时间：2023-06-01 08:52:49
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篇电价改革方案，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。
从今年6月1日起，我国将对省级电网供电区域内实行“一户一表”的城乡居民用户实行居民阶梯电价改革。目前多省（市）已出台阶梯电价听证方案，听证会也将于近日相继召开。
为了引导居民节约用电，减少浪费，实现节能减排的目标，对居民生活用电实行阶梯电价改革是必要的。不过，从发改委去年11月29日的《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见》及近期全国各省（市）出台的阶梯电价听证方案来看，阶梯电价改革显然成了涨价的代名词。至于能否达到节约用电、节能减排的目的，反倒并不重要了，甚至根本就达不到这一目的。
阶梯电价改革方案用涨价来代替节能，这显然是对阶梯电价改革宗旨的背离。之所以出现这种背离，与此次阶梯电价改革存在的三大误区有关。
第一大误区，认为我国居民电价太低，所以有涨价的必要。基于这种认识，借阶梯电价改革之机对居民用电涨价就在意料之中了。以至在发改委的居民阶梯电价方案里，作为第二档的居民“正常用电”，也要每度电涨价5分钱。
但问题是我国居民电价其实并不低。为证明我国居民用电价格太低，发改委曾拿中国电价与美国进行了比较：2008年美国居民千度电价是114美元，而中国居民千度电价是69美元。但这种比较反映的只是表象。如果用居民千度电价占人均国民收入的比例来计算，其结果显然并非如此。如按2008年国民人均收入进行比较，美国的这一比例为0.24%，中国则为2.49%。也就是说，从相对价格来看，中国电价是美国的10倍。因此，就中国国民的收入而论，我国居民电价不是太低而是太高了，以此为借口涨价是站不住脚的。
第二大误区，将我国居民正常用电视为浪费，为此需要居民多支付电费。阶梯电价改革引导居民节约用电是对的，但不能因此认为居民正常用电是浪费，毕竟浪费用电的只是极少数。让极少数浪费电力的用户多付费无可厚非，但不能将多付费的用户面扩大化。而改革方案显然将多付费的用户扩大化了。如根据发改委的居民阶梯电价方案，电价不作调整的“基本用电”居民覆盖率只有80%。考虑到农村居民用电量较少的因素，农村居民基本用电的覆盖率基本可达100%，如此一来，城市居民能够属于“基本用电”范围的将不会超过60%。即有不少于40%的城市居民就不属于“基本用电”了，属于浪费电力的对象，因此需要支付更高的用电价格。尤其是第二档居民的“正常用电”也要每度电提价5分钱，这明显是把正常用电也视为浪费了。不然，为什么居民的正常用电也要提价呢？
第三大误区，用涨价代替管理，以为多收费了就可以达到节约用电，减少浪费的目的。其实居民正常用电是刚性需求，即便是涨价了，该用的电力还是会正常使用。而要达到节约用电的目的，关键还是要突出管理。比如，电力供电系统职工家属的“福利电”问题；政府机关事业单位的电力浪费问题；一些公共设施的电力浪费问题；落后产能及高耗能设施的淘汰问题等。这些才是真正的“电老虎”。如果放着这些“电老虎”不除，而拿居民正常用电当老虎来打，这样的电价改革无异于背本趋末。这种改革的结果，除了增加居民的经济负担之外，很难真正达到节能的目的。
不久前，一场关于俄罗斯电力体制改革的座谈会在位于北京的国家电监会举行，参与俄罗斯电改的德勤集团相关负责人应邀到会，介绍俄罗斯电力体制改革及输配电改革的经验。
“我们推进电力市场化改革需要借鉴外国的经验，而俄罗斯与中国在这一方面有很多相似性。”4月21日，参加座谈会的国家电监会政策法规部副主任孙耀唯向媒体解释说。
而这仅仅是中国学习俄罗斯经验的“前期工作”。据孙耀唯透露，国家电监会还将组织考察团赴俄罗斯实地考察。
所有这些取经行动，都旨在为即将到来的新一轮电改热身。据悉，由国家电监会、发改委、国资委各自领衔的电力市场建设、电价改革及主辅分离三项改革，均有望在今年获得进展。
电监会北上取经俄罗斯
2008年7月1日，曾垄断俄罗斯电力行业的统一电力公司(RAO)停止运营，旗下火电资产被拆分为6家电力批发公司和14家区域发电公司，参与市场竞争；输电资产中220千伏及以上的骨干电网由新成立的联邦电网公司所有；配电资产除莫斯科和圣彼得堡配电公司外，其余9家跨区域配电公司将在2010年后进行私有化，而电力零售业务仍由配电公司负责。此外，俄政府还成立了独立的电力系统调度公司。
由于体制转轨和金融危机等因素，俄罗斯电改进程较预期有所推迟，但仍坚持完成了既定目标。这引起中国电改规划者们的注目。
孙耀唯用三个“一样”概括中俄两国电改的相似之处――一样是在电力工业需要快速发展、经济改革处于转轨期的背景下进行改革；一样是幅员辽阔，具有区域性电力公司；一样是要改变传统的计划经济体制，建立电力市场运行机制。因此，相比其它国家，俄罗斯电改模式对我国更具借鉴意义。
为此，国家电监会正加紧研究俄罗斯经验。一个主要由电改课题组成员组成的考察团近期将奔赴俄罗斯实地调研。接下来还可能邀请俄罗斯电力系统人士来华介绍经验。
借鉴普京电改“四板斧”
在俄罗斯模式中，调度独立设置被作为经验之一推介给中国电改的设计者们。
德勤集团的俄罗斯分部作为俄罗斯政府和俄罗斯统一电力公司的财务顾问，参与了俄罗斯电力体制改革有关工作。该集团全球能源与资源行业主席克里斯•尼科尔森认为，俄罗斯在电网重组和调度独立等方面的做法可为中国电改提供参考。
在中国，调度目前仍放在电网内部，电网企业既是买方又是卖方，这被认为不利于市场的公平开放。
而在电监会看来，除改革方案外，俄罗斯推进改革的方法也有值得中国学习之处。
“首先是政府主导，强力推动。”孙耀唯介绍说，俄罗斯的电力改革是自上而下组织和推动的。前总统普京亲自组织电力工业改革工作组，组成6个人的专家顾问委员会，并委托11家代表不同利益的单位提出11套改革方案，以确保平衡兼顾各方利益。
“传统计划经济国家的电力改革涉及面广，问题多，难以周全地照顾方方面面，因此更需要政府的强势推动。”中国能源研究会常务理事朱成章说。
俄罗斯电改的另一大特点是统筹规划，立法先行。早在2003年，普京就签署了5项法案，包括拆分RAO、放开电价、建立竞争性电力市场等方面内容。孙耀唯认为，通过立法明确了改革预期，有利于增强改革的信心。
“立法先行是俄罗斯电改区别于中国的一个方面。”朱成章指出，中国虽然在2002年就公布了电力改革办法，但至今未出台支持电改的相关法案。
俄罗斯推进电力改革的目标明确，就是要建立适合电力行业特点的市场运行机制。为此在构造电力市场结构时，明确将高压输电、低压配电和电力调度界定为垄断性业务，坚持由国家所有和控制；而发电、售电、维修服务等则界定为竞争性业务，推进产权制度改革。
此轮改革完成后，俄罗斯形成了合理的市场结构，分别组建了发电公司、输电公司、配电公司、供电(售电)公司，成立了独立的交易系统管理所和系统操作公司，并鼓励大用户直接购电。“这样就为建立有效的电力市场奠定了合理的运行基础。”孙耀唯评价说。
此外，俄罗斯的电价改革也引起中国电监会人士的兴趣。
“他们的电价改革至少有两点值得我们借鉴。”孙耀唯说，一是发电企业与供电企业之间的双边合同可以一年一订，允许根据燃料成本和通胀变化进行调整；二是随着改革推进逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同。
电力综改酝酿试点
学习借鉴俄罗斯经验之时，停滞多时的电力体制改革再次悄然上路。积极稳妥推进电力体制改革已被列为电监会近期工作重点之一。
“电监会将继续推进电力市场建设，以大用户直购电试点为切入点，逐步建立规范的双边交易市场。”孙耀唯透露，这项改革前期在吉林及广东进行点对点试点，今年将会在内蒙古进行区域试点。
试点前期为政府主导，而最终的目标是通过发电市场平台，允许发电企业和用户进行直接交易。
与此同时，电监会主席王旭东在近期召开的电监会党组会上表示，将推进主辅分离改革，推进电力综合改革试点。
“单项推进改革往往比较困难，选择一些地区进行综合改革试点，有利于围绕电力市场建设，配套推进输配业务分开核算、输配电价、发电节能调度、农电体制等方面的改革。”孙耀唯告诉媒体。
而推进这项改革需要与发改委主导的电价改革特别是核定独立输配电价相衔接。中电投集团总经理陆启洲此前曾向媒体表示，应当把输配电价分开核定，输电电价独立出来。因为配电网和输电网是两个网，一般大用户不通过配电网，可以直接从输电网走，这样供需双方就有了直接交易的价格基础。
总理在今年的政府工作报告中指出要继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。这被视为政府加快电改特别是电价改革的信号。据了解，电价改革正由国家发改委制定方案，其中最为重要的独立输配电价核定方案可能在年内出台。
“电价改革，可以按照成本加收益的原则核定输配电价。”吉林省电力公司总经理张羡崇向媒体表示，比如投资成本、人工成本、生产成本都是很容易计算，再给电网一定比例收益，主要用于循环再投资。而上网电价和销售电价则应逐步随行就市。政府的角色应该是价格监管者而非定价者。
核定整个电网输配电价的前提在于厘清成本。由于主辅分离、输配分开等改革尚未完成，电网企业的成本难以核算清楚。输配分开目前尚有争论，但主辅分离一直是电改的主要内容，但前几年由于各利益方有分歧而陷于停滞。
此轮上涨,缘于市场再现电价上调传闻。
生物质能上网电价的价格调整,很快得到印证。7月下旬,发改委出台了全国统一农林生物质发电标杆上网电价标准,定价每度0.75元,平均每度上涨约7分钱。业内预测,国内大部分生物质能电厂都可实现盈利。
除此之外,中国电力联合会(下称中电联)等部门,已在五大发电集团等企业调查其成本压力、经营压力等情况。而五大发电集团纷纷反映,“煤价已经上涨超过10%”,煤电联动早该重启。
涨风再吹
今年4月初,有媒体报道五大发电集团要求涨电价;但不久后,发改委价格司即发出澄清公告,表示并未收到五大发电集团要求调价的申请。
到了6月,发改委资源节约与环境保护司副司长李静突然对外透露,发改委正在研究电价调整一事――调价的可能初步被官方证实。
业内一位资深电力分析师告诉《财经国家周刊》,发改委价格司近期召开了一些会议,查看目前电力企业的一些状况。“但能不能调、什么时候调,可能还要看CPI等相关数据”,“只能说电价上调的可能性在增大。”
统计数据显示,今年年初到现在,国内市场上煤炭价格涨幅超过了10%,煤炭价格依然坚挺。
目前,山西省资源整合工作刚刚告一段落,煤炭产量恢复尚需时日;豫鲁等省的煤炭整合仍在进行,煤炭供求形势十分紧张。
“电价不调会有很大问题,煤价一直上涨导致发电公司的成本压力很大。”《中国能源网》CEO韩晓平对记者说,“目前,有的发电公司负债率接近90%,一般都在80%以上,财务费用已是天文数字,甚至有些企业是用新债还旧债,不调电价会对金融安全带来问题。”
韩晓平亦表示,涨电价不能解决所有问题,“电价上涨同时,电煤产量也会随之增长,这将带来污染等问题。”
也有专家认为,在目前形势下调整上网电价并非重点:“阶梯电价有调整的可能,上网电价就难了。现在很多政策不明朗,大家其实都在等政策,属于暧昧期;况且物价此起彼伏,上面根本顾不上电价。”
随后,本刊记者就相关问题向发改委相关负责人求证,对方告知这一问题很敏感,“不方便接受采访。”
新动向
《财经国家周刊》从相关渠道获悉,近期电价确有新动向,主要集中在居民销售电价和输配电价方面。
据悉,居民阶梯电价的相关调整方案已经上报国务院,下半年出台的可能性很大。而输配电价实施方案,也将于今年底成定局。
自2003年7月国务院出台《电价改革方案》来,国家对电价实施了一系列调整措施,但是对于电价市场化的推动作用并不明显。
11月30日国家发改委宣布：次日起，全国燃煤电厂的上网电价平均价格提高至2.6分钱每千瓦时，销售电价征收的可再生能源电价补贴标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱，非居民销售电价平均每千瓦时提高3分钱。
至此，电价完成了年内第三次上涨。与前几轮煤电联动不同，此番上调电价，国家发改委打出的是一套压煤保电的“组合拳”。
在煤价方面，发改委规定，自明年1月1日起，煤炭企业供应给电力企业的合同煤价涨幅不得超过上年合同价格的5％，同时主要港口5500大卡的市场电煤平仓价格最高不得超过每吨800元，而直达运输市场的电煤价格控制在不高于今年4月的水平。
“这是年内上调电价的最好也是最后的时机。” 中国电力企业联合会研究室主任沙亦强在接受《财经》记者采访时说。
