时间：2023-05-29 18:03:24
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇北京电价调整通知，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
【关键词】 陕西 天然气产业 政策
一、天然气分布式能源产业现状
天然气分布式能源因其很高的能量利用效率，在国内发展迅速。据悉，我国已建设约40多个天然气分布式能源项目，大部分应用在大学城、居民小区、商业写字楼中，总装机容量约500万kW，主要分布在北京、上海、广州、四川等地。其中，较为成功的案例有上海浦东机场项目（4MW）、广州大学城项目（150MW）、北京燃气集团大楼项目（1.2MW）、北京火车南站项目（3MW）等。
二、气价对天然气分布式能源产业的影响
对于天然气分布式能源面临快速增长的机遇，许多能源企业都制定了相关规划，积极筹建试点项目。随着越来越多的企业看好并投入天然气分布式能源市场，其中存在的问题也暴露出来。
1、“气荒”将导致气价上涨
根据《2010―2015年中国燃气行业现状分析及市场发展趋势调研报告》预测，2015年中国天然气需求量将达1600亿m3，按国内提供1200亿m3计算，缺口将达400亿m3，2020年国内需求缺口可能达到800亿m3。从以上数据可以看出，我国天然气缺口巨大，大力发展天然气分布式能源项目，可能加大天然气供应缺口。目前国内燃气发电项目很多处于“无米下锅”状态，“气荒”状态下气价必然上涨，影响项目收益。
2、气价波动对分布式能源产业影响较大
对于分布式能源项目，投资、年发电量、天然气价格、供热量、热价是影响其经济性的主要因素。基于上述经济评价参数，在投资方财务内部收益率（FIRR）为10%，其他边界条件不变的情况下，电价的单因素敏感性分析如表1。
从表1敏感性分析结果可以看出，与其他发电方式类似，天然气价格变化对分布式能源电站的上网电价影响最大，年发电量、投资次之。
3、天然气成本占总成本比例过高
以西安某分布式能源项目为例，在气价为2.58元/Nm3时，该项目计算期内（22年）总成本为578987万元，而燃料成本为442790万元，占总成本的76.48%，与有关研究表明的在天然气分布式能源项目运营成本中，燃料成本占总成本的70%～80%相吻合，见图1。
以西安某分布式能源项目为模型，将表2所示各经济指标作为边界条件，可推算出在不同含税气价下，满足项目财务内部收益率为10%预期的含税电价，见图2。
从图2可以看出，当含税电价为0.7294元/kWh时，满足项目财务内部收益率为10%预期的含税气价为2.115元/Nm3。可以预见，在现有气价和电价条件下，将达不到项目预期收益。
4、天然气价格与能源售价脱钩
国内已建成的天然气分布式能源项目，有相当一部分存在亏损情况，其余也只能保本微利运营，主要原因在于我国电力、天然气等商品定价机制还不完善。与天然气分布式能源发展密切相关的电能、天然气、供冷、供热价格，目前都由政府定价，燃料与其产品不存在价格联动机制。另外，我国天然气和电力价格都存在交叉补贴的情况，即用工商业大用户的高价格补贴居民用户的低价格。有意发展天然气分布式能源的用户一般都是用气、用电价格较高的工商业用户，也是供气、供电企业的主要利润来源。因此，在现行价格机制下，在工商业用户中大规模推广分布式能源，无疑会对供气、供电企业的利益造成严重影响。
三、天然气分布式能源产业面临的其他困难
1、机制不适应，各方利益存在博弈
上网从一开始就是制约分布式能源产业发展的重要问题。分布式能源的接网方式有发电上网型、并网不上网型和发电直供型。由于天然气分布式能源电价普遍比常规火电价格高出很多，电网公司作为企业，并不愿意高买低卖，加之分布式能源并网还可能给电网安全稳定运行造成一定影响，因此电网公司有抵触情绪。除此之外，《电力法》规定：“电力上网要具备电力业务许可，并经过电网企业同意。”而天然气分布式能源具有的小型化、多用途、零散的特征，决定了难以取得发电业务许可，成为天然气分布式能源发电上网的一大制约因素。
2、优惠政策操作性不强，指导意见贯彻落实困难
我国天然气分布式能源仍处于发展起步阶段，与单纯的燃煤发电相比，建设成本和运营成本相对较高。从当前相关配套政策看，我国虽然出台了一些鼓励分布式能源发展的政策法规，但其中条款大多只做了一些原则性的规定，配套的鼓励和补贴政策很少，可操作性不强。
3、新一轮电改将引发市场激烈竞争
2014年12月31日出台的《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009号）明确了对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策，并鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格。今年3月15日出台的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）强调了三放开、一独立、管住中间、放开两头的电力体制改革途径。在发电侧和售电侧实行市场开放准入，放开用户选择权，发电企业可以直接售电，将引发电力市场新一轮激烈竞争。
四、国内政策扶持情况
1、国内天然气价扶持政策
为了扶持分布式能源产业发展，国家出台的有关政策均对分布式能源实行优惠气价给出指导性意见。
（1）《关于发展天然气分布式能源的指导意见》（发改能源[2011]2196号）明确指出：“在确定分布式能源气价时要体现天然气分布式能源削峰填谷的特点，给予价格折让。”
（2）《天然气利用政策》（国家发展改革委2012年第15号令）将天然气分布式能源项目列入天然气利用顺序中的“优先类”予以支持，文件指出：“鼓励地方政府出台财政、收费、热价等具体支持政策，鼓励发展天然气分布式能源项目。”
（3）《关于调整天然气价格的通知》（发改价格[2013]1246号）明确指出：“对燃气发电等大型用户，要尽可能减少供气环节，降低企业用气成本。”
（4）《关于理顺非居民用天然气价格的通知》（发改价格[2015]351号）明确：“存量气与增量气并轨，天然气价格统一调整为2.04元/m3，开放直供用户门站价格，居民用气价格不作调整。”
2、省外天然气价格扶持政策
2004年，上海市政府办公厅转发《关于本市鼓励发展燃气空调和分布式供能系统的意见》（沪府办[2004]52号）规定按总装机容量每千瓦补贴700元，所用天然气价格大致比一般工业用气便宜40%等政策优惠措施。2008年，上海市出台了第二期《上海市分布式供能系统和燃气空调发展专项扶持办法》（沪府办发[2008]48号）专项政策，提出按总装机给予1000元/千瓦资金补贴。2013年3月，上海市进一步完善政策，出台《上海市天然气分布式供能系统和燃气空调发展专项扶持办法》（沪府办发[2013]14号），明确了支持对象、实施年限（2013―2015年）、资金来源、补贴标准、部门责任等7个方面的内容。《扶持办法》指出，2013年至2015年上海市安排节能减排专项资金，对上海市范围内医院、宾馆、大型商场、商务楼宇、综合商业中心、工厂等建筑物以及工业园区、大型交通枢纽、度假旅游区、商务区等园区建成并投入使用，单机规模1万千瓦及以下、年平均能源综合利用效率在70%以上的分布式供能系统项目和燃气空调项目进行补贴及天然气价格优惠、天然气及电网接入条件、费用的优惠等。
五、关于天然气分布式能源发展的建议
1、实行大用户天然气直供
根据《关于调整天然气价格的通知》（发改价格[2013]1246号）：对燃气发电等大型用户，要尽可能减少供气环节，降低企业用气成本。天然气分布式能源项目的经济性受气价影响较大，建议对于新建的天然气分布式能源项目实行天然气直供，以减少中间环节，降低运营成本，增强其竞争力。利用集团公司已经建成的长输管网为天然气分布式能源项目实行天然气直供，一方面可以发挥集团公司在发展天然气分布式能源产业方面的优势，另一方面也可以推动天然气分布式能源产业发展，带动集团公司整体售气量快速提升。
2、将天然气分布式能源项目气价单列
鉴于我省与北京市销售的天然气同属中石油长庆油田气源，建议借鉴北京市做法，将发电项目（包括三联供项目）与工商业用气区别对待，如北京市工商业用气最高售价为3.78元/Nm3，而发电用气售价为3.22元/Nm3。这样做的优势在于能够确保城市中心区域发展需求旺盛的项目不受城市燃气输配费收费过高的影响而得到较好发展，使更多优势项目得以顺利落地。
3、给予天然气价格折让
根据《关于理顺非居民用天然气价格的通知》（发改价格[2015]351号）：陕西省非居民用天然气存量气与增量气自2015年4月1日起实行价格并轨，统一调整为2.04元/Nm3。若管输费按0.1元/Nm3计，实际终端天然气价格为2.14元/Nm3。在目前天然气价格及上网电价条件下，天然气分布式能源项目只能处在微利运行甚至亏损状态。考虑到随着分布式能源装机规模的扩大，政府提高天然气发电电价的难度也将越来越大。因此，建议综合考虑天然气分布式能源节能减排效益及天然气、电力峰谷平衡的作用，给予天然气分布式能源项目价格折让。
目前的公共服务大多是由垄断性行业提供，政府通过财政补贴的方式，降低企业向社会收取的费用，弥补相关企业的“政策性亏损”。这种做法集中体现在自来水、煤气、电力、电信、交通运输等城市发展基础产业上。
不可否认，财政补贴对一些公益性行业很有必要，但财政补贴运行机制在一定程度上仍然不公开不透明，行政力量占据绝对主导，导致运行效率低、易滋生腐败等弊端。
近年来，部分公共服务企业在价格方面频频向市场和国际看齐，而在运行机制、制度建设、服务质量方面，则往往以所谓的“国情”作为托辞，拒绝或延缓“接轨”，导致公众普遍对公共服务涨价反感。
公共服务不能靠财政补贴
北京交通委运输局副局长马伯夷表示，由于北京持续低票价，市政府每年都有巨额财政补贴，专项投给公共交通。有资料显示，2008年至2012年，北京市对地面公交、轨道交通补贴平均占政府财政收入的5.5%，远高于广州的1.3%、上海的2.1%。经测算，每张2元通票背后，都有近2元的补贴。2011年，北京市公交财政补贴总额在156.9亿元左右，到了2012年，这个数字达到175亿元。2013年，财政补贴预计在180亿元以上。
北京对地铁公交的高额补贴必然挤占其他民生支出。以2012年为例，北京市级公共财政共支出2849.9亿元，其中约78%用于民生领域。公共交通补贴占到民生支出总额的7.9%左右，比医疗卫生都要高，而当年社会保障和就业支出仅占财政支出的7.6%。从这个层面讲，公共交通的补贴压力非常大。另一方面，这种补贴政策只是一种“普惠”政策，与“定向”补贴相比并不是最明智的选择，也不利于公交的可持续发展。
在第二次世界大战之后的英国，住房、交通、教育、医疗、失业救助等关系国计民生领域的公共服务大部分由政府低价提供，能源、电力、邮政、铁路等垄断性行业也基本由政府控制。之后，随着社会福利开支日益扩大，政府的财政收入与财政支出之间的差距开始扩大。同时，官僚作风、运行效率低下等由政府包办提供公共服务的弊端逐渐显露出来。
未来北京财政支出将继续向民生领域倾斜，而政府可调控的资金十分有限，在空气污染、老龄化等问题日益严峻的形势下，这种靠高额财政支出补贴公共服务的模式难以持续。
地铁涨价或许只是第一步
三中全会《决定》提出，要改进政府提供公共服务方式。推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域的价格改革。
事实上，水、电价格改革已开始进行了，2013年以来，国家发改委等部门已将水电资源按照用途、用户分类收费。天然气价格的改革也在进行中，建立了天然气价格与可替代能源价格挂钩的动态调整机制。
根据北京市发改委网站上公布的 《政府定价目录》，北京市生产和销售的天然气、自来水等生活必需品价格都是由北京市发改委来确定。电价虽是由国家发改委定价，但由于此前价格扭曲，未来上涨趋势已经可以预计。
一、加强组织领导
为做好我区200*年夏季电力迎峰度夏工作，区政府成立联合督查领导小组，对执行电力迎峰度夏工作方案落实情况进行动态检查。
组长：__（常务副区长）
副组长：__（区发展改革委主任）
__（区供电公司经理）
成员：__（区建委主任）
__（区教委主任）
__（区经委主任）
__（区商务局局长）
__（区公安分局局长）
__（区劳动和社会保障局局长）
__（区旅游局局长）
__（区安全生产监督管理局局长）
__（区广电中心主任）
__（兴谷街道办主任）
__（滨河街道办主任）
__（滨河开发区主任）
__（区政府督查室主任）
区电力夏季迎峰度夏联合督查领导小组下设办公室，办公室设在区发展改革委，办公室主任由发展改革委副主任马魁同志担任，办公室成员由督查领导小组成员单位抽调人员组成，联系电话：89991092。
二、工作原则
按照"属地管理，政府督查""有保有限"和"先错峰、后避峰、再限电、尽可能不拉路"的原则，强化我区电力需求侧管理工作。
三、工作措施
200*年7月至9月为全区电力迎峰度夏期。按照"总量平衡、多措并举、有序管理、倡导节约"的原则制定系列化调控措施，结合电力供需形势逐级投入使用，并优先采取预控措施。
（一）预控措施
1．利用价格杠杆，引导低谷用电。按照国家发展改革委批复，整体出台、分步实施电价结构性调整政策，采取调整峰谷从分时电价时段、扩大峰谷电价比价、实施尖峰电价、扩大峰谷电价实施范围四项措施，并继续执行季节性电价的政策，引导用电单位主动降低高峰的用电负荷，引导企业在负荷低谷期间用电，减少高峰负荷。
