務。輸配電價總水平等于輸配電總準許收入除以總輸配電量。深圳市輸配電價將按電壓等級制定。電網企業將對各電壓等級的資產、費用、供輸售電量、線變損率等逐步實行獨立核算、獨立計量。

深圳試點中，深圳市發展改革委、國家能源局南方監管局、深圳市經信委和深圳市供電局幾方共同核算輸配電成本和收入，數據由深圳市供電局提供，廣東省發展改革委和國家發展改革委等進行核對。

深圳市發展改革委價格處副處長譚茂芹對媒體表示：“不應納入輸配電價成本測算的資產被核減了25%~30%。過去電網建變電站，建多少、建多久都是電網自己決定，投入費用也無人監管，現在要一一核實。”

按照試點方案，2015~2017年深圳市電網輸配電價水平分別為每千瓦時0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年的每千瓦時0.1558元下降1分多錢。未來3年每千瓦時輸配電價將下降1分多錢，電網收益累計減少24億元。

“電網企業的角色將徹底轉換，從市場的主導與控制方轉換為被監管的缺少話語權的弱勢方，從電力行業的強勢企業轉換為要討好兩頭市場的企業?！庇袑＜疫@樣判斷深圳試點的前景。

也有專家指出，輸配電成本核定談何容易。深圳電網相對獨立、結構簡單，以后試點推廣，要核定有著交叉補貼、城鄉補貼和農村補貼服務等的數萬億電網資產，像國家電網還涉及電網設備制造、發電廠、新能源、金融、傳媒等輔業資產。

“電網企業擁有相關數據和知識、設備等自然壟斷優勢，核準人員在信息有限的情況下，仍需要電網企業提供專業數據，可能力不從心。”中國人民大學教授鄭新業表示。

1月15日，國家發展改革委也批復了內蒙古西部電網啟動輸配電價改革的試點。有專家推測，電改全國鋪開的順序可能是深圳、蒙西、南方電網、國家電網。

蒙西地區擁有大量火電和風電資源，但窩電嚴重，希望通過電改解決困境。但蒙西電網試點也不輕松，復雜的交叉補貼和資產規模不定，使得輸配電價難以確定。由于國家電網中長期規劃

仍未出臺，蒙西電網和國家電網對于以何種方案聯接雙方意見不一，這直接關系到電網資產規模的確定和未來成本的測算。

僅通過輸配電價核準這一項改革試點，就可以看出電改難度之大?！半姼氖窍到y性工程，要在各方共識的基礎上，本著先易后難的原則，有序、有效、穩妥推進。那些大的、覺得看不準的，不會試點?？梢悦鞔_地說，制定改革試點方案是為防范改革的風險。在電價改革、市場體系、售電側放開、增量配電業務投資和新能源發展方面，都將通過試點來逐步探索改革?！蓖鯊娬f。

王強還告訴中國經濟導報記者，9號文件是一個原則性文件，需要若干配套政策輔助才能落地，所有配套措施將在2015年年底前全部出臺，近期就會出臺需求最急迫的六七個配套文件，“下周就開會，很快就要征求意見，盡量爭取早點出來，讓電改更有可操作性?！?/p>

據王強透露，這些文件涉及放開發用電計劃的具體操作方法、包括市場準入標準在內的組建交易機構的規則、電價核準辦法、輸配電核準方案、售電側售電主體的準入原則等方面。

“電力競爭性領域的放開會是一個逐步的過程，計劃與市場將會并行比較長的時間，有一個過渡期。市場交易狀況好的會慢慢放開，而對于居民、公益性、農業用電和清潔能源這塊，計劃是保留的?！蓖鯊姀娬{。

電改再出發

規劃、修法、監管一個都不能少

——2015年4月3日《中國經濟導報》

【電力作為特殊商品，產、供、銷要瞬間平衡，電力系統供求關系要時時平衡。如果整個電力系統的規劃各自為政，就缺乏統一性、科學性與權威性，規劃也就形同虛設，最終難以執行】

近日，國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（下簡稱《意見》），確定依據“管住中間、放開兩頭”的體制框架，放開輸配以外的競爭性環節電價，放開配售電業務，同時放開公益性和調節性以外的發用電計劃。

時隔13年，電力體制改革再出發。政府在改革的頂層設計階段如何運用市場杠桿？如何用“看得見的手”對市場化體制、機制、政策措施、法律法規、監管等方面進行設計、建立和引導？帶著這些問題，中國經濟導報記者采訪了相關專家學者。

市場與政府相結合

“現在電力行業的主要問題是市場缺失。資源配置也好，價格制定也好，主要是通過政府來配置的。”中國經濟交流中心副研究員景春梅在接受中國經濟導報記者采訪時表示，此次《意見》的出臺，意在解決電力市場構建問題。

她進一步分析指出，上一輪電力體制改革只實現了廠網分開，在發電側形成了基本競爭的格局，而在輸、配、售環節還是由電網統一經營，形成垂直一體化的壟斷局面。調度、交易、結算以及對電力進行統供統銷，發電跟售電被電網阻隔，不能進行直接談判與交易?！爱斍暗碾娏π袠I市場主體并不健全?！彼f。

與此同時，上網定價、銷售定價都由政府決定；發電量計劃也經各級政府分解指標，甚至分解到每個機組。“一個企業不能自主決定生產多少產品，產品的價格是多少，這哪是真正的市場化？”景春梅說。

“新電改還原了電力的商品屬性，厘清了政府、市場和企業的關系。”華北電力大學經濟與管理學院教授、能源與電力經濟咨詢中心主任曾鳴在接受中國經濟導報記者采訪時表示，《意見》最突出的就是放開兩頭、監管中間。所謂放開兩頭，是指在條件逐漸成熟的情況下，發電和售電業務逐步有序推向市場。管住中間，是指在現階段科技水平下，輸電與配電環節具有自然壟斷屬性，不適于通過市場競爭的方式運作，還需監管。

曾鳴認為，把放開兩頭、監管中間作為新電改的基本路徑架構，體現了市場無形之手與政府有形之手的有機配合，既符合國際電力市場化改革的基本特征，又符合我國電力改革的實際。“根據國際經驗，電力改革一般分步實施，不可能一蹴而就。”他說。

協調配合，統籌規劃

十八屆三中全會《決定》指出，讓市場在資源配置中起決定性作用，更好地發揮政府作用?！靶码姼牡暮诵膬热葜皇羌訌姳O管、加強統籌規劃、加強供電可靠和安全。其中，統籌規劃是最薄弱的環節?！痹Q說。

電力作為特殊商品，產、供、銷要瞬間平衡，電力系統供求關系要時時平衡。如果整個電力系統的規劃各自為政，就缺乏統一性、科學性與權威性，規劃也就形同虛設，最終難以執行。事實上，十幾年來，電力行業在整體規劃與運行方面仍存在種種痼疾。

廠網規劃不協調問題便是一例。13年前廠網迅速分開，成立了五大發電集團公司、兩大電網公司和四大輔業集團?！案髯苑旨液?，各做各的規劃，各跑各的路條，電網規劃與電源規劃之間出現嚴重不協調?！痹Q分析指出，如此一來，電廠超前建成電網卻沒有同步跟上，送不出去電造成資源巨大浪費；電網早已搭建完畢，電源還沒建好，造成電網資源的浪費。不管是前者還是后者，都造成了電力資源的浪費。

又如，近幾年西北地區出現的“棄風”、“棄光”現象。風能與太陽能屬于可再生能源，棄風、棄光，以煤炭等不可再生且有污染排放的能源來補給，拆東墻補西墻，這是對整體資源的最不優

化配置與最大浪費。數據顯示，2014年上半年全國平均棄風率達8.5%，部分地區棄風現象依然嚴峻，新疆棄風率達到17.25%，吉林棄風率達到19.75%。

“這暴露了我國能源規劃、建設和運行中的矛盾?！痹Q進一步分析指出，橫向來看，各種電源間多源互補充分協調，才能發揮最好的效益?？v向而言，源、網、荷的規劃也不統一——電源、電網各自規劃，各地工業、商業、居民用電的用電負荷，也不會同電網、電源規劃密切配合，引起發了電送不出去、送出去又落不下來的現象。