缓解通胀压力一直是今年的核心议题，年关逼近之时，CPI已从7月6.5％的高点连续回落；另一方面，连续上涨的电煤价格和冬季可能出现的较大缺口，又迫使决策层不得不再次拿出煤电联动的办法，安抚电企以实现平稳过冬。
自2004年“煤电联动”出台后，电煤价格从不到300元/吨上涨到847元/吨，而电价的上涨幅度不到40％，几乎每次上调电价之后，煤价也会追涨，造成轮番循环上涨。业内普遍认为，历次上调电价未能有效疏解煤电顶牛僵局。
因此，这次在上调电价的同时，发改委还出手限制煤价。
“软缺电”
最新数据显示，今冬明春全国最大电力缺口约为3000万千瓦，相当于全国发电装机容量的3％。同时，冬季以来全国动力煤价格一直处于历史高位。11月30日，全国动力煤价格风向标――环渤海动力煤价格指数为847元/吨。
业内一致的观点是，与2001年左右因装机容量不足而导致电力紧缺局面不同，今年的电荒是由于无法完成煤电交易、产销流程与资金链条出现断裂而引起的人为因素停机，属于“软缺电”。
“再不上调电价，我们厂肯定要停机了。”12月1日，晋南一家大型燃煤电厂负责人在电话里告诉《财经》记者。据他介绍，现在山西省内4500大卡动力煤的坑口煤价已经涨至330元/吨，到厂煤价已经接近700元/吨。以上月为例，他的电厂每发一度电要亏7分钱。
在煤炭大省山西，这样的电厂不在少数。据《经济参考报》报道，山西煤炭年产超8亿吨，但省内发电企业亏损非常严重。山西省中南部13家电厂上报山西省电力行业协会的文件提到，13家火电企业今年1月至10月累计亏损32.89亿元，平均资产负债率已达111％，资不抵债企业数量上升至10家。电厂无钱买煤，无钱存煤，平均存煤量仅够一周左右，一些电厂出现缺煤停机。
据中电联统计部主任薛静介绍，中部、东北和西部等上网电价较低地区的火电企业，由于无法承受煤价上涨的压力，绝大部分已经陷入巨亏。
日益严峻的度冬电力供应形势使得政府下决心在年末上调电价，同时限制煤价。发改委在宣布上调电价后第一时间，以答记者问的形式向外界表示：由于电煤价格较快上涨，使火力发电企业成本快速上升，经营困难加剧，购煤发电能力受到较大制约，电力供应紧张。为缓解煤电价格矛盾，促进煤炭和电力行业协调健康发展，保障迎峰度冬期间电力供应，有必要加强调控，稳定电煤价格。但是，发改委并未具体说明落实限价令的措施。
物价涨幅回落也给了政府在年末上调电价的空间。国家统计局11月9日公布：10月份 CPI同比上涨5.5％，涨幅较上月回落0.6个百分点，连续三个月回落。市场开始相信物价涨幅已确定进入回落通道。专家们认为，尽管销售电价提高3分钱可能会对PPI造成影响，但对CPI不会造成太大影响。
煤价限得住吗
限价令一出，已迈入计划、市场双轨制的煤炭价格会否如政府预期的那样得到控制，便成为业界关注焦点。
黑龙江龙煤集团一位高层告诉《财经》记者，现在尚未收到具体的约束煤价的文件。“合同煤涨幅在5％之内还好控制，就是不知道国家以什么新的方式来控制市场煤了。可能还是采用分省约谈当地大企业的方式来限制煤价吧。”
一位煤炭工业协会人士向《财经》记者抱怨：大范围限制市场煤价是倒退回计划经济时代。“我倒想看看万一市场煤真的突破了800元/吨，发改委会以什么手段来惩罚违规煤企？”
更多的质疑集中于限价令的可行性。晋南电厂的负责人告诉《财经》记者“煤电双方谈判并不处于均势，合同对煤炭方面的约束并没有那么强。比如不少煤企和电厂谈价格都是定价不定量，到时候给电企的量少一点不就是涨价了吗？发改委连合同煤变相涨价的猫腻都查不出来，更别说这次要干预市场煤了。”
在电力监管部门看来，国内没有统一的大型电煤交易市场，不可能做到有效监控每一笔交易。“合同煤的兑现率不足40％，电力企业呼吁了多年都无法得到切实解决。同样的道理，怎么能管住市场煤的实际交易价格？”一位电监会的官员向《财经》记者表示。
对于国家发改委提出的“全面清理整顿涉煤基金和收费”这一举措，无论是电力企业还是煤炭企业在受访中都持欢迎态度。
记者了解到，为了获取资源收益，很多地方开征各种名目的收费。大量不合理的收费已经成为煤炭涨价的内在动力，导致煤炭企业生产成本和经营负担增加，推动了电煤价格的上涨。
中央财经大学中国煤炭上市公司研究中心主任邢雷接受《财经》记者采访时认为，清理整顿涉煤基金和收费的举措可以显著降低煤炭企业的成本，也会降低煤炭价格。但他担心其是否能落到实处：“在有关方面出台详细文件之前，指望地方政府自发取消这类收费不现实。”
长效机制何来
2004年12月，国家发改委出台煤电联动机制，规定以不少于六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。
煤电联动是为了解决煤电矛盾而制定的过渡性政策。从2005年5月到2011年12月，共实施了八次煤电价格调整，但只有前两次是严格的煤电联动。更重要的是，这一在电价改革到位前的临时措施，却逐渐变成了一种长期的制度安排，结果造成煤电价格轮番上涨。
中国电力国际有限公司高级经济师王冬容博士认为，七年间煤电联动并未得到很好的执行，何时该涨、涨多少都是一笔糊涂账：“煤电联动本身是市场化过程中的一个过渡性措施，仍是典型的政府定价，并且因为始终未将容量电价和电量电价分开，煤电联动也没有完成理顺煤电价格关系的使命。”
根据2003年国办下发的《电价改革方案》，上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。在过渡时期，上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。
容量电价主要反映发电固定成本的补偿，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式密切相关，不管是否发电，只要有容量在电网里，都会得到一定费用补偿。电量电价主要反映发电厂变动成本的补偿，与燃料费用及管理成本密切相关。
“现在仍是一部制电价，决策层在执行煤电联动时根本无法判断煤价上涨100元/吨对4毛钱/度的电价影响究竟有多大。”王冬容说。
王冬容对《财经》记者表示，近十年来电厂的内部挖潜几乎已经做到极致，电量电价基本就是电煤的成本。“由于容量电价在发电厂建成的那一天起就已经基本固定了，如能按照62号文要求实行两部制电价，那电煤的价格变化多少，就可以直接反映到电量电价上。
他认为，容量电价和电量电价分开是实现电价市场化的第一步。煤电联动规则透明化之后，至少可以将过渡时期的煤电价格关系理顺，让煤电处于动态平衡之中，不再出现煤电价格倒挂导致电厂越发电越亏损进而形成“软缺电”的现象。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强也认为，有效推进煤电联动，首先需要有透明的规则，透明的煤电联动机制可以厘清电力企业的成本，这样联动周期也可以根据市场变化适当调短，并形成有上有下的上网电价，避免当前电价单边上涨的局面。
然而煤电联动终究不是一个市场定价制度。持续多年的煤电顶牛，使得多数业内人士相信，彻底扭转煤电循环涨价的局面，必须重启尘封多年的电力体制改革，综合考虑煤电运的价格形成机制，从而使得电价能够反映真实的市场供求关系。
2002年2月10日，国务院出台了“电力体制改革方案”。但近十年过后，改革方案中确定的“厂网分离、输配分离、建立电力市场、实行新电价机制”等改革目标仅第一项基本实现。
改革迟迟无法推进，直接导致了煤电联动这一临时措施的长期化，而煤电矛盾又在一次次的联动中愈演愈烈。
冬储煤的高峰已经过去，电力和煤炭企业之间的矛盾随着电煤合同迟迟不签署而再次激化。电网企业极力怂恿中国在一季度上调包括居民电价在内的终端销售电价，而上网电价保持不动或者进行小幅调整的电价调整方案，在业内频频流传，所不同的是这次关于电价这一敏感事件的源头不是国家发改委，而是电监会。
电力专家陈望详2月26日接受记者采访时表示，电监会希望电价调整一方面是理顺扭曲的电价，一方面则是想在电力足够合理的基础上推行直供电模式。“不过推行难度比较大。”他认为电价调整的方案由国家发改委价格司酝酿，形成方案后需经部委会签，再上报国务院批准。整个程序完成需要一定时间，近期进行电价调整的空间较小。
不过，电监会毕竟在电价问题发出独立声音了。
电监会强推直供模式
这一切都因为近乎停滞的直供电模式，推行4年来进展缓慢，让专司电力市场化改革监管职责的电监会比较烦恼，他们渴望能够出现变化。
电监会在多次内部讨论中都认为，电力市场应为买卖双方提供更多的选择机会，让更多购售电主体参与电能买卖。但是由于电网天然的垄断性质，国内又不可能在短时间内采取更为激进的措施来推动电网改革，“目前电网承担了发电企业亏损缓冲的角色，现在电价压力由电网分担了些，不然政府更为被动，作为妥协，政府只能接受电网一些条件。”国家发改委能源所周凤起研究员多次参加电监会的内部讨论，他认为目前电监会强推的打破单一购买模式、允许大用户和配电企业向发电企业直接购电，是几乎所有实现竞争性电力市场国家采用的模式，
“电监会在电网面前都是弱势部门，中国电力市场化建设原来定的就是‘厂网分开，主辅分离’的原则，但这一发展方向被电网企业腰斩了。”中国能源网副总裁韩晓平说，现在电力需求过剩，加之电煤价格不确定，很多发电厂都生存困难，这个时候正是推进电力直接交易的好机会。电力企业和用电企业可以通过长期协议的方式将电价和电量锁定，这样电厂有了合同作支撑，可以购买电煤或用合同向银行贷款，用电企业也可以用长期协议的方式将电价降低。
在电监会的设想中，其一就是目前广为应用的，以输电网为媒介，连接独立发电商与用电大户以及配电商，最后输送给终端用户的发电企业竞争上网模式。其二，则是通过发电商与大用户或配电商直接进行双边交易，绕开电网的直购电模式。国务院制定的《电力体制改革方案》明确提出，在条件具备的地区，加快开展直购电试点工作。电监会的文件明确提出今年将推广直供电，着重输配分开和电价机制改革。其中，输配分开将为直供电打下基础，在电价机制方面形成输配电价，为直供电提供定价依据。
在电力体制内，电网公司成为垄断权力最大的部门。用哪个企业的电、用多少，电网公司说话很算数。2005年4月5日，国家发改委出台了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》。这些办法剑指电网公司垄断权。
根据规定，电网公司不可获得高额垄断利润，输配电价将按有效资产核定收入上限，实行最高限价；电网可靠性必须达到一定标准；必须依法为各市场主体提供无歧视的质量上乘的服务。为了对输配电价格进行有效监管，发展改革委将会同电监会制定输配电价格成本监审办法。
“现在是个微妙的平衡。”周凤起分析，现在是地方企业和发电厂生存艰难，电网公司被迫让步。地方政府也是为了地区经济利益考虑，在经济不景气的时候力推电力直购。当经济好转，为了争取电网公司投资等考虑，就不会再支持电力直购。
直供交易模式中用电企业只需向电网支付网络使用费，如果该用电大户有能力直接组建自己的输电网络，更可完全绕开电网。这当然会影响电网的收益。“电监会之所以比较积极推动直供模式，根本原因是直供模式中定价因素比较少，而能突出监管重要，如果这种模式能够被高层认可，成为未来电力市场化改革方向的话，电监会就可以把握主动权。”厦门大学能源研究中心主任林伯强认为这是部门利益在起主导作用。
电价稳定成为电网谈判的筹码，长期看电价理顺也只是时间问题。高盛报告称，因政府宏观紧缩放松，通货膨胀压力减轻，预计中国政府将在下半年再次上调电价。
电力管理模糊地带依然
按照中国目前的能源架构，电监会对于同级部委还是国家电力巨头，都没有足够的“谈判能力”。
中国目前的管制体系内，电力作为最大块的国有资产之一，很多部门都不想放弃自己手中的权力，根据现在的职能划定，并不比2002年电力改革前清晰。目前，电力的定价权、项目审批权力由国家发改委为主，会同电监会、国家能源局协商，电力监督权以电监会为主，国家发改委和国家能源局协助管理，电力企业的资产由国资委委托企业管理，国资委有电力企业资产增值保值的责任，农电水电则由水利部负责资产管理。此外，电力企业下属的各类电力财务公司有财政部门负责指导，而很多电力企业下面都有自己的二类公司上市，这样又要接受证监会监督。
电力改革的现状是不仅仅企业层面没有理顺，连政府管理部门的权力划分同样没有理顺。
此前有部分专家认为，电力建设项目的审批权应该给国家能源局，电力价格的制定管理权利应该交给电监会，但是这两项权力都是发改委的立身之本，不会轻易放权，全部放权，也不利于国家进行宏观调控等。国家发改委价格司的一位官员表示，电建项目审批核准权是必定要保留在发改委的，本来电价监督管理权其实也应该交由发改委负责。因为发改委有一整套的物价系统，而电监会人数较少，如何能管得好电价?