2．高温分批休假，减少集中用电。200*年7月18日至8月14日夏季高温期间，非连续生产型工业企业应当按照供电企业高温避峰用电的要求，按需求侧调控任务分解表安排职工进行为期一周的停工休息，避开高峰用电生产。
3．实行轮流周休，均衡生产用电。200*年7月1日至8月31日，非连续生产型工业企业，除应当按照供电公司高温避峰用电的要求，安排职工停工休息外，应当按照行政区域和供电安排，安排职工轮流周休。
4．统筹设备检修时间，错开用电高秘书峰。供电公司应当根据用电企业年度检修计划和地区负荷特点，对具备300千瓦及以上用电设备的大企业、大用户，在200*年7月15日至8月15日期间，集中统筹安排设备检修，减少大负荷期间用电。
（二）应急措施
采取上述预控措施后，若短时间内仍存在电力缺口，供电公司按照工作预案采取以下措施：
1．负控限电。
执行第一套负控限电方案。安排一定数量的用电大户参加负控限电，启动无线电负控装置，由供电公司负责提前1天通知用户。
2．紧急避峰用电。
启动第一套紧急避峰用电方案。供电公司负责与用户签订协议，按照协议提前2小时通知第一批用户紧急避峰用电。
（三）紧急措施
采取
应急措施后仍不能平衡用电负荷，由供电公司按照工作预案、结合实际采取以下措施：
1．负控限电。
执行第二套负控限电方案。安排一定数量的用电大户参加负控限电，启动无线电负控装置，由供电公司负责提前1天通知用户。
2．紧急避峰用电。
启动第二套紧急避峰用电方案。供电公司负责与用户签订协议，按照协议提前2小时通知第一批用户紧急避峰用电。
3．暂停施工用电。
除区重点工程外，暂停一般施工工地用电。对局部严重超负荷地区，由供电公司提前1天通知用户。
（四）应对突发状况措施
在以上调控措施全部投入使用后，仍存在超出供电能力的不可控负荷，为保证电网整体安全，由供电公司按照"先工业负荷，后其他负荷；先企业次要负荷，后企业主要负荷；先乡镇，后城区"的原则，将启用第三套负控限电方案和限荷拉路方案。同时准备启动本区重特大电力突发事件应急预案。
四、工作要求
（一）加强领导，密切配合，共同做好各项工作。
电力迎峰度夏工作涉及全区多领域多部门，各部门要高度重视，密切协作，相互配合，落实各项措施，发挥表率作用，加强本单位节电工文秘站作，同时，要按照职责权限，对本单位本系统落实电力迎峰度夏措施，提出明确工作要求并监督执行，确实把电力迎峰度夏工作作为一项重要任务完成好。
全区各级机关部门要率先垂范，党政机关带头执行各项调控措施，节电节能，减少夏季高峰用电。
区政府有关部门要按照各自职责权限，针对各项调控措施，制定配套应急措施。
各电力用户应认真执行各项调控措施，合理安排生产，自觉错避峰用电，为缓解全区用电紧张形势做出贡献。
（二）明确责任，落实机构，充分发挥属地管理职能。
按照属地管理和部门负责原则，区政府已成立电力迎峰度夏工作领导小组，统一负责全区迎峰度夏工作，指导用电指标的综合平衡工作，并将任务分解到各乡、镇和工业开发区，同时将加强对各项工作的监督检查，确保电力平衡方案执行到位。各乡镇也要成立相关职能部门组成的夏季电力需求侧管理办公室。由乡镇主要领导牵头，按照平谷区200*年夏季电力需求侧管理方案要求，负责本地区相关单位的需求侧管理方案落实及监督检查工作。
（三）加强舆论引导，开展多种形式的宣传工作。
区发展改革委要配合区广电中心等新闻部[！]门，充分利用各种媒体广泛开展系列报道，认真做好迎峰度夏各项工作措施的宣传工作，营造全社会合理用电、节约用电的良好氛围。同时，将6月份的节能宣传周活动与夏季电力需求侧管理工作有机结合，加大宣传力度，达到宣传目的。
（四）制定完善迎峰度夏方案，科学合理用电。
供电公司要提前和用户签订避峰协议和无线电负控协议，提高方案的科学性和可操作性，按照法律法规规定的程序和技术要求，最大限度降低停电影响，指导用户合理安排用电负荷。6月份，区供电公司就平谷区电网线路倒塔造成大面积停电和北京市对我区拉路两方面做事故假想，进行电力突发事件预演，以进一步提高应急抢险能力。
各电力用户要提高对电力需求侧管理工作认识，给予理解和支持，顾全大局，积极配合电力公司做好负控、避峰协议的签订以及设备的集中检修工作，各用户要在迎峰度夏期间，提前安排生产计划，确保200*年夏季电力需求侧管理方案落实，尽量减少高峰集中用电，降低停电损失；空调负荷集中的单位，要加强科学用电管理，实行室内最低温度控制，避免电能过度消费。
（五）认真做好电力安全生产，杜绝重大电力安全事故发生。
在电力迎峰度夏工作中，各部门要坚持"安全第一，预防为主"的思想不放松，认真做好各项工作。
区安全生产监督管理局负责督促电力企业落实安全生产责任制，在夏季高峰负荷到来前开展一次安全大检查，及时排除安全隐患。
区电力办和供电公司要共同做好电力设施保护工作，加大巡线检查与设备维护。
区公安分局要加大对盗窃破坏电力设施行为的打击力度。
此言一出，发改委宏观经济研究院副院长王一鸣表示，资源性产品价格改革方向，应该从更多的主要补贴生产者，逐步转向补贴消费者。“下一步的改革需要一个战略性的安排，它的基本方向应该是形成反映市场供需、生产成本和环境成本的价格形成机制。”
“新补贴政策”在一定程度上承载了人们变革现有补贴政策中不合理的利益格局的梦想。“新补贴政策”试点是这一新思维的模式试验场。到底进行得怎么样？在施行过程中能否总结出得失成败？政策转变的背后宏观长远的战略思维，是否经得住市场的检验？
上海与CIP赛跑
2005年，7000万元！
2005年通胀的压力初见端倪。煤、电、油、运“瓶颈”的压力得不到缓解，原材料价格上涨，产业压力重。所以，早在2005年的4月，上海市政府强制出租车企业为司机提供油价补贴，7月份也提出财政拨款7000万元对出租车进行补贴。
鉴于2008年，CPI的高位运行，上海政府再次出招。2008年7月2日，在上海市政府例行新闻会，针对近日成品油价格和电价的上调，上海市有关部门出台三项应对措施，其中受油价调整影响大、自身承受能力不足的种粮农民、渔业、林业、城市公交（含轮渡）、客运出租车、崇明三岛客运将给予补贴。城市公交（含轮渡）、崇明三岛客运新增的燃油成本继续由财政给予全额补贴。
对于上海市近10万出租车司机来说，这无疑是大好消息。从2 0 0 8年6月2 0日起，出租车所用的90号汽油从4.77元每升上调至5.57元每升，每升涨了0.8元，而一辆出租车一般每天耗油40升左右，要多支付30多元的油钱。政策的出台，使得客运出租车新增的燃油成本，将由财政给予全额补贴，双班车每车每月再增加1050元。
上海交通大学的国际金融学者沈思玮表示，目前石油作为居民消费价格指数（CPI）的组成部分，并没有直接的权重，而是分散在燃油、燃气、电等居住类因素之中。“而这类因素在整个CPI的权重中，占比是上升的”。
2008年“两会”上，从宏观调控到资本市场、从物价走势到能源要素市场改革、从汇率到外贸转型等，各个层面的经济问题将前所未有地联结起来。人们一直讨论的“资源要素”价格如何理顺，能源价格补贴是在这个核心问题上的实质突破。
聚焦厦门的燃油消费补贴
有专家认为，问题是出在补贴的方式上。厦门大学中国能源经济中心的林伯强教授表示：“能源补贴引起负面作用有时不是因为这些补贴本身不合理，而是补贴方式设计不合理，导致补贴流入非目标消费群体的手中，或者补贴金额大大超过计划数。这样的补贴会影响经济发展，也无益于提高能源效率。对中石化和中石油进行补贴和保护弱势群体没有冲突，不排斥对弱势群体能源负担（如出租行业、公共交通和一些与农业相关的电价）的充分考虑和必要补贴。因此，政府必需将补贴转向消费者。”
2006年5月底，厦门市运管处公布该年公交车、出租车、农客车燃油补贴情况，开始实施燃油补贴工作。并首次亮出“油料费用谁支出谁受益”的施行原则，补贴资金来自省财政中央转移支付，市、区两级财政划补等。
针对2006年燃油价格一涨再涨、道路运输行业整体成本上升问题，当时该市运管处处长朱晓白表示，市政府已制定整个道路运输行业应对实施细案，未来，将会把油价上涨对长途客运、集装箱运输等的影响考虑在内。
果然，到了2007年，厦门市燃油补贴政策有了新变化。出租车司机分两批领到燃油补贴。
但是，操作上存在很多难题。就“谁支出谁受益”的原则而言，这里的“谁”是指，在市运管处登记在册出租汽车并由出租汽车企业确认的驾驶该车的持有岗位服务证的实际在岗驾驶员。
事实上，出租汽车驾驶员队伍不仅数量庞大，而且流动性大，人员变化快。在这种情况下，要确保每位驾驶员公平、公正地取得燃油补贴，必须做大量的测算、统计工作。为此，市运管处、市各出租车企业花费了大量的人力、物力，采取了各种方便驾驶员的措施，才能把补贴对象确定下来。厦门市出租车驾驶员的数量基本上是出租车数量的3倍多。
除了出租车，公交车辆经营者也纳入补贴对象。中巴企业以2007年10月31日前运管部门登记在册的公交车辆为准。省财政厅下拨公交车辆燃油补贴438.75万元，据此计算，2007年每台公交车的燃油补贴标准为1591.6元。就目前情况看，2008补贴由于中央财政已经高度介入，使得补贴金额加大。
从2008年7月7日起，厦门市对全市的4346辆出租汽车开始发放燃油补贴。据悉，该市两批燃油补贴共计2526.24万元。据此，按照中央和地方政府第一批和第二批的燃油补贴的标准，今年，厦门出租汽车每辆可得到5811.81元的燃油补贴。
从厦门的补贴情况看，要做到“程序一个不少、对象一个不漏，标准一点不降”，及时、准确、足额地将燃油补贴发放到补贴对象手中，特别是确保每一位出租汽车驾驶员都领到属于自己的燃油补贴，确实是非常艰巨的任务。
各市、各领域推开
过去，专家认为，“这些补贴大多以间接的形式由国有石油企业承担，只有地方财政能力比较强的北京和上海，才以直接补贴的方式发给公交交通以及出租车司机。”而现在，已经在全国部分城市推开。
2008年7月，敦煌市也传来消息：今年各级财政配套给敦煌市的油料补贴资金将达到900多万元，比去年翻了两番。
攀枝花市7月初也传出，2008年6173万元石油价格财政补贴已全部发放到补贴对象手中。补贴范围为从事内陆捕捞及养殖并使用机动渔船的渔民和渔业企业、城市公交、农村道路运营经营、城市出租车等六大行业。
7月底，新疆自治区交通厅已经陆续为农村客运、城市公交和出租车经营者发放了1.53亿元的2008年燃油补贴款。
渔业方面，也有发放燃油补贴。巢湖渔业管理局于2008年6月底，着手落实2008年渔业燃油补贴发放工作。在巢湖水域参加渔业捕捞生产、收购的机动渔船由巢湖渔业管理局严格依照文件规定按单船千瓦数统一发放，不得按捕捞季节发放。
依照国家农业部《关于发放渔业柴油补贴资金有关问题的紧急通知》，巢湖渔业管理局发文，按照大稳定、小调整的原则，确定了各市、县（市、区）2008年渔业机动渔船燃油补贴功率和数额。补贴发放的对象为长期从事渔业捕捞的专业渔民和从事渔业捕捞5年以上非专业渔民，以及养殖并使用机动渔船的渔业企业。机动渔业船舶的燃油补贴由渔业船舶船籍港所在地的市、县级渔业行政部门会同财政部门进行发放。
关于燃油补贴，从补贴给生产者到消费者尤其是基层消费者，即出租车司机、渔民的补贴行动，目前在全国各地逐渐铺开，颇有燎原之势。而电价补贴，则依然是星星之火。
电价补贴于民湖北先行
与成品油补贴完全不同的电价领域，补贴方式通常为电网经营企业对特定客户给予特定的高电价或低电价。或者为鼓励可持续发展，对可再生资源项目进行补贴。
中国电力企业联合会8月7日《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》。报告建议，国家在电价调整难以到位的情况下，为维持电力企业的生产，可以在下半年这个特定条件下尽快研究出台财政补贴政策。
众所周知，为缓解煤电矛盾和电企亏损，部分地方政府已开始对当地电企给予财政补贴。杭州市经济委员会8月份出台了电企补贴方案，其中对热电企业顶峰发电给予0.25元／度补贴。这是对企业的补贴。
2008年3月1日的《广东省人民政府关于临时收取燃气燃油加工费的通知》（粤府函[2008]31号）对广州、珠海、佛山、惠州、东莞、中山所有大工业用户（包括趸售转供的大工业用户）收取燃气燃油加工费，每度电收取4.5分钱，以补贴省内部分天然气电厂和柴油电厂。
有消息称，目前唯一获得补贴的为广东的燃气燃油机组。广东电网公司调度中心副主任马煜华向媒体透露，广东电力机构复杂，由于火电受到电煤供应紧张影响，只得对燃气燃油机组进行补贴。目前广东省已经给装机容量在10万千瓦以下的小火电企业、燃油机组发放了上半年的补贴。权威人士强调，全省的燃油机组、小火电企业虽然属于国家发改委“关停”的范围，但是广东缺电，关停这些还能发电的机组，并不现实。“这些小发电机组可以解决超过百万伏负荷的电力供应”。
电价怎么补，确实是一个问题。然而，发改委专家认为，电油产品价格调整应该由现在补贴电企改为直补消费者更为公平。
过去，湖北省城市低保户的电价优惠是采取直接减收方式，从2007年开始，这种方式改为先收后返的办法，即供电公司对城市居民用电量全额收取电费，然后每半年根据当地民政部门提供的城市低保户数按照规定的优惠电量和标准，将优惠电费退还当地民政部门，由民政部门返到城市低保居民用户手中。
2008年2月湖北省民政部门了2007年度城市低保对象用电减免资金3300万元，即全省62万户城市低保家庭，每户发54元的电价优惠资金。
从2007年底，湖北各市落实城市低保居民用户电价优惠政策，市供电公司按每个低保户每月用电50度，每度电优惠9.02分钱的标准进行补贴。全年按12个月计算，每户优惠金额为54元。
据世界银行估计，按照当前的国际油价计算，中国政府2008年在进口石油精炼方面向消费者提供的暗补可能会达到人民币3330亿元，相当于中国2008年GDP的1.2%。