在我國經濟增長與資源環境雙重約束的國情下，這種只關注供應側電力資源，不重視需求側管理資源的傳統規劃方法必須徹底改革，否則難以實現“抑制不合理能源消費，堅決控制能源消費總量，加快形成能源節約型社會”的能源革命目標。基于此，曾鳴認為，國家電力規劃設計體系的改革是本輪電改的重中之重，也是電改成敗的關鍵之一。

曾鳴說，未來擴大可再生能源比例的同時，需要加強節能減排。大幅增加發電側風電和太陽能的比例，控制火電燃煤與污染排放，同時提高分步式發電。“當電力系統由過去的單側隨機性逐步過渡到雙側隨機性時，對電力系統的安全運行也會是一個巨

大挑戰，因此更需要做好統籌規劃，建立和維護電力市場的秩序?！彼硎?。

完善立法，于法有據?！兑庖姟分赋觯⒎ㄐ薹üぷ飨鄬?，制約電力市場化和健康發展?，F行的《電力法》修訂于1996年，至今已近20年。在形勢、條件、環境都發生巨大變化的前提下，《電力法》與當前很多實際情況都有抵觸，如果不修訂有關法律、法規、政策、標準，新電改就無據可依。此外，一些配套改革政策也亟待出臺。

“新電改有兩大背景，一是能源革命的戰略構想，一是全面建設法治社會。法治社會要求所有的改革于法有據，不可以行政方式為之。”曾鳴強調，為了推動新電改向前走，要趕緊修訂法律法規，而且修法的工作量很大。《電力法》的修改與《意見》電力改革方案細則的制定要協調配合，齊頭并進。法律的條款要配合電改具體實施的要求，同時電改細則的制定也要依據相關的法律法規。

曾鳴指出，在法規建設方面，盡快重新制訂《電力法》，明確建設能源節約型社會中全社會和全體公民必須承擔的法律義務，明確電力市場主體各自的法律定位，明確保障、鼓勵分布式發電、微電網和智能化電網大力發展的相關條款。與此同時，與

《可再生能源法》、《節約能源法》等配套法規相銜接，形成涵蓋電力供應、消費、技術、體制諸方面的電力法規體系。

監管與服務并重。“不該政府管的，理應放出去，但這并不等于政府完全退出了市場，而是轉變職能——由過去制定計劃、制定價格轉變為去監管市場、監管價格；檢驗市場是否公平交易，售發電企業是否公平交易，是否存在違規操作；保證發電企業穩定、可靠、安全供電；提高售電公司用戶服務質量?！本按好氛劦?。

此外，政府要做好輸配電價成本的監管，是不是給企業帶來的利潤率過高、是不是超過了社會平均利潤率、是否有操縱價格的嫌疑。

《意見》指出，政府應完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段，有效開展電力交易、調度、供電服務和安全監管，加強電網公平接入、電網投資行為、成本及投資運行效率監管，切實保障新能源并網接入，促進節能減排，保障居民供電和電網安全可靠運行。還要加強和完善行業協會自律、協調、監督、服務的功能，充分發揮其在政府、用戶和企業之間的橋梁紐帶作用。

“最重要的是為企業創造一個公平競爭的環境?！本按好分赋觯垭妭确矫?，《意見》明確有五大類企業將有可能成為新的售電主體，售電主體除了發電企業，還包括其他高新區的一些售

電企業?！八羞@些售電主體能否公平競爭？企業在交易以及提供電力服務的過程中是否提供安全、可靠、優質的服務？是否達到安全供電的標準？這些都需要政府去監管、服務?！?/p>

而在減少和規范電力行業的行政審批方面，政府需進一步轉變職能、簡政放權，取消、下放電力項目審批權限，明確審核條件和標準，規范簡化審批程序，完善市場規劃，保障電力發展戰略、政策和標準有效落實。

同時，政府還需要建立健全市場主體信用體系，規范市場秩序；建立企業法人及其負責人、從業人員信用紀錄，將其納入統一的信用信息平臺，使各類企業的信用狀況透明、可追溯、可核查；加大監管力度，對企業和個人的違法失信行為予以公開，違法失信行為嚴重且影響電力安全的，要實行嚴格的行業禁入措施。

取消電費交叉補貼影響幾何？

曾鳴 華北電力大學教授

------2015年4月10日中國電力新聞網

近年來，電力行業交叉補貼問題在保障民生方面起到了重要作用，但同時在一定程度上阻礙了我國電力工業的市場化進程。交叉補貼是否有存續必要？取消后是否會影響國民經濟發展？這些都是令人深思的問題。

一、交叉補貼現狀及存在問題

我國電力行業的交叉補貼是利用盈利領域（工商業用電以及發達地區）的收益來補貼非盈利領域（居民、農業用電以及貧困落后地區）。以廣東和貴州為例，在交叉補貼措施下，兩省用電價格如右表所示。

可見，此措施將居民用電和農業用電的電價保持在較低水平，但是卻抬高了工商業用電的電價水平。

交叉補貼措施目的是保障民生和維護社會穩定，但工商業用電電價的提高會增加企業的生產成本，從而導致兩種可能后果：一是削弱企業利潤，降低企業市場競爭力，不利于國民經濟的整體發展；二是企業為保利潤而提高產品價格，居民消費者購買的是“加價”后的產品，不利于民生的改善。此外，較低的居民用電價格也會影響到用戶對電價的需求響應，當電價水平較低時，用

戶對電價的負反饋響應不明顯，不利于節能減排和需求側管理工作的推進。

由此看來，交叉補貼的存在有可能已經偏離了政府改善民生的初衷。下面通過經濟學分析進一步探討。

二、取消交叉補貼的經濟學分析

為分析交叉補貼取消前后對國民經濟的影響，我們選取了GDP和人均可支配收入作為兩個重要指標，并提出以下假設：一是居民用電量對電價的彈性較小，故用電改變量忽略不計；二是交叉補貼取消后全社會折舊、稅收、企業儲蓄和轉移支付不變，據此可構建GDP與人均可支配收入之間的回歸分析模型；三是用電總量可大致反映工商業發展水平，進而體現國民經濟發展水平，據此可建立GDP與工商業用電量之間的聯動模型。

在以上假設和模型建立的基礎上，我們搜集了貴州省2010～2014年的工商業和居民用電電價、用電量、GDP總量以及人均可支配收入等作為基礎數據進行測算。

測算結果如下：貴州省2010～2014的GDP可分別增加544.5億元、701.7億元、868.0億元以及951.9億元；城鎮居民年人均可支配收入可分別增加1046.6元、1348.9元、1668.4元以及1829.7元，人均每年多付電費僅為49.6元、59.3元、72.79元以及76.28元；農村居民年人均可支配收入可分別增加

312.4元、402.7元、498.0元以及546.2元，人均每年多付的電費僅為16.1元、19.26元、23.7元以及24.8元。

上述分析結果中GDP與人均可支配收入均有顯著提高，但城鄉居民因此額外支出的電費并不算多。也就是說，無論是在國民經濟的發展還是民生的提高方面，取消交叉補貼均有明顯的效益。

三、實施建議

交叉補貼機制的改革，是對現有電價結構的重大調整，不僅關系到電力行業穩定有序發展，也關系到國民經濟和社會民生等重要層面，在實施的過程中需要注意改革的方式及后果。在此，筆者提出以下幾點建議：第一，交叉補貼機制的改革應循序漸進，不可一蹴而就。改革應秉持效率優先的原則，充分考慮各地區工商業和居民的電價承受能力，在維持現有銷售電價水平的基礎上，以明補代替暗補、少補代替多補，逐漸提高居民電價、適當降低工業用戶電 價，最終形成無交叉補貼、能夠真實反映供電成本的銷售電價體系。

第二，交叉補貼機制改革應保護民生，不可盲目提價。盲目的提價只會增加民眾對電力行業壟斷性的誤解，因此可以通過生命線電價的方式調整居民電價，即規定每人每月用電量在一定標準以下時，仍按現行的優惠電價予以收費，超出此規定范圍的電

量除收取其電費外可以征收適量的電力普遍服務基金。在以后條件成熟時，再逐漸提高居民用電價格。

第三，應發揮電網企業在社會普遍服務中的重要作用。電網企業除了以追求售電量和利潤為企業經營導向，還具有明顯的公共事業企業特征。因此，改革需要重點發揮電網企業在社會普遍服務中的重要作用，對交叉補貼機制重點扶持的地區提供 “兜底”服務，即在售電側市場放開的情況下，這類地區仍享有一定的電價優惠，從而實現保障民生與促進國民經濟發展“雙軌齊下”。