国务院发展研究中心产业部部长冯飞认为，电监会在推进电价改革的过程中，以国家确定的电价改革方案为依据，以市场化改革为取向，以区域电力市场为平台，针对电力市场供需形势和经营成本的变化，对电价调整提出建议。实际上，从另外一个方面来说，电监会是应电力体制市场化改革而产生的机构，如果没有了电力市场化的改革方向，电监会也就没有市场可以监督甚至没有存在的必要了。
但是国家发改委却并没有与电监会一样热衷于电力体制改革的市场化。在2002年底厂网分开之后，在审批电力项目和电价改革上始终抱着权力不放，处于被动接受市场化理念的状态。2008年新一轮机构改革后成立的国家能源局，也只是从国家发改委划过来外资能源项目审查权和能源价格文件会签权而已。原来电监会与国家发改委之间就存在沟通比较少，双方在开会时都经常出现不愿意碰面的情况，现在如何协调国家发改委，国家能源局，电监会之间角色是比较艺术的。而这三个部门之间的沟通对于电力体制改革无疑是有利的。 冯飞认为，转型是指政府管电模式的转型，这种转型要从过去对项目的直接干预或直接管制中抽身出来。政府应该从大处站在全局的角度来考虑电力的发展方向，提高进入门槛等。
9月19日，中电国际发展在香港举行了上市推介会，向200多位基金经理及投资银行家宣布，计划发行9.9亿股股票，价格区间为每股2.10港元至2.60港元，市盈率在11．6倍至13．6倍之间，筹资 3.3亿美元（约27亿元人民币）。上市后，中电国际持有上市公司67%的股份继续扮演大股东角色，而公众股将占33%。中电国际发展的上市是继中海集运（2866．HK）及平安保险（2318．HK）今年6月上市以来，内地企业在香港最大的股权融资项目。
“负责这个项目的小组已经忙着在世界各地预路演了。”来自主承销商美林证券的消息说。如无意外，中电国际发展将在10月15日以代码2380在香港主板上市交易。
几个月前，中电国际的抱负还远不止于此。当时定下的筹资目标高达9.09亿美元〜13.6亿美元，并打算于7月上市。不过此后，中电国际以股市在夏季市场交投转淡之前便已下跌为由，推迟了发行计划，更大幅调低招股定价区间，缩水上市。“从市场上看，这个价格肯定是被低估了。”电力行业专家、正在筹备中的高华证券发起人之一熊云说。
十年筹划
在香港市场，中电国际发展是第五只亮相的国内电力股。在业内人士看来，中电国际发展并未被赋予为“电力重组上市”开路的任务，更大程度上只是完成其上市夙愿、为母公司中国电力投资公司（下称“中电投”搭建一个融资平台。
为了上市，中电国际走过了十年的时间。
中电国际成立于1994年，是当时统管国内电力政企大权的电力工业部设在香港的“融资窗口”公司。随着国内电力体制改革在1997年拉开帷幕，中电国际被纳入为分离政府的企业经营职能和监管职能而设立的国家电力总公司。截止到2002年底，中电国际总装机507.5万千瓦，总资产130亿元，净资产50.52亿元，实现净利润7亿元左右。
“从成立开始，中电国际便一直有上市的计划，但是由于各种原因一直没有成行。”一位长期关注电力行业的投行人士称。在中电国际迟迟没有上市动作的时间里，国内已经有三家电力公司顺利登陆香港证券市场。1995年至1999年间，大唐发电（0991.HK）、华能电力（0902.HK）和华电国际（1071.HK）相继以H股形式上市。
2002年12月，作为电力体制改革的重要步骤，厂网一体、垄断经营的国家电力总公司被重组，分割成两家电网企业――中国国家电网公司和中国南方电网公司，以及五家独立的电力企业――中国电力投资集团、大唐发电集团、华电发电集团、国电电力发展集团和华能集团。随着这次电力行业的重组，已经在香港上市的三个公司分别整合入大唐、华能和华电三大集团。中电投则拿到了总部在香港的中电国际。
在这次重组中，中电投获得了3015万千瓦的可控装机容量, 2222万千瓦的权益装机容量，拥有上市公司漳泽电力、九龙电力、上海电力，并拥有原国家电力公司全部的核电资产。目前注册资本金达人民币120亿元,资产总额801亿元。在资产实力上中电投成为中国电力行业中具有举足轻重的角色，但是，旗下却只有漳泽电力、上海电力等几家国内A股市场上市公司。“中电国际在香港上市后，这家公司便会顺理成章地成为中电投在海外融资的平台。”熊云说。
事实上在电力重组后，中电投便着力经营中电国际。2003年7月，中电国际同澳门电力公司另外两大股东葡萄牙电力公司、中法能源投资有限公司完成股权交易，中电国际耗资3亿澳元购得澳门电力6%的股权，成为澳门电力公司的第四大股东。这次购并也是中国2002年电力体制改革后，国有电力企业第一次进行境外电力资产并购。
2004年1月12日，中电国际在北京一次性购买七台60万千瓦超临界发电机组，投入到位于安徽和河南的两个煤电联营基地，涉及金额40亿元人民币，这是国内迄今为止一次性签订价款最大、台数最多的发电机组订货合同。
2004年3月24日，充当上市的中电国际发展在香港注册成立，由中电国际通过在英属维尔京群岛（BVI）注册的中国电力发展有限公司（China Power Development Limited， 下简称中电发展）全资拥有，中电国际总经理李小琳任董事会副主席及执行董事。中电国际于2004年春季正式启动了海外上市步骤。
又一个注资故事
即将成为上市公司的中电国际发展在大华显继（香港）有限公司电力行业研究员李浩章眼里，依然只是一个小规模的电力企业。为了将投资者的眼光引向未来，在上市前不断向中电国际发展注入资产便成了第一步。“现在中电国际发展的装机容量只有300多万千瓦，技术比较低，三年内（装机容量）翻一番的可能性很大。”李浩章说。
中电国际用来吸引国际投资者的主要卖点是其未来几年内的增长潜力――保荐人美林证券的研究报告显示，中电国际发展会大幅度扩充装机容量，它目前的发电能力是301万千瓦，而2009年，这个数字有望上升到1080万千瓦。
发电能力的增长来源有三：
其一是该公司本身的扩容计划。中电国际持有的安徽平圩电厂二期（100％权益）、河南姚孟电厂二期（100％权益），及湖北黄冈大别山电厂（89％权益），在2004年至2009年将扩容360万千瓦，中电国际占其中的346.8万千瓦。
其二是收购母公司中电投的资产。现在中电国际为中电投管理六家电厂，分别位于辽宁、山西、福建、江西、安徽及江苏，此间中电投持有的装机容量为332.2万千瓦。美林报告指出，中电国际发展有优先权以市场价格购入这些资产，预计所有收购将于2009年以前完毕。
其三是在A股上市的上海电力(600021．SH)的25％股权。上海电力9月9日公告证实，公司收到第一大股东中电投的函文通告，中电国际发展可以购买中电投持有的上海电力25%股份的期权，自2004年10月29日之日起生效，为期三年，作价由双方商定。上海电力为电力板块蓝筹股，主营火力发电，获得上海电力期权，对于中电国际上市无疑是一个利好消息。
通过这些资产注入，中电国际为中电国际发展制造了一份不错的财务报表。初步招股书披露的信息显示，已注入的资产在2001年至2003年财年保持收入快速增长，2003年较2002年收入增长近3.34亿人民币，增幅13%，而2004年上半年相比去年同期的收入增长已超过2亿，增幅11%。
“基金经理们对电力行业的中长期发展持正面态度，对中电国际发展也有兴趣。”大华显继（香港）有限公司电力行业研究员李浩章说。
在他看来，国内自2003年出现的“电荒”，最快要到2007年才可能告一段落，在此之前，国内电力的供求都将维持供不应求的局面，这对上市的电力公司而言，是一个好消息。持此观点的还包括承销商美林以及野村证券。
不过，美林的报告同时也指出，由于目前国内电力短缺局面严重，投资者担心大幅扩容将带来一定程度的电力过剩，导致利润下滑。事实上，除了中电国际发展，其他几家电力公司也都设计了庞大的扩容计划。北京大唐（0991．HK）已宣布在八年内将装机容量由现在的1041万千瓦翻一番，华能国际(600011.SH)（0902．HK）计划到2010年，将装机容量由现在的1883.2万千瓦增至3591.1万千瓦，华电国际（1071．HK）则会将装机容量由858万千瓦增加到2010年的2300万千瓦。因此，中电国际发展的“增长故事”与其他公司并无不同。
值得一提的是，中电国际此次选择的以红筹而非H股形式上市。相对于H股，红筹股对投资者的限制较小，一般在上市后六个月的冻结期后，大股东便可以自由在市场减持套利，而不需内地监管机构的批准。这不仅使得中电国际发展更容易行使期权等激励机制，也利于未来进行减持，改善内部管理。
电荒的背后
中国自2002年电力体制改革以来，煤电矛盾和电价改革一直是两个悬而未决的问题，这在很大程度上决定着国内发电企业的利润空间，因而也是国外投资者最为关心的问题。中电国际发展上市之际，仍然被此中的不确定性困扰。
根据初步招股书提供的资料，热能占中国发电能源的比例始终在80%以上，因此煤炭价格在企业发电成本中占据非常重要的地位。
由于国内煤价是市场化的，而电价则是中央调控型的，煤电价格始终处在一种博弈当中。2000年以来，全国平均煤炭价格涨幅超过20%，电煤的市场价格实际已经超过200元。由于煤炭储备量的下降及国家对小煤窑的多次清理，在未来几年里，煤价持续上涨已成定局，一个业内通用的简单的公式是：煤价每上涨1％，电力企业的净收入将减少2.5％。
基金经理们都表示了对煤价的关注。“计算中电国际发展的利润空间时，我们主要关注公司的电厂分布，尤其是有没有煤矿在电厂旁边。”李浩章说，“即使电厂在沿海，只要与煤炭供应商有长期合约，就没问题，但如果需要在现货市场购买煤炭的话，成本就太高。”
虽然招商证券的报告认为，中电国际下属的几家电厂均靠近煤炭生产区，并拥有两家煤矿公司，在原材料方面可以享受一定的价格优势，但市场的整体格局依然预示着发电企业利润空间的缩小。
据美林证券的报告预测，中电国际2004年及2005年的燃料费用增长幅度均高于营业额的增长幅度，其中今年的形势最为不利，预计营业额只会增长6．2％，至31亿元，但燃料费用则增长18．54％，即15．6亿元，这样一来，中电国际扣除燃料费后的盈利不升反跌，只有15．4亿元。美林预计到了2005年，中电国际燃料成本的压力会略为减轻，但增幅仍将达到8．91％，高于营业额5．68％的增幅，同时中电国际享有的部分税收优惠届时也将到期，税收支出将由今年的5300万元增至1．19亿元，令纯利只有3．83％的增长。
除了煤价上涨的因素，要维持电力企业利润的平稳，另一个重要手段就是国家调高电价。从2003年全国大面积电荒以来，国家发改委已经连续两次调高电价，全国平均每度电的价格提高了近3分钱，但市场上更为关注的，则是目前仍然未见行动的电价改革。
