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電價改革方案范文1
事實上早在2002年2月，國務院就下發了《關于印發電力體制改革方案的通知》（業界統稱的“電改5號文件”），其核心內容可以歸納為十六個字：廠網分離，主輔分開，輸配分開，競價上網。但十余年過去，除了廠網分離完成外，主輔分離沒有成功，輸配分開和競價上網則是遙遙無期，“電改”為何步履維艱？
回顧
按照2002年既定的“電改方案”，要求電網企業逐步對配電業務實行內部財務獨立核算，從而實現電網企業輸配分開的重組。同時，對輸配電價也進行獨立核算，并最終形成上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價的四類電價。當年年底，五大發電集團成立，廠網分開基本實現。而電力行業應在2004年基本完成主輔分離，然而直到2011年9月底，中國電力建設集團有限公司（下稱中電建）、中國能源建設集團有限公司（下稱中能建）掛牌成立才算有了結果。
有一種觀點認為，電力體制改革沒有達到5號文件要求的市場化目標，原因是2007年國務院頒布的《關于“十一五”深化電力體制改革的實施意見》（19號文）和5號文都沒有寫出電改的時間和進度表。
國家發改委原副主任、國家能源局原局長、國家能源委員會專家咨詢委員會主任張國寶認為，之所以沒有寫出時間表是因為很難給出一個時間表；再者，改革的總體指導思想是“摸著石頭過河”，先完成一步，在這個基礎上，待時機成熟的時候再邁出第二步。
廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強在接受《中國經濟信息》采訪時表示，電價市場化成功的國家，如英國，電量是基本不增長的，而我國有每年7%以上的電量增長。這兩者概念不同，滿足快速增長時再講究定價可能比較困難，需求永遠是最重要的。第二，英國當時在改革的時候，整個價格體制競爭的外部環境已經形成，與中國開始改革時的基本條件不同。他認為，5號文件提出的改革方案，廠網分離做了，主輔分離沒有成功，后面兩點則沒有做。
思變
十報告指出，到2020年要實現國內生產總值和城鄉居民人均收入比2010年翻一番的戰略目標。這意味著即使考慮節能因素，我國電力年度消費也將從目前的超過5萬億千瓦時提升到8萬億-10萬億千瓦時；電力裝機容量將從目前的10萬億千瓦提高到20萬億千瓦以上。
全國政協委員、中國電力國際有限公司董事長李小琳在今年全國兩會上建議，在2002年電力體制改革的基礎上，實施新一輪電力市場化改革，逐步放開用戶選擇權和議價權，實現電能買賣從管制壟斷型向競爭服務型轉變。
時任全國政協委員、電監會副主席王禹民表示，電改“最難啃的骨頭”在于電價形成機制改革?，F狀是上網電價已經獨立，但輸電配電售電仍然一體化。按現有的體制實行煤電聯動，煤炭價格下降，但如果上網電價和輸配電售電環節電價不變，價格就不能疏導出去，這就導致不論煤炭價格漲跌，老百姓總感覺電價上漲。
不久前，國研中心提交的“383”改革方案再次將電力改革提上日程。
“383方案討論的人很多，但是，要讓別人覺得有新意的話必須要有實質性的東西，沒有時間表，市場化只是空談?！绷植畯姳硎?。
建言
林伯強建言，就電力行業本身而言，至少需要從以下幾個方面進行考慮：一是保障電力供應，支持經濟增長；二是行業的可持續性；三是提高能源效率（降低電價）。由于現階段經濟增長比較快，保障電力供應是重點。行業可持續發展和提高效率要求電力有效的投資和合理回報，以及不要把輔業面擴的太廣，應盡可能減輕電價壓力。因此，電力體制改革除了適合國情，還必須在改革路徑上動態反映階段性的電力發展側重點。
電價改革方案范文2
進入二季度中期，一輪新的電價調整又在悄悄醞釀。
