电价上调范文第1篇

关键词：电价；上调；原因

中图分类号：F407.61文献标识码：A

自2004年底实行煤电联动以来，我国电力企业便频繁请求上调电价，电价上调理由通常是由于电煤价格的上升而引起发电成本的大幅增加。目前，我国火力发电量占总发电量的70%以上，对煤炭供应有着极强的依赖，而煤炭是不可再生资源，随着对能源需求的不断上升，煤炭价格将在长期范围内呈上升趋势，如果诚如电力企业所说的那样，那么电力价格将随着煤炭价格的上升而不断上调。

目前，我国2，000多家电力企业以国有企业为主，实力最强的发电企业是由原国家电力公司组建的五大电力集团，输电业务由国家电网和南方电网两家公司所垄断。由于电力市场高度垄断，国有企业缺乏通过技术更新和管理提升来不断降低发电成本的动力。因煤炭价格上涨而电价上调有可能沦为电力企业为自身牟利的借口。本文将从电力市场结构、煤炭供求状况，以及电价监管等方面探寻电价不断上调的原因。

一、电力行业市场结构

我国电力体制改革始于2002年，在实行以“厂网分开、竞价上网，打破垄断，引入竞争”为宗旨的改革后，原国家电力公司经重组形成中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华电集团公司、中国华能集团公司、中国电力投资集团公司五大发电集团，国家电网和南方电网两家供电公司，以及国投电力、国华电力、华润电力、中国广东核电集团四家辅业集团公司。五大电力集团平均可控容量为3，200万千瓦，权益容量为2，000万千瓦，均匀分布在华北、东北、华东、华中、西北、南方6大电力供电区，在各区域电力市场的份额均不超过20%。国家电网和南方电网两家公司承担全国的电网运营，前者负责26个省市，后者负责广东、广西、云南等五省，两家公司占全国县级售电量的89%。五大发电集团以火力发电为主，占其发电总量的80%以上。2005～2007年五大发电集团总发电量以及全国发电企业发电量如表1所示。（表1）

根据产业组织理论，衡量市场集中度的指标包括：行业集中率（CRn）、洛伦兹曲线、基尼系数，以及赫芬达尔-赫希曼指数（HHI）。行业集中率指行业内规模最大的前几位企业的有关数值（如产量、销售额、资产总额等）占整个市场或行业的份额：

根据上表1可知，我国电力行业的行业集中率约为40。一般认为，如果行业集中度CR4＜30或CR8＜40，则该行业为竞争型；如果30≤CR4或40≤CR8，则该行业为寡占型。因而，我国电力行业属于寡占型。

从区域上来看，五大发电集团的电厂分布情况如下：华能集团主要分布在四川、重庆、内蒙古、山东、上海等省市和自治区；大唐集团主要分布在黑龙江、北京、天津、陕西、山西、甘肃、河南、河北等地区；中国电力投资集团主要分布在吉林、辽宁、山西、河南、上海等区域；华电集团主要分布在北京、福建、贵州、黑龙江、江苏、四川等省市；国电集团主要分布在甘肃、湖北、辽宁、四川、云南等地区。各大发电集团的电厂基本上遍布全国各区域，只是不同区域的集中度差别较大，这样的划分使得各集团成为各自区域内的主要供电方，对各地区有很强的控制能力。

我国电力的输送主要由国家电网和南方电网负责，两家公司的责任范围划分十分明晰，对于某特定区域内的发电厂而言，在电力输送方面没有任何选择的空间，因而在与电网公司的谈判中处于相对劣势，这种不利对于规模相对较小的发电企业会表现得更为明显。

总的来说，电力体制改革后的中国电力行业依然是一个高度垄断的市场，对原国家电力公司电力垄断的消除，并没有换来较充分的市场竞争，取而代之的是局部区域内的电力垄断。如果不能实现全国范围内的竞争性电力供应，电力企业便不会产生以降低成本的方式提升盈利的动力。

二、煤炭供求状况

中国电力工业对煤炭供应有着极大的依赖。首先，从火电机组装机容量上来看，我国火电机组装机容量一直保持在75%左右，且近年来有上升趋势。2003年火电装机容量为28，977万千瓦，占当年总装机容量的74%；2006年火电装机容量为48，405万千瓦，占当年总装机容量的77.6%；2007年火电装机容量达到55，442万千瓦，占当年总装机容量的77.7%。其次，从发电量上来看，火电机组的发电量占总发电量的80%以上，其中燃煤电站占总发电量的76%，火力发电是我国电力供应的主要力量。最后，近年来实际的煤炭消耗状况。2003年我国原煤产量是11.89亿吨，用于火力发电的原煤是7.6亿吨，占当年原煤产量的64%；2006年原煤产量是23.8亿吨，用于火力发电的原煤是11.43亿吨，占当年原煤产量的48%；2007年原煤产量是25.23亿吨，用于火力发电的原煤是12.82亿吨，占当年原煤产量的51%。我国作为煤炭储量相对较丰富的国家，这一能源消费趋势在长期内将得以延续，因而电力行业对煤炭供应将长期保持旺盛的需求。