世界银行中国局局长杜大伟（DavidDollar）表示，把国际油价的大幅上扬转导给国内企业和家庭，将鼓励国民增强节能意识，这绝对符合中国利益。
其实，政府为有效实施价格管制和补贴，付出庞大的行政执行和监督成本。就目前情况看，补贴给消费者，特别是底层消费者已是大势所趋。一方面能缓一缓民众面对通胀的压力，另一方面也把企业推向市场。
【关键词】 电费回收 卡表 现状 对策
1 引言
一直以来，供电企业作为公用性、基础性、服务性企业，肩负着为国民经济和社会发展服务的根本使命和基本职责，由此产生的“先用电，后给钱”的销售模式深入人心，然而“公用”并不等于“公益”，电费是电力企业生产经营活动中唯一的销售收入，回收的电费不仅可以维持电力企业的再生产，还是国家财政收入的来源之一，因此，按期回收电费是维护国家利益、维护供电企业和客户利益的需要。
卡表购电作为一种已经普遍使用的电费回收方式，实行的是“先买电后用电”的商品交换原则。客户通过IC卡将所购电能数预置到该电能表中，电能表据此数据经处理、识别而提供客户用电。这种使用预付费电费表收费的形式，最早起源于第二次世界大战后的欧洲，20世纪80年代初开始在我国出现，先是在东北使用，进入20世纪90年代以后，天津、南京、北京、贵州等地相继交大规模地使用了这种收费方式，目前全国大多数省份均开始使用。
2 卡表购电的现状及存在问题
卡表购电要求客户先缴费再用电，从而在源头上杜绝了电费拖欠的问题，大大减少了电费的回收风险，减轻了电费回收人员的工作压力，能够很好地缓解经济危机对供电企业电费回收带来的冲击。然而，随着卡表购电的推广，这种电费回收方式也出现了不少亟待解决的问题。
2.1 电费缴纳途径单一
（1）目前张家港市的电卡表售卡、充值点单一，只有在供电营业厅可以办理，因此客户购买IC卡及充值受时间、地点约束，必须在供电营业厅营业时间范围内进行购电，很不方便。（2）由于临时用电客户全部为卡表购电，这部分客户用电量大，购电金额也偏大，一般采用银行转账，但为了保证营财系统对接以及“二次销账”的要求，只有在确认钱款到账后方可充值，这就造成客户不一定能够及时购买到所需电量。
2.2 客户购电时不能当即出具发票
由于目前张家港市供电公司电卡表推行的对象为非居民客户，这部分客户一般都需要发票做账，而张家港市供电公司的预付费卡模式为预收制，只能先出具收据，待抄表核算后方可换取发票，这不仅仅给客户带来不便，也给我们自己增加了相当多的工作量。
2.3 电卡表欠费引发矛盾
（1）电量用完后，由于卡表质量问题或者接线问题并未跳闸；（2）卡表上仍有电量，但系统内显示欠费主要出现在临时用电客户和增容客户，临时用电客户在买电时是直接按电度电价买的，而实际结算时，因为有变压器且为高供低计，所以还需计入铜铁损，这就造成卡表电量与系统内不一致，而增容客户则是因为增容完成后未把旧表示数结清，所以部分卡表购电的费用冲抵了旧表欠费，造成卡表有剩余电量而欠费。
2.4 新装、故障卡表客户无法及时通电
在新系统中，新装客户流程可以在未归档的情况下建档制卡，但是新建档案时需要填写许多表的信息，而这些信息是从流程里无法查看的，包括表的型号、厂家等等，所以未归档制卡的实用性并不强，而办理故障、验表等业务的卡表客户常常陷入一个怪圈，前不久有个预付费卡表客户在营业厅办理验表，几天后旧表换了下来，客户赶到营业厅办理新卡，可是由于验表需要时间，系统内流程无法立刻流转结束，而流程不完结，新卡无法办理，没有新卡，客户就无电使用，这就使我们和客户都进入一个两难的境地，如果按规定，这个客户就无法立刻用上电，如果为客户先归档流程，那验表不合格如何退补电费和验表费又是个问题。
2.5 营业厅售卡人员对卡表的认识有限
电卡表从安装到制卡、售卡、用卡是一个连续而又复杂的过程，每个环节的一个小小的失误可能就造成无法用电，所以电卡表的故障类型初步判断就很重要，而营业厅售卡人员对卡表的认识是有限的，仅仅通过客户不专业的描述和读卡的结果就准确地判断出是表的问题、还是卡的问题、抑或是客户用的问题是个难点。
3 对卡表购电存在问题的思索
（1）关于电费缴纳。增加供电公司收费网点，让用户可以到网点实时充值；与银行接洽，开展银行联网购电服务，加快研发推进网络购电充值服务，以达到卡表购电24小时无障碍充值的目的。在客户新制卡时告知客户，宣传使用POS机刷卡、汇票缴费，如客户确实需采用银行转账方式，提醒其提前进账。（2）关于电费发票：采取购电制预付费方式，实时出票。（3）每月发行电费时对卡表欠费客户及时清理，组织专人对卡表欠费用户情况进行分析，对确属接线或表计问题的应及时处理；对于临时用电客户，应如同负控客户，相应提高设置电价，如315kVA及以下客户，电价设置应大于电度电价*（1+0.015），315kVA以上客户，电价设置应大于电度电价*（1+0.01）；对于增容客户应在办理新卡时，根据拆表电量估算出旧表电费并预存于该户号下以供冲抵。（4）严格控制抄表员对电价调整的随意性，做到调价有依据，对随意调价并造成严重后果的抄表员进行追责。（5）加强各部门间的合作与联系，涉及电卡表故障处理的各环节人员接到电卡表故障通知后，应在第一时间处理，并及时通知下个环节处理人员，减少流转时间。（6）加强对营业窗口人员的培训，提高电卡表故障类型的识别能力，降低非故障电卡表更换数量，节约电卡表资源，减少客户断电时间。
4 结语
目前，卡表购电对于供电公司来说仍然是一个强有力的电费回收武器，我们将继续积极探索，不断地将其完善和推广，在完成电费回收任务，加速企业资金周转的同时，让客户得到更满意的服务。
参考文献：
[1]江苏省电力公司.《电力营销知识问答（电价电费部分）》.中国电力出版社，2004年9月第一版.
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。
中国政府在《“十一五”国民经济和社会发展规划》中承诺，到2010年单位GDP能耗比2005年降低20%左右、主要污染物排放总量减少10%的约束性目标。而“十一五”前四年，单位GDP能耗累计下降了14.38%，与“十一五”降低20%左右的目标仍有较大差距。
于是，2010年成为了“十一五”节能减排决战年。5月5日，国务院召开全国节能减排工作电视电话会议，总理表示，要用“铁腕”淘汰落后产能，以确保实现“十一五”节能减排目标。
“决战”减排
自去年三季度以来，高耗能、高排放行业快速增长，一些淘汰的落后产能死灰复燃，能耗强度下降趋势减缓甚至由降转升，节能减排压力陡增。
然而，由于节能减排涉及国家战略，为确保既定目标的实现，一场由行政力量主导与推动的决战已然打响。
由于中央企业节能减排工作的好坏直接关系到全国节能减排目标是否能如期实现，4月11日，国资委颁布了《中央企业节能减排监督管理暂行办法》，并将节能减排纳入央企负责人业绩考核指标体系。
随后的5月4日，国务院下发了《关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》，通知表示，各地可在国家规定基础上，按照规定程序加大差别电价实施力度，大幅提高差别电价加价标准。
在“完善节能减排经济政策”部分，通知特别指出，要深化能源价格改革，调整天然气价格，推行居民用电阶梯价格，落实煤层气、天然气发电上网电价和脱硫电价政策，出台鼓励余热余压发电上网和价格政策。对能源消耗超过已有国家和地方单位产品能耗（电耗）限额标准的企业，实行惩罚性价格政策。
紧接着，在5月5日召开的全国节能减排工作电视电话会议上，明确表示，今年要关停小火电机组1000万千瓦，淘汰落后炼铁产能2500万吨、炼钢600万吨、水泥5000万吨、电解铝33万吨、平板玻璃600万重箱、造纸53万吨。
要求，5月底前要把任务落实到各地区和企业，并责成有关部门要在5月底前下达各地区淘汰落后产能任务，公布淘汰落后产能企业名单，确保落后产能在第三季度前全部关停。
据了解，工信部已经排出淘汰落后产能的时间表，并力争在5月份把淘汰落后产能的各项任务分解落实到各个省、区、市。工信部产业政策司副司长郑立新表示，工信部与发改委、财政部、能源局等国务院17个部门提出了淘汰落后产能部际协调小组组建方案，已获国务院正式批复。
此外，对于未按规定期限完成淘汰落后产能任务及未完成节能目标的要追究领导责任直至撤职。清华大学气候变化与低碳发展政策研究中心教授齐晔认为，此举意味着要强化节能目标责任考核，实行严格的问责制，无论对中央还是地方监管部门，都要追究主要领导责任，严厉程度高过以往。
攻坚难度加剧
“欲达到‘十一五’计划提出的节能20%的目标，2010年单位GDP能耗要下降6%左右，其难度将超过‘十一五’过去四年中的任何―年。”专家表示，尽管由总理挂帅，但以目前形势来看，完成“十一五”节能减排目标比较困难。
4月9日，工信部部长李毅中在出席2010年经贸形势报告会期间坦言，高耗能高污染行业增长过快，节能减排任务艰巨，尤其是节能目标完成难度很大。今年一季度，钢铁、有色、化工、建材等高耗能行业增速高达21.6%，超过了整个工业的增长速度。这种情况，进一步加剧了完成节能减排任务的难度。
“今年只剩下不到8个月，时间极为紧迫，中国需要作出比以往更大的努力。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，今年一季度，国内能源消耗增速远远高于GDP增速，对实现“十一五”节能减排目标而言非常不利。
“实现减排20%的目标，说明今年要比前四年的平均降幅低很多才行，考虑到今年的宏观经济背景，目前经济增长比较高，能源需求旺，更使得节能减排的难度加大。”齐晔分析说，去年三季度能耗下降转缓主要受到金融危机的影响。
世界自然基金会全球气候变化应对计划主任杨富强认为，“十一五”前四年，之所以节能减排目标完成得不是特别理想，很重要的一个原因就在于中国经济结构没有很好地调整过来，这也是中国未来实现节能减排目标面临的最大难题。
此前，调整经济结构、增加节能增效空间被置于较高的优先地位，寄予厚望。然而“十一五”前四年，结构调整节能的现状却十分尴尬，当初的设计目标几乎落空，节能的贡献非常有限，经济结构还是工业重型化。
“前四年节能减排的贡献主要来自技术和工程。”杨富强确认，“十一五”期间节能降耗主要依靠技术和结构两种手段，经定量分析，结构贡献约20%，技术贡献约80%。
“在今年中国经济趋热背景下，各地高能耗项目上了很多，完成目标的难度不小。”杨富强表示，在中国宏观经济稳步复苏的带动下，一些高耗能、高污染行业的投资、产能和出口出现了较大幅度的增长，过热苗头隐现，产能过剩和节能减排的压力加大。
今年GDP目标是增长8%左右，但对地方政府而言，这个数字均被视为10%以上，保增长的压力使一些地区对高能耗、高消耗、高污染的项目丧失应有的警惕，造成目前一些地区“两高一资”项目过多上马。
而且在有些地区，原本就存在减排工程建设、规划治污项目实施滞后等问题，这些不利因素叠加，将增加节能减排的难度。
此外，节能减排还受到区域差距较大的影响。截至2009年上半年，化学需氧量减排东部地区总体完成“十一五”目标的80%左右，中西部地区一般在60%左右，个别地区不到20%。部分中西部地区正在承接产业转移，污染物排放总量甚至在增加。
国家发改委能源研究所副所长李俊峰认为，2010年既要保增长，又要调结构，今年的单位GDP能耗能够下降3%至4%，已经不易。
“节能减排，各地政府面临很多困难，不可能一蹴而就，政府提出的行政措施操作性不是很强，效果不是很理想。”工信部产业政策司副司长侯世国认为，推动淘汰落后产能的手段大部分是行政措施，缺乏执法依据与执法力度。
淘汰落后产能势必要停止使用一些装备、生产线，甚至要关闭一些企业，这种情况必然会影响地方的财政收入，特别是对那些相对落后的地区。此外，淘汰落后产能还需要落实进程中的职工安置政策，妥善安置职工，做好社会保险关系转移与接续工作，避免大规模集中失业，防止发生。
指标分解困厄
为进一步落实减排目标，工信部正与各省工业主管部门就淘汰落后产能的具体指标进行衔接，目前正在汇总各地方上报的淘汰落后产能的目标，确认后进一步分解。
“分解计划在制定过程当中也是几上几下，包括地方政府跟企业之间的衔接、工信部有关部门跟省工业主管部门之间的衔接。”郑立新谈到该具体指标的制定标准时专门表示，工信部主要以电力、煤炭、钢铁、水泥、有色金属、焦炭、造纸、制革、印染等行业为重点，各地区可根据当地产业发展实际，制定范围更宽、标准更高的淘汰落后产能目标任务。
资源大省内蒙古统计局的2010年第一季度数据显示，内蒙古高耗能产品增长出现反弹，其中焦炭、电力、铁分别上涨了23%、51.1%、49.2%，部分高耗能行业生产回升势头加快。
内蒙古发改委表示，高耗能产品增长的大幅反弹，给内蒙古全面完成“十一五”节能减排目标增加了一定难度。
长三角亦面临节能减排的压力。长三角的一次能源消费结构以煤为主，其中发电用煤占了很大比重。预计到2010年长三角地区仅电煤消耗量将达到4亿吨，煤炭的大量消耗所排放的CO2和SO2气体对大气环境污染严重，减排压力很大。
以上海为例，上海的一次能源几乎全部要由外地调入，其中煤炭全部从外省市调入，原油进口占原油总资源量的93.2%。随着宝钢罗泾和上海化工区以及若干电力发展项目2008年投产，上海的能源消耗总量陡增450万～500万Tce，对长三角区域能源的长期需求影响很大。
同时，由于承办世博会，航运中心和城市基础设施建设的继续加大，以及若干特大型商用建筑的投入运行，市民生活质量的提高，上海能源消费总量将在以后的几年里继续大幅度增长。
珠三角受累于西南干旱，“水电不足火电补”，煤炭需求大幅增加。中电联的专家张小京认为，如果在夏季用电高峰来临时，旱情仍无法得到有效缓解，电力供应紧张的局面将会再现，全国的电荒、煤荒或将再次出现。
“在这种情况下，高耗能产业的突然反弹自然会给电力行业进一步增加压力。”张小京表示。