四、結語

一直以來，社會普遍認為交叉補貼是能夠保障民生的重要措施，但由經濟學分析可以看出，取消交叉補貼不僅能促進國民經濟發展，更能夠進一步改善民生。交叉補貼機制的改革，也應當成為電價機制改革的重要內容，并且在改革政策設計時，應當做到“既不保守、也不冒進”，否則將不僅失了經濟，更丟了民生。（作者系華北電力大學教授）

當電改遇上混改

曾鳴 華北電力大學教授

------2015年4月14日新華網

當前，面對混改與電改的雙重革命，應認清兩者的內在聯系，促使混改幫助實現電改的最終目標。這里應特別注意的是，電網企業混改不能為了改革而改革，而是要為電改服務，從根本上促進我國電改終極目標的實現。基于我國電力行業的實際情況，在新增配網環節允許民營資本參與是合理的且有利于電力市場健康有序發展的。

作為電力產品價值鏈的中間環節，輸配電價不僅關系到電網的健康發展，也關系到電價改革的深入推進和電力資源的優化配置。此次輸配電價改革試點按國際通行的核價方法監管電網企業收入，標志著我國對電網企業監管方式的轉變，對于推動能源體制改革、還原能源商品屬性具有積極意義。

電永遠是特殊商品，所謂還原它的商品屬性，不能片面地理解為一切通過市場來解決，也不能單獨依靠市場規律來解決。這個商品的特殊性主要體現在：必須提高其使用效率，必須控制其消費總量，必須控制消費它對環境帶來的負面影響，必須是用得越多越貴，必須保證消費者的使用權，等等。因此，電力市場交易就要考慮電力的上述特殊性，保證這些要求能夠被滿足。

自2002年電改實施以來，在黨中央、國務院的領導下，取得了不少成果，這是有目共睹的。過去13年的改革，有效促進了電力工業的發展，提高了電力普遍服務水平，形成了初步市場化體系，完善了電價機制，這些成績都為后續深化改革積累了寶貴的經驗。

但是，隨著社會經濟的發展和時代的進步，原有的改革思路和進程已經無法完全滿足現有實際需求，改革過程中出現了種種問題：缺乏頂層設計和規劃，政府職能履行不到位；市場化程度較低，價格機制扭曲，資源利用率不高；可再生能源發展受阻；政府監管和市場力作用不協調；立法滯后，法律法規、政策標準都無法適應發展需求等等。電力工業是事關我國能源安全和經濟社會發展的基礎性行業，上述問題不解決好，將直接動搖我國的立國之本、影響國計民生。因此，正如《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（以下簡稱《意見》）中所說，深化電力體制改革是一項緊迫的任務，隨著社會各界對加快電力體制改革的呼聲越來越高，推進改革的社會訴求和共識越來越大，加上正值我國進行深化經濟體制改革和能源革命的關鍵時刻，政策環境、經濟條件、技術水平、社會訴求都處于有利位置，因此進一步推進電力體制改革應該說是大勢所趨。

作為本次電改的核心文件，《關于進一步深化電力體制改革

的若干意見》是通過“中發[2015]9號文”下發的。經過研讀，感覺新方案的總體思想還是符合預期的。《意見》中對于深化電力體制改革的總體思路比較符合我國國情和國家戰略方針，也符合十八屆三中全會的改革思路和《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》的文件精神，所提出的“建立健全電力行業‘有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效’的市場機制”的基本目標也契合實際需求。文件中對于改革的重點和基本路徑可以概括為“三放開、三加強、一獨立”，體制框架設計為“放開兩頭，管住中間”，跟預期基本相同。總體而言，本輪電改方案是比較務實的，綜合考慮了改革需求和可操作性原則，相比于2002年的“5號文”，更具有現實意義。

當然，《意見》只是一個綱領性和指導性文件，真正落實《意見》內容、深化體制改革、實現改革目標，還需要各方面的政策法規、操作文件來配套。仔細研讀《意見》內容，有幾個關鍵內容值得我們關注和分析，包括推進輸配電價改革、建立相對獨立的交易機構、放開配售電業務、加強統籌規劃和科學監管等。

有序推進輸配電價改革 妥善處理交叉補貼

本輪電改方案的亮點之一是提出“輸配電價逐步過渡到按‘準許成本加合理收益’原則，分電壓等級核定”。輸配電價的改革基本在“放開兩頭，監管中間”的改革體制框架內，通過改革實現了

電網企業盈利模式的轉變，體現了自然壟斷環節的公共事業屬性。作為電力產品價值鏈的中間環節，輸配電價不僅關系到電網的健康發展，也關系到電價改革的深入推進和電力資源的優化配置。此次輸配電價改革試點按國際通行的核價方法監管電網企業收入，標志著我國對電網企業監管方式的轉變，完全符合習總書記在中央財經領導小組第六次會議上所提出的“轉變政府對能源的監管方式，建立健全能源法治體系”要求，對于推動能源體制改革、還原能源商品屬性具有積極意義。深圳市輸配電價改革試點將為其他地區輸配電價改革積累經驗，有利于政府逐步實現對全國輸配電價監管的科學化、規范化和制度化。

具體而言，輸配電價改革對于整個電力體制改革的意義在于：（1）進一步推進電力市場化改革的迫切需要。輸配電價機制與深化電力體制改革，推進電力市場化有著密切的關系，電力體制決定了輸配電價機制，而輸配電價機制對電力體制改革目標的實現有重要支撐作用。（2）促進電網健康發展的客觀要求。建立獨立、規范的輸配電價機制，對電網輸配電業務實行成本加收益管制方式，使電網企業擺脫了現行購銷差價形成輸配電收入的不確定性，更加專注電網資產運營和提高輸配電服務水平。（3）完善政府定價監管的重要舉措。十八屆三中全會指出，政府定價范圍主要限定在重要公用事業、公益性服務、網絡型自然壟斷環

節。輸配電環節具有自然壟斷的特性，推進輸配電價改革，按成本加收益方式對電網輸配電業務實行獨立定價，監管電網企業的輸配電總收入，這是政府加強對網絡型自然壟斷環節價格監管的重要舉措和有益探索。

當然，在我國電價改革繞不開交叉補貼問題?！兑庖姟分赋?，要妥善處理電價交叉補貼，過渡期間，由電網企業申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額，通過輸配電價回收。我們認為，這個思路還是符合我國實際的，交叉補貼機制的改革應循序漸進，不可一蹴而就。在我國現有國情下，短期內完全取消交叉補貼是不現實的，更是不可行的。因此在改革交叉補貼機制的過程中應秉持效率優先的原則，充分考慮各地區工商業用戶和居民的電價承受能力，在維持現有銷售電價水平的基礎上，以明補代替暗補、少補代替多補，逐步減少銷售電價中交叉補貼。另外，交叉補貼機制改革應兼顧民生，在交叉補貼改革的過程中不應盲目提價，要作綜合考慮。

明確電網企業的定位 建立相對獨立的電力交易機構

以能源革命為背景的新一輪電力改革，必然是一場重建價值觀、構建新體系的深刻變革，必將推動傳統電力企業思想觀念、經營目標、管理模式乃至技術路線的重大轉變?！兑庖姟分赋龈母镫娋W企業的功能定位，是使其適應新的角色轉換，充分發揮在— 38 —

能源革命中的作用；同時，建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺，是提高電力市場競爭公平性與效率的重要舉措。

一、明確電網企業的定位以及它在電力體系中扮演的角色有利于改革終極目標的實現。電網企業處于聯絡供需各方的天然樞紐地位，擁有網絡基礎設施和大數據資源，是發揮產業引導、消費引導和多維資源整合的最佳平臺，在涉及多元利益的資源整合中具有不可替代的優勢和作用，因此對電網企業的定位改革是整個電力體制改革的重點。電網企業在之前電改進程中一直備受關注，我們一貫不贊成通過簡單拆分來實現表面上的“市場化”。相反，因其具備自然壟斷屬性，統一電網作為我國電力系統的重要組成部分，正發揮著不可替代的作用。