我国“煤炭资源探明剩余可采储量为1，842亿吨，”主要分布在山西、陕西、河南、甘肃、内蒙古等地区。同时，我国煤炭企业数量众多，煤炭产业集中度较低。2007年全国原煤产量为25.23亿吨，其中大型煤气集团的原煤产量为12.9亿吨，占全国原煤产量的51%，列产量前10位的企业，产量共计7.22亿吨，占全国原煤产量的28.6%，年产1，000万吨以上的煤炭企业33家，合计产量占全国原煤产量的45%。处于对煤矿安全的考虑，国家安监总局近年来加强对小型煤矿的关闭整合，其作用开始体现，煤炭产业的集中度正趋于提高。

自1993年开始，我国进行煤炭价格部分市场化改革，同时为确保电价稳定，国家设定了国有大型电厂的价格，形成了“计划煤”与“市场煤”之间的价格“双轨制”。从而，电煤定价保持在半市场化状态，其他领域用煤基本上采用市场定价。作为国内最大的用煤行业，消费全国50%左右的煤炭，电煤作为电力行业的重要原料，其价格变化直接影响到电力行业的经营成本。2007年之后，电煤双轨制取消，电煤价格完全由市场决定。随着煤炭资源市场化程度日趋提高，资源费、税不断增加，而且支撑煤炭生产成本不断增加，煤炭价格呈逐年上升趋势。

近年来，由于煤炭运输问题始终没有得到彻底解决，以及电力投资增长过快的原因，煤炭始终供不应求，煤炭价格逐年攀升，发电企业成本也大幅上升。由于电力企业主要以火电为主，他们对煤炭企业的依赖要超过煤炭企业对电力企业的依赖，再加上煤炭产业集中度低，电力企业的价格谈判成本相对较高，从而使得电力企业的价格谈判能力削弱。煤炭价格作为反映煤炭供求状况的信号，确实起到了调节电力企业生产和投资的作用。

三、电力价格监管

电力作为工业基本投入品，其价格的变化能一定程度上引起工业品价格的变动，从而最终关系到整个宏观经济的运行情况，因而电力价格监管是电力监管的核心内容。从我国电力价格决策权的配置来看，横向与电价有关的包括物价、计划、财政、监管等部门，起主要作用的是国家发改委与国家电监会。在现有法律框架内，发改委行使定价权，电监会则有电价建议权；发改委有电价监督检查权，电监会行使电价监管职能。事实上，无论是电监会还是发改委，都无法获悉电力企业真实的发电成本，其所作出的电价决策将无法起到合理调节电力供需的作用。

电力行业的自然垄断性质体现在输配电网环节，而发电和供电都可以实现市场化。在保证国有资本在电力行业主导地位的前提下，允许民营资本大规模进入发电和供电两个环节，在前端必形成竞价上网供电，在终端必出现竞价向用户供电，实现电力生产和供应的充分市场化后，电力价格将会充分反映当前电力的供需状况，从而实现对电力生产和投资的合理引导作用。

四、结论

近年来，我国电力价格频繁上调，一方面来自于煤炭价格上升而引起的企业发电成本的上升，而煤炭价格上升引起的发电企业单位发电成本的变动是可以精确衡量和量化的；另一方面源自于我国发电企业对电力市场的垄断，由于对电力供给的强大支配权，企业可以借此作为提价的筹码；最后，由于各发电企业成本信息的隐蔽性，我国电力价格监管并不能发挥真正作用，最终只能一次次满足电力企业的提价申请。

电价上调范文第2篇

产煤大省的山西一些电厂因为无力支撑电煤价格高压，正被迫出售。韩国电力已于近日表示，其参与合资的格盟能源拟以人民币11亿元收购山西的14家电厂，其中包括两家燃煤发电厂，此外9家燃煤电厂尚待中国政府审批。

“低电价岿然不动，一些独立经营的电厂根本无力承担涨疯了的煤价，这些电厂的命运只能是被收购。”五大电力集团一人士告诉《华夏时报》记者，近日，国家发改委等相关部委召集电力企业主要负责人召开座谈会，商讨电价一事。根据电力企业的意见，目前电价差额已达5分钱，建议分3次上调电价。

重点非重点合同煤价相差300余元

虽然政府5月份出台了加快小煤矿复产的通知，但进入6月份，煤炭价格飙升的势头愈发猛烈，6月10日，秦皇岛煤炭（6000大卡/千克大同优混煤）再创新高，达820元/吨。

与此同时，记者从电力系统了解到，年初电力企业和煤炭企业签署的重点电煤合同，受到市场煤炭价格飙升的影响，部分煤炭企业不断违约提高合同价格。

“煤炭价格涨疯了，年初费尽千辛万苦签下的电煤供货合同，涨了又涨，许多合同形同作废。除了部分国企大矿的重点电煤合同价格未动外，很大一部分合同价都涨了又涨。”6月12日，五大电力集团一位负责人在山西接听记者电话时不断叹气，他告诉记者，就是在这样的高价下，电力企业还常常买不到煤，近期为找煤他只好不断地往返于山西和北京之间。