中国海洋石油总公司能源经济研究院研究员管清友认为，石化行业节能减排也面临巨大挑战。这在4月17-18日于北京举办的第六届石油和化工节能论坛上得到了证实。
中国化工节能技术协会称，尽管2000年至2009年，石化行业能源消耗量年均递增低于全国工业能源消耗量，但目前石化行业的能源消耗量仍占全国工业能源总消耗量的1/5，节能减排的空间有限。
“节能技术全球都一样，目前技术的贡献空间正在逐渐缩小，必须逐渐提高结构节能的贡献，让其达到50%左右。”杨富强表示，资源性产品价格改革、成品油价格和税费的改革方案，天然气价格调整以及差别电价等价格政策，也是推动节能减排目标实现的重要因素。
【关键词】燃气电厂;运行优化;天然气调峰;调峰优化;电力需求侧
中国城镇化发展，燃气电厂运行状况成为亟待解决的问题。供气和供电是一个动态的过程，每年在不同的月份和每个月的不同时期，燃气电厂都要对供应量进行相应的调整，主要是根据环境需求的变化调整供气量。这就需要在不同的时间段对于供气量以调整，满足供气平衡，在此期间，调峰成为了重点研究的问题。早期的城市供气调峰问题的解决，都是以储罐中的燃气作为后期用气，根据燃气需求量调度气源进行调峰。但是，在具体的供气过程中，会存在供气系统的协调问题。天然气的供气自成体系，由上游、中游和下游三个部分构成体系。上游是气井，下游为用户，中游为长输管道，三个部分属于不同的燃气公司，且由不同的部分管辖，当出现供气调峰的时候，就会由于供气的三个部分难以协调进行而影响到供气质量。
1 燃气轮机发电机组
燃气轮机（Gas Turbine）作为一种热能动力机械，其是以气体作为内燃，带动叶轮连续回转，实现热能转化为机械能。燃气轮机主要的构件包括压气机（Compressor）、燃气透平（Turbine）以及燃烧室（Combustion），配置有相应的辅助设备。从工作运行原理上，压气机实现增压是通过吸入外界的空气，当压力达到一定程度后，就会将达到一定温度的空气输送到燃烧室，与其中存有的燃气共同燃烧，形成高温气体，其会产生一定的压力。当气体在透平中膨胀所做的功会将叶轮带动起来，使其回转，由此而带动压气机呈现出高速转状态，外负荷转子也会启动成高速旋转状态，同时释放出热量。
燃气轮机的发电效率之高，已经超过了50%，单机功率最大可以超过300兆瓦。目前世界上所采用的燃气轮机主要为美国、德国、日本和法国生产，特别是美国Siemens公司生产的燃气轮机备受关注，其所生产的类型包括V94.2和V94.3A等等。
从燃气轮机发电的物理过程来看，其发电效率可以达到50-52%，所实现的是等熵压缩过程。当经过等压加热滞后，就会形成闭环系统。燃气轮机的排气温度很高，可以达到550℃至620℃之间。如果是大型燃气轮机组，所排放气体的流量可以达到每秒400千克至600千克。如果对于这部分热源直接想大气环境中排放，对造成极大的资源浪费。将这部分气体传递到锅炉中，锅炉会在高温作用下产生高压蒸汽，将汽轮机带动起来形成发电效应。这种排气能源的再利用可以节约资源，同时还能够提高机组效率。目前蒸汽联合循环发电机组的科技含量越来越高，实现了汽轮机优化，使得热效率可以提升到60%以上。
2 燃气热电厂天然气调峰优化的必要性
2.1 天然气价格低廉，可以降低环境成本
煤炭是主要的目前中国采用的主要能源材料，在2008年每吨价格已经达到了439.3元（发热量：2.92×1010焦耳/小时），汽油和柴油的价格分别为每吨5870元（发热量：4.66×10lO焦耳/小时）和5572元（发热量：3.3×1010焦耳/小时），天然气的价格则每立方米为0.815元（发热量：37663千焦/立方米）。在对煤炭、汽油、柴油和天然气进行等值换算，以108焦耳作为基本单位，价格分别为1.51元、 12.59元、 16.85元、 2.18元。以煤炭为单位获得价格比，天然气价格要比煤炭价格略高一些，是汽油的六分之一，是柴油的八分之一。但是，煤炭污染排放比率要比天然气高很多，而且能源产出效率较高，且环境消费成本较低，如果进行综合考虑，天然气能源价格要比煤炭低很多。
2.2 供热需求量逐渐增大已经形成了严重的矛盾
目前的城市供热以几座热电厂为主，少数城市中还存在着小锅炉供热，冬天供暖非常不稳定。当北方的冬天室外环境温度低于零下20摄氏度的时候，就会导致小锅炉够热不足，锅炉损坏的现象时有发生，严重地影响了城市居民的生活质量。城市建设发展进程中，供热是一个关乎到民生的大问题。随着供热覆盖面积越来越大，冬季的供暖问题就要着手解决。除了小锅炉供暖要严格取缔之外，还要解决管网输送能力中所存在的薄弱问题。供暖服务无法跟得上城市建设发展的脚步，如果对供暖的主干管管径扩大，就需要投入巨大的资金，而且还会涉及到城市改造的问题，比如，交通要道、地下管线密布、热力传输网络的改造以及需要重建的工程等等，工程量之庞大是一个城市经济难以承受的。
以北京为例，进入到二十一世纪以来，北京城市不断扩展，供热面积不断扩展，平均新增面积已经超过了4500万平方米，使得北京热源建设严重不足。新增的燃煤电厂虽然可以在一定程度上弥补热源的不足，但是会造成严重的环境污染。按照目前北京城市发展情况来看，到2020年，北京的热源需求将超过求10平方米。虽然基于北京供热需求的增长速度而强化了热网基础建设，但是距离北京热能需求还存在着很大的距离。
2.3 基于环境保护，城市宜选择燃气供热
燃煤电厂依然是中国目前供热、供电的主体，主要是通过燃气锅炉负责小面积供热和供电，或者通过大型的供热厂供热、供电。供热方面，一些城市也会得益于地理环境而采用地热的热源，也是使用电热锅炉房进行供热，但是，这些热源都会不同程度地向环境中排放污染物质，导致环境污染严重。虽然燃煤果洛在城市中已经被严令禁止，但是如果城市供热改造不足，从城市居民供热需要出发，燃煤锅炉还无法完全取缔。从城市环境保护的角度出发，城市供电不仅要达到均衡供电，而且还要满足供需平衡，这就需要将燃煤锅炉改造为燃气锅炉，建立燃气热电中心，并将再生能源供热体系建立起来，以确保城市供暖。
3 燃气电厂调峰优化措施
3.1 实施电力需求侧管理天然气调峰
对终端用户热能负荷管理是天然气调峰的重要环节。原则上讲，对于终端用户可以采用具有强制性的直接负荷管理，对于客户终端的用电进行控制。但是，从电力需求侧管理理念而言，不符合服务性管理。燃气电厂的各项管理措施要以“为客户服务”为宗旨，所以，在对于天然气进行调峰管理的时候，采用电力需求侧统称都是实施中断的负荷管理，而对于大客户负荷管理还要将相应的系统管理方案制定出来。燃气电厂要启用用电客户监控系统，对客户用电实现自动化远程管理。当电网即将进入到每年的高峰段的时候，管理人员就要对电网负荷曲线进行分析，并将分析情况传递给客户，以提醒客户合理用电，甚至可以采用部分地区的限电措施，以缓解用电高峰时段的电能合理调配。
对于天然气进行调峰，可以利用价格杠杆，采用“移峰填谷”的方法用于供电调整当中。一年的12个月当中以及一天的24小时当中，都有高峰和低谷时段，按照用电负荷曲线图将用电状况分析出来，划分为峰、平、谷三个时段，相应地制定出不同的电价水平，以使电能用户对用电时间和用电方式都进行合理安排，适应电能资源尽量错开高峰时期，以避免断电造成损失，同时还使的电力资源的有效利用率得以提升。运用峰谷分时电价的浮动差价，将电价在不同时段的浮动比例制定出来，运用价格杠杆鼓励用户将用电需求转移到低谷负荷时段，以对电力峰符差有效控制。目前热电厂对于 “移峰填谷”方法的使用，通常会采取峰谷分时电价的方法，以更好地获得调峰效果。
3.2 电力需求侧天然气削峰填谷技术
天然气削峰技术，就是对于高峰负荷期的用电情况进行调整，尽量限制客户用电，以降低供电负荷，使电力系统的运行处于平稳状态，从而提升电力系统的可靠性。当处于用电高峰期的时候，对于企业大客户，可以采用轮休的方式，确保电力运行正常，能够对电能需求量有效供应。在系统运行中，还要注意运维管理，做好运行设备的检修工作，并鼓励用户使用可替代能源，以降低电能的消耗。当电能负荷处于低谷阶段的时候，电力企业将处于低于成本的运行状态。当电能用户的电价低于平均电价的时候，就意味着电力企业出现了经济损失，这就需要通知大客户增加蓄能用电需求，以促进电网负倚均衡。电力需求侧属于是系统化管理，涉及到电力部门和客户之间的协调，更需政府部门制定必要的政策措施，诸如税收额度的降低、贷款利息的降低等等对于需求侧管理予以支持，发挥其在电能管理上的优越性，增强电能用户的节电意识。
3.3 天然气供气采用峰谷气价
燃气电厂对于供气管理也可以采用电力需求侧管理方法，在用气高峰期，可以根据局部区域的用气需求对于供气状况进行调整，部分区域暂时对供气需求可以缓解，则可以采取短时间中断供气的方法，以使城市配气系统的压力有所缓解。对于供气的日用量达到平衡状态，可以使用天然气交易工具预测可承载的供气负荷，对于大型符合系数进行计算，以确保系统供气安全。处于高峰的供气时期，为了确保对用户能够均匀供气，必要的时候可以中断与大型用户之间所签订的服务合同，并调整服务收费结构，是供气西宫处于最佳供气水平，以避免引起输配环节出现问题。
不同类型的用户，对于气量的使用会有不同的需求。运用电力需求侧，可以适当地做出调整。比如，发电用户在夏季所需要的供气量相对较多，是由于夏季的气价要比冬季低。如果用户为双燃料行业，则可以鼓励用户在夏季的时候多用气，冬季的时候少用一些，以发挥调峰的作用。鼓励用户在夏季使用燃气空调，使得用气负荷有所增加，可以达到减少调峰的目的。以北京为例，电网调动中心与北京市热力集团合作，研制开发行供热机组的调度控制，在供电和供气的时候，可以通过监控和管理，对于供热负荷需求和发电负荷需求协同调度。当供热机组被安装到热点输入系统后，就可以对于供热和供气状况进行自动调度，按照指令调配电负荷和热负荷，获得经济调度的效果。
4 结语
综上所述，中国正在开展低碳经济、循环经济发展战略，就要对能源结构以调整，使能源机制更为适应于当代社会发展需求。天然气是高效清洁的能源，在近些年来备受关注。特别是在环境不断恶化的今天，天然气以其热效率高、调峰性能好的特点将在中国未来能源供应中占有主导地位。对于城镇燃气需求的不均匀性，以天然气作为气源，就要对于供气统筹调度，出现用气不均匀现象的时候，就要由供气方统一调整气量，对于气量的调度，则由城镇燃气输配系统加以解决。针对于天然气需求不均匀的问题，国外一般会采用地下储气库，通过高压输气管网均衡供气。为了保证不间断供气，还要发挥高压长输管道的作用，将地下储气库的燃气输送到需要的地方。
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率先推进价改的要素领域一：石油
关于油价改革的争论由来已久，而发改委宣布2009年1月15日起分别下调汽油、柴油价格140、160元/吨，则表明油价改革进入了实质阶段。此次降价标志着成品油定价新机制正式运行。
现行石油定价机制弊端明显
在管制价格体系下，目前中国成品油定价方案实质是成本加成法。根据原油或油品在国际市场的离岸价格，加上相应的税费以及流通和生产环节的成本利润，计算出成品油的进口成本或以进口原油为原料的成品油生产成本，并以此为依据，确定汽柴油市场零售中准价和出厂价。
在成品油价格体系改革进程中，中国曾提出了三种接轨方法，其中，新加坡单一市场接轨法和三地成品油定价法以国际市场的成品油价格为定价依据；原油成本法则以国际市场的原油价格为定价依据。从本质上看，三套方案都是以成本为基础的定价方案（见表1）。这种以成本为基础的成品油定价体系存在的主要弊端有：
首先，油价调整滞后。三地成品油定价法是依据上一月度的三地成品油平均价格制定的，在油价快速波动时，这种定价方法不能迅速反映市场的变化。价格调整的时滞性和市场价格的可预测性。为一些投机行为提供了可乘之机。
其次，石油炼制企业利润波动较大。在成品油加成定价法下，由于我国原油和成品油间的成本传递机制不畅，原油价格的波动经常造成加工企业利润大幅波动。从实际表现看，在油价较为平稳的2001～2003年，我国石油企业加工利润基本稳定在一个区间内窄幅波动；而在油价波动较大的2004～2007年，加工利润则出现大幅震荡。在这种情况下，以国际市场的成品油价格为依据进行定价不利于国内市场的稳定。
价改方向：原油成本法
成品油成本定价代表着价格管制，在价格市场化趋势下，成品油成本定价将为原油成本法取代。原油成本加成定价法下，成品油生产企业将被赋予更多的价格自，石油市场的价格市场化程度将提高。原油成本法将成为我国石油价格改革的主要发展方向。在当前宏观经济背景下，原油成本定价随时有可能启动。
原油成本法较成品油加成定价法更符合我国成品油市场的实际供应情况。近年来中国能源需求快速增加，而原油产量增加缓慢，进口原油在原油消费中的比例快速增长。在这一背景下，进口原油价格快速增长和国内成品油出厂价格涨幅较小之间的矛盾日益突出，国内炼油企业甚至出现了大幅亏损。原油成本法考虑了原油从进口到炼油、销售各环节的成本和利润，保障了炼油企业有利可图，可以激励国内炼油企业的生产和投资热情，从而缓解国内日益严峻的供求矛盾。而且，与成品油成本定价法相比，原油成本法估算价格更接近于国际市场的成品油价格。我国主要石油企业都是原油开发、炼制和批发零售一体化的企业，更倾向于进口原油自行炼制生产。除2008年上半年外，2001～2007年我国汽油和柴油的总净进口量实际为负数，说明进口原油较进口成品油在我国成品油供应结构中所占的比例更大。
价改后行业业绩难乐观
成品油定价体制的改革将使大型油企失去政策保护。原先成品油成本加成定价法下，成品油价格受到较多的管制。成品油定价体制的改革，势必使国内成品油价格与国际成品油价格接轨，跟随国际市场油价波动，将把国内油企完全推向市场，失去政策保护。