长期以来，中国实行的是“一厂一价”的还本付息电价，主要是按照电力项目还贷期还本付息的需要进行定价。每个电厂的上网电价都有不同，其中差异根据实际发电时间、装机容量、电厂运营时间等因素决定。由各个电厂进行发电成本核算，计算出保证还本付息的上网电价，由当地物价局审核后统一报国家发改委审批。
2003年7月，国务院下发了《电价改革方案》。与以往历次的电价改革不同，这次改革将是电价定价机制的彻底变革。《电价改革方案》着重突出价格信号对电力投资的引导作用，使电价成为电力供需的风向标。
根据《电价改革方案》的设计，中国将在未来几年逐步实行一套包括两部制电价、竞价上网、丰枯电价、峰谷电价、需求侧管理在内的新型定价机制。改革后，原来的综合成本电价将被划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价四部分。输配电价实行监管下的政府定价，发电、售电价格则完全由市场竞争形成。
在电价改革的过渡期，上网电价将根据各区域电力市场的实际情况，采用多种定价方式，主要是两部制电价的方式，两部制电价将未来的电价分成两部分，即容量电价与电量电价。其中容量电价按发电企业所在区域的平均投资成本制定，电量电价通过发电厂共同竞价决定，只有能够有效控制成本的企业才有生存空间。
目前，“两部制电价”改革已经在东北三省进行试点，如果容量电价比重增加，意味着利润向发电企业方倾斜；而一旦电量电价比重增加，则电网企业更占优势。而且，在发电能力超过用电需求后，上网电价势必下降，电力越充裕，竞争越激烈，发电企业的风险越大。
这些分析足以使冷静的投资者止步，而这被认为是中电国际发展推迟上市和削价的理由。“如果市盈率不高，基金经理的兴趣会比较大。”李浩章说。
逆市筹资热潮
根据承销团美林证券的报告预测，中电国际2005年市盈率介乎9.6倍至11.8倍。目前，在香港上市的内地电力公司中，华能电力（0902.HK）2005年市盈率为14倍、北京大唐（0991.HK）为14.3倍、华电（1071.HK）为13倍，以及华润电力（0836.HK）为10.3倍。
“不论是H股还是红筹股，电力公司使用的定价模型都是一样的。”熊云说，“新近发行的股票自然要卖得稍微便宜一点，但是和以往的电力股相比，中电国际的优势并不明显。”
9月21日，中电国际发展在香港进行了路演。中电国际副主席李小琳亲临现场游说。据李介绍，目前，中电国际发展已经获得一个战略投资者和一个财务投资者的青睐。新加坡淡马锡控股（Temasek Holdings(Private) Limited）同意其以招股价买入占中电国际发展全部已发行股份3%，暨全球发售股份9.09%的股份，成为其战略投资者。
香港地产大亨，恒基兆业主席李兆基也将购入相当股份。其名下的私人公司Henderson Financial enterprises Ltd.将以财务投资者身份，按以下两种方案中数目较少的安排买入中电国际发展的股份：一是按2500万美元除以招股价所得股份数，二是占全部已发行股份3%，全球发售股份9.09%的股份数。
仅此两笔入股，已经占去未来33%公众持股中的近20%，由于招股数额并不大，目前看来上市风险较小。“基金经理普遍反应还比较积极，因为价格确实便宜。”一位熟悉国内业务香港的市场分析人士对《财经》说。
根据招股书显示，若招股反应理想，达15至50倍，公开配售部分比例将由一成调高至三成，若超过50倍，公开部分将上升至四成，超过100倍则上升至五成。
尽管中电国际发展在市场上反应平平，但是并未影响国内发电企业新一轮的融资热潮。在中电国际发展上市的同时，电力企业的新一轮融资拉开了帷幕。
五大发电集团中惟一没有登陆香港证券市场的国电公司今年制定了融资计划。5月间，在国电集团2004年度工作计划会议中，国电集团首次向员工公布了公司重组融资的消息。目前国电集团正筹备在香港上市，计划筹资约5亿美元。
除了发电企业纷纷谋求上市，具有自然垄断特征的两大电网公司也在寻求上市的可能。以前，国家电网建设主要是靠发行债券融资。但国家电网公司总经理赵希正曾表示，“2004年，国网公司将在金融板块运作方面、资本市场融资方面有大的动作。”
国网公司近期也公开表示：“电网建设资金需求巨大，单靠债务融资不能解决全部需求。电网公司必须充分利用资本市场的巨大融资能力，实现融资手段的多元化。”
3月中旬，《财经》记者从葛洲坝内部人士处获悉，葛洲坝将与中国电力工程顾问集团公司（下称电力顾问）合并，二者共同组建新集团――中国电力建设工程集团。重组方案已于春节前获国务院批复，新集团预计5月中旬挂牌。
接近国资委的人士透露，国资委改革局已专门成立葛洲坝重组工作小组，3月初该小组的几位成员已搬进企业办公。
春节前后，隶属于国家电网的安徽省电力设计院员工亦接到上级通知，该设计院将被并入葛洲坝。同时，国家电网下属多家电力设计院会被陆续剥离和兼并。
业界争议甚久的电力体制改革第二步――电网主辅分离改革也将正式启动。
未经证实的消息还显示，除前述两大电力辅业集团合并，另外两家中国水电工程顾问集团公司（下称水电顾问）和中国水利水电建设集团公司（下称水电建设）也将合并组建新集团，南方电网旗下的十几家电力建设公司会被划拨其中。
在释放电力体制改革重启信号之外，葛洲坝重组还暗合了国资委推动央企重组和整体上市的筹划。2010年底，新任国资委掌门人王勇在年度央企负责人会议上表示，国有资本存在分布面过散、过宽的问题，“十二五”期间中央企业发展的目标只有一个，即“做强做优”，要培养一批具有国际竞争力的世界一流企业。
“葛洲坝99％的资产都装在了上市公司中，合并后勘测、规划、设计等更上游的主营业务置入其中，完全是可以期待的。”前述葛洲坝内部人士说。
据了解，目前新集团管理层人选仍在商讨当中。较之于电力顾问，葛洲坝规模更大，更具实力，将作为此次合并的主导方。
重弹旧调
电力顾问以电力勘测、规划、设计、监理为主，葛洲坝则以工程建设为其主营业务之一，两家企业分属电力辅业上下游。
上述葛洲坝内部人士告诉《财经》记者，新集团成立后，业务范围将涵盖火电、水电、风电、核电、太阳能发电等电力建设的全产业链，包括勘察、规划、设计、施工和监理。
这一方案与一年前重新设计的合并方案截然不同，但是却暗合四年前被搁置的方案，其间起伏波折可见一斑。
葛洲坝内部人士称，2007年制定的电网主辅分离改革方案，核心思路之一是，将两大设计类央企――电力顾问和水电顾问，分别整合到葛洲坝及水电建设之中，形成国家电力系统两家大型辅业集团。同时，国家电网系统的电力修造、送变电施工和勘探设计等辅业资产分别划进这两大集团。
不过，2008年的雪灾直接导致这一方案搁浅。在自然灾害对电网设施造成大面积破坏后，国家电网和南方电网分别上书国务院，为保障电网安全，要求重新界定辅业范围，认为设备制造、电力勘察设计等较为重要的业务应该留在电网系统内。
按照2002年《电力体制改革方案》（五号文件）界定，有关电力设计、修造、施工等辅业务单位要与电网企业脱钩。而输配电、电力设备制造、施工等关键辅业，则暂被继续保留在电网企业中。
2010年，有关电网主辅分离改革方案再被重提，葛洲坝重组方案变更为与水电建设合并。但是，葛洲坝内部人士分析认为，两大电力建设集团合并的思路并不具有可操作性。主要原因在于，两家公司的业务基本重合，主要从事水利、水电、火电、核电、风电、公路、铁路、市政建设、工业与民用建筑等业务，属于施工类企业，在国内外建筑工程市场上颇多竞争。
据研究机构测算，国内水利水电工程市场上，葛洲坝和水电建设的市场份额约为4∶6。国外市场竞争方面，水电建设亦更胜一筹，该公司称已拥有全球50％以上的水利水电建设份额。
若葛洲坝和水电建设合并，还触及到两大电网公司的直接利益。目前，暂留在国家电网和南方电网的辅业单位共170家左右，净资产达一两百亿元，但利润总额并不高，只有十几亿元，职工队伍多达30万人左右。如何处置这些规模庞大的资产，一直是十分敏感的话题。
分析人士称，电网公司并不愿意看到一个辅业“巨无霸”的诞生，这意味着后者的议价能力大大高于以往。
“葛洲坝重组缓慢而不断波折的原因，在于这是两家央企间的重组，涉及各方利益。”国泰君安分析师白晓兰对《财经》记者表示。
“水电建设的块头比我们大很多，业务遍布全球许多国家，我们当然不愿意被它吃掉。”上述葛洲坝内部人士直言，公司一直努力按照四年前的旧方案推进重组，这显然更有利于企业独立发展。
白晓兰对《财经》记者分析，电力顾问较葛洲坝的规模和实力都逊色很多，一家顾问公司和一家建设公司的合并也更具实际操作意义。
数年周折之后，重组方案回到四年前的旧调。直到2010年底，葛洲坝与电力顾问的合并方案正式敲定，这符合葛洲坝多年来的重组心愿，亦符合市场预期。
今年2月23日，国资委向外界公布“十一五”期间中央企业深化改革的情况，其中重点提及2010年的电网主辅分离工作，称已取得实质性进展。
葛洲坝内部人士说，两家集团采用行政划拨方式“捏”到一起，因此这一合并不存在交易对价问题。中国电力建设工程集团挂牌后，葛洲坝和电力顾问均成为其下属子公司。
按照国务院批复的葛洲坝重组方案，新集团将于5月中旬挂牌成立，但截至目前，新领导班子成员仍悬而未决。前述内部人士说，这可能会影响到重组进度。
整体上市
葛洲坝内部人士告诉《财经》记者，由于葛洲坝重组是“历史遗留问题”，故目前的合并方案仍延续李荣融主政时倡导的“做大做强”思路。
“王勇上台后，国资管理思路发生较大变化，提出‘做强做优’。”这位人士说，新集团构建后将朝着强和优的方向发展。
这无疑给资本市场提供了想象空间。白晓兰分析，重组完成后，新集团的资产将可能通过葛洲坝集团股份有限公司（600068.SH，下称葛洲坝股份）以非公开增发的方式，注入到葛洲坝股份这个上市公司之中，“这是最便捷的一种方式。”
葛洲坝主营业务包括建筑、投资、房地产、旅游等，2007年9月，这部分主业资产实现整体上市。内部人士介绍，除葛洲坝部分基地、市政建设和医疗，集团超过99％的资产已注入到上市公司中。
白晓兰估计，电力顾问旗下的规划与施工等资产未来会注入到葛洲坝股份中，经营业绩不佳及与主业关联度不高的资产将被剥离。
这正是王勇履新后重新设计的央企整合思路。接近国资委内部人士告诉《财经》记者，目前， “央企数量控制在100家以内”的目标已被淡化，工作重心转移至培育和发展形成30家至50家拥有自主知识产权和知名品牌、具有国际竞争力的大公司、大企业集团上。
整体上市自是必备一步，国资委副主任邵宁表示，此前国企的做法是先将一部分优质资产装入上市公司，包装后在资本市场进行融资。如今，国资委把改革方向调整为整体上市，至少做到主营业务整体上市，要让上市公司产业链非常完整，成为一个独立、可自我运行的发展主体。
具体做法则是，逐步把企业包袱消化，而后把集团公司去掉，只保留做主营业务的上市公司，完全按照资本市场的要求营运。在部分央企实现整体上市后，国资委将探索直接持股上市公司的试点。