但煤炭企业对此也颇有微辞。中国煤炭市场网市场观察员李朝林说，重点合同和非重点合同的煤炭价格悬殊太大，已经给煤炭企业造成了巨大损失。

据记者了解， 大同煤业(行情 股吧)集团公司在秦皇岛港发热量6000大卡以上/千克的优质电煤的重点合同电煤的平仓价是465元/吨左右，可6月1日非重点合同的市场价已经达到780-800元/吨，每吨相差330元左右，重点合同价比市场价低71%左右；河北开滦煤矿在京唐港的非重点合同的市场电煤价格已经达到590元/吨左右，重点煤炭合同的电煤价格只有不足300元/吨，重点与非重点合同的市场煤价格每吨相差达300多元。

电企电煤成本已逼平现行电价

尽管部分煤炭企业因合同煤价损失不少，但在市场高煤价下，煤炭企业仍是赚了个盆满钵满。电价受到管制的发电企业却成了直接受害者，因其对高煤价的承受能力几近极限，多家电厂被迫停产，大规模的电荒正步步逼近。

瑞信董事总经理、亚洲区首席经济学家陶冬日前在接受一家财经类媒体记者采访时指出，油价和电价方面的确存在压力，“今年夏天会出现2005年以来最大的一场电荒”，电厂建设速度在明显放缓，为今后更大的电荒埋下隐患。

“五大电力企业作为国企，在煤价疯涨、电价不动的背景下，不断挑战自我承受能力，但到了6月份，目前煤价造成的电力行业成本价已经和现行电价持平，电力企业的承受能力达到极限了。”五大电力集团一高层表示，目前电力行业已经有多个发电机组因煤炭问题停产。

据电监会的统计显示，截至6月1日，全国10万千瓦及以上燃煤电厂煤炭库存4384万吨，可用约11天。其中，煤炭库存低于7天警戒线的地区为，河北4.6天、安徽3.1天、湖南3.3天、蒙东6.1天。缺煤停机34台，涉及发电容量652万千瓦。

而据记者了解，到去年底，一些外资电厂基本上已经全线溃逃，目前一些独立运营的发电厂也面临被收购的命运。

“在这样的高煤价下，电煤库存不断吃紧，电力企业已经傻了。不管价格如何，能买到煤还能发电就不错，等到企业的本钱吃光了，就是电荒大面积爆发的时候。”上述高层告诉记者，“这个爆发点应该就在6月下旬。”

中国电力企业联合会5月底的数据即称，当前五大电力集团整体亏损人民币27亿元。中电联新闻发言人王永干日前更对媒体表示，今年夏季用电高峰期用电缺口或达1000万千瓦。

值得关注的是，就在电力企业全线亏损之际，韩国电力将通过合资企业格盟能源以人民币11亿元收购山西的14家电厂又作何解释呢？

据介绍，格盟能源是山西引进外资的最大项目，该公司将被建成一家集发电、煤炭、新能源等一体化的能源集团。其自去年12月挂牌成立，已以人民币52亿元收购过14家电厂。除了收购多家电厂，该公司还得到山西省支持，将在山西开发9座煤矿，以保证稳定的煤炭供应。

“电荒在即，电力企业无力支撑之际，格盟能源可以更容易收购电力企业，而定位于一家综合性能源企业，背靠山西得天独厚的煤炭资源，足以支撑其稳定的煤炭供应。这也是山西省煤电一体化项目的尝试。”李朝林认为。

低电价姑息高耗能产业结构

6月12日，中央直属五大发电集团之一的国电集团宣布：正式成立“国电内蒙古能源有限公司”，以此实施内蒙古东部能源开发，也标志着国内能源企业“煤电一体化”战略实施全面加速，大型电力企业逐步迈向“综合性能源集团”。

煤电一体化可以解决煤电的深层次矛盾吗？

一位电力高管告诉记者，煤电矛盾一直被追究为计划电和市场煤的矛盾，认为是体制改革所致。

“实际上，一个更深层次的因素一直被掩盖，那就是产业结构的问题，中国许多行业的高速发展正是建立在低电价、低煤价和高耗能的基础上。”该人士指出，基于这个原因，煤电一体化只是一个治标的办法，这样虽然回避了煤电矛盾，却无法从根本上解决产业结构的问题。

记者从电力行业了解到，在与政府相关部门的座谈中，关于产业结构不合理带给电力企业的致命问题，已为政府熟知，但正是这个原因，使得政府在提电价的问题上踌躇再三，因为电价的上涨除了给CPI指数带来压力外，还必然严重打击许多靠低电价发展的行业，甚至会置这些行业于破产境地。