对于地方炼化企业来说，由于其规模较小，体制相对灵活，受影响可能相对较弱；而对国有大型炼化企业来说，船大掉头难，大幅波动的国际原油价格将使其处于进退两难的境地。因此，以目前中国大型石油企业的管理能力来看，其难以应对剧烈的油价波动；即使能够应对油价波动，在油价低迷期，其业绩也难以乐观。
价改促使石油公司估值下降
当前中国油企业绩差源于对国际市场油价波动敏感性差。国内市场一贯的观点是国内成品油出厂价格低于国际价格。但事实上，除了2008年以来国内柴油年度出厂加权均价低于国际市场外，国际市场年度均价都低于国内。其中，2006年国内汽油价格甚至高出国际价格8.2%，柴油高出国际价格4.2%。（见图1）
通过考察2006～2008年净资产收益率（ROE）发现，中国三大石油企业中除了中海油，中国石油、中国石化的经营效益都低于国际同类石油公司，甚至低于新兴市场中效益最差的泰国国家石油管理局 (PTT)；而中海油经营效益较高的原因则是成立时间短，炼油业务少。（见图2）
目前，中国石油、中国石化估值严重高于国际同类公司。由于中国石油企业不能有效应对国际油价波动，而在原油成本定价体制下，我国成品油价格调整将较以往大为频繁；鉴于我国大型炼油企业既没有定价权，又缺乏跟随定价能力的状况，油价改革给我国石油公司带来了估值进一步向下调整的压力。
在悲观估值条件下，给予中国相关石油公司2009年业绩8倍市盈率，中国石油对应的合理估值应为5.60元，中国石化对应的合理估值应为4.56元。即使乐观估值，给予中国相关石油公司2009年10倍市盈率，中国石油对应的合理估值应为7.00元，中国石化对应的合理估值应为5.70元。但是，在全球经济不景气、中国大型石油公司效率低下的条件下，又有什么理由乐观？
率先推进价改的要素领域二：电力
1月8日～9日，2009年度电力监管工作会议在北京召开。会议指出，2009年将推进电力体制改革，加快电力市场建设。具体而言，今年电监会将会同有关部门积极推进电价改革，开展电力体制改革综合试点工作。
电力市场化是电力体制改革的核心环节，而电价改革又是电力市场化的关键环节。2008年在燃煤价格大幅上涨的背景下，两次上调了电价，其中一次仅仅上调了火电企业上网电价。从调价的动机来看，更多的是救急于困顿中的火力发电企业。然而，煤、电价格矛盾依然突出，推动电价改革是应对当前煤电博弈困局的必由之路。
现行电价体制三类定价法
电力从生产到使用可以分为四个环节：发电、输电、配电和用电（见图3）。由此，电价分为上网电价，输、配电价和销售电价三种，每种电价制定方式又有所不同。
上网电定价：成本加成和招标定价
上网电价主要是支付给独立发电商的电价，其制定方式有两种：一是由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定，即“成本加成”电价；二是通过政府招标确定，即招标电价。目前，我国火电、水电、核电、太阳能等新能源发电的上网电价基本是成本加成电价，风电的上网电价主要是招标电价。
输、配电定价：成本加成
输、配电价主要是支付给电网传输企业的电价，由政府价格主管部门按照成本加成原则制定。我国《输配电电价管理暂行办法》已经出台，但各电网还没有形成专门的输配电价，只是在不同时期通过加入电网运行边际成本顺价销售或单纯调整售电价格来保持或改变供电企业的收益。
销售电定价：政府定价
销售电价是指对终端用户收取的电价，由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成，实行政府定价。销售电价又分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其他用电价格三类，每类用户按电压等级定价，以平均销售电价为基础，合理核定销售电价。
电价改革历经三阶段
我国电价改革是伴随着电力体制改革进行的，共经历了三个阶段。
“成本加成”定价阶段
1985年以前，电力工业部是电力产业的唯一生产经营者，掌管着全国的发电厂、高压输电网、城乡配电网、售电终端和绝大部分电力建设公司。销售电价由国务院确定统一，电厂只回收直接运行成本。这一期间，电厂长期亏损，电网建设严重滞后。
1985年，国务院颁布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，打破了中央独家办电的局面，鼓励各地方、部门和企业投资建设电厂。上网电价实行以个别成本为基础的还本付息电价，销售电价仍然由国务院统一制定。这一政策的出台刺激了地方政府和外资的投资积极性，缓解了全国缺电的局面，但是也造成了“一厂一价、一机一价”等电价问题。
1997年1月，国家电力公司正式成立，承接了电力工业部下属的五大区域集团公司、七个省公司、华能和葛洲坝两个直属集团，电力工业部被撤销。同时，上网电价采取“标杆电价”，即新投产发电企业的上网电价以省级电网内同时期建设的同类技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定。标杆定价方式解决了新投产机组“一机一价”的问题。
竞价上网定价阶段
1998年8月，国家电力公司推出以“政企分开，省为实体”和“厂网分开，竞价上网”为内容的“四步走”的改革方略。同年，“厂网分开，竞价上网”开始在上海、浙江、山东、辽宁、吉林、黑龙江等六个省市先行试点。在这六个试点省份，各独立发电企业的上网电价由竞争确定。试点工作没有取得令人满意的效果。国务院发展研究中心报告认为，厂网产权未分开是造成竞价模式不能真正反映成本的最重要原因。
2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》，国家电力公司拆分为五大发电集团、两大电网公司和四大辅业集团，发电与输配电正式分离。理顺电价机制是电力体制改革的核心内容，新的电价体系划分为上网电价，输、配电价和终端销售电价。在发电环节引入竞争机制，上网电价由容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。对于仍处于垄断经营地位的电网公司的输、配电价，要在严格的效率原则、成本约束和激励机制的条件下，由政府确定定价原则，最终形成比较科学、合理的销售电价。
煤电联动定价阶段
在未实行竞价上网的地区，发电商仍沿用原来的“成本加成”电价或招标电价。由于上游煤炭价格实行市场化，为保障发电企业的利益，2004年末国家发改委下发《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，文件中规定：以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价，但发电企业要自行消化30%的成本上升。
2004年竞价上网开始在东北区域市场、华东区域市场模拟运行，2006年东北电力市场电价改革叫停，主要是受电力供求不平衡、销售电价与上网电价不联动、电网存在传输约束、发电企业市场集中度过高等因素影响。目前，上网电价的制定仍然以“成本加成”方式为主，“煤电联动”是改变上网电价的主要途径。
现行电价体制存在三大弊端
煤电联动不及时
煤电联动方案出台后，真正意义上的煤电联动共进行过两次。第一次煤电联动在2005年的5月，而随后2005年11月份虽然再次满足了联动条件，但却并未有所动作。时隔一年之后，第二轮煤电价格联动在2006年5月1日开始实施。2008年煤炭价格大幅度上涨之时，发电企业翘首以盼的煤电联动并没有执行，煤电联动不及时造成火电行业全行业亏损。
尚未形成独立的输配电价
我国《输配电电价管理暂行办法》已经出台，但各电网还没有形成专门的输配电价，只是在不同时期通过加入电网运行边际成本顺价销售或单纯调整售电价格，来保持或改变供电企业的收益。2008年在煤价大幅上涨的情况下，为控制CPI和激励发电企业发电，上网电价上调两次，但销售电价只上调了一次，电网企业让利于发电企业和电力用户。
上网电价与销售电价不联动
上网电价与销售电价联动机制是电力市场平稳运行的重要条件。受计划管理体制及省域经济影响，上网电价与销售电价联动机制的建立遇到巨大阻力。价格联动机制不建立，用电侧对发电侧没有价格信号反映，不但会产生巨大的市场风险，电力市场竞争也失去了意义。
电价改革方向：竞价上网和分类售电
短期看，在实现发电企业竞价上网前，煤电价格联动将继续实行。“十一五”期间，电力行业将继续深化电价改革，逐步理顺电价机制。包括：建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制，建立合理的输、配电价机制，销售电价逐步与上网电价实现联动，实施激励清洁能源发展的电价机制，推行需求侧管理，推行大用户直购电。
中期看，电力行业将会完善趸售市场和双边交易体系。输电和配电可分开，由于输电具有天然的垄断性，输电侧仍继续保持垄断经营；配电侧可根据情况成立多家配电公司，形成分类售电体制，配电公司居民及非大工业用户购买电力。在双边交易体制下，大用户、配电公司与独立发电商签订长期供电协议，自主协商价格与供电量；短期电力的供给价格和供给量则以竞价方式在电力交易市场中形成。
长期看，配电侧将会形成电力零售市场。用户既可以在零售市场从配电公司、零售商处购买电力，也可以在趸售市场直接与独立发电商进行大宗交易。如用户拥有多余电量，可在零售市场卖出。有条件的话，也可以发展电力期货，通过套期保值规避现货市场的风险。
电力体制改革是一个长远的工程，不可能一蹴而就。目前，电力行业主辅分离工作尚未全部完成，输电网络建设仍然滞后，短期内大范围推行竞价上网不可能。只有进行电价改革，终端销售电价充分反映资源的稀缺性，才能真正优化资源配置、促进电力发展，才能解决煤电之间的困局。电力体制改革是我国电力行业发展的必然方向。
除完善的定价制度外，推行竞价上网还需满足以下几个硬件条件：一是电力装机容量富裕，以防电力企业抬高上网电价；二是煤炭价格可控，防止煤价大幅震荡造成电价大幅震荡；三是电力网络健全，电力传输不受潮流分布限制。
从装机容量上看，2008年底我国装机容量达到79253万千瓦，发电设备利用小时数为4677小时；其中，火电装机容量为60132万千瓦，发电设备利用小时数为4911小时。装机容量已经能够满足未来两年经济发展的需要。从煤价上看，未来两年煤炭供给将大于需求，动力煤价格不会出现大幅震荡。从网络建设上看，近几年我国加大电网投资，尽管网络并不完善，但部分地区已经具备进行双边交易的网络条件。
2009年全国大范围启动电力市场竞价上网的条件尚不充分，但部分地区已有条件进行双边交易。在双边交易市场中，符合条件的大用户可以与独立发电商签订长期供电协议，电网企业可以通过竞价交易选择电力供应商。电力价改条件成熟的东北、华南和华东地区随时可能启动价改程序。
电价改革多重利好
行业影响
促使发电企业加强管理：多边交易市场中，上网电价有两种制定方法，即“一部制”电价和“两部制”电价。“一部制”电价下，上网电价由市场竞争产生。由于新建机组前期折旧费用高，报价往往要高于老机组很多，采用一部制电价不利于新机组，但一部制电价将促使企业降低机组的综合建造成本。
“两部制”电价下，上网电价由容量电价和电量电价组成。其中，容量电价主要补偿发电机组的固定成本，由政府统一制定；电量电价主要补偿企业的变动成本，由市场竞争产生。“两部制”电价仅就变动成本进行竞争，对于能耗低的大容量机组较为有利，但是无法促进企业降低机组的综合建造成本。《上网电价管理暂行办法》中明确将“两部制”电价作为竞价上网的定价原则，但是南方电力市场、内蒙古电力市场都采用了“一部制”定价方法。竞价上网的目的是优化资源配置、降低用电成本。不管是“一部制”电价还是“两部制”电价，都将促使发电企业改进管理效率。
市场集中度进一步提高：目前，我国发电环节已经基本实现市场主体多元化。截至2007年底，全国6000千瓦及以上各类发电企业4000余家，国有及国有控股企业占90%以上，其中，五大发电集团占41.98%、其他中央发电企业占6.05%、地方发电企业占41.00%；而民营及外资发电企业占10.97%。
电价改革的目的是优化资源配置、降低用电成本，“一部制”电价比“两部制”电价更加合理。但是，“一部制”电价可能造成新投产机组竞争不过能耗大的老机组。在新投产容量较多的地区，“两部制”电价仍是一种过渡性选择。在“两部制”电价下，发电企业之间主要对变动成本进行竞争。煤炭在变动成本中占了70%左右，价格竞争实质上是对电煤价格的竞争。较地方电厂而言，大型电力集团在煤价谈判中更具有优势，更有可能获得低价煤炭资源，能够在竞争中获得优势地位。此外，综合能源供应商由于自身经营煤炭资源，也有可能在竞争中获得更多的市场份额。竞价上网将改变电力行业现有的格局，促使行业集中度不断提高。
有利于用户节能降耗：节能减排是我国的一项长期而艰巨的任务。尽管每年国家都提出节能减排的目标，但是结果并不理想。地方政府给予高耗能行业优惠电价是节能减排不达标的一个重要原因。若电力进行市场化交易，销售电价与上网电价及时联动，发电侧竞争价格在用电侧得到反应，供需信号得以顺利传导，将有助于终端用户自主节能降耗。从发电企业和电网企业的角度而言，将煤炭成本及时转嫁到用户端，也可以减轻行业的经营风险，有助于电力行业平稳健康发展。
短期电力企业利润被压缩：由于经济快速下滑，电力需求与动力煤价格大幅下降。预计2009年、2010年煤炭产能同比增长7.4%和6.7%，而发电量同比增长-2.43%和6.59%，煤炭产能增速快于火力发电量增速，未来两年煤炭供应将转为宽松。电力行业利润对煤价下降的敏感性高于对发电设备利用小时数下滑的敏感性。预计2009年动力煤综合售价同比下降20%以上，在上网电价不调整的情况下，2009年电力行业利润将上升60%以上。但如果推行双边交易，为争夺市场份额，发电企业将主动下调电价，电力行业利润将被压缩。