上述国资委内部人士说，虽然龙头企业将得到重点扶持，但国资委内部尚没有形成具体操作方案。
接近国资委人士向《财经》记者透露，接下来，将会有更多龙头央企回归A股市场，国资委也更倾向于释放股权给国内公众投资者，包括机构投资者、基金、个人投资者等。
2010年底，国资委主任王勇在年度央企负责人会议上指出，“十二五”期间，中央企业发展的目标只有一个，即“做强做优”，企业必须具备的特征包括主业突出、治理良好；拥有自主知识产权、核心技术和国际知名品牌；具有较强的国际化经营能力和水平；在国际同行中综合指标处于先进水平。
王勇表示，计划用五年乃至十年时间来实现上述目标。
接近国资委人士说，于去年底挂牌成立的中国国新控股有限责任公司，不会持有葛洲坝重组后新集团的股份。
白晓兰指出，未来五年，将是水电建设高峰，葛洲坝重组后的新集团肯定能保持住持续发展势头。但水电建设不会一直处于高峰期，新集团为持续高速发展，估计将会向其他工程领域拓展，实现业务多样性。
电力体制改革暂无解
葛洲坝重组后从电力勘察规划到施工监理的“通吃”，令其披上新垄断外衣，这让以打破电力垄断为主要宗旨的电力体制改革再度蒙上阴影。
对于国资委主导的主辅分离改革方案，原国家电监会主席邵秉仁对《财经》记者直言，今天的电力体制改革已经脱离当初市场化改革的初衷，正在走回头路。
2002年五号文件的出台，标志着中国电力体制改革正式启动，当时确立了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”四大改革任务。国家电力公司被拆分，形成了目前的两家电网公司（国家电网、南方电网）、五大发电集团（华能、大唐、华电、国电、中电投）和四家辅业集团（葛洲坝、水电建设、电力顾问、水电顾问）的格局。
但发端于九年前的电力体制改革浅尝辄止。在基本实现“厂网分开”后，由于涉及各方利益，电改遭遇极大阻力。“主辅分离、输配分开、竞价上网”的目标，始终是电改进程中的坚固堡垒，无法攻破。
“改革初期比较天真，以为拆拆分分就可以，实际上根本达不到竞争和改革的目的。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对《财经》记者评价。
2004年底，当时的电力改革领导小组曾拟定《电力主辅分离改革实施意见》提交至国家发改委，发改委随后将第一份成形的主辅分离改革方案上报决策层。然而，就在方案出台前夕，“电荒”开始蔓延中国并持续达两年之久，该方案被迫流产。
2007年，由国资委主导的《电网主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案》再次上交，提出将电力设计、送变电施工等从电网公司划分出去。这一方案在各大部委间达成一致，随后提交至国务院。
岂料第二年南方遭遇雪灾，消息人士称，国家电网和南方电网两大电网公司紧急向国务院递交报告，称电力设计、施工、修造等电建企业与电网关系紧密，不应作为辅业剥离，否则面临突况将无法高效抢险，影响到国家正常的电力建设和维护。高层对此批示“进一步论证”。
电网主辅分离此次再被推上前台。2010年9月，获得电力体制改革工作小组通过后，新主辅分离方案于11月上报国务院，并在今年初获得批准，明确由国资委负责组织实施。
“事情发展到今天，谁还弄得清电网的辅业到底是什么？”林伯强说，在“电网主辅分离”推进过程中，如何清晰界定电网企业的“主业”和“辅业”，始终是一个难题。
去年，国家电网如愿收购国内电气设备龙头企业许继电气（000400.SH）和平高电气(600312.SH)，这桩电网企业对上游辅业资产的逆流收购，立刻在业内引起轩然大波，亦引发人们对电力体制改革“主辅分离”是否还能遂意进行的猜疑。
林伯强称，现实情况较几年前更加复杂，国家电网的金融业务和房地产业务均越做越大，“这到底是主业，还是辅业，到底要不要剥离？”
林伯强的观点是，如果所做辅业没有依靠主业构成垄断，也没有亏损，就没有非要剥离的必要。
不过，主辅不分造就了电网企业“集标准制定、设备制造、采购、招投标等多重角色于一身”，监管其间利益关系将变得难上加难。
有消息显示，勘测设计、电力修造和电力建设企业将被分离，而送变电公司和宾馆、医院等“多经”企业不在这次分离范围。对于国家电网而言，输配电工程仍被保留，中国电科院、国网电科院将被剥离。
多位电力改革专家表示，如果电力体制改革不触及价格，国家发改委仍不放开上网电价，其他任何类型的改革无异于隔靴搔痒。“价格不动，其他改革都是瞎掰，没有效率。”
不便具名的资深电力分析师向《财经》记者表示，要厘清主辅才能厘清电价，只有先厘清公司业务边际，才有可能算清成本。但电力企业的产业链延伸越来越多，复杂局面造成成本更难以计算。
关键词 上网电价 厂网分离 煤电联动联系
1 厂网分离时的上网电价遗留问题
1.1多种上网电价并存，使电力生产企业失去了公平竞争的基础
在国家发改委印发的《电力厂网价格分离实施办法》中，电价改革方案对离网电厂是按成本费用、零利润设计的，其核定的发电设备利用小时普遍较高，当时出于较快地进入市场竞争和便于操作考虑，而现在看，大部分地区建立电力市场还需要一段时间，而零利润是不可能长期维持的。因此，显然不应让离网电厂“临时价格”长期化。
1.2现行上网电价无法合理反映发电企业的成本支出
《电力法》中有关电价最简单的内容就是补偿成本，但是现在的电价根本不能补偿成本。原因主要表现在：煤电“不”联动、煤价居高难下、环保技改支出增加、发电设备利用小时下降、利率趋升等。
1.2.1合同煤价格涨幅超过预期，成本大幅提升继续压缩火电企业利润。造成火电企业亏损的主要原因是燃料成本大幅度上升，由于CPI涨幅较大，2007年在达到煤电联动条件的情况下未提高电价。2007年全国电煤供应紧张，受国有大矿煤炭生产能力和铁路运力等因素影响，计划内煤炭到货率和兑现率均有所降低。为保证安全生产和电力供应，许多火电厂被迫从小矿大量采购计划外高价煤炭，使得燃料成本大幅上升。
1.2.2环保、水资源费等各项收费标准呈上升趋势，发电成本支出不断增加，对电厂生产经营带来巨大压力。随着国家节能降耗、节能减排等政策的实施，国家在环保方面对发电企业提出了更高的要求，火电企业的环保支出大幅提高。“十一五”时期重点加大对二氧化硫、城市污水等污染物的排污费征收力度。根据二氧化硫排放当量，实行阶梯式排污收费。
1.2.3市场竞争进一步加剧，发电设备利用小时逐年下降。由于2005年以来电源点建设过猛，远远超过用电量的增长速度，导致发电企业发电小时连年下降。2008年，全国许多地区新投产机组较多，已经出现供大于求的局面，从网省公司看，其电量计划均为年内新投机组总体留出合理电量空间，火电机组面临发电设备利用小时数下降的压力。
1.2.42007年以来，由于国家加强宏观调控，银根紧缩，国内贷款利率不断上调，这对电力企业财务成本构成较大压力。2007年电力供求拐点出现后，电力运营环境将不如以往。如银行对电力的贷款可能收缩，电力装机快速增加的地区的发电小时数将受到限制，政府关停小火电的力度将进一步加强，外资对电力投资热情下降等等。此外，加息及汇率上升将使中国出口受阻，用电需求将进一步放缓。
2 煤电联动政策不足之处
一是根据煤电价格联动的计算方式和联动周期来看，发电企业必须自行消化30％的煤炭上涨因素。近年来，虽经过两次煤电联动，但要求发电企业消化30％的涨价因素，由于燃煤支出属于变动成本，在发电量一定的情况下，企业已无压缩空间。因此煤电价格倒挂现象越来越严重，而且煤电联动存在6个月的联动周期，即电价的调整比煤价上涨时间要滞后最少6个月。两次煤电联动后，上网电价按照国家发改委文件精神进行了适当上调，但该电价调整方案在报告期内补偿成本上升的作用有限，在煤价持续走高的情况下，成本压力仍旧不断增大。
二是销售电价与上网电价联动，使电网企业吞噬了发电企业有限的电价调整利润空间。近两年，为疏导煤电矛盾，我国发电企业上网电价上调过两次，但电网企业的销售电价也同步提高。
3 对现行上网电价政策的建议
3.1严格执行同网同质同价原则
即在同一个省、区域电网内，由于电力产品的特殊性，不分电厂类型、不考虑电厂投产的时间等因素，对所有电厂在同一季节、同一时段内均实行相同的上网电价。不同的上网电价水平，造成企业间盈利能力差距巨大，严重阻碍了电力体制改革与发展。现阶段只能有条件地执行同网同价原则，即应考虑不同类型、不同投产时间电厂在还贷、成本、运行方式上存在的差异，分类制定上网电价。待将来条件成熟时，再逐步地进行归并，消除还本付息电价、经营期电价，并对困难老厂予以适当补偿。
3.2解决厂网分离后部分电厂上网电价偏低问题
“厂网分开”是“十五”电力改革的一项标志性内容，但划分资产后留下的一系列遗留问题如“920”、“647”发电资产电价普遍偏低等迟迟未得到解决。随着“920”、“647”发电资产的变现划拨，这些遗留问题已经影响到了各市场主体的利益关系、电力安全生产和队伍稳定，因此需要在下一步改革中尽快解决。特别是厂网分离电价核定是按照2001年成本费用、零利润原则设计的。
3.3形成与市场机制相配套的价格机制
价格改革是电力市场化改革的核心，目前我国的电价体系、电价联动机制都不健全，电价信号对电力消费和生产的市场引导作用远没有发挥出来。
3.3.1继续实行煤电联动，建立符合市场经济规律的电价形成机制。煤电联动作为一项重要的国家政策，应当在符合实施条件的情况下坚决执行，以维护政策的严肃性。电价也应当同煤价一样，反映能源稀缺和环境成本。能源价格反映能源稀缺和环境成本，是为了提高能源有效使用；人为压低电价不能解决能源效率问题，更无法抑制高耗能产业的增长。由于能源的稀缺性，限价并不能改变总供给，并使总需求在扭曲的价格下不断上升。
3.3.2严格控制煤价涨幅，为发电企业减压，这也是控制CPI的重要措施；按照市场经济规律，电价应该上涨，但国家为了控制CPI，一直不让电价上涨，这是可以理解的。但是，既然不让电价上涨，就应该同步控制煤价，但事实上，煤价近两年一直在疯涨。如果这种局面持续下去，发电企业就将面临生存危机，这是严重违背市场经济规律的。事实上，CPI快速上涨的重要原因之一就是煤炭等一次能源价格的涨幅过快，由于国内煤炭的消费总量占能源消费总量的60％-70％，正是由于煤炭等资源性产品的价格上涨，引起下游企业成本增长，最终发生连锁反应，从而导致CPI快速上涨。
3.3.3适当考虑上网电价上涨但销售电价不涨的办法，由电网公司也承担一部分煤价上涨的因素。电力企业内部可以对利润做一个合理分配，将发电厂提供的上网电价调高些，化解相对增加的煤炭成本压力，而对于电网企业输出的销售电价(包括工业用电、居民消费用电)保持不变。有条件的地区，甚至可以像广东一样考虑适当下调销售电价，这样使电网企业在追逐利润的同时，也承担起必要的社会责任，更重要的是可以使CPI保持稳定。