电力专家朱成章也认为，因为用电结构重型化趋势没有改变，钢铁、有色、化工和建材耗电量大的四大行业仍呈快速发展态势，是带动全社会用电量快速增长的主导力量。

“近年来为了节能减排，清理了耗电工业领域的不合理优惠电价，并实施差别电价，但政府并没有取消一切优惠电价。低电价仍在支撑着高耗能产业的高速发展。”朱成章说。

上述电力高管表示，中国粗放型的经济增长方式并没有被改变，GDP的快速发展仍然靠低价能源、高耗能、高污染来支撑。市场化的煤炭价格不断上涨正反映着这些产业对能源的过度消耗，而这一矛盾积累的结果，最终要在电价受到管制的电力行业爆发。

电价上调范文第3篇

透视电价上涨的原因

“目前的煤价已达到2009年以来的最高点。”长期研究国际货运的交通运输部水运局陈弋说，我国主要煤炭发货港口秦皇岛港的基准煤炭价格11月23日上涨至每吨700元以上，为一年来首次。

我国以煤为主的火电占到发电总量的70％，此次调价与煤价变化关系密切。

据了解，随着全球主要经济体复苏前景渐趋明朗，10月份，国际煤炭市场在经历了9月份的小幅回调后又开始缓慢上扬。作为世界最大的煤炭生产国和消费国，中国2009年又加入到煤炭净进口国行列：1至10月，全国煤炭进口9768万吨，同比增长172％，煤炭净进口7878万吨。国际煤价上涨间接推高着国内煤价。从国内情况看，因恶劣天气造成交通瓶颈以及取暖需求加大，国内市场煤炭供应紧张。秦皇岛港11月23日大同优混煤报价680-700元每吨，环比上涨1.47％。“然而，680-700元的每吨价格相比2008年同期价格780-800元，仍有不小的差距。”陈弋说，可以看出成本增加只是调价的原因之一，更重要的是与当前的经济形势有关。2008年国际金融危机刚刚到来，不可能调价。现在看我们的CPI、PPI仍是负值，调价是最好的时机。

对于这次电价调整，国家发改委给出了理由：当前电价方面存在的矛盾较多。2009年1-8月，国家电网和南方电网公司亏损161亿元，同比减少利润238亿元。如不及时疏导电价，一方面可能影响电网企业正常经营；另一方面，价格信号失真，不利于引导电力需求，促进用户合理、节约用电。

“电价的另一个原因是2009年上了很多风电项目，风电成本很高而上网价偏低，对调价的要求很迫切。”财政部科学研究所税收研究室主任孙钢研究员如是说。

厦门大学能源经济研究中心主任林伯强教授表示，政府理顺煤炭涨价带来的压力是顺理成章的事情，选择现在涨价的时点较好，一方面经济增长较稳，另一方面通货膨胀压力较小。

电价上调谁是最大赢家

“正所谓‘山重水复疑无路，柳暗花明又一村’。”我国商品统通领域最大的技术服务机构中商流通生产力促进中心分析师宋亮说。正当电力企业为电价改革道路艰辛而感到惆怅，并对煤电谈判感到失望之际，新一轮的电价调整方案提上了日程。

这次电价上调，“给处在雨雪交加的电力企业带来一丝暖意。”宋亮说。“全国范围内每千瓦时电多收1分钱意味着能多收350亿元资金，2.8分钱就是980亿元。”林伯强说。

长城证券电力行业分析师张霖分析，发改委此次电价调整采取了有升有降的结构化措施，陕西等10个省(区、市)燃煤机组标杆上网电价适当提高；浙江等7个省(区、市)适当下调。此次上调电价区域内的企业肯定会受益，下调电价区域内的企业肯定会受损。

不过，张霖同时认为，由于经济的持续复苏，用电量会持续放大，因此会助推煤炭价格上涨。电价的上涨速度赶不上煤炭价格的上涨，反过来发电企业可能会越发电越亏损。“这是很让人担忧的事情。”

宋亮也表示，短期来看，此次价格调整的受益者是电力企业；但从长期产业链发展来看，最终受益者将是煤炭企业。由于煤炭企业控制着整个产业链“运动”的动力，电价上涨或许也会引起煤炭下一轮涨价，最终电价上涨带给电力企业的利润被煤炭企业吃掉。

华电国际(H股)公告，2009年11月3日与新矿内蒙古公司签订股权转让协议，斥资4.98亿元收购内蒙古福城矿业的35％股权，1.8亿元收购内蒙古鄂托克前旗长城煤矿的25％股权。业内人士分析，电力企业也开始向上游发展，或许也是应对煤价上涨压力的无奈之举。价恪调整为何只“上”不“下”

近来年，价格调整存在一个特点――燃料价格上涨，电力价格随之上涨；燃料价格下跌，电价却无法随之下调。比如说，2008年下半年煤价大幅度下降，电价没有下调。煤电联动调价为何只是单方向?