市场影响
受需求减缓影响，秦皇岛港口动力煤价格已回落到2008年1月末水平。由于2008年下半年上网电价上调过两次，2009年发电企业盈利能力将大为好转。以华东市场为例，2008年12月，华东区域电力市场组织了首次跨省市竞价交易，中标电厂的落地电价低于当地标杆电价0.13元/千瓦时左右。
在目前的煤炭价格下，电力企业盈利能力较强。若此时推行电力市场双边交易，将促使发电企业主动降低电价，压缩行业短期的利润。东北电网、华东电网、南方电网有望率先启动电力市场双边交易，这些地区的发电企业包括上海电力、申能股份、吉电股份、粤电力A、广州控股、深圳能源、华能国际等公司。从长期看，双边交易有利于电力行业转嫁经营成本，减少企业经营风险。在双边市场交易下，2008年火电行业大规模亏损的状况将很难再次发生。
水电等可再生能源发电暂不受影响：目前，我国试行的竞价上网制度只针对火电行业，水电行业竞价上网政策尚未出台。水电在双边交易中更具有优势，这主要是因为水电的综合成本低于火电。以南方电网为例，“西电东送”水电的落地价只有广东省火电上网电价的一半。由于很多水电出力不具有调节性，短期内火电和水电同台竞价可能性较小，竞价上网对水电行业不产生实质性影响。未来几年《节能调度办法（试行）》仍将是指导电力调度的准则，水力发电依然优先上网。具有调节能力的大型水电上市公司仍是未来关注的重点，如桂冠电力、长江电力等。
关键词：电费回收风险；供用电合同；电费风险预警；不安抗辩权；电费回收率
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-0118（2012）-03-0-02
一、造成供电企业电费回收存在风险之因
（一）“先用电、后缴费”的惯例
“先用电、后缴费”是电力市场长期以来形成的一种传统营销模式，尽管我们一再宣传电是商品，但由于它产、供、销同时完成的特殊性造成了它不同于其它商品“先付款、后给货”的买卖方式，为一些信誉度差的客户提供了拖欠电费的条件，供电企业要承担客户用电后不按期交费，拒绝或逃避交费甚至丧失交费能力的经营风险。
（二）现行电力法律、法规与收费方式存有矛盾
我们现行的收费方式却是本月用电下月交费，如果等用电客户欠费30日以后，再经过《供电营业规则》第六十七条规定的三至七天催交期才停止供电，供电企业对欠费客户采取停电措施的最快时间，也是等欠费客户用电两个月之后，对于一些每月高达几百万甚至上千万的大宗用户，我们实施停电时就可能已变成了2000万元的欠费。
（三）电费保证金制度的取消
一直以来，电费保证金制度的实行，曾对保障电费回收，减少电费流失超过一定的作用，但1999年年底，国务院有关部门为了纠正行业不正之风，减轻企业负担，明令取消了执行十余年的电费保证金制度，从而加剧了电力销售，电费回收的经营风险。
（四）国家宏观调控政策和市场竞争的激烈性
随着我国国民经济产业结构的调整和市场经济竞争的日趋激烈，每年总有一批生产技术落后，管理混乱，设备陈旧的企业在市场竞争中处于劣势、亏损甚至倒闭，由于电费回收的滞后性，客观上给电费回收工作带来了难度，增大了电费回收的风险系数。
从以上各方面原因可以看出，随着社会主义市场经济的快速发展和电力体制改革的不断深化，供电企业和客户之间已迅速由原来的行政管理关系转变了平等的市场主体关系。
二、降低电费回收风险的法律防范措施
（一）严格依法签订供用电合同，是降低风险的重要措施
1、制定供用电合同文本时应注意事项
（1）当事人双方的姓名或名称，住所要填齐全、填准确
这里，供电企业方应将自然人用户的姓名、住所、联系电话、邮政编码、身份证号码等资料搞清楚、填准确。由于近年来劳动力流动现象日益频繁，为防止一些外地自然人用户（主要是个体工商户）欠费后失踪的现象，供电企业在与此类用户签订供电合同时，应要求其提供适当的担保，并掌握其原籍的必要财产情况，对于法人或非法人单位用户，也应将其具体明细资料加以明确。
（2）计量方式，电价及电费结算方式要明确
为保证电费额度的确定和及时回收，我们在供用电合同中应就此条款进行明确具体的约定，如：计量装置的种类、安装的位置等，尤其应对电价类别和电费收缴方法、时间、方式等作出明确具体的约定，避免出现“每月一结”等过于笼统的约定。
（3）违约责任尽量细化
1）逾期交费的违约金。根据《电力供应与使用条例》第三十九条规定：“供电企业可以从逾期之日起，每日按照电费总额的千分之一至千分之三加收违约金，具体比例由供用电双方在供用电合同中约定。”对此《供电营业规则》第九十八条又做了具体规定，居民用户每日按欠费总额的千分之一计算；其他用户，当年欠费部分，每日按欠费总额的千分之二计算，跨年度欠费部分，每日按欠费总额的千分之三计算。电费违约金收取额按日累加计收，总额不足1元者按1元收取，供电企业最好在合同中就上述规定以双方约定的形式加以体现。
2）供电企业的催交权。供电企业对欠费户享有催交权，催交行为是供电企业在迫不得已的情况下采取停电措施的一个必要程序，因此，在供用电合同中双方应对催交权的行使方式做出明确约定。据《供电营业规则》第六十六条第二款规定，供电企业对拖欠电费经催交仍不交的用户，经批准可中止供电。
（4）规范格式合同的签约程序，严格履行法定义务，杜绝效力瑕疵，防范败诉风险
目前，各地供电企业制定的供用电合同标准文本绝大部分为格式合同，按照新《合同法》规定：采用格式条款订立合同的，提供格式条款的一方应当遵循公平原则确定当事人之间的权利和义务，并采取合理的方式提请对方注意免除或限制其责任的条款，按照对方的要求，对该条款予以说明。格式条款中有免除提供格式条款一方责任，加重对方责任，排除对方主要权利的，该条款无效。对格式条款的理解发生争议的，应当作出不利于供提供格式条款一方的解释。
（二）积极推行电费风险防范预警办法
1、对用电量较大的新装用电客户（除居民生活用户）尤其是季节性用电、临时性用电、非产权人员或部门承包性用电客户、国家政策明令将淘汰、关停的行业新装用户，应在其接入电网前认购电量，尽量安装预付费磁卡表、负荷控制装置，付费售电遵循用电期前预付原则，每次交付电费额度应在本额度电费消耗期间之前。
2、如中断供电可能造成人身伤亡，环境严重污染、重要设备损坏，连续生产过程长期不能恢复或造成重大社会影响和不稳定因素的重要负荷用电新装客户必须签订《付费售电协议》，鼓励其选择付费售电方式并签订《付费售电协议》，付费金额原则上应为用电客户一个计费周期电量的全额电费，对于电费金额较大的用电客户，可在一个计费周期内分数次付费售电，在规（下转第205页）（上接第203页）定的结算日多退少补。
（三）及时运用不安抗辩权，化解电费回收风险
1、不安抗辩权的概念及适用条件
不安抗辩权指双务合同中，先履行方在有确切证据证明，后履行方于合同成立后丧失或可能丧失履行能力时中止履行合同的权利，并且在后履行方于一合理期限内未能恢复履行能力或提供担保时解除合同的权利，它是兼有抗辩权与形成权性质的复合性权利，而且是一种积极性的权利。
（1）供电企业必须提出确切证据证明用电客户不能履行合同义务或有不能履行合同义务的可能，具体而言，供电企业必须证明用户存在下列一种或几种情形。
I、用户经营状况严重恶化；II、用户转移财产、抽逃资金，以逃避债务；III、用户丧失商业信誉；Ⅳ、用户有丧失或可能丧失履行债务能力的其它情形，如：陷于重大经济纠纷很可能败诉；已列入国家和政府产业政策明令淘汰、禁止、关停行业，给付特定物的债务中，该特定物丧失，提供劳务或完成工作的合同，债务人丧失劳动能力。
（2）用电客户丧失或可能丧失履行能力发生于合同成立之后，如果供电企业在订立供用电合同时对方的履约能力已明显降低，供电企业明知此情却仍然缔约，则法律无必要对供电企业特殊保护。
（3）用电客户的债务未届履行期限。供电企业不必等用电客户到了交费期限不能交费时才行使不安抗辩权。后履行一方的不能对待给付并非履行期届满时的现实违约，它所直接侵害的权利是先履行一方的债权期待。如果这种侵害期待债权的行为不加以调整纠正，持续到履行期届满，便成为现实违约。
2、供电企业在供用电合同履行中行使不安抗辩权的法律效力
（1）第一次效力：供电企业有权暂时中止履行合同义务，但应以口头或书面形式及时通知用电客户，并要求对方一次或分次预付电费或提供适当担保。
在这儿，供电企业暂时中止履行既是行使权的行为，又是合法的行为，并不构成违约，中止履行是暂停履行或延期履行，不同于解除合同，其目的是维持合同关系，而不是使既有合同关系消灭。至于合理期限的确定，应结合供电企业每月交费的工作实际，以不超过15天为宜。
（2）第二次效力：如果合理期限届满，用电客户未提供适当担保，未预付电费且未恢复履行能力，则发生第二次效力，即供电企业可以解除合同并要求损害赔偿。我国合同法明确赋予先履行方以解约权，但未规定可以请求赔偿及赔偿范围，我个人赞同以下观点：不应以后履行方的履行期到来时的价格作为赔偿标准计算赔偿额，而应以后履行方默示毁约时的价格计算应支付的损害赔偿额。
3、供电企业行使不安抗辩权中止供电时的注意事项
（1）应将停电的用户、原因、时间报本单位负责人批准。批准权限和程序由省电网经营企业制定。
（2）在停电前三天至七天内，将停电通知书送达用户，对重要用户的停电，应将停电通知书报送同级电力管理部门。
（3）在停电前30分钟，将停电时间再通知用户一次，方可在通知规定时间实施停电。
供电企业只有严格依照上述规定执行，才能做到合法停电，才能避免因停电不合法造成用户各种经济损失而引起不必要的纠纷。
总之，供电企业在电费回收工作中，除了要继续发扬“千方百计，千辛万苦，千言万语”的三千精神外，必须强化自身法律意识，充分运用一系列法律手段，引导用电客户按时足额交纳电费，提高电费回收率，降低电力经营风险，才能确保供电企业在风云变幻的市场竞争中持续、健康地发展。
参考文献：
我国的分布式能源发展方兴未艾，从7-8年前的分布式能源概念的引进提出，到大家现在普遍的认知，能源专家和有关部门做了大量推动和普及工作。分布式发电有时也称为分散式发电，电力的生产和使用在同一地点或限制在局部区域内，在集中供电的大电网覆盖地区，电力用户一侧建设的电源点或电力消费限制在配电网内的电源点可作为分布式发电看待。
分布式发电主要包括热电联产、用户侧太阳能光伏发电、燃料电池、农村小水电、小型独立电站、废弃生物质发电、煤矸石发电，以及余热、余气、余压发电等。热电联产受供热范围限制，一般要按照热用户的位置分散布点；离网的分散电源点受人口密度限制，布点也是分散的；各种废弃物资源数量有限，受能量密度限制，也需要分散利用。以上条件决定了分布式发电有其存在的必要性，也决定了分布式发电的独特优势。
燃天然气 冷热电联供分布式能源系统项目具有节约能源、改善环境、提高供能质量、增加电力供应，应对突发事件等综合效益，是城市治理大气污染、调整燃料结构和提高能源综合利用率的必要手段之一，是提高人民生活质量、全面建设小康社会的公益性基础设施，是建设节约型社会的重要措施，符合国家可持续发展战略、节能中长期专项规划和中长期科学和技术发展规划纲要（2006－2020年）。
分布式能源发展
共同主办了“第五届国际热电联产分布式能源联盟年会”。
分布式能源发电是以“效益规模”为法则的第二代能源系统，它是工业文明时期以“规模效益”为法则的第一代能源系统的发展与补充，特别是以天然气为燃料的分布式发电，实行热电冷联产，可以大幅度提高能源转换效率与减少能源输送损失。针对我国天然气供应不足，天然气对于发电来说，重点要转到分布式发电系统，而不宜多用于大型燃气蒸汽联合循环发电。随着我国天然气在能源利用中比重的不断增加和天然气管网的建设，以及规划了不少的引进lng项目，还有风能、太阳能、生物能源发电的兴起，使容量在数千瓦到5万千瓦的分散在重要用户附近，向一定区域供应电力、热力和冷源的分布式供电系统也逐渐的增加。
一批燃气－蒸汽，热、电、冷联产的机组开始在上海、北京、广州等大城市出现。到2004年，在上海已建成8项6528kw，连同计划建设的共13项16808kw；北京市已建3项5467kw，连同拟建的共14项66285kw，还有广州2项1847kw，连同拟建共11项67257kw等等。上海市、北京市还组织力量制订了“上海市燃气空调、分布式燃气热电联产系统发展规划”及编制了“建筑物分布式供能系统的可行性研究报告” 、“分布式能源系统工程技术规程”。北京市也组织起草相关文件，组织对分布式发电接入电力系统的技术规定的研究，编制了《北京市燃气冷热电联供分布式能源系统技术要点》（讨论稿），为分布式供电系统顺利健康发展准备条件。据不完全统计目前我国分布式能源装机总容量已近
500万千瓦。
分布式能源总的情况
序号
地区
已投产的工程
将投产的工程合计
1
上海市
8项工程总计6528kw
共13项工程
总计10624kw
2
北京市
3项工程总计5467kw
共14项工程总计51282kw
3
广东省
2项工程共计1847kw，另有柴油内燃机改造216万kw
共15项工程总计90877kw另有柴油机内燃机改造216万kw
4
其他省、市、区
胜利油田胜动机械集团生产的燃气内燃机已销往全国29
个省市的煤气，瓦斯气、焦化尾气、沼气、炭黑气、油田页岩气、酒精气等发电市场已投产的共152万kw
该厂在建的分布式电源尚有12.5万kw合计将有164.5万kw
全国合计
369．38万kw
408.28万kw
注：将投产的工程系指目前已施工，估计2006年底将投产的工程和目前已投产的工程合计。上表仅为不完全统计。仅供参考。?
我国分布式热电联产的发展目标：2010年前建设100项分布式热电联产系统的示范工程。?