二、建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規范的市場交易平臺，才能保證電力市場競爭的公正、公平和透明度的更好實現?！兑庖姟分赋鼋M建和規范運行電力交易機構，將原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開，實現交易機構相對獨立運行，并完善電力交易機構的市場功能。電永遠是特殊商品，所謂還原它的商品屬性，不能片面地理解為一切通過市場來解決，也不能單獨依靠市場規律來解決。這個商品的特殊性主要體現在：必須提高其使用效率，必須控制其消費總量，必須控制消費它對

環境帶來的負面影響，必須是用得越多越貴，必須保證消費者的使用權，等等。因此，電力市場交易就要考慮電力的上述特殊性，保證這些要求能夠被滿足。

至于為什么本次電改提出的是交易機構相對獨立？我們要從交易獨立的幾個條件來分析。一般認為，交易機構獨立有三個條件：一是靈活合理的價格機制；二是嚴格完善的監管體系；三是堅強統一的大電網平臺。就目前我國電力市場運行狀況來看，交易機構獨立的三個條件并不具備。在上述三個條件不具備、電力市場化程度仍然較低的情況下，我國電力交易機構的獨立運作缺乏相應的體制機制保障和平臺條件，因此在現階段將電力交易機構從電網中完全獨立不合時宜。

穩步推進售電側改革 有序向社會資本放開配售電業務

穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開配售電業務是深化電力體制市場化改革、實現我國電力市場公平有效競爭的必經之路。售電側改革被認為是本輪電改新方案的最大亮點，有序向社會資本放開配售電業務標志著我國一直以來電網公司獨家壟斷配售電的體制被徹底打破。與法國、英國等國類似，在我國，民營資本也將能夠投資新增配電網及成立售電公司。《意見》對市場主體的準入與退出機制、相關權責進行了闡述。

一是鼓勵社會資本投資配電業務?！兑庖姟分刑岢?，逐步向

符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。增量配電投資業務的放開體現了黨的十八屆三中全會提出的“國有資本、集體資本、非公有資本等交叉持股、相互融合的混合所有制經濟，是基本經濟制度的重要實現形式，有利于國有資本放大功能、保值增值、提高競爭力，有利于各種所有制資本取長補短、相互促進、共同發展”這一精神。

當前，面對混改與電改的雙重革命，應認清兩者的內在聯系，促使混改幫助實現電改的最終目標。這里應特別注意的是，電網企業混改不能為了改革而改革，而是要為電改服務，從根本上促進我國電改終極目標的實現?；谖覈娏π袠I的實際情況，在新增配網環節允許民營資本參與是合理的且有利于電力市場健康有序發展的。一方面，新增配網不具有自然壟斷屬性，與執行電力輸配職能的電網公司相比，這些環節的公用事業屬性較弱；另一方面，在新增配網引入民營資本，能夠增加其發展活力，有效提高其市場效率以及技術革新，如加快智能配用電系統的建設以及用戶側分布式能源的發展。

在引入多元化資本的同時，政府應完善相應的審查監管職能，在合理的市場機制下，正確引導民營資本的發展。

二是多途徑培育市場主體，并建立市場主體準入和退出機制?！兑庖姟诽岢?，允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開

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發區組建購電主體直接購電，并鼓勵符合條件的社會資本、節能服務公司、發電企業等從事售電業務。同時，根據放開售電側市場的要求和各地實際情況，科學界定符合技術、安全、環保、節能和社會責任要求的售電主體準入條件。

這里應明確兩個問題，也即新市場模式下市場主體“怎么進”、“怎么動”。“怎么進”也即明確售電主體的技術資質、資金規模，以及相關主體去哪個歸口政府部門辦理什么手續取得開展相關業務的資質。“怎么動”一是要明確相關主體的權責，二是要明確市場運行的業務流程，告訴相關主體怎么開展交易行為。

此外，市場主體的資質應由相應監管機構來負責審查，做到“有法可依、有法必依、執法必嚴、違法必究”。要尤其重視中央政府和地方政府兩層監管體系的協調運作問題，避免地方政府權力過大的現象。當地方政府手握政策時，擁有絕對話語權的同時也使利益相關方找到了釋放尋租的空間，有可能造成1998年我國農網改造時出現的地方政府利用手中權力牟利的問題。

三是賦予市場主體相應的權責。《意見》重點闡述了售電主體擁有的權利與需要承擔的責任?！兑庖姟诽岢觯垭娭黧w、用戶、其他相關方依法簽訂合同，明確相應的權利義務。在售電市場建立初期，這一點尤為重要。但是，各項義務該如何承擔、由誰來監督和保障、各項規則該如何制定是亟需解決和重點關注的— 42 —

問題。因此，在進行售電側電力市場設計時應遵循兩個原則：第一，應促進用戶不斷提高其用電效率，自覺優化用電模式；第二，應引入競爭機制來促進售電主體為用戶提高用電效率，而非激勵售電主體通過其他不利于節能減排、不利于提高用電效率的促銷方式來增加售電量。

不過，雖然本次“9號文”中明確提出要穩步推進售電側改革，放開配售電市場，但要真正實現售電側放開還有很長的路要走。售電側市場如何放開，交叉補貼、普遍服務問題如何考慮，市場規則如何設計以維護市場公平和保障市場效率，如何監管多元化市場主體，如何使售電主體在盈利的同時兼顧節能減排以及分布式能源接入等等問題，都需要引起頂層設計者的關注和慎重考慮。

加強電力統籌規劃 強化政府科學監管

縱觀國外成功的規制改革，無不伴隨著完善的配套法律法規，電改是關系到我國經濟社會發展的重大戰略，因此必須做到有法可依、有法必依。同時，以立法為基礎實現電力系統的統籌規劃，強化政府科學監管，是實現電改目標的重要保障。

首先，要實現能源革命目標，必須重點改革及切實加強電力行業的統籌規劃。《意見》中重點提到各級電力規劃之間的協調問題、電力規劃與能源規劃之間的協調問題，并且把優化規劃和

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安全運行作為重點任務之一，這充分反映了兩者的重要性。

與其他公共事業不同，電力系統是一個連續運行系統，其電能生產、供應、使用是在瞬間完成的，并需保持平衡。因此，電力行業的規劃、決策與運行天然具有整體性，在規劃過程中，必須保持這種天然整體性不被割裂，否則不僅必然造成重復建設和資源浪費，還會嚴重影響電力系統的安全穩定運營。

《意見》中提出，要切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃，因此必須實現電源規劃與電網規劃統籌協調、國家電力規劃與地方電力規劃的有效銜接，同時提升規劃的科學性和權威性。在這方面，綜合資源規劃應當在電力體制改革過程中占有重要的戰略地位。長期以來，節能工作在電力體系中都沒有真正作為一項重要工作來實施。滿足電力需求增長的傳統思維模式是單純注重增加資源供應，綜合資源規劃和電力需求側管理建立了以提高需求方終端用電效率所節約的資源，同樣可以作為供應方替代資源這樣一個新概念，使可供利用的資源顯著增加，可節省大量供應側資源投入，同時提高需求側用電效率，是可以完全滿足用電需求增長情況下的真正意義上的“大節能”。尤其當未來大規模的間歇性隨機性的新能源電力接入電網之后，綜合資源規劃和電力需求側管理及需求側響應對于實現電網電力的瞬間平衡具有重大的意義。

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其次，強化政府的科學監管是電力體制改革成功實施的保障。《意見》中提出，要完善電力監管組織體系，保證售電側改革和用戶電力交易的穩妥進行。要實現這一點，必須要完善我國的電力監管組織體系，構建組織結構健全，自律、監督、服務、協調等職能完備的電力監管組織，加強對電力投資、電力行業運營的監管力度，保障新能源的高效開發利用并促進節能減排。同時，要進一步轉變政府職能，行政審批事項都要規范、簡化程序，通過完善市場規則保證市場交易、規劃方案的有效落實。用政府權力的“減法”，換取市場活力的“乘法”。

第三，電力體制改革的成功實施，必須以完善的立法為基礎。《意見》中提出，政府在設計制訂適應改革的政策法規和制度框架中應起主導性和決定性作用。我們認為，以下幾點值得關注：