据了解，美国和日本都是双向调整，即当燃料价格上涨时，电力价格上涨，当燃料价格下跌时，电力价格也随之下跌。

林伯强分析，由于中国的电价管制(没有调价到位)和历史的低价特征，煤电联动调价至今是单方向的。这体现了中国的煤电联动机制并不是单纯为了解决电力企业的燃料成本问题，而更多着眼于缓解电力企业的财务困难和解决短期煤电之间的矛盾。

“目前，电价上调已经确定。但是煤电双方期盼的不是简单的电价上调，而是一个可靠有效的煤电联动机制。”林伯强说。改革中国煤电联动机制，其重要性不仅是为了缓解发电企业的财务负担和解决煤电之间矛盾，更重要的是为发电投资提供一个可以相对确定的商业环境，为电力投资，尤其是民营和外企的电力投资提供一个可以预期的财务保障。“一旦煤炭价格再次上涨，煤电联动可能是必须的选择。”林伯强强调。协调各方利益成为改革核心

“当前价格改革最大的问题就是价格改革触动利益群体太多，在保障亿万消费者利益条件下，出台能够协调产业上下游各方利益的改革方案非常困难。”宋亮分析。

以天然气为例，目前，我国天然气价格确实比国际市场价格低，并形成倒挂之势。国内天然气产业链上下游不同利益主体纷纷受损，迫切要求与海外价格进行对接。但是，在中国662个城市中，有200多个建设了天然气管网，涉及亿万消费者。因此，在天然气涨价问题上，除了要和国际接轨，考虑产业链各环节的利益外，也要充分照顾消费者的利益。“一句话，只有经过充分博弈，兼顾多方利益的定价机制，才能在市场中顺利运行。同样，电价改革也不例外。”宋亮说。

宋亮指出。目前，面对电力企业持续亏损，很多人再次提出实行价格联动机制，保障上下游产业稳定发展。然而，从宏观角度来看，价格联动将“车轮”般推涨产品价格，可能损害消费者利益，成为成本推动通胀的诱因。

电价上调范文第4篇

一、家电价格变动的基本情况

杭州市反映，该市一家主要家电卖场已经涨价的家电约有4000种规格型号（尚不包括已收到调价单而未调价的），约占该卖场整个经营品种的1/4。天津市反映，在所调查的空调、电冰箱、洗衣机、电视机、微波炉、电热水器、燃气灶具等7种主要家电中，除电视机以外其余6种零售价格均出现上涨。该市国美电器有限公司和市一商家用电器有限公司提供的数据显示，空调涨价的品牌占两家所经营品牌的比重达90%，微波炉涨价的比重达70―80%，冰箱涨价的比重在40―50%之间，洗衣机涨价的比重在30―50%之间，电热水器涨价的比重在20―80%之间，燃气灶具涨价的比重在5―90%之间。其中，空调、冰箱、洗衣机的涨价幅度在5―20%，微波炉、热水器、灶具的涨价幅度在5―30%。哈尔滨市反映，涨价的品种主要是以空调为主的白色家电，涨幅在3―15%，个别品种在30%以上。分具体品种看：

空调价格上涨最为明显。如杭州市反映，该市市场热销的海尔空调4个品种6月初平均上涨8.6%，每台涨价金额在150―220元左右。此外，奥克斯、春兰、美的、松下等品牌的空调价格也有不同程度上涨。8月中旬空调销售旺季过去后，商家推出一部分旧款机型降价促销，但这部分产品仅占整个空调销售量的10％左右。哈尔滨国美和苏宁尽管期望凭借自身实力，抑制厂家涨价，但没有顶住原材料价格上涨的压力。

冰箱、洗衣机价格涨幅也较大。如哈尔滨市反映，海尔冰箱涨价5―11%，每台上涨500元左右；华日冰箱涨价10%，每台上涨170元左右；洗衣机涨价5%左右，每台上涨100元左右。

厨房小家电价格有升有降。杭州市调查的三个规格的老板牌燃气灶涨价在8.8―25.9%之间，两个规格的方太牌燃气灶涨价在0.9―2.1%之间；热水器价格有小幅上涨；微波炉价格走势总体比较平稳，其中格兰仕和海尔微波炉价格分别下降5.2%和6.9%。

彩电价格仍以降为主。杭州市调查情况显示，液晶、等离子等平板高端产品价格逐步走低，普通低端彩电价格保持稳定。哈尔滨市场上，日立、东芝、海信、厦华等彩电价格普遍下降20%左右，价格下降900―5000元不等。

二、家电涨价面和涨价幅度有所扩大的原因

一是原材料价格持续大幅度上涨。铜、铝、钢材、塑料是空调、冰箱等家电的主要原材料。今年以来，这些原材料价格涨势迅猛，尤其是铜价一路飙升，6月份曾一度突破每吨7.1万元的历史新高。此外，天津市反映，工业用水、电等价格上涨，也使生产成本有所提高。

二是国家对空调、冰箱行业实施强制能效标准，促使生产成本相应增加。哈尔滨市分析，去年3月份国家出台了空调节能标准，要求停止生产能效比低于2.6的空调，并于9月份禁止销售。随着空调、冰箱节能等级的提高，生产成本也相应增加。