具体实施指标分解：?
2004-2005年：建设15-20项，总装机容量达到5万千瓦；?
2005-2007年：建设35-40项，总装机容量达到15万千瓦；?
2007-2010年：建设35-40项，总装机容量达到30万千瓦。?
2004年9月19日，上海市人民政府办公厅发出沪府办(2004)52号：“上海市人民政府办公厅转发市发展改革委等五部门关于本市鼓励发展燃气空调和分布式供能系统意见的通知”该文件鼓励支持发展燃气空调和分布式供能系统，政府给予资金补助，支持并网；进口设备免税，建立专业化的能源服务公司；市内由局、委制订设计，施工等标准促进燃气空调和分布式供能系统的推广。?
在国际上，尤其是在经济发达或较发达的国家中，由于经济发展带动电力负荷持续增长；电力市场化改革的逐步推行以及对供电可靠性、电能质量要求的提高和对电价的关注；新型发电技术和储能技术的发展；环境保护问题日益突出并受到重视。在上述条件的综合作用下，分布式能源系统由于可以达到很高能量利用效率而得到了快速的发展，是世界能源工业发展的重要趋势。美国在1978年公共事业管理政策法颁布后，正式开始推广建设分布式能源系统，日本、德国、荷兰、丹麦和加拿大等国家的分布式能源系统也得到很快发展。我国的台湾省也于2003年完成了“台湾地区应用分散型电力可行性研究”报告。
应积极支持分布式能源的发展
分布式能源发电是以“效益规模”为法则的第二代能源系统，它是工业文明时期以“规模效益”为法则的第一代能源系统的发展与补充，特别是以天然气为燃料的分布式发电，实行热电冷联产，可以大幅度提高能源转换效率与减少能源输送损失。针对我国天然气供应不足，天然气对于发电来说，重点要转到分布式发电系统，而不宜多用于大型燃气蒸汽联合循环发电。
为了促进分布式供电系统的发展，需要遵循“认真研究，积极试点，统一规划，有序推进”的原则。首先是要做好统一规划。将分布式供电系统规划纳入统一的电力规划和城镇化发展规划中，并与新能源发电规划及配电网规划和天然气管网等规划统筹安排，协调发展；二是规范分布式供电系统接入电网的原则与技术条件。
电网对于符合于上网条件的分布式供电系统，应当允许其及时接入系统，并提供相应的配电装备。对于分布式系统多余的上网电能要优先吸取；三是分布式供电系统的电价由政府相关部门核定，并按照电源与电网互惠互利和能效优先的原则确定上网与下网的电价。四是要重视分布式供电系统中的动力和能源转换设备的开发与国产化供应，以适应分布式供电系统的发展的需要和尽可能的降低其造价成本。这些都是保证我国分布式供电系统顺利健康发展所应予考虑与重视的。
虽然在相当长的时间内，分布式供电系统还难以成为我国主要供电、供热形式，但可以预见，随着我国经济社会快速发展，城镇化的迅速推进和作为城镇主体形态的城市群空间格局的形成，以及人民生活水平的提高，建设资源节约型和环境友好型社会的思想深入人心和全面落实，分布式供电系统将会迅速发展，且会在上海、北京等沿海及内地的大城市群中首先兴起。现在，上海规划到
2010年前建成100项容量为150万kw的分布式热电联产系统的示范工程，到2020年在2010年基础上再翻一备达到300万kw，北京等城市也在做这方面的规划。
分布式能源发电发展的建议
分布式能源发电的发展问题包括政策、市场规则、技术性能和经济性诸多方面，认识这些问题和采取切实有效的对策是促进分布式发电发展的关键所在。
在现有管理和监管体制下，制订者和执行者很难认识到分布式发电的价值，特别是对分布式发电的环境效益。建议电力体制改革最终形成的市场机制和规则应公平对待集中发电和分布式发电，分布式发电的环境效益等公共效益能以某种与电力市场协调的方式得以体现。在能源政策中提出能源资源合理利用的强制性要求。
（1）、当前最急迫的是在“能源法”、“电力法”等有关法律制定、修订颁布之前，国家主管部门、监管部门应组织研究制定分布式能源系统的准入、运行标准，鼓励分布式能源系统的建设、并网；
（2）、要选择一批示范工程项目，明确其市场准入，总结建设、运行经验，积极推广；
（3）、加强对分布式能源系统的前景进行科学预测与规划；
（4）、制订分布式能源系统技术规范和用能标准，杜绝以建设分布式能源系统为名，建设国家明令禁止的小凝汽式发电机组。
2、研究制定分布式能源系统接网技术标准和费用标准。分布式能源系统需要和电网并网的，必须满足并网的技术条件和规范，与电网企业签定并网协议。需要向电网企业购售电的，与电网企业签定购售电协议；
3、积极组织研究配电网的结构、分布式能源系统发电设备的特性，以及使用分布式能源系统给电力系统带来的稳定问题、电压问题、铁磁谐振问题及技术保护措施等；
4、积极组织研究与分布式能源系统相适应的变频技术、换流技术、滤波技术、继电保护技术等涉及电力系统安全稳定运行的技术；
5、积极组织协调分布式能源系统设备的配套生产，实现国产化批量生产；
6、积极扶持为分布式能源系统规划、设计、建设、运行、维护等服务的能源公司。
关键词 能源价格；单位GDP能耗；能源比价；时变动态回归模型；MCMC
中图分类号 F407.2 文献标识码 A
文章编号 1002-2104(2012)02-0033-08 doi:10.3969/j.issn.1002-2104.2012.02.006
作为原油净进口最多的发展中国家，国际原油价格的剧烈波动肯定会对中国的宏观经济发展造成巨大的冲击，但资源类产品的价格完全由政府掌控，以至于国际原油价格的波动对中国经济的冲击在传导过程中被逐渐削弱。故研究国内外能源价格的差异对中国宏观经济的影响将更具有实际意义。中国能源结构不合理，人均能源开采量及储量有限，经济的迅猛发展导致能源供需缺口加大、环境污染严重、经济-资源-环境之间的矛盾十分突出。解决这些矛盾的关键就是制定合理的能源价格政策，但我国目前的能源价格体制仍存在较多问题，扭曲的能源价格不仅不利于能源的节约和环境保护，而且对我国的能源安全及经济持续稳定的发展均会带来很大的负面效应。通过价格杠杆来引导我国的能源消费，从环保需求及可持续发展的角度来推动能源的价格改革显得尤为重要。
1 相关研究述评
由于能源在经济发展中起到的重要战略作用，使得越来越多的学者开始关注能源问题，其中最为重要的能源价格问题自然成为研究的热点。对我国现阶段来说，煤炭、电力、原油、天然气是我国的基础能源，在我国能源生产和消费中占有绝对的优势比例，因此，我国能源价格体制现状，也以上述能源品种为主。前人的报告和研究对于我国能源价格政策发展历程、现状、存在的问题及改革的思路进行了详细的分析[1-8]。
从节能的角度来看，要想合理调整能源价格来达到节能的目的，首先要全面地分析影响能源强度的因素，在充分考虑其它影响因素的前提下，测算能源强度对能源价格波动的敏感度，进而为能源价格的调整策略提供合理的依据。归结起来，除能源价格外，影响能源强度的因素主要有技术进步、能源结构、产业结构及工业结构等方面。
就技术进步影响来看，FisherVanden等采用中国2 500多家能源密集型大中型工业1997-1999年的面板数据，研究指出技术进步、结构调整和可能的统计误差是中国能源强度下降的主要影响因素[9]。国内也有相当多的理论与实证研究与国外得出了类似的结果。齐志新等[10]应用拉氏因素分解法，对我国1980-2003年中国能源强度及1993-2003年工业部门能源强度下降的原因做了细致的分析，研究结果表明，技术进步在能源效率的提高方面起重要决定性作用。
能源结构的不合理，不但制约着能源工业本身，也制约着整个国民经济的协调发展。美国、欧盟国家和日本在优化能源结构方面走在中国的前面，为中国提供了很多经验和教训。王端旭，石瑛分析了中国工业耗能结构的优化问题，在两种假定的方案下，研究表明提高原油及天然气的消耗比重，使得单位能耗平均降低3.2%和3.65%[11]。ZhiYong Han等利用中国1978-2003年的数据，分析了能源结构对能源效率、能源边际效率及能源边际替代率的影响效应[12]。
产业结构即构成国内生产总值组成各产业的比重。由于各产业的能耗指数相差较多，第二产业的能耗指数远高于第一、三产业的能耗指数，故随着产业结构的调整，综合能耗指数必将受到影响[13]。因此，在中国单位GDP能耗建模与分析过程中也必须考虑到产业结构的影响。戴彦德，周伏秋等将所有因素(技术因素，最终需求因素等)对中国单位GDP能耗的影响效应归结为产业结构的变动[14]。齐志新等研究认为影响能源强度的因素，除技术之外，还有产业结构、产业部门内的产品结构和增加值率[15]。
由于重工业的单位增加值能耗比轻工业高很多，重工业比例升高势必会影响能源消费并导致单位GDP能耗上升，故工业结构也是中国单位GDP能耗建模与分析过程中必须考虑的因素。齐志新等应用因素分解方法，计算了1993-2005年工业部门内部轻重结构变化对能源消费和能源强度的影响，发现重工业比例每增加一个百分点，则能源消费增加约1 000万t标煤;近几年，重工业比例的增加对工业能源强度的影响很大[16]。
国内外一直有很多学者都很重视研究能源价格的调整对能耗强度的影响[17-18]。Birol和Keppler研究认为提高能源价格能够改善能源效率，并降低能源强度[19]。Cornillie基于1992-1998的能源数据，运用PDM方法分析得出，中东欧和前苏联一些转型经济国家的能源价格是影响能源强度的重要因素[20]。Leiming H，Meizeng T参考FisherVanden的做法，利用中国1985-2004年以来的宏观经济及能源价格数据，研究中国能源价格对能源强度的影响，实证结果表明：提高能源价格可以降低能源强度[21]。
运用价格杠杆，从经济利益上调动各方面的积极性，发展生产，提高效率，抑制过度需求，引导消费模式的转变，将对促进国民经济全面协调发展和能源行业本身的可持续发展起到积极作用。而目前国际金融危机导致的国际大宗商品价格大幅下跌，为国内放开资源要素价格，理顺相对价格关系提供了一个绝好的机遇。本文首先定量分析了能源价格结构对我国能耗的影响；然后基于时变的回归分析模型测算了能源强度相对能源价格的弹性系数及变化趋势；同时，利用边际机会成本理论和实物期权方法对各种能源的实际价值进行了估计；最后，根据本文的测算结果给出了相应的建议。
2 能源价格结构扭曲度影响单位GDP能耗
根据世界银行对2 500家公司的实证研究结果，55%能源消费量的降低来自于价格因素(控制与调整)，17%来自研究与开发。由于能源是生产和消费的基本投入，故调整和制订合理的能源价格体系，将为引导中国粗放型增长方式的转变提供有利的条件。
在考虑产业结构及能源结构的基础上，本文首先研究中国各能源价格及比价关系与国际水平的差距对能源强度的影响效应。
为了研究实际能源价格结构对中国能耗的影响，本文给出了能源价格绝对扭曲度及能源价格结构扭曲度的定义，定义如下：
定义一，假定能源商品N在A国的价格为x，在B国的价格为y，则A国的能源商品N的价格相对于B国的能源商品N的价格绝对扭曲度为：
dab=|y-x|/y if|y-x|＜y
1 if|y-x|≥y（1）
定义二，假定在同等条件下，能源商品N1在A国的价格为x1，在B国的价格为y1；能源商品N2在A国的价格为x2，在B国的价格为y2。若以能源商品N1为基准能源商品，则A国的能源商品N2与能源商品N1的价格比为：x2/x1∶1；同理，则B国的能源商品N2与能源商品N1的价格比为：y2/y1∶1；定义在以能源商品N1为基准能源商品的条件下，则A国的能源商品N2的价格相对于B国的能源商品N2的价格结构扭曲度为：
cdab=|y2/y1-x2/x1|/y2/y1 if|y2/y1-x2/x1|＜y2/y1
1if|y2/y1-x2/x1|≥y2/y1（2）
本文选取以下因素进行分析，变量名及字母表示如下：能源强度增长率（同比增长率）（Y0），第二产业比例（X1），炼焦煤价格结构扭曲度（原油为基准能源）（X2），柴油价格结构扭曲度（原油为基准能源）（X3），炼焦煤价格绝对扭曲度（X4），柴油价格绝对扭曲度（X5），原油价格绝对扭曲度（X6），煤炭消耗比重同比增加（X7），原油消耗比重同比增加（X8）。
其中能源强度（以1980年为基期）、产业结构（工业在国民经济的比重）、煤的消耗比重及原油的消耗比重数据来自各年《中国统计年鉴》和《能源统计年鉴》。根据数据的可获取性，本文将原油作为基准能源，以美国的能源价格为参照对象，考察炼焦煤价格、柴油价格、原油价格的绝对扭曲度和结构扭曲度对能源强度的影响。本文利用中国及美国1999-2005年的能源价格数据(数据来源：IEA；包括炼焦煤价格、商用柴油价格、原油价格)，中国能源商品价格绝对及结构扭曲度见表1。
根据以上的分析，利用1999-2005年的能源统计数据，本文得到变量间的相关系数见表2。
较低的煤炭价格及电力价格是绝大多数中国企业在成本方面的比较优势。煤炭价格相对国际市场的偏低程度越大将会进一步促进第二产业比例的扩张，更加不利于产业结构优化及经济增长方式的转变，也会限制社会对原油、天然气及可再生能源等清洁能源的使用。同时低煤炭价格会通过国际分工和国际贸易造成对外国消费者的间接能源补贴。中国外贸的粗放型特征使出口商品中低层次商品比例很高，其中很大一部分属于资源密集型初级产品和低附加值、低技术含量的工业制成品。因此，在煤炭价格相对偏低的情况下，出口增长是以资源消耗和环境污染为代价的。同理，相对较低的成品油价格，也容易误导消费及生产行为，不利于我国节能减排及能源供应安全。
能源价格的绝对扭曲度对能耗增长率的影响不大，尤其是煤炭、成品油价格的绝对扭曲度对能耗增长率的影响非常小（X4、X5同Y0的相关系数分别为-0.091 56和0.062 256）。而原油价格的绝对扭曲度却对能耗增长率的影响很大，且起到降低能耗强度增长率的作用（见图2），主要是因为相对参照国来说中国的原油价格是偏低的，所以中国原油价格越低则价格的绝对扭曲度越大，但偏低的原油价格使得中国的炼焦煤及柴油相对原油的价格比向正常值靠近，进而降低中国的能源价格结构扭曲度（X6同X2、X3的强负相关性）。