结语
电价的制定是一件牵一发，而动全身的大事，关系到国家和人民的切片切身利益，望各有关部门能从大局出发，以市场规律为准则，制定出利国利民，适合经济发展的电价价格。
【关键词】电力营销管理；策略
人们在生活中离不开电，电是提高人民生活的基础，从建国以后的很长一段时间里，电都是以计划经济的形势存在于人民的生活中，电价由国家制定，供电质量的好坏用电户没有地方投诉，停、限电由电力部门说的算，因此在一段时间里电力企业被称为“电老大”。经国务院批准，2002年3月份正式批准了《电力体制改革方案》，并由国家计委牵头成立电力体制改革工作小组，负责组织电力体制改革方案实施工作。十几年过去了，在部分电力企业中，仍存在一些问题。
一、电力营销中存在的问题
1.电力营销工作不注重用户的需求
电力企业对所有的终端用户的特性缺少具体的分析研究，没有建立完整的售前、售后服务体系，使现有的管理体制制约着电力产品的营销，使电力的消费市场不健康，形成了有效需求和电力结构性矛盾并存的电力营销市场，无法充分满足居民和用电企业的用电需求。
2.营销思想陈旧，思想保守，市场开拓效果不佳
由于电力企业由计划经济向市场经济过度的过程中，“电老大”的思想在作怪，因此造成营销基础工作不扎实，信息不灵通。“等、靠、要”思想严重，不积极主动的去对用电市场及用户消费需求、心理预期、用电潜力进行分析，对电力市场进行深度开发；同时缺乏必要的技术支持系统，对用户用电的思想改化掌握的不及时和了解。
3.电力企业营销观念、成本理比较差、服务意识不够强
对优质服务的认识仅变现在宣传、发传单、微笑服务等，售电所设施更新并不能使客户理解，没有涉及到简化工作程序、提高办事效率，为用户提供高质量、稳定的电力产品，减少停电、限电损失等深层次服务问题。
4.对农村用电的开发力度不够
在全国，农村用电占总用电量的50%以上，随着农村经济的不断发展，农村用电量不断增加，特别国家大力发展新型农村建设，不但使农村经济得到快速发展，同时使农民的生活水平得到很大的提高，但由于电力企业对农村电网的开发不够，制约的农村经济的发展，用电设备陈旧、线路老化严重，机械设备无法正常工作，同时使一些引资项目由于电的问题中途停产。
二、新形势下的电力企业的营销新理念
电力产品的营销必须以电力产品市场为导向，用户需求为中心的管理方式，供电企业的核心业务应该把电力营销，电力的生产经营活动须服从和服务于电力营销的需要。所以电力企业应树立以下的营销新理念：
1.电力企业营销部门要把营销策略建立在市场环境中，对电力市场的分析应建立在营销新理念的基础上。在电力产品销售销中要加强用户需求管理，要深入、准确的了解用户需求和用电心里，牢牢掌握市场发展的方向，对电力市场发展的方向和内在潜力等相关问题都要做出技术的评估，并且以技术评估内容为依据，用科学的方法制定或调整发电、售电等生产经营目标，及时调整电力营销策略，有效的开拓市场。
2.电力产品的销售要以用户市场的需求为发展方向、用户满意为目标的新理念。要以市场需求为营销中心，以用户满意为目的，以电网建设和电网改造为重点，制定电网建设满足于用户用电需求，适应于用户的发展的新观念，充分扩大供配电网络，满足更广大用户的用电需求，同时还要使用高科技的通信、网络、计算机等技术手段，为客户提供高效的、全方位的优质服务，并以严格规范的管理对各项业务进行监控，提高电力人员的素质，树立电力人员的良好形象，以提供优质价廉的电力商品，减轻消费者负担。
3.电力产品的营销要建立服务于民管理理念。在现在电力企业还存在“门难进、脸难看、事难办、话难听”的现象，因此电力企业营销部门要转变思想，提高服务于民的意识，要做到积极为用户排忧解难、处处为用户着想，简化办事程序，提高办事效率，要利用现代化手段健全电力营销的功能环节，提高服务质量和效率，同时企业内部机构设置、业务流程能够满足顾客需求导向要求，并尽可能借助社会化服务体系，在最大限度满足客户服务需求的同时尽可能降低服务成本。
4.要加大对农村电网的投入，开发农村用电市场，支持农村办厂，为农村招商引资铺路搭桥。随着国家新农村建设的力度加大和城市化进程的不断深入，农村用电量将会不断提高，电力企业要抓住这个良好的机遇，加大对农村电网的投入，对电力设备进行更新换代，对线路进行改造和更新，为农村的经济发展铺平道路，
5.实施成本最低战略，制定合理的电价。当前与电力企业竞争比较激烈是液化气、天然气等，由于电的价格与液化气、天然气价格相比，没有绝对的优势，由于天然气、液化气使用起来比电更加方便、适用，因此大多用户改用选择天然气和液化气，对于电力企业要提升市场竞争观念，加强企业内部管理，降低生产成本，发挥电价在市场上的杠杆作用，才能在市场竞争中占有主动地位。
随着电力工业体制改革和电力市场的发展，现行电价政策、测算制定电价的方法等已越来越不适应新的形势要求。同时电力企业人浮于事，不合理的预算等使电的成本居高不下，在造成不同地区由于价外加价等种种原因，用电方式相同在同一个地区，县与县之间电价不一样，乡与乡之间用电也不相同，这样方式影响了电力产品销售市场的发展，并且制约了家电在国内各农村的普及率。为此要坚决取缔用电的价外加价，实行同网同质同价，这是净化拓展电力销售市场的长远战略。
参考文献：
2007年4月初，第十次电力体制改革领导小组会议即将召开。在此次会议之前，电监会主持进行的“920”电力资产拍卖已基本结束，而更受业内瞩目的“647”电力资产的拍卖方案也将在会后出台。
所谓“647”电力资产，是指在2002年以“厂网分离”为核心的电力改革启动时，保留在国家电网公司的647万千瓦发电资产。按照电力体制改革方案的要求，这部分资产只是“暂时保留”，将出售变现补充电网公司资本金。
《财经》记者获悉，电力体制改革领导小组会议之上，广受瞩目的“647”资产的出售方案将进行最后一轮讨论。而在此之前，许多民营和外资发电企业从权威部门获悉，他们很有可能无缘此次电力资产大交易――一个令人失望的消息。
“920”出售：多卖了40亿
在“647”出售方案递交到电力体制领导小组会议之时，“920”资产出售刚刚结束。
“920”是业内对“厂网分离”时保留在国家电网公司的另一部分发电资产的简称。2002年启动的电力改革中，原国家电力公司被拆分成两部分，即中电投、华能、国电、大唐、华电等五大电力集团，以及国家电网和南方电网两大电网公司。
按电力改革方案，“厂网分离”后的第二步改革为“主辅分离”，亦即将两大电网公司内的辅企业，即施工、修造企业和勘测设计等辅业集团公司分离出来。为支持未来的“主辅分离”改革，支付届时必要的人员分流成本，厂网“分家”之时预留了一部分发电企业股权，分散于21个省份的38家发电企业。这部分股权均非控股性权益，其价值未经市场评估。按电力行业的习惯，其折合的相应电力资产总计为920.01万千瓦发电资产，故称为“920”资产。
电力体制改革以来，“920”资产主要由国家电网公司各省分公司（即省电力公司）持有。2003年后，随着“电荒”加剧，各类电力公司纷纷上马新的机组。与此形势相适，相应的这部分电力资产又有所扩张。即至出售前，“920”项目所涉资产已超过1000万千瓦，但业内人士仍习惯性称之为“920资产”。
按照规定，“920”资产的出售工作应在2004年即启动，但几经延搁。在2005年底召开的第八次电力体制改革领导小组会议上，中央明确要加快对电网保留的“920”和“647”资产的处置工作，由电监会主持相关资产的交易。
2006年8月，920万千瓦发电资产公开出售正式启动。电监会面向全社会征集投资者，采用多轮筛选、竞价谈判等方式决定最终购买方和购买价格。电监会专门委托中介机构对资产进行审计，并监督交易过程。
最终，这笔涉及21个省份38家发电企业股权的电力资产经过竞标，有近60家竞标者递交了意向书。经过首轮报价之后，这些资产“肥瘦搭配”分别打包，逐一出售。
由于此次拍卖优先考虑出售给第一大股东，因此，相当一部分股权由相关电厂的第一大股东购得。2007年年初，“920”项目的资产变卖工作已基本结束。
“总体而言，出售情况比预计的要好，下一步‘主辅分离’财政不需要再贴钱了。”一位电监会官员告诉《财经》记者，此次拍卖金额估计在180亿元左右，比预计多出了40亿元，已接近电网企业主辅分离的成本预算。
这位负责人指出，“920”项目出售情况良好，与2006年宏观经济的大环境较好、股市走势较高有一定关系。
此外，近年来“920”项目的资产总量也有所扩张。如浙江嘉兴发电公司，1995年投产的一期工程仅有两台30万千瓦机组；2002年后，又相继上马了二期工程的四台60万千瓦的发电机组。这种情况并不罕见，“盘子大了，卖的价格就自然高了。”上述人士指出。
“647”艰难启动
不过，对很多电厂而言，更令人关注的电力资产交易还在后面，这就是“647”资产。
“647”是电改之初预留的另一部分电力资产，原打算用于未来折合发电能力为647万千瓦，用以“补充电网建设资本金和支付必要的改革成本”。
与“920”不同的是，“647”资产所涉电厂股权较为单一，不像“920”一样是散落于全国各地不同电厂的股权。业内公认，“647”资产比“920”价值更高，因此，也更为市场瞩目。
“647”资产拍卖，经过了一波三折。按照当年的电改方案，国家电网公司只是“暂时保留”647.3万千瓦的发电资产，要在两年之内“公开出售”。然而，电力体制改革方案只有原则性规定，对于发电资产何时变卖、以及如何变卖，并未有具体安排。
从2005年至今，如何出售这部分资产曾多有争议，其核心在于将其打包还是拆分。
打包出售一度成为选择。然而，在2003年进行的电力资产“分家”之时，原国家电力公司所属的发电资产，有10357.32万千瓦被分拆进入了五大发电集团，在划分资产的过程中，对于五大发电集团的安排具有“均衡性”的考虑――即将当时的国家电力公司系统的上市公司、水电公司和独立发电公司均衡地划入各大电力集团，各集团的规模和资产质量大致相当，在各个区域电力市场中的份额均不超过20％，每家发电公司拥有的发电装机总量在3200万千瓦左右，以此确立今后电力市场竞争的一个基本格局。
正因为此，如果将这些电力资产整体出售，势必打破这一均衡性的安排。
在各种反对声音之下，整体出售给某一家的方案被电力体制改革领导小组否定。在2006年7月进行的第九次电力体制改革领导小组会议上，更将处理“厂网遗留问题”列为“十一五”期间（即2006年－2010年）八项改革任务之一。在“920”项目尘埃落定之际，电改办又紧锣密鼓地筹划起了“647”资产的变卖工作。
争议四起
令很多业内人士感到意外的是，“647”资产的出售工作，目前确定的首选方案是“内部出售”――即直接发售给五大发电集团。
一些原本在积极筹划参与竞拍的地方电厂闻知此消息后忧心如焚，甚至在3月全国“两会”期间已组织起“危机公关”，希望能在“两会”上推动对于“647”资产出售方案的讨论工作。