三是成品油价格持续走高增加了企业的物流成本。天津市反映，受国际油价持续上涨和国内成品油价格几次上调影响，该市综合运输价格从去年7月份的每吨公里0.605元上涨到今年6月的0.815元，涨幅为34.7%。

四是持续不断的价格战促使家电行业生产和经营的集中度逐渐升高。天津市反映，由于近几年生产成本增加、市场竞争激烈，一些小品牌逐渐被淘汰。以空调为例，目前该市市场上比较活跃的品牌约在15个左右，比2003年减少了一半，其中市场销售额排前9名的海尔、美的、海信、科龙、TCL、松下、长虹、格力、志高等品牌的市场销量占空调总销售量的比重已超过了85%。哈尔滨市反映，该市2003年新增6家家电卖场，但迫于激烈的价格战，2004年和2005年，国美军工店、建设街店相继关闭；今年6月，开业还不到1年的苏宁电器南马路店也难以为继。家电生产和营销的集中度逐渐提高，为家电涨价提供了条件。

三、对今后家电价格走势的预测

天津、哈尔滨、杭州三市认为，受上游产品价格涨势趋缓和市场制约等因素影响，近期家电价格不会继续上涨，但不排除一些企业利用所占市场份额，选择适当时机，继续通过提高产品价格来缓解成本上涨压力的可能。

哈尔滨市分析，今后一段时间原材料价格尤其是有色金属价格将在高位趋稳，受激烈的市场竞争制约，家电价格也将趋于稳定，不会出现持续涨价的现象。

杭州市认为，在生产资料价格高位运行的情况下，家电企业成本压力只会继续加大而不会减弱，但由于市场竞争格局约束，近期家电价格不会继续持续上涨，从长期来看，上游价格上涨最终必将在家电价格中反映出来，只是不同类型的家电表现形式有所不同。据了解，已经在今年涨价中尝到甜头的家电生产企业（如松下、华日等），今年后几个月或明年初计划还将提高部分产品价格。

电价上调范文第5篇

[关键词] 宏观调控;电力紧缺;分时电价;煤电联动;电网建设

一、前言

电力行业是关系到国计民生的重要基础产业和公用事业，它为国民经济发展提供能源，并且与社会发展、人民生活密切相关，安全、稳定和充足的电力供应，是国民经济健康稳定持续快速发展的重要前提条件。

在我国，电力行业多年以来一直是由政府直接管理的，自2002年底起，开始全面推行电力体制改革，国家电监会、两大电网公司、五大发电集团公司和四个辅业公司相继成立，实现了“厂网分开”和“政企分开”，电力行业有序竞争的局面已经形成。在将近4年的时间里，我国的电力行业的发展和电力体制改革都取得了很大的成绩。

然而，目前在电力行业中仍然存在一些问题。例如，产业结构不合理、电力紧缺、煤电价格矛盾以及电网与电源建设不同步等，对此需要给予高度的重视。本文结合我国电力行业的现状以及目前存在的这些问题，介绍相应的宏观调控措施及其实施情况。

二、电力行业中的宏观调控措施

(一) 调整产业结构

1.问题产生的背景

目前，我国缺电与产业结构水平低、粗放式经营密切相关。根据有关统计数据，2003年我国全社会用电量达到18910亿千瓦时，增长15.4%，其中以第二产业所占比重最高，达到73.69%，而且其增长率也是各产业中最高的，为16.54%。在第二产业用电中，以工业用电占绝大多数，它占全社会用电的72.69%。在工业用电中，重工业占77.40%，其中，黑色、有色金属冶炼压延加工业这两个高耗能行业用电2663亿千瓦时，占全社会用电量的14.08%，对全社会用电增长贡献率为19.19%，并且，这两个行业对全社会用电增长贡献率从2000年开始逐年增加。由此可见，近年来电力需求快速增长的主要原因是重工业用电量快速增长，其中尤以高耗能行业的用电增长为最快。粗放型经济快速增长特别是高耗能行业持续快速扩张，导致用电持续高速增长，对我国电力供应带来了压力。

2.相关措施及效果

针对上述情况，国家出台了相应的宏观调控政策。2004年4月，国务院《对电石和铁合金行业进行清理整顿的若干意见》，全面清理并取消电石、铁合金等高耗能企业享受的优惠电价、优惠税收、优惠供地等政策;各级环境保护部门加大环境监督和执法力度，对电石和铁合金生产企业进行重点监控;电力监管部门加强对供电企业的监管，对必须依法关闭的生产企业、淘汰及限期整改的生产装置要立即停止供电;国家发改委5月发文限定高能耗企业生产的《当前部分行业制止低水平重复建设目录》，它主要包括:钢铁、有色金属、建材、石化、机械、轻工、纺织、汽车等行业的部分低水平、重污染产品。