1、重新制訂《電力法》，并與《可再生能源法》、《節約能源法》等配套法規相銜接，形成涵蓋電力供應、消費、技術、體制諸方面的電力法規體系。

2、新《電力法》的核心價值取向應由過去的“加快發展、保障供應”轉向“綠色低碳、節能優先”，絕不是僅僅在原來基礎上的文字增刪修訂，而應作“革命性”的重塑。

3、應當在新《電力法》中做到四個明確：明確建設能源節約型社會中全社會和全體公民必須承擔的法律義務；明確國家電

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力工業綜合資源規劃設計主體的法律定位；明確電力市場主體各自的法律定位，尤其是規定電網企業強化公用事業的性質以及作為IRP實施主體的功能定位；明確保障、鼓勵分布式發電、微電網和智能化電網大力發展的相關條款。

4、盡快出臺與新《電力法》相配套的政策措施，建立相應的監督機制和實施保障機制。

當然，電力改革過程中需要考慮和關注的問題遠不止以上幾點，本輪電改需要我們探討的問題也很多。本文僅結合本次改革方案提出的幾個重點任務，從個人角度進行了解讀和分析。至于電改下一步如何落實、配套措施如何布局、對改革過程中潛在的風險如何進行控制和管理等問題，還需我們的頂層設計者和決策者統籌考慮后給出答案。

（作者系華北電力大學工商管理學科學術委員會主任、能源與電力經濟研究咨詢中心主任）

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提高需求側終端用電效率

2015年4月21日《中國電力報》——曾鳴

4月9日，國家發展改革委、財政部聯合發布《關于完善電力應急機制做好電力需求側管理城市綜合試點工作的通知》（下稱《通知》）。日前，記者就相關專業問題請教華北電力大學曾鳴教授。

記者：電力需求側管理主要包含哪些內容？有何經濟實效？

曾鳴：電力需求側管理通過采用有效的措施，引導電力用戶科學用電、合理用電、節約用電，進而提高電能利用效率，優化資源配置，實現節能減排。電力需求側管理主要內容概括起來包括能效管理、負荷管理和有序用電等。實施DSM對于電網企業來說，可以減少電網峰谷差，平滑負荷曲線，改善電網運行的經濟性和可靠性；對于用戶來說，可以促使戶改變消費行為，主動參與節能節電，并獲得相應的經濟效益；對于社會來說，可以減少資源能源消耗，實現節能減排目標。

記者：國際普遍使用的電力需求側管理模式有哪些？

曾鳴：電力需求側管理自上世紀90年代起陸續引入世界各國后，成為世界范圍內可持續發展戰略的重要保障措施?？偟膩碚f，需求側資源主要包括能效資源和需求側響應資源，其中需求響應資源又分為基于價格的需求響應和基于激勵的需求響應。當

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前，國外電力需求側管理措施主要有簽訂能源績效合同、負荷控制、節能信息宣傳、可中斷電價、分時電價和實 時電價等，而我國需求側管理的措施主要有峰谷分時電價、可中斷電價、直接負荷控制、蓄能工程、用戶宣傳等。

記者：目前我國供電企業需求側管理有什么特點？具體效果如何？

曾鳴：9號文發布前，我國雖然進行了DSM試點工作，但規模有限，而且手段相對單一，電網企業也缺少實施DSM的積極性。9號文發布后，售電側和競爭性電價都要逐步推向市場，售電企業實施DSM是可以盈利的，這給多種DSM管理手段的實施創造了有利的條件，過售電企業或者節能企業等專業化公司實施較為大規模、多元化的DSM成為可能。

記者：未來電力需求側管理還需做好哪些工作？

曾鳴：加強電力需求側管理工作，提高需求側終端的用電效率，將需求側的可控資源作為與供應側等同的可調控資源納入到電力系統規劃運行中，是實現電力系統清潔、高效、安全發展的重要措施。未來還需要做好：第一，完善DSM相關政策與法律法規；第二，將需求側資源引入到售電側市場中，充分利用不斷進步的智能電網技術，為用戶提供更為個性化的有效用電方式，加快典型項目試點及逐步推廣；第三，建立科學合理的電價形成— 48 —

機制，以促進DSM工作的有效開展；第四，逐步推進合同能源管理機制，培育節能服務市場和需求響應市場。

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第四篇：現行電價政策

現行電價政策

一、基本概念

1、電價的定義

電是商品，作為商品就應該有價格。電力部門向用電戶銷售電能時，單位電量（千瓦時）的用電價格，稱為電價。

2、電價的制定和調整

①凡屬國家電力公司和省、自治區直接管理的電網銷售電價均由國家統一定價。其電價的制定和調整，均應報請國家物價主管部門核準。

②凡屬地、縣管理的地方電廠及企業自備電廠外供電量的上網價格，應由各省、市、自治區的物價主管部門會同電力主管部門共同核定，并報國家有關主管部門備案。③各地區各部門一律不得擅自越權定價、調價。

3、定價的原則：

① 統一政策、統一定價

② 合理補償成本，合理確定收益，依法計入稅金堅持公平負擔，促進電力建設

4、統一銷售電價

統一銷售電價就是將指令性電價（平價電）與指導性電價（議價電）合并，將電建基金（農網還貸）、三峽基金、城市附加費列入銷售電價，對用戶按照銷售電價表收取電費。

好處：疏導矛盾，理順電價管理體制，簡化銷售電價，增加電價透明度，有利于加強電價監管。

二、電價說明 根據計價格[2000]880號

《國家計委關于調整東北三省電網電價有關問題的通知》文件，自2000年7月15日以后，我省電網銷售電價為統一銷售電價。

目錄電價表如圖

●按銷售的方式仍為直供電價和躉售電價兩大類?！癜从秒婎悇e分為：

① 居民生活電價

② 非居民照明電價

③ 商業用電電價

④ 普通工業、非工業電價

⑤ 大工業電價

⑥ 農業生產電價

⑦ 躉售電價

●分類電價執行

隨著市場經濟的發展，同一受電點內用電類別趨于多樣化，對直供用戶在其用電主類別基礎上可按比例或定量分算商業用電、非居民照明用電和居民生活用電。有優惠的，可同時分算優惠電價，如：煤炭生產、中小化肥、農業生產。

1、居民生活電價 ①適用范圍：

居民生活用電包括生活照明、家用電器等用電設備用電。

②其他規定

a.軍隊團及以下營區營房的生活用電（不含利用營房經營性用電及其它用電），執行居民生活電價。軍隊用電是指中國人民解放軍陸?？杖婑v軍用電，不包括中國人民武裝警察部隊及其所屬森林部隊、水電部隊、交通部隊、黃金部隊、消防部隊、邊防部隊、內衛部隊（包括警衛，守衛，守護，看押，看守，護衛，城市巡邏等）和機動師等用電。（東北電業管理局東電[1993]873號《轉發關于保障軍隊用水用電有關問題的通知》、黑電市營部[2002]163號《關于營業管理中若干問題的指導意見》）

b.無獨立經營場所，利用居民生活住房從事小家電修理、開設小食雜店的混合用電，住房以居民生活用電為主，執行居民生活價格，但不執行優惠電價。其他利用居民住宅從事生產、經營活動的用電，不執行居民生活用電電價，執行相應類別電價。（黑價格字[2001]141號《黑龍江省物價局關于商業用電執行范圍的補充通知》）c.對街道和個體辦（幼兒）園給予優惠政策，電費按居民使用標準收??；（黑教聯發[1996]7號“印發《關于解決進一步發展幼兒教育若干問題的意見》的通知”）

d.對以老年人、殘疾人、精神病人，孤兒和優撫對象為主要服務對象的各類社會福利機構用于服務對象生活和機構管理工作的用電（即照明用電）執行居民生活電價；（我省目前未執行）(黑龍江省民政廳等部門黑民福[2000]8號《黑龍江省加快實現社會福利社會化的若干意見》)

e.對實行“一戶一表、抄表到戶”的居民，實行梯級電價（包括居民用戶安裝的電鍋爐用電），居民生活用電每戶每月超過150千瓦時以上部分，每千瓦時降價0.06元；超過300千瓦時以上部分，每千瓦時降價0.10元。

f.對單獨裝表的城市樓體亮化和美化城市的燈飾設施用電實行優惠電價，執行居民生活用電價格；

h.高校公寓和學生宿舍，執行居民生活用電價格；高校是指國家統一招生的高等學校（含中等專業學校）。

2、非居民照明電價

①適用范圍

適用于居民生活用電外，執行原電價表“照明電價”的用電量。（計物價[1993]1117號“關于印發《東北電網價格表》的通知”