不过，一位接近出售工作的负责人则向《财经》记者表示，相关方案还需经过电力体制领导小组最后讨论决定，而且，地方国有电厂不一定被排除在外。据悉，根据现在的方案，“647”资产的竞购者很可能会限定为国有企业。其中，华能、大唐、华电、国电、中电投等国有五大发电集团均在竞购之列，而外资企业与民营企业将被排除在外。具体的入围企业名单仍有待最后定夺。
这一拍卖方案传出后，很快引起各方强烈关注。很多地方电厂、上市公司及一些外资电厂和民营电厂，原本希望通过竞购“647”资产在中国发电领域抢得一些市场份额，这一方案无疑使其希望破灭。《财经》记者获悉，此前，已有包括粤电力、深能源在内的多家公司明确表示了参加竞拍的意愿。
一位失望的投资者告诉《财经》记者，“在‘920’资产公开出售之时，电监会明确表示是为了给‘647’的资产变现积累经验。‘920’股权那么分散，都可以在社会范围内公开征集投资者，全国也有50多家发电厂商积极参与了920资产出售，这都预示了‘647’资产出售的市场前景看好。为什么到出售‘647’时，方案又变了呢？”
电监会的一位官员则解释称，“‘647’与‘920’情况不尽相同。在‘920’项目中，原国家电力公司下属的各省(市)电力公司都是参股，没有控股，股份比例从1.1％到48％不等。而在‘647’资产中，原国家电力公司是控股方。”
这位官员列出的另一个重要理由是职工安排的问题。“‘647’资产牵扯职工安排问题。如果都归属国有企业，可以确保职工队伍稳定；如果卖给外资或者民营企业，就很难说了。”
目前负责管理“647”资产的国网新源控股有限公司总经理兼董事长崔继纯曾对《财经》记者透露，“920”资产的股东中，很多已经包括了外资企业。“647”资产则不然。
电监会一位官员明确表示：“‘647’的资产均为国有企业。从国有企业出售到国有企业，不存在国有资产流失的问题。这些资产本来就是为支付改革成本而暂时保留下来的。在相关的电改文件中明确提出，要电监会、电网公司与五大发电集团商议变卖方案。2003年划分资产时，有未能划分均匀的情况，这次处置‘647’资产时会予以考虑，但影响的程度不会很大。”
然而，“五大”之外的很多电力公司对此持有不同意见。一位不愿透露姓名的上市公司高层认为，这一出售方案严重违背了当年电力体制改革方案的精神。2002年启动的电力体制改革旨在打破垄断，建立一个自由竞争的电力市场，将原国家电力公司的发电资产重组为五大发电集团即是走出的第一步。但更重要的，是在电力行业内引入新的投资者，推动股权多元化。而现在的“647”出售方案却进一步强化了五大发电集团，独立电厂的前景更加岌岌可危。
另一位电力业内分析师则指出，电力体制改革迄今已有四年之久，中国发电市场经历了巨大变化，市场机制已迸发出其自身活力。
五大发电集团中，中电投以外全部实现了装机容量翻番，装机容量占全国总装机的比例一直在37%-40%之间，但其股本回报率和国有资产增值保值率除华能集团以外一直在各发电集团中居于下游，其资产总量与质量形成强大反差。
“此次资产出售，应当让业绩优良的投资者得到优良资产，正是监管力量与市场之手合作的完美机会，是以打破垄断为体制改革宗旨的完美延续。”上述上市公司高层告诉《财经》记者。
电监会主持电力资产出售事宜的官员承认，“现在距离较为完善的电力市场还差得很远”，但“如果这些电厂让外资买走，会出现很多麻烦”。“比如，由外资控股的电厂，电价如何确定？”
这位官员认为，目前当务之急，应当是尽快解决厂网分离的遗留问题，启动“十一五”期间电力改革，进行输配分开，电价、电力市场建设等改革。届时，引入外资的市场环境才更加成熟。
第一条为建立健全合理的销售电价机制，充分利用价格杠杆，合理配置电力资源，保护电力企业和用户的合法权益，根据国家有关法律、行政法规和《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）、《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（〔2003〕62号），制定本办法。
第二条本办法所称销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。
第三条销售电价实行政府定价，统一政策，分级管理。
第四条制定销售电价的原则是坚持公平负担，有效调节电力需求，兼顾公共政策目标，并建立与上网电价联动的机制。
第五条本办法适用于中华人民共和国境内依法批准注册的电网经营企业。
第二章销售电价的构成及分类
第六条销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成。
购电成本指电网企业从发电企业（含电网企业所属电厂）或其他电网购入电能所支付的费用及依法缴纳的税金，包括所支付的容量电费、电度电费。
输配电损耗指电网企业从发电企业（含电网企业所属电厂）或其他电网购入电能后，在输配电过程中发生的正常损耗。
输配电价指按照《输配电价管理暂行办法》制定的输配电价。
政府性基金指按照国家有关法律、行政法规规定或经国务院以及国务院授权部门批准，随售电量征收的基金及附加。
第七条销售电价分类改革的目标是分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格三类。
第八条销售电价分类根据用户承受能力逐步调整。先将非居民照明、非工业及普通工业、商业用电三大类合并为一类；合并后销售电价分为居民生活用电、大工业用电、农业生产用电、贫困县农业排灌用电、一般工商业及其它用电五大类，大工业用电分类中只保留中小化肥一个子类。
第九条每类用户按电压等级定价。在同一电压等级中，条件具备的地区按用电负荷特性制定不同负荷率档次的价格，用户可根据其用电特性自行选择。
第三章销售电价的计价方式
第十条居民生活、农业生产用电，实行单一制电度电价。工商业及其它用户中受电变压器容量在100千伏安或用电设备装接容量100千瓦及以上的用户，实行两部制电价。受电变压器容量或用电设备装接容量小于100千伏安的实行单一电度电价，条件具备的也可实行两部制电价。
第十一条两部制电价由电度电价和基本电价两部分构成。
电度电价是指按用户用电度数计算的电价。
基本电价是指按用户用电容量计算的电价。
第十二条基本电价按变压器容量或按最大需量计费，由用户选择，但在一年之内保持不变。
第十三条基本电价按最大需量计费的用户应和电网企业签订合同，按合同确定值计收基本电费，如果用户实际最大需量超过核定值5％，超过5％部分的基本电费加一倍收取。用户可根据用电需求情况，提前半个月申请变更下一个月的合同最大需量，电网企业不得拒绝变更，但用户申请变更合同最大需量的时间间隔不得少于六个月。
第十四条实行两部制电价的用户，按国家有关规定同时实行功率因数调整电费办法。
第十五条销售电价实行峰谷、丰枯和季节电价，具体时段划分及差价依照所在电网的市场供需情况和负荷特性确定。
第十六条具备条件的地区，销售电价可实行高可靠性电价、可中断负荷电价、节假日电价、分档递增或递减电价等电价形式。
第四章销售电价的制定和调整
第十七条按电价构成的因素确定平均销售电价。以平均销售电价为基础，合理核定各类用户的销售电价。
第十八条平均销售电价按计算期的单位平均购电成本加单位平均输配电损耗、单位平均输配电价和政府性基金确定。
第十九条各电压等级平均销售电价，按计算期的单位平均购电成本加该电压等级输配电损耗、该电压等级输配电价和政府性基金确定。
第二十条居民生活和农业生产电价，以各电压等级平均电价为基础，考虑用户承受能力确定，并保持相对稳定。如居民生活和农业生产电价低于平均电价，其价差由工商业及其它用户分摊。
第二十一条各电压等级工商业及其它类的平均电价，按各电压等级平均电价加上应分摊的价差确定，并与上网电价建立联动机制。
第二十二条各电压等级工商业及其它用户的单一制电度电价分摊容量成本的比例，依据实行单一制电度电价用户与实行两部制电价用户负荷比例确定。
第二十三条各电压等级工商业及其它用户的两部制电价中的基本电价和电度电价，按容量成本占总成本的比例分摊确定。
第二十四条条件具备的地区，在10千伏及以上电压等级接入且装接容量在一定规模以上的工商业及其它用户，按用电负荷特性制定不同用电小时或负荷率档次的价格。
第二十五条各电压等级工商业及其它用户两部制电价中,各用电特性用户应承担的容量成本比例按峰荷责任确定。
第二十六条不同用电特性的用户基本电价和电度电价的比例，考虑用户的负荷率、用户最高负荷与电网最高负荷的同时率等因素确定。
第二十七条销售电价的调整，采取定期调价和联动调价两种形式。
定期调价是指政府价格主管部门每年对销售电价进行校核，如果年度间成本水平变化不大，销售电价应尽量保持稳定。
联动调价是指与上网电价实行联动，适用范围仅限于工商业及其它用户。政府价格主管部门核定销售电价后，实际购电价比计入销售电价中的购电价升高或下降的价差，通过购电价格平衡帐户进行处理。当购电价格升高或下降达到一定的幅度时，销售电价相应提高或下降，但调整的时间间隔最少为一个月。
第二十八条输配电价及政府性基金的标准调整后，销售电价相应调整。
第五章销售电价管理
第二十九条各级政府价格主管部门负责对销售电价的管理、监督。在输、配分开前，销售电价由国务院价格主管部门负责制定；在输、配分开后，销售电价由省级人民政府价格主管部门负责制定，跨省的报国务院价格主管部门审批。
第三十条政府价格主管部门在制定和调整销售电价时，应充分听取电力监管部门、电力行业协会及有关市场主体的意见。