随着国家宏观调控措施逐步到位，工业生产用电总体呈下降趋势。2004年我国工业用电量增长在4月末达到18.2%的最高点后，连续4个月呈下降趋势，至8月末下降为16.4%，政府的宏观调控政策取得初步成效，工业增速有所趋缓，三产增速加大。重工业的用电情况也在国家宏观调控政策的影响下发生了明显的变化，在2004年1-4月份，其用电增长率为全社会用电增长率的1.188倍，远大于同期二产的增长率。在国家的各项宏观调控政策出台执行后，在1-7月份，重工业的用电增长率降到全社会用电增长率的1.097倍，宏观调控效果明显，其发展势头得到了一定的遏制。有色金属行业受宏观调控政策的影响最大，在2004年初其用电增长率为全社会用电增长率的1.781倍，在宏观调控政策的作用下，这一比值下降到l-7月份的1.2倍，效果十分明显。

总的看来，政府的宏观调控政策不同程度地抑制了钢铁、建材、有色金属等行业发展过热的情况，同时，对三产还起到了促进发展的作用。由此可见，通过采取价格政策、行政手段等宏观调控措施调整产业结构，抑制重工业中某些行业的过热发展，降低工业用电增速，尤其是抑制高耗能产业的过速发展，推动节能型及环保型产业的发展，逐渐将目前粗放型经济模式转换成高效型经济模式，对于缓解我国电力供应紧张局面有十分积极有效的作用。

(二)实行峰谷分时电价

1.措施的相关介绍

在电力体制改革中，要加速推进电力市场的建设，就要充分发挥市场在资源配置中的作用。根据市场上的电力供需情况，通过价格杠杆，实时有效地优化资源配置，调节电力供需平衡。

实行峰谷分时电价就是一种利用价格杠杆，有效地调节电力供需平衡的宏观调控措施。供电公司根据电网的负荷特性确定峰谷时段，根据不同时段确定不同的销售电价，在负荷高峰时段实施高电价、在负荷低谷时段实施低电价，缓解高峰期的用电紧张状况，挖掘低谷期的用电需求，以达到削峰填谷的目的。此外，它还能提高负荷率，并基本不改变社会总电量需求，不会制约企业的生产发展或影响居民的生活质量，是主要通过经济激励而非行政手段达到其效果的。所以，实行峰谷分时电价是一种有效的需求侧管理措施，符合现今电力行业市场化的发展要求。

在实行峰谷分时电价的措施中，合理地划分峰谷时段、制定相应的分时电价，对于有效地发挥其调节电力需求的作用是相当重要的。划分峰谷时段有不同的方法:一是先对主要负荷进行分类，针对不同类型负荷的持续曲线定性地给出高峰时段所在的位置，然后确定负荷曲线上各点分别处于峰时段和谷时段的可能性，以进一步确定峰谷平各个时段在1天24小时内的位置和长度;二是以不同时段的电能成本为划分峰谷时段的主要依据，根据电能成本在负荷曲线上的突变特征划分峰谷时段，并得到相应的峰谷电能成本比，在此基础上得到相应地反映峰谷时段供电成本的峰谷电价。总之，无论使用何种划分依据和定价方法，供电公司都要根据不同时期、不同类型负荷的持续曲线制定相应的峰谷分时电价措施，并结合电能成本、季节变化等因素及时地调整分时电价，激励电力用户自觉错峰避峰，引导用户科学合理用电。

2.措施的实施效果

在我国，江苏、浙江、上海等地都较早地实行了峰谷分时电价措施，随后其他一些省市也逐步推行了这项措施。在实行初期，价差偏小，激励作用有限，此后，各省市都根据各自情况，逐步拉大了峰谷价差。以上海市为例，该市于1993年开始试行峰谷分时电价。目前，对需量在0.1 MW以上用户实行的是两部制三段式峰谷分时电价，对需量在0.1 MW以下的工业、非工经营性用户实行的是单一制两段式峰谷分时电价，而需量在0.1 MW以下的非工非经营性用户仍实行单一制不分时电价。其中，对需量在0.1 MW以上的工商业大用户，自1999年11月起，峰谷价比为3:1，至2002年7月，在平时段电价水平不变的情况下，峰谷价比拉大为3.5:1，这一调整对提升系统负荷率起到了积极的影响。2002年7-12月以及2003年1、4、5、6月，典型日系统负荷率比峰谷价比较小的前1年同期有1-2%的提高，明显改善了上海电网的系统负荷率。由此可见，适度拉大峰谷价差能更好地调节系统负荷，使电力供需平衡。 转贴于

(三)实施煤电价格联动

1.问题产生的背景

在我国，目前燃煤机组占国内电力装机容量近75%，所提供的电量约占社会总需求的80%。因此，煤炭市场的电煤(发电用煤)价格在很大程度上影响着电价，而电价又与社会上各行各业的发展以及居民的生活密切相关。所以，电煤价格受到全社会的关注，一直是我国政府宏观调控工作中的重点。煤电价格矛盾源于我国煤炭、电力市场化改革进程不同和定价机制上的差异。l992-l994年，国家用3年时间逐步放开了煤价，而电煤市场一直存在“计划煤价”与“市场煤价”的双重价格。从2000年起，我国基本上实现了电煤的市场化，放开了电煤的价格。而电力改革的步伐相对滞后，电力企业2002年才实现初步的“厂网分离，竞价上网”。