综上，由表2的数据，中国要解决能耗强度过高的问题，当务之急是先调控能源的价格结构，联动的能源商品比价关系相对单种能源价格的国际接轨更为迫切。由图2可见，中国的原油价格绝对扭曲度是平稳的波动，即中国的原油价格与国际接轨情况很理想，2003年的国内原油价格还高于国际价格，而且有上升的趋势。说明中国在促使国内原油市场价格与国际接轨的同时，对其它能源价格的联动调整重视不够，导致中国的能源价格结构严重扭曲，能耗居高难下。
节能减排一方面需要政府进行推动，另一方面，能源价格的理顺至关重要。只有能源价格回归至正常水平，微观层面才有动力真正落实节能减排的有关政策，进行节能减排才具有经济意义。但是在考虑能源结构等其它相关因素的前提下，国内的能源价格对能源消耗强度的影响作用到底是怎样的？每单位不同品种的能源价格变动对能源强度的影响是多少？合理的分析和测算能源强度对的各能源品种敏感度，是进一步给出制订能源价格政策的理论基础。为此课题组必须充分地从定性及定量的角度来分析能源价格变动的依据及基础。
3 能源价格对单位GDP能耗的影响效应变化趋势
能源价格因其对产品成本的影响而进一步成为影响能源强度中的一个重要变量。能源价格体系不合理将不能充分地发挥价格的经济杠杆作用。煤炭、电力、原油是我国的基础能源，构成了我国能源生产和消费的主体，因此，我国能源价格体制现状，也以上述能源品种为主。
从节能的角度来看，城镇化建设、居民消费水平的提高也均对能源的消耗强度产生直接或间接的影响。首先选取了能源结构（本文采用煤炭和原油在一次能源消费中所占的比重）、产业结构、工业结构、技术进步、能源价格，城镇化水平、居民消费水平、人均生活能源消费水平的数据来观察它们与能耗强度的变动关系，并进行下一步的因素筛选。
在指标的选取方面，由于第三产业的增长有利于能源强度的下降，故本文选取第三产业的比重表示产业结构。而重工业是中国传统的能源消费行业，用重工业在工业中所占的比重表示工业结构。另外，用煤炭、原油和电力各自的出厂价格指数（1980年为基准年，1980-2007年的数据）代替能源价格。城镇化水平(用城市居民人口的比例)、居民消费水平(用全体居民的消费水平指数表示)、人均生活能源消费水平(用人均生活能源消费量来表示)及以上所有变量的数据均直接取自历年《中国统计年鉴》。
由于很多变量间的信息重复，比如城镇化水平与第三产业比例的相关性很严重，经过检验筛选，最终确定FDI占每年固定投资的比例（X6）、城镇化水平（X2）、煤炭工业品出厂价格指数（X4）、电力工业品出厂价格指数（X3）、原油工业品出厂价格指数（X5）、煤炭消费比例为解释变量（X1），单位GDP能耗（y）(以1980不变价测算)为因变量。在以上分析的基础上，用回归分析测算能源强度对能源价格变动的敏感度。测算结果见表3。
其中，各个回归系数代表能源强度对各个变量的弹性系数，除原油工业出厂价格指数外，均显著通过检验。但由于不同时间区间有不同的政策出现或其他不确定性因素的影响，能源强度对各影响因素的弹性应该是不一样的，下面将基于动态Bayes回归理论来建立时变系数回归模型，由于模型的高度非线性，所以没有对考察变量的平稳性要求，可以直接进行编程估计和分析。
lny(t)=c(t)+a1(t)lnx1(t)+a2(t)lnx2(t)+a3(t)lnx3(t)
+a4(t)lnx4(t)+a5(t)lnx5(t)+a6(t)lnx6(t)(0-1)
由于普通的算法很难对时变动态模型进行估计，再加上数据量获取的限制，本文采用MCMC算法对所建模型进行估计。为达到收敛性和正态性检验的要求，共抽样50 000次，将前20 000次作为训练样本，后30 000次作为估计样本得到各待估参数的估计。为了清楚地显示能源
消耗强度对能源结构、城镇化水平、FDI及各种能源价格变动的弹性变动，本文给出了各时变弹性系数的时点图，并利用HP滤波方法对各原始图进行了滤波估计，得到了各弹性系数的趋势图及波动特征。
图3 能源结构调整对能源强度的影响趋势
Fig.3 The trend of effect of energy structure
adjustment on energy intensity
图3中的HPTREND01给出了能源强度对能源结构变动的弹性变动趋势，由图可见，能源结构的调整对能源消费强度的提高起很大的推进作用，煤炭的消费比例每降低一个百分点，单位GDP能耗上升幅度均在1.5个百分点以上，2007年单位GDP能耗相对煤耗比例的弹性比1997年降低大约0.06，从1997年开始能源结构调整对能耗强度下降的作用在逐年降低，不过效果依然较大，而且现在又有回升的趋势，故能源消费结构的调整是节能中的重中之重。
图4中的HPTREND02反映了城镇化水平对单位GDP能耗的影响趋势。由图4可见，城镇化水平对能耗强度的影响效应极为显著。这是因为城镇化所带来的居住、生活和消费方式等方面的变化肯定涉及到很多的能源问题，例如在能源需求方面，城市居民人均商品能源消费远远高于农村，并且清洁能源消费占比加大，1999 年，农村居民人均生活用能相当于城市人均的40%，城镇化促进了商品能源的消费需求。故从表面看，城镇化应该是加速了能源的消费量增速进而加大单位GDP能耗的增长。事实上，如果从产业结构优化的方面来看，经测算，城镇化同第三产业占比的相关系数达到了0.92，同清洁能源消费
图4 城镇化对单位GDP能耗的影响趋势
Fig.4 The effect trend of urbanization on per
unit GDP energy consumption
图5 电力价格变化对单位GDP能耗的影响趋势
Fig.5 The trend of effect of change in power price
on per unit GDP energy consumption
比例的相关系数也达到了0.91，故城镇化同产业结构的优化密切相关[22]，但我国第三产业的发展迟缓趋势影响了城镇化的发展。故推进产业结构优化，促进城镇化也是节能政策不可忽略的方面。
从图5中的HPTREND03反映了电力价格变化对单位GDP能耗的影响趋势，2004年后电力价格的节能边际效应有逐渐减弱的趋势，但在本文考察的所有能源品种中，能源强度对电力价格变动的弹性效应一直以来都是最大。主要因为能源之间的替代效应，近年来，一次能源价格居高不下，而电力价格却一直保持稳定的低价状态，而且差别电价的幅度也未及时作出调整，加大了替代电力的使用量，故电价变动对能源强度的影响最为显著。2003年后，一系列电力政策的颁布对推动节能降耗产生了很积极的作用，尤其在2007年由国家发展改革委、财政部、国家电监会联合的“关于进一步贯彻落实差别电价政策有关问题的通知”对电力价格的节能减排作用作了专门的强调，规定对高耗能企业进行逐个甄别，将其区分为允许鼓励类、限制类和淘汰类企业，并将差别电价的收入用于支持当地经济结构调整和节能减排工作，取消对高耗能企业的优惠电价政策促进差别电价政策和节能减排措施的实施。这些政策的实施进一步的提高了使用电价，加大了
图6 煤炭价格变化对单位GDP能耗的影响趋势
Fig.6 The effect trend of coal price changing on per
unit GDP energy consumption
节能降耗的力度，但边际效应在逐年下降。
由图6中的HPTREND04反映了煤炭价格变化对单位GDP能耗的影响趋势。由图6，煤炭价格对节能减排的负面效应自1996年开始逐渐增强。这是因为，煤炭开采和洗选业本身就是高耗能、高污染行业，国家发改委、国家环保总局在2007年就印发了《关于煤炭工业节能减排工作意见的通知》，用45条意见作出全面部署，以保证到“十一五”末，煤炭企业单位GDP能耗比2005年降低20％、二氧化硫排放量控制在规定范围内的规划目标。自1992年煤炭价格逐步市场化，经济的持续高速增长也带动了能源消费的加速增长，需求的拉动致使煤炭价格不断上升，而占煤炭总量70%以上的电煤价格在国家的控制下也会随着市场的变化而不断增加；同时 “从量计征”的资源税长期偏低，导致煤碳能源被大量不合理的开采，各种能耗及浪费极高、污染极大、安全性较差的小煤窑遍地开花，可能耗及污染却从来不会引起这些获得巨大利润的煤矿主的注意和关心。同时煤电价格联动受到制约，电力价格并不随所消耗煤炭成本的增长而增长，电力相对价格低廉使得高耗能的用电企业有利可图，投资力度不断加大，不断增加未来能耗的“锁定效应”，故煤炭价格的逐渐市场化并没有对节能减排起到应有的积极作用。故合理的推行煤电联动是实现节能降耗目标的重要前提。
由图7中的HPTREND05的趋势数据(反映原油价格变化对单位GDP能耗的影响趋势)来看，原油价格对能源强度的影响效应要分段进行研究，2003年后原油价格的上升才对节能减排起到应有的积极作用，而且边际效应逐年加大。这由于是因为我国的成品油价格仍由国家价格主管部门指导定价，2002年商用柴油价格仅上涨1%，随着市场化程度地加大，2003、2004、2005年我商用柴油价格分别上涨10.93%、20%、20.15%，使得原油价格的上涨开始逐渐传导到下游领域，对节能减排在一定程度上开始起到积极作用，其影响强度也随着市场化程度的加强而逐年上升。
4 结论及启示
通过定性与定量的分析，本文测算了能源价格、价值及其结构的变动对单位GDP能耗的影响，在此基础上给出政策建议。具体的结论如下：
4.1 我国各能源产品间比价的合理优化比单种能源产品价格的国际接轨对能耗的降低作用更为显著
能源价格的市场化改革并与国际接轨是需要一定条件的，不能急于求成，要市场机制发挥有效的作用，需要充分的竞争和明晰的产权。而对于中国的资源市场来说，市场的不完备性是非常普遍的。但也不能坐视不管，循序渐进地从根本上实现国内外能源市场的接轨。
因此，政府在坚持能源价格市场化改革取向的同时，需要慎重考虑能源市场发育不够，市场规则不健全，市场秩序较乱及不同利益主体间的成本分担问题。不能单纯的通过提高能源价格水平来调节供求。如果保持资源行业垄断体制不变而单纯提高资源价格，则公众将成为改革代价的主要承担者。
相比国际市场的能源比价结构，我国的能源比价结构(尤其是煤炭与原油比价，成品油与原油比价)对能耗强度的增长起着很大的促进作用，即中国能源商品价格结构的扭曲度提高了中国的能耗强度，促进了第二产业的增长。相对较低的煤炭价格极大地促进了煤炭消耗比例的增长，降低了原油的消费比例。而相对原油价格来说，偏低的成品油价格会降低炼油企业的积极性，导致“油荒”等现象出现，也会使得原油的消费比例下降。
相比国际能源市场价格，我国单个品种的能源价格对能耗增长率的影响不大，尤其是煤炭、成品油价格相对国际价格的低廉对能耗增长率的影响却不是很大。总之，中国要解决能耗强度过高的问题，当务之急是先调控能源的价格结构，能源比价关系的调整相对单种能源价格的国际接轨更为重要。
4.2 能源价格的变动对单位GDP能耗的影响效应具有显著的时变特征
电力价格的提高对单位GDP能耗的降低具有很大推进作用。2004年后电力价格的变动对节能的影响效应虽然开始逐渐降低，但节能的效果仍很显著，在考察的三种一次能源品种中，电力价格的变动对能耗强度的影响最大。2003年后，一系列电力政策的颁布对推动节能降耗产生了很积极的作用，这些政策的实施进一步地提高了使用电价，加大了节能降耗的力度，但电力价格变化对单位GDP能耗的影响边际效应在逐年下降。
从1996年开始煤炭价格的提高对单位GDP能耗上升的影响效应愈发显著。经济的高速增长带动能源消费量的加速增长，需求的拉动使得煤炭价格不断上升，利润的驱使及“从量计征”的资源税偏低导致煤炭资源被大量不合理的开采。同时煤电价格联动受到煤电双方价格市场化程度不同及政策带来的制约，使得煤炭价格的变化并不能迅速的反映在电力价格的变动上，相对低廉的电力价格使得高耗能的用电企业有利可图，重工业投资力度加大，能耗增加。
在不同的时间点，原油价格的变动对能耗降低的贡献是不同的，且波动较大，但是原油价格的提高对单位GDP能耗的影响在不同的时间段有不同的作用，有时助推能耗上涨，有时却对能耗的降低起积极作用，但相对煤炭及电力价格来说，原油价格的影响效应最小。从原油价格变化对单位GDP能耗的影响趋势来看，2002年以前原油价格的上升对能源强度的上升起助推作用，2003年后原油价格的上升起降低能耗的作用，而且作用强度逐年加大。
中国能源价格市场化建设是节能政策的一个关键组成部分，只有将中国市场的能源价格与全球价格体系衔接起来，中国市场才会融入全球供需体制，中国的需求才会形成“低谷效应”，中国急缺的原油、天然气等能源才会源源不断地流向中国，资源的稀缺性才能得到正确的反映，节能降耗的动力才能产生。所以说价格机制的改革是中国能源安全和节能政策顺利实施的必要保障，也是中国实现现代化必须面对的问题。本文测算了不同时期能源价格的变动对能耗强度的影响大小，据此可根据能源强度对能源价格的弹性系数作为对能源价格调节的依据。
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Saving Energy and Energy Price Adjustment
CHAI Jian1，2，3 GUO Jue2 WANG Shouyang3
（1.International Business School，Shaanxi Normal University，Xian Shaanxi 710062，China；
2.The School of Management Xian, Jiao Tong University，Xian Shaanxi 710049，China;3.Academy of Mathematics
and Systems Science，Chinese Academy of Sciences，Beijing 100190，China）
Abstract