三、補充說明）

除居民生活用電、商業用電、大工業用戶生產車間照明用電以外的照明用電以及空調、電熱用電，或用電設備總容量不足3千瓦的動力用電等，均執行非居民照明電價。

a.機關、部隊、學校、醫院等一般照明用電；

b.鐵道、航運、機場導航等信號燈用電；

c.總用電容量不足3千瓦的曬圖機、醫療用X光機、無影燈、消毒燈用電；

d.以電動機帶動發電機或整流器整流供給照明之用電；

e.工業用單相電動機，其總容量不足1千瓦，或工業用單相電熱，其總容量不足2千瓦，而又無其他工業用電者； f.市政部門管理的公共道路、橋梁、碼頭、公共廁所、公共水井用燈,標準鐘、報時電笛、以及公安部門交通指揮燈、公安指示燈、警亭用電、不收門票的公園內路燈等用電；

g.除大工業用戶車間內、商業用戶外，其他用戶，凡空調設備（包括窗式、柜式空調機、冷氣機組及其配套附屬設備）用電；

h.凡電灶、烘焙、電熱取暖、熱水器、蒸汽浴、吸塵器等用電。但工業性生產和商業用除外；

3、商業用電電價 ①適用范圍

從事商品交換或提供商業性、金融性、服務性的有償服務所需用電。

a.商場、商店、通訊器材經銷點、物資供銷、倉儲、服裝家具店、藥店、酒店、賓館、招待所、旅社、茶座、咖啡廳、餐館、洗染店、發廊（屋）、浴室、美容廳、錄像放映點、影劇院、游戲娛樂場所（包括帶娛樂收費的公園）、照相店、彩擴攝像店、歌舞廳、卡拉OK廳、健身中心等用電；

b.商業銀行、保險、證券、投資公司等金融業的營業場所用電，以及收費的旅游景點、房地產經營場所和中介服務用電；

c.電信業的營業場所、加油站、廣告服務、網吧

②特殊情況

a.倉儲中的冷庫（不包括商場、商店自用冷庫）、國家儲備庫用電執行非工業電價

b.電訊的通訊塔、辦公樓用電執行非工業、非居民照明電價

c.市場里的面包房、豆腐加工點，動力用電容量超過3kW的，執行非工業電價，分算商業電價；動力用電容量不超過3kW的，全部用電執行商業電價。(討論)

d.社區服務站（均含勞務及婚介服務功能）屬中介服務，執行商業電價；

③其他規定

a.商業用電執行力率、峰谷。力率標準為0.85。

b.大工業用戶轉供的商業用電，可核定比例或定量方式執行。但在計算基本電費時按商業用電180千瓦時折合1千瓦(千伏安)扣減基本電費。

4、非工業電價 ①適用范圍

凡以電為原動力，或以電冶煉、烘焙、熔焊、電解、電化的試驗和非工業生產，其總容量在3千瓦及以上者。

例如下列各種用電：

a.機關、部隊、學校、醫院及學術研究、試驗等單位的電動機、電熱、電解、電化、冷藏等用電；

b.鐵道、地下鐵道（包括照明）、管道輸油、航運、電車、電訊、廣播、碼頭、飛機場及其他處所的打氣站、充氣站、下水道等電力用電；

c.電影制片廠攝影棚水銀燈用電和專門對外營業的電影院、劇院、電影放映隊、宣傳演出隊的劇場照明、通風、放映機、幻燈機等用電；

d.基建工地施工用電（包括施工照明）；

e.地下防空設施的通風、照明、抽水用電；

f.有線廣播站電力用電（不分設備容量大?。?。

2、其他規定：

a.非工業用戶的照明用電（包括生活照明和生產照明），應分表計量；

b.110伏或220伏保護電網用電，警報電笛用電，并無其他用電的，可按非工業電價計費。未安裝電度表計量的，每月按下列定額電量計算電費。

圖

c.鍋爐房及煤氣熱力公司熱力點的電氣設備用電，按非工業電價計費。

5、普通工業電價

①適用范圍

凡以電為原動力，或以電冶煉、烘焙、熔焊、電解、電化的一切工業生產，受電變壓器總容量不足320（315）千伏安或低壓受電，以及在上述容量、受電電壓以內的下列用電：

a.機關、部隊、學校及學術研究、試驗等單位的附屬工廠，有產品生產并納入國家計劃，或對外承受生產及修理業務的生產用電；

b.鐵道、地下鐵道、航運、電車、電訊、下水道、建筑部門及部隊等單位所屬修理工廠生產用電； c.自來水廠、工業試驗用電、照相制版工業水銀燈用電。

②其他規定

普通工業用戶的照明用電（包括生活照明和生產照明），應分表計量；

6、大工業電價

①適用范圍

凡以電為原動力，或以電冶煉、烘焙、融焊、電解、電化的一切工業生產，受電變壓器總容量在320（315）千伏安及以上者，以及符合上述容量規定的下列用電：

a.機關、部隊、學校及學術研究、試驗等單位的附屬工廠（凡以學生參加勞動實習為主的校辦工廠除外），有產品生產并納入國家計劃，或對外承受生產及修理業務的用電；

b.鐵道（包括地下鐵道）、航運、電車、電訊、下水道、建筑部門及部隊等單位所屬修理工廠的用電；

c.自來水廠用電；

d.工業試驗用電；

e.照相制版、工業水銀燈用電；

f.電氣化鐵路用電，其基本電費以牽引變電站為計費單位。

②電價構成

大工業電價包括電度電價、基本電價二部制電價。

電度電價是指按用戶用電度數計算的電價。

基本電價是指按用戶用電容量（電力）計算的電價。

③基本電費的計算

基本電費可按變壓器容量計算，也可按最大需量計算。在不影響電網安全經濟運行的前提下，經供用電雙方充分協商后，由用戶自行選擇，但在1年之內應保持不變。

a.按用戶自備的受電變壓器容量計算。

有不通過專用變壓器接用的高壓電動機。按其容量另加千瓦數（千瓦視同千伏安）計算基本電費。b.按最大需量計算：

用戶必須提前15天提出最大需量申請，經供電企業核準后，雙方簽署協議。在協議簽署之日起1年內保持不變。次年，用戶重新申請。用戶若不申請，供電企業按變壓器容量計收基本電費。

用戶必須安裝最大需量表。最大需量以15分鐘內平均最大負荷記錄值為準。如有不通過專用變壓器接用的高壓電動機，其最大需量應另加該高壓電動機的容量。

用戶在規定時間內提出最大需量申請，其申報需量不得低于總裝接容量的40%，以供電企業核準數為準。最大需量低于總裝接容量的40%時，按總裝接容量的40%計算基本電費；高于總裝接容量的40%，低于核準數時，按實際抄見使用最大需量數計收基本電費；超過核準數時，超過部分加倍收費。

有兩路及以上進線的用戶，各路進線應分別計算最大需量。

認真核定最大需量申請值，原則根據用戶生產計劃和同期用電情況核定，核定值與實際最大需量誤差應在±5%以內。

④其他規定

a.大工業用戶的生產照明（系指井下、車間、廠房內照明），并入電力用電。其非生產照明和生活照明用電，應分表計量；

b.按變壓器容量計算基本電費的用戶，其備用的變壓器（含高壓電動機），屬冷備用并經供電企業加封的，不收基本電費；屬熱備用狀態的或未加封的，不論使用與否都計收基本電費。

c.按變壓器容量計收基本電費不減照明容量；

d.優待

電石等四產品優待，中小化肥優待

國有重點煤礦煤炭生產用電優待 高耗能優待

一廠一策優待及增量優惠

7、農業生產電價

①適用范圍

農村社隊、國營農場、牧場、電力排灌站和墾殖場、學校、機關、部隊以及其他單位舉辦的農場或農業基地的農田排澇、灌溉、電犁、打井、打場、脫粒、積肥、育秧、防汛臨時照明和黑光燈捕蟲用電。