2.相关措施及效果

为了理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展，经国务院批准，国家发改委于2004年12月15日印发了《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，决定建立煤电价格联动机制，根据煤炭价格与电力价格的传导机制建立上网电价与煤炭价格的联动公式，以电煤综合出矿价格(车板价)为基础，实行煤电价格联动。电力企业要消化30%的煤价上涨因素。销售电价调整后，按照电网经营企业输配电价保持相对稳定的原则，相应调整电网企业对用户的销售电价。

我国在2005年5月1日实施了第一次煤电价格联动，销售电价平均提高2.52分/千瓦时，旨在解决2004年6月以后煤炭价格上涨、部分电厂经营亏损以及取消超发电价等对电价的影响。通过该次联动措施后，部分发电企业电煤供应紧张状况得到了一定程度的缓解，发电企业利润自2005年7月份开始实现连续同比正增长，但从全国范围看，电煤供应紧张的局面仍没有根本好转，仍有每吨13元的燃料成本无法在电价中消化，再加上这1年来煤价上涨、煤质下降以及铁路运价上调、资源费上涨等因素，综合电煤价格已经远远超过煤电联动条件。

为了进一步缓和煤电矛盾，第二次煤电价格联动已于2006年6月30日启动，国家发改委将全国上网电价平均上调1.174分/千瓦时，全国销售电价平均上调2.494分/千瓦时。这次调整电价，主要解决煤价上涨、可再生能源发展、电厂脱硫改造以及电网建设资金不足等矛盾。

上述这些行政性的煤电联动措施只能暂时地解决煤电价格问题，是治标不治本的办法，要从根本上解决煤电问题取决于电力市场化进程，将煤炭、电力价格都放开由市场形成，因此国家对电煤价格实行的“稳定、监管、放开”的原则已调整为“放开、监管、稳定”，但电力市场化改革是一个渐进的过程，不能急于求成。所以，建立政府调控下的煤电价格联动机制是缓解当前煤电价格矛盾的有效手段。

(四) 加速电网建设

1.问题产生的背景

长期以来，在我国的电力建设中，电网建设一直滞后于电源建设。2003年全国电网建设投资占全部电力投资的比重为40%，2004年这一比重下降至23%左右，而电源建设却趋于无序状态，近些年，为缓解用电紧张局面，国家加大了电源建设规模，可有些地区却未经国家批准自行开工了相当规模的电源项目。这样，电源建设快于电网建设，限制了电网对电力资源的调配能力，造成有的地区窝电，而有的地区缺电的尴尬局面，使潜在的供应能力不能转化为现实的供应能力。而且，我国地域辽阔，用电高峰东西有时间差，南北有季节差。因此，跨区域送电是解决各地缺电的有效办法，但是目前我国骨干电网的送电能力已经没有余量，这就对跨区域送电造成了很大的制约。

2. 相关措施及效果

自2004年初起，国家采取了一系列措施，坚决制止违规电源建设，各地、各有关单位对此开始加以重视，经过多方努力，一部分违规项目已经停止建设，电力行业无序建设、盲目布点的势头得到了一定遏制，违规电源清理工作取得了一定成果。与此同时，在此次电力体制改革中，电网企业和电源企业分开，电网建设速度比原来有所加快。但是，要彻底解决我国电力行业中电网建设滞后于电源建设的“瓶颈”现象，还需要一定的过程。在这个问题上，国家的宏观调控发挥着很重要的作用。在国家对电网与电源的统一规划下，逐步加大对电网的投资建设，建立投资电网的激励机制，并对我国现有的骨干电网进行技术改造，提高其输送能力。对于电源建设，则要进行适当的调控和引导，通过市场公开招投标，选择电源项目投资主体，减少无序竞争。这样，电网与电源就能统一协调地建设发展，这对于缓解我国各地的用电紧张局面会有非常大的帮助。

三、结语

多年来，我国的电力行业一直是由政府直接管理的。自从2002年底起，我国开始实行电力体制改革，引入电力市场机制。在电力行业政企分开以后，建设电力市场和国家统一管理并不矛盾，有很多方面依然离不开国家的宏观调控政策。本文结合我国目前电力行业中存在的产业结构不合理、电力紧缺、煤电价格矛盾以及电网与电源建设不同步等问题，介绍了调整产业结构、实行峰谷分时电价、实施煤电价格联动和加速电网建设等宏观调控措施的作用和实施情况。通过我国运用这些宏观调控措施的实际情况和效果，说明在进行电力体制改革、建设电力市场的同时，也要运用国家的宏观调控措施进行统一规划，将电力市场和宏观调控相结合，这样才能推动我国电力行业全面、协调、可持续的发展。

参考文献

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[3] 刘严，谭忠富，乞建勋.峰谷分时电价设计的优化模型 [J].中国管理科学， 2005， (5).