2002年的电力改革虽然实现了拆分国家电力公司的目标，但事实上，由于电力项目和电价的审批都是在政府有关部门，中国电力垄断的根源是在于行政性垄断。因此，尽管拆分了国家电力公司，但是却仅是"改体不改制"。电力有钱（当然是相对的）、服务不规范不到位显然与垄断有直接关系。特别是服务质量差，与垄断有着极大关系。长期垄断性质使电力形成“皇帝的姑娘不愁嫁”，“门难进，脸难看”，近几年，由于买方市场的形成及电力营销观念和措施改变，电力的服务质量有所提高，在百姓中的形象有了改观，但是没有质的变化。不打破垄断，不改变体制和机制，没有市场竞争，要想将服务水平提高到香港中华电力公司和国外电力公司那种水平是很难的。显而易见，打破电力行业的垄断，不但对社会和百姓有利，对电力行业自身的可持续发展也是有利的。这需要一段时间才能显现出来，随着时间的推移，效果越发明显。因为中国入世以后，开放电力市场是迟早的事。改革电力管理体制和机制是实现上述目的的有效途径，不打破电力垄断，就不能建立电力市场；不建立现代现代企业制度，就不能适应国际竞争的需要。从我们的国情和电力现状看，从打破垄断到建立开放的电力市场，至少需要10年左右的时间，而这与加入世贸后的适应期相差不多，所以打破电力垄断迫在眉睫，决不能像一些人所说的那样，将电力改革放一放。推迟电力改革，将会错失电力可持续发展机遇。电力现存的问题决不仅仅是个管理问题，说到底还是个体制和机制问题，应该以产权多元化为突破口，建立起现代企业制度并真正按现代企业制度运作。有人说电力的问题不是体制问题，而是机制和管理方法上的问题。实际上机制和体制是紧密相联的，没有体制的改革，机制创新不可能实现，没有机制创新和新机制的运作，就不可能使体制改革切实到位。怎么能说电力的问题是机制而不是体制的问题呢？实际上这种说法，说到底是要说电力的问题不是体制问题而是管理方法的问题。电力系统的问题大致有：在电力建设方面建设成本过高，成本控制手段落后；在发电方面，电源结构不合理，成本核算过粗，管理有广度无深度；在供电方面，可靠性不强，服务质量不高，经营观念淡薄；多产业包袱重，科技含量低，竞争能力差。有人说“这些问题属于管理机制和管理方法上的问题，不是管理体制上的问题，是在现行管理体制下，可以通过加强科学管理逐步解决的问题”。这样回避电力体制存在问题，显然是不实事求是的。可以这样说，国有企业在体制上存在的问题，电力企业都存在，由于它的自然垄断性，其制约经济发展的弊端更显突出，这是不容回避的事实。电力建设成本高、电源结构不合理、服务质量不高、多经产业竞争力低等问题，绝不仅仅是管理方法上的问题，从根本上说还是个体制问题。电力部门长期以来既是经营企业，又作为政府的行政管电部门，政企不分，电源的规划布局和建设发展的决策都没有完全按市场经济的规律来办，有的不是专家集体决策，而是长官意志决定，决策不当，重复建设也不鲜见。电价虽由国家控制制定，但是电价制定的基础和建议权在电力企业，同时电力建设成本和运行成本偏高，是一个重要的价格制约因素。电力成本高，电价确定的基数就高。电力建设成本和发电、供电成本高，单纯归结为管理，是不能解决问题的；电力服务质量水准低，管理也并非是根本所在。管理是企业永恒的主题，长期以来电力系统并没有放松管理和少抓管理，企业整顿、企业升级、创一流企业接连不断地进行，为什么总是不能彻底地解决电力的根本问题？究其原因，体制是根本所在。没有竞争，不愁市场，谁会长年自觉地去节约资金，降低成本；别无分店，没有对手，用户求电力，不养成门难进脸难看的习气那才不正常。所以，在这种体制下，无论你怎么加强管理，都难以从根本上降低成本，提高服务质量。相反，倘若抓住体制和机制创新，能够展开有效竞争，通过加强管理，就会有事倍功半的效果。今年2月和4月，为了解西方主要国家电力市场化改革进展情况，以及改革后电力立法和电价机制情况，我们先后去美国、日本、英国、法国、比利时和欧盟总部作了一些调查。综观世界各国的电力市场化改革，既有降低电价、提高服务质量的成功经验，也有像美国加州电力危机这样的教训。那么，我们应该从这些国家电力改革的实践中学些什么呢?电力改革要实现多重目标的平衡实施电力改革、建立竞争性电力市场是一个复杂的过程，其主要原因是改革有多重目标，而且相互之间有矛盾。这些目标包括：---用户希望低电价、高服务质量和安全稳定供电。---股东希望得到较高的投资回报。---电力公司希望公司获得发展和采用新技术。---员工希望工作有保障和高工资。---政府希望实施全国性的能源政策和与经济发展相适应的电力发展方针。---环境保护组织希望减少污染。---监管者希望能够通过竞争实现最优选择，通过监管实现价值最大化。---燃料供应商希望保护其市场和投资。电力改革必须使上述目标相互平衡，要实现这种平衡，需要根据经济发展的不同阶段和电力发展的不同水平，确立改革的主要目标和次要目标。不同发展阶段的电力市场，改革的着眼点和目标不同。根据各国的经验，成熟的电力市场的标志是：电价水平一般反映了成本和投资回报率；用电客户有较高的电价承受能力；有限的用电需求增长；有限的筹措资金的需求。而发展中电力市场的标志是：在电价方面交叉补贴现象较为普遍；用电客户对电价上调的承受能力有限；对建设和扩充电力设施所需的资本具有很大的要求。针对不同发展阶段的电力市场，改革的焦点和首要目标是不同的。对于成熟的电力市场，改革的焦点是降低电价，改革的首要目标是：降低电价，提高效率，为客户提供更多的选择，系统的安全性和可靠性。而充足的发电容量，基础设施扩建和升级，吸引投资成为改革的次要目标。对于发展中的电力市场，改革的焦点是电力设施的扩建，改革的首要目标是：吸引电力投资，建设充足的发电容量，基础设施扩建和升级，系统的安全性和可靠性。而降低电价，提高效率和为客户提供更多的选择则成为改革的次要目标。电力市场化改革要具备一定的技术经济条件。电力的市场化改革除需要有正确的、适合市场经济规则和电力工业特点的指导思想外，还必须具备一定的技术经济条件，这些基本条件包括：---系统必须有足够的规模（容量）：系统中要有若干的竞争主体，而且每一主体都能达到其经济规模。---系统要有充足的备用容量：这既是市场化改革的原因之一（追求系统的价值最大化），也是市场化改革的基础（保证改革期间的安全稳定供电）。---要有高质量的输配电网络系统。---要有与市场化改革相配套的电力法和完备的基于激励机制的监管法规。---要有健全合理的电价形成机制，输电配电过网费的计算原则和办法。---要有切合实际的长期电力规划（每年滚动编制一次），并明确组织实施规划的责任主体及办法。---要有保证发、输、配电设施发展的措施办法。---要明确系统运营机构负责发、输、配电间运行调度工作，确保系统运行安全。---建立完善的电力市场运营规则，明确现货市场和长期、中期、短期合同的关系及管理办法。---改革过程中原有电厂沉淀成本（因执行国家能源政策致使造价较高，缺乏竞争力）处理办法。---新能源及再生能源（风力发电、水电等）发电补偿办法。---要有成熟的信息技术系统支持。---要有比较成熟的资本市场，实现灵活的进入退出。周密设计改革方案，并根据实际情况不断调整电力市场化改革方案的设计包括：
一、电力立法。审查现有的电力立法、准备立法咨询文件、起草修改后的电力法、通过修订的新电力法。
二、经济财务分析。建立详细的经济模型，资产（企业）价值评估，准备过渡期合同，制定输配电价格。
三、批发市场设计。制定系统安全标准，建立电力库定价，期货市场定价和对冲市场，检验电力库规则，建立信息技术系统和结算系统。
四、形成具体监管法规。界定监管的范围，起草监管法规，通过监管法规，正式组建监管机构。在经济和财务分析方面要做更详细的设计：要检讨国际电力改革的经验教训；建立批发市场／电力系统模型；完成电力各环节的财务模型；建立供电价格对用户经济影响模型，包括设计市场和产业结构；确立和处理过渡期主要问题，包括补贴、沉淀资产、各环节收入的重新调整、过渡性的供电协议、新投资的需求；对电价结构和监管法规的详细设计。电价核定应该遵循的一些基本原则虽然各国在电力工业发展的不同阶段，电价核定的原则有所不同，比如正处于发展中的电力市场，电价的核定原则要与改革的首要目标相一致，电价水平要使股东有较高的回报，吸引投资，加快电力建设；对于成熟的电力市场，电价的核定要有利于提高效率，让用户分享提高效率的成果。但各国在电价核定中都能共同遵循一些基本原则。一是成本补偿原则。电价能够补偿合理的成本支出。二是合理报酬原则。电价能够让股东有合理回报。三是公平负担原则。用户负担的电价应是成本加利润，取消交叉补贴。在正进行电力市场化改革的国家，竞争环节的电价，由市场决定；垄断环节的电价，由监管机构或政府核定并受监管。定价原则是否正确，是影响电力改革成败的关键因素之一。美国加州管死了销售电价，而放开发电批发电价，因供不应求，批发电价猛升，造成两个电网公司破产，发生了严重危机。建立独立的、专业的电力行业监管机构电力行业监管机构监管机构的独立性，是指独立于本行业的任何一家经营者，被充分授权监督产业政策的执行情况，例如制定或改变价格。对电力行业有效的监管，要求监管机构对本行业具有详尽的专业知识：有能力获取详细和准确的行业信息，包括财务信息、技术信息和经营信息等；能克服监管者和市场经营者之间信息的不均衡性；能了解本行业中的变化，包括技术和竞争行为等；能吸引合格的职员。基于上述要求，一家独立的、专业的电力行业监管机构，比多头分散的行业监管结构更可取。为确保监管机构的独立性和履行职责，要有明确和清晰的法令法规；要有开放和透明的监管程序；要有由所有本行业经营者参与的监管程序；监管机构负责人的任职期限要固定；要有完善的申诉机制。实行厂网分开，竞价上网，建立发电市场首先，厂网分开，有利于电力系统清晰产权。比如，以往电厂与电网之间的联络线由电厂投资建设，无偿交电力公司经营，成为电网经营企业的资产，延续这种作法只会造成新的产权不清和输电价格的成本失真。而实践证明，只有产权清晰，才能方便建立现代企业制度。专家认为WTO首先是一个体制概念，它对企业的制度要求只有一个，就是建立现代企业制度，而建立现代企业制度的核心又是建立现代产权制度。现代产权制度包括产权的清晰性、产权结构多元化、产权的可流通性和交易性、产权制度的设置要有利于调动人力资本的积极性等。只有建立现代企业制度，才能参与国际市场竞争，从这个意义上说，WTO对我们来说首先是个体制问题，然后才是一个产业概念。实际上从这里又可以说明电力的问题不单纯是一个管理方法问题，而首先是一个管理体制问题。第
二、电价虽然不是电力部门制定，但是电价制定的机理来源于电力系统。目前我国还没有一套完整的制定电价的机制，现行电价体系已经不能适应电力经济发展的需要，必须改革。改革必须循序渐进，分阶段分环节建立市场，最后由不同类型的市场组成一个完整有序竞争的电力市场。厂网分开，竞价上网，从电力源头开始形成市场，有利于通过竞价上网，形成上网电价。改革电价形成机制的核心是在建立电力市场的基础上，通过竞争形成上网电价，这个价格是市场来左右的，以引导电力企业降低造价和燃料消耗，降低成本。高压输电网络属自然垄断环节，高压输电价格由政府定价，厂网分开，有利于加强对垄断环节的价格管制和科学研究，真实合理地核定输电电价成本，有利于改变现行上网电价与输配电价比例不合理状况。同时厂网分开，有利于核定低压电网配电价格，方便大用户、低压配电企业和供电公司直接向发电企业购买电量。作为最后与电力用户直接发生交易关系的供电侧，在电力市场发达后，并不是电力经销的全部，部分大用户已经直接向发电公司购电，而且，供电公司的供电价格是随行就市的，在市场竞争中形成。显然，厂网分开，竞价上网是符合电力市场经济的内在规律和发展需要的。厂网分开，竞价上网是构建电力市场，深化电力体制改革的一个比较合适的切入点和实施步骤之一，而不是一些人所说的，厂网分开，竞价上网是以外科手术方式构建的一个人为的虚假市场模式，其意义也不仅仅单纯是电力企业内部的一种管理形式。