②其他規定

a.除上述各項農業生產用電外的農村其他電力用電，如農副產品加工、農機農具修理、炒茶和魚塘的抽水、灌水等用電，均按非、普工業電價計收電費。

b.農業排灌、抗災救災免農貸2分；

c.國家級貧困縣的農田排灌，免三峽4厘；

d.大棚蔬菜生產執行非、普工業電價。

e.省級貧困縣的農村糧食加工用電（不含糧食加工廠），執行農業生產電價；非貧困縣的農村糧食加工用電，執行非普工業電價。牲畜飼料加工可比照執行。

8、躉售電價

①適用范圍

按新營業區劃分確定的躉購轉購單位

②其他規定

a.躉售范圍內的大用戶或重要用戶，應作為直供用戶，不實行躉售。

b.轉供電補貼，每度2厘。轉供費用包括轉供電量損失和維護、折舊費用。

9、其他

對20、22、23、33千伏受電的用戶，按35千伏電價計算電費；對個別11、13.2、13.8千伏受電的用戶，按10千伏電價計算電費。

10、功率因數調整電費辦法

（83）水電財字第215號關于頒發〈功率因數調整電費辦法〉的通知

①鑒于電力生產的特點，用戶用電功率因數的高低，對發、供、用電設備的充分利用，節約電能和改善電壓質量有著重要影響，為了提高功率因數并保持其均衡，以提高公用電雙方和社會的經濟效益，特制定本辦法。

②功率因數的標準值及其適用范圍

a.功率因數標準0.90，適用于160千伏安以上的高壓供電工業用戶（包括社對工業用戶）、裝有帶負荷調整電壓裝置的高壓供電電力用戶和3200千伏安及以上的高壓供電電力排灌站；

b.功率因數標準0.85，適用于100千伏安（千瓦）及以上的其他工業用戶（包括社對工業用戶）、100千伏安（千瓦）及以上的非工業用戶和100千伏安（千瓦）及以上的電力排灌站；商業用電依此執行利率電費

c.功率因數標準0.80，適用于100千伏安（千瓦）及以上的農業用戶和躉售用戶，但大工業用戶未劃由電業直接管理的躉售用戶，功率因數標準應為0.85。

③功率因數的計算

a.凡實行功率因數調整電費的用戶，應裝設帶有防倒裝置的無功電度表，按用戶每月實用有功電量和無功電量，計算月平均功率因數；

b.凡裝有無功補償設備且有可能向電網倒送無功電量的用戶，應隨其負荷和電壓變動及時投入或切除部分無功補償設備，電業部門并應在計費計量點加帶有防倒裝置的反向無功電度表，按倒送的無功電量與實用無功電量兩者的絕對值之和，計算月平均功率因數；

c.根據電網需要，對大用戶實行高峰功率因數考核，加裝記錄高峰時段內有功、無功電量的電度表，由試行的省、市、自治區電力局或電網管理局擬定辦法，報水利電力部審批后備案。

④電費的調整

根據計算的功率因數，高于或低于規定標準時，在按照規定的電價計算出其當月電費后，再按照“功率因數調整電費表”所規定的百分數增減電費。如用戶的功率因數在“功率因數調整電費表” 所列兩數之間，則以四舍五入計算。⑤根據電網具體情況，對不需要增設補償設備，用電功率因數就能達到規定標準的用戶，或離電源點較近、電壓質量較好、勿需進一步提高用電功率因數的用戶，可以降低功率因數標準值或不實行功率因數調整電費辦法，但須經省、市、自治區電力局批準，報電網管理局備案。降低功率因數標準的用戶的實際功率因數，高于降低后的功率因數標準時，不減收電費，但低于降低后的功率因數標準時，應增收電費。⑥其他

a.其他（普通）工業用戶、非工業戶裝見容量在100千伏安（千瓦）及以上的，執行功率因數調整電費辦法的用戶，如燈動合表計量時，計算月份平均功率因數值，應減除當月的照明有功電量，但設備容量不予減除，計算功率因數電費的基數不包括相應的照明電費。（非居民照明用電和居民生活用電不參加力率電費計算）

b.考慮目前農電躉售單位的現狀，各電業局在考核農電躉售計量點功率因數時，暫不扣除照明容量。

c.代收項目不參與調整電費計算。

11、峰谷分時電價

能源經[1992]473號〈關于東北電網實行峰谷分時電價的批復〉

①實行范圍

電網直供的容量在320（含315）千伏安及以上的大工業用戶；100千伏安及以上非工業、普通工業用戶，躉售轉供單位（指農電）。商業依此執行峰谷，農業生產、居民、行政單位、學校的非居民照明不執行。（我省農電未執行）

②時段劃分

高峰時段： 7：30—11：30 17：00—21：00

低谷時段：22：00-5：00

其余時段為平時段

③分時電價確定

（1）基礎電價：目錄電價減代收三峽、農還、城市附加（2）計價方法

高峰時段電價，按基礎電價上浮50%；加代收項目

低谷時段電價，按基礎電價下浮50%；加代收項目

平時段電價不變。

④其他規定

a.高供低計的用戶，其變壓器和線路損失電量按平時段電量計費。

b.對執行功率因數調整電費辦法的用戶，在峰谷分時總電費基礎上，計算增減收電費。

b.農場、林業局用電容量滿足執行峰谷電價的，一律執行峰谷電價。農墾（農場）自2002年7月1日起執行。（分算的居民生活和農業生產用電不執行峰谷電價）

三、現行電價文件講解

1、計價格[2000]880號《國家計委關于調整東北三省電網電價有關問題的通知》

黑龍江省電網銷售電價表

1、本表列示到戶最低與最高銷售價，即不含代收項目的銷售電價與含全部代收項目的銷售電價；

2、電石等四種產品優待電價未執行，執行中小化肥電價（黑價聯[2000]35號文）；

3、四礦煤炭生產電價只對四個大型國有煤礦執行，即雞西、鶴崗、雙鴨山、七臺河；

4、農網還貸資金（原電建基金）減免收：根據計交能[1996]583號文件規定，對已下放地方管理的原國有重點煤炭企業、核工業鈾擴散廠和堆化工廠生產用電價格降低1.7分（本表煤炭生產電價已降低）；農業排灌、抗災救災及原化工部發放許可證的氨肥、磷肥、價非、復合肥企業生產用電降低2分。

2、黑價聯字[2000]35號“關于轉發《國家計委關于調整東北三省電網電價有關問題的通知》的通知”

3、黑價聯字[2000]30號《關于促進經濟增長、擴大電力消費實行優惠電價政策的通知》

4、國電財[2000]114號《開拓電力市場促進電力消費有關電價問題的通知》

5、計價格[1999]2189號《國家計委、國家經貿委關于利用價格杠桿促進電力消費有關問題的通知》

第五篇：寧夏電價政策

寧夏、廣西、內蒙古等地堅決取消越權優惠電價措施

2010/06/21------

國家發展改革委等六部門《關于立即組織開展全國電力價格大檢查的通知》（發改價檢[2010]1023號）發出后，寧夏、廣西、內蒙古自治區認真落實檢查工作要求，在規定的期限內及時清理自行出臺的越權優惠電價措施，堅決取消對高耗能企業和工業園區的優惠電價行為，節能減排電力價格大檢查工作已取得實質性進展。

5月19日，寧夏自治區物價局下發《關于取消對工業企業實行電價優惠有關問題的通知》，規定自6月1日起，停止自行出臺的對自治區內工業企業的電價優惠政策。之前下發的對中寧縣引資項目、中衛市美利工業園區招商引資項目、寧夏電投鋼鐵公司60萬噸連鑄連軋項目實施的優惠電價文件同時廢止。寧夏自治區經濟和信息化委員會、物價局聯合下發《關于取消對傳統行業優惠電價的通知》，規定自6月1日起，取消自行出臺的對高耗能行業的優惠電價，恢復執行規定的自治區目錄電價。之前下發的關于對電解鋁、鐵合金、電石、碳化硅、金屬鎂、金屬鈉等高耗能企業，以及寧夏陽光硅業有限公司一期1500噸多晶硅等項目生產用電優惠文件同時廢止。

5月26日，廣西自治區物價局下發了《關于停止執行清獅潭水電廠上網電量定向銷售價格的通知》、《關于取消自治區物價局桂價格字[2004]131號等文件的通知》等文件，規定自2010年6月1日起，停止執行對清獅潭水電站庫區內的靈川縣虎嶺硅廠、金山電石廠、金山冶煉股份有限公司等高耗能企業的優惠電價措施，以及對部分按鐵合金類電價執行的高鈦渣、鈦生鐵高耗能企業的電價優惠。廣西電網公司已按自治區物價局文件規定進行了相應整改。

5月31日，內蒙古自治區發文清理整頓高耗能優惠電價：一是堅決取消優惠電價措施。取消自治區發展改革委對包頭國家生態工業(鋁業)示范園區鋁深加工項目(包括鋁箱)、集寧區鋁箱項目、卓資縣化成箔項目、托克托工業園區、多晶硅、單晶硅制定的優惠電價，執行國家規定的目錄電價。之前對上述項目制定的優惠電價所發文件自2010年6月1日起一律廢止。二是按照國家規定調整自治區大工業電價子目錄中鐵合金類、電石類和氯堿銷售電價。將西部電網大工業電價子目錄中的電石類電價，并入電爐鐵合金類電價。其中，電石類電價每千瓦時提高0.037元，鐵合金類每千瓦時提高0.007元。蒙西地區的電解鋁生產用電，執行鐵合金類電價。取消對年生產規模在3萬噸及以上的氯堿企業生產用電價格每千瓦時降低0.024元的優惠政策。興安電網大工業電價子目錄中的電爐合金、電石用電價格提高每千瓦時0.014元。提高電價后電網企業增加的電費收入，用于疏導電價矛盾。

國家確定寧夏、甘肅開展脫硝電價試點工作

來源：國家環境保護部 更新日期：2012-1-16 【字體：小 大】

為鼓勵燃煤發電企業落實脫硝措施，促進污染減排任務的完成，近日，國家發展改革委《關于調整西北電網電價的通知》（發改價格〔2011〕2621號）確定在甘肅和寧夏開展脫硝電價試點工作，明確甘肅省、寧夏自治區安裝并運行脫硝裝置的燃煤發電企業，經國家或省級環保部門驗收合格的，報省級價格主管部門審核后，試行脫硝電價，電價標準暫按每千瓦時0.8分錢執行。脫硝電價試點工作的開展，將為發電企業脫硝創造政策環境，有力地推動寧夏和甘肅氮氧化物的減排。

2012年寧夏造紙等行業將實行懲罰性電價

2012年03月09日09:23新消息報

3月8日，記者了解到，今年寧夏自治區經信委將通過從嚴控制新建高耗能項目、實施循環經濟改造等措施，促進節能降耗與經濟發展協同推進。

據介紹，今年寧夏鼓勵用新工藝、新技術、新裝備改造冶金、有色、建材、石化等傳統產業；嚴格控制新建高耗能項目；嚴格執行差別電價政策，在電石、鐵合金、水泥、焦炭、造紙等行業，實行懲罰性電價；大力推動化工、冶金、建材、生物發酵等行業實施循環經濟改造；鼓勵城市中水綜合利用；積極發展公共交通，深入開展“車船路港”千家企業低碳交通運輸專項行動等。

寧夏回族自治區物價局關于印發《企業自備電廠收費管理辦法(試行)》的通知

【法規名稱】 寧夏回族自治區物價局關于印發《企業自備電廠收費管理辦法(試行)》的通知 【頒布部門】 寧夏回族自治區物價局 【發文字號】 寧價商發[2007]156號 【頒布時間】 2007-08-17 【實施時間】 2007-09-01

寧夏電力公司、寧夏發電集團、國電集團西北分公司、各有關發電廠（公司）、各企業自備電廠：

為了進一步規范自備電廠的管理，促進公平競爭，引導企業自備電廠規范、有序地發展，根據《中華人民共和國價格法》，自治區人民政府關于《寧夏回族自治區火力發電項目建設管理辦法》（寧政發[2007]81號）等相關法律、法規，結合我區實際制定本辦法。

第一條 本辦法適用于企業建設的自備電廠。

第二條 除國家鼓勵發展的資源綜合利用（利用余熱、余壓發電、煤矸石發電等）、熱電聯產自備電廠和企業應急備用柴油發電機組之外的企業自備電廠自發自用電量，均應征收政府性基金。

第三條 政府性基金包括三峽工程建設基金標準按每千瓦時4厘執行；可再生能源附加標準按每千瓦時1厘執行；大中型水庫移民后期扶持基金標準按每千瓦時1.6厘執行；城市公用事業附加費標準按每千瓦時1分錢執行；農網還貸基金標準按每千瓦時2分錢執行。

第四條 政府性基金原則上按企業自發自用電量（即全部電量扣除上網電量和我區平均廠用電率計收的廠用電量）征收。企業自備電廠需安裝計量裝置的，由電網經營企業出資統一負責安裝。計量裝置應具備在線監測功能，并與相關電網調度機構聯網。

第五條 對不具備電量計量條件的企業，按自備電廠裝機容量和我區電網同類型機組上平均發電利用小時確定總發電量，扣除其上網電量和廠用電量后計收政府型基金。

第六條 資源綜合利用電廠、熱電聯產電廠分別按國家發展改革委、財政部、國家稅務總局聯合發布的《國家鼓勵的資源綜合利用認定管理辦法》（發改環資[2006]1864號）和《關于做好關停小火電機組工作中小型熱電聯產機組審核工作的通知》（國經貿電力[2000]879號）規定進行認定。

第七條 自治區物價局會同自治區發改委、經委、電力監管部門按照國家政策對區內自備電廠逐個進行甄別，確定應繳納政府性基金和系統備用費的企業名單，向社會公布并報國家發展改革委、國家電監會備案。

第八條 自備電廠按月交納政府性基金，當月應交納的政府性基金，要在下月10日前繳入寧夏電力公司指定賬戶內。逾期不繳的，按每日1‰的標準加收滯納金；拒不交納的，由寧夏電力公司相應扣減上網電量，沒有上網電量的，由我局會同電力監管部門認定并強制收取。

第九條 寧夏電力公司應按公布的企業名單向自備電廠收取政府性基金，其中3‰作為寧夏電力公司手續費，其余資金按月上繳自治區財政專戶，專款專用。若不按時上交政府性基金，或截留、挪用政府性基金，要依照《價格法》第三十九條、《價格違法行為行政處罰規定》第七條予以查處。

第十條 對2004年國家發展改革委、國家電監會下發《關于進一步落實差別電價及自備電廠收費政策有關問題的通知》（發改電[2004]159號）以來自備電廠欠繳政府性基金的，由我局會同有關部門制定追繳辦法，由寧夏電力公司進行追繳。

第十一條 未經國家發展改革委批準，任何單位不得減免向自備電廠征收的政府性基金。

第十二條 與公用電網連接的所有企業自備電廠（含資源綜合利用、熱電聯產電廠），均應向接網的電網公司支付系統備用費，收費標準按照寧價商發[2006]77號和寧政發[2007]81號文件規定執行，具體如下：

系統備用費=（企業變壓器容量-電網向其供電的平均負荷）×基本電價（按變壓器容量標準）或系統備用費=（最大需量-電網向其供電的平均負荷×基本電價（按最大需量標準）

注：企業變壓器容量指企業與電網直接連接的變壓器總容量。

第十三條 企業自備電廠應按月向寧夏電力公司交納系統備用費。電網企業應按照并網協議或者合同提供電壓、頻率支撐等輔助服務，并在自備電廠設備檢修或事故期間，負責保證其正常的電力供應，電價執行電網目錄電價。對于拒不交納系統備用費的，電網企業可中斷上述輔助服務。

第十四條 電網企業不能向企業自備電廠提供輔助服務，或在企業自備電廠設備檢修、事故期間不能保證其正常電力供應的，應向自備電廠退還當年交納的系統備用費，并依照協議或者合同規定給予一定的經濟賠償。

第十五條 向企業自備電廠收取的系統備用費計入電網企業收入，由我局在核定電網企業總收入水平時統籌平衡。

第十六條 企業自備電廠所發電量原則上自發自用，嚴禁企業自備電廠違規自行對外供電。企業自備電廠與電網企業進行電量交換的，自備電廠向電網企業購買的電量，按其用電類別執行目錄電價；上網銷售的電量，電價按現行超時電價執行。

第十七條 我局會同自治區發改委、經委和電力監管部門負責落實自備電廠收費政策，確保政府性基金和系統備用費及時足額征繳。

第十八條 本辦法自2007年9月1日起執行。

本辦法由自治區物價局負責解釋。若執行期間遇國家政策調整，則按國家調整政策執行。

二○○七年八月十七日