2005年和2006年的五六月間，國家發改委分別進行了第一、第二次煤電聯動，調整了上網電價和終端銷售電價，銷售電價共上漲了0.0501元/度。今年以來，在有關部門緊鑼密鼓地完善“煤電聯動”機制的同時，第三次煤電聯動即將啟動的消息，在業內已流傳開來。
中國電力聯合會的一份報告正在力促啟動第三次煤電聯動。報告稱，電煤價格上漲、運力緊張，導致發電企業成本增加過快；同時，電源建設加快導致發電設備利用小時數大幅下降，發電企業面臨雙重擠壓，必須盡快調整電價。
“去年下半年以來，電煤的價格變化幅度已經超過5％。根據煤電聯動的原則，聯動周期內平均煤價變化幅度達到或超過5％，就須相應調整電價。”中國電力企業聯合會的一位不愿透露姓名的專家指出。
不過，電監會價財部一位相關負責人向《財經》記者否認了煤電聯動將在5月實施的可能性。他透露，歷次煤電聯動方案都要經專家測算、主管部門制訂方案、相關部門會簽、上報國務院等幾個程序，并由國務院批復后才可進入實施階段，其過程往往歷時數月。
“如果聯動在5月實施，這套程序應該早已啟動，”這位負責人指出，“然而第三次煤電聯動的方案還沒有進入部門會簽。從時間上講，今年二季度實施的可能性是比較小的。”
國家發改委的表態則更加謹慎。在4月下旬舉行的一季度經濟運行會上，國家發改委經濟運行局副局長朱宏任指出，今年煤電價格是否聯動、何時聯動，“將由價格管理部門綜合各種因素，仔細、謹慎決定”。
煤電聯動機制翻新
盡管新一輪煤電聯動暫時還沒有立即出臺的跡象，但價格主管部門過去半年來，實際上一直在為煤電聯動進行各種準備工作，包括完善煤電聯動機制。
煤電聯動政策已實施兩年，煤電聯動基礎數據及參數的采集、核定，一直在業內廣為爭議。國家發改委價格司的相關負責人近日透露，價格司牽頭編制的電煤價格指數已基本完成，近期將正式在物價系統內；待征求意見進一步完善后，將對社會公開。其中，電煤價格指數的數據采樣，將分別由中國煤炭運銷協會、中電聯燃料分會進行收集。
據知情人士透露，在今后的煤電聯動中，價格主管部門將根據這些指數來實施煤電聯動，調整電價。
而新煤電聯動機制，仍將以“成本定價”的原則進行，即根據成本上漲的幅度，測算出上網電價上漲的幅度，再測算到終端銷售電價上漲的幅度。但在成本上漲的測算中，除了電煤漲價的因素，還將涵蓋脫硫機組電價、電網建設基金、運輸費、港雜費、可再生能源和排污費等其他成本上漲因素，從而形成一套復雜的聯動機制。這實際上意味著在電價的形成機制中，成本定價將進一步強化。
而根據國家發改委制訂的《關于深化價格改革促進資源節約和環境保護的意見》，今后，將把環境治理成本轉移到石油、天然氣、水、電、煤炭和土地等資源性產品的定價中。據悉，新一輪煤電聯動機制中，脫硫電價就會成為一個加價的主要因素。
今年4月，國家發展改革委擬定了《燃煤發電機組脫硫電價及脫硫設施運行管理辦法（試行）（征求意見稿）》（下稱《脫硫電價辦法》），并在征求意見后，準備于近期開始實行。
按這份文件的規定，今后，新建、擴建燃煤機組必須按環保標準同步建設脫硫設施，執行公布的燃煤機組脫硫標桿上網電價；現有燃煤機組應按照要求完成脫硫改造，執行0.015元的脫硫加價；煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5％的地區，可單獨制定脫硫加價標準。
業內專家指出，這些增加的脫硫電價，將會通過新煤電聯動機制“順出去”。
針對業內爭議頗多的電廠安裝了脫硫機組后不實際運行、但仍可以享受脫硫電價的現象，一位接近發改委價格司的人解釋說，價格部門將通過加大監督的力度予以監管，但“如果不給脫硫電價，電廠就沒有脫硫的積極性”。
“逆市場”而為
隨著電力企業呼喚聯運的呼聲漸強，業界對于啟動第三次“煤電聯動”的爭論之聲也日趨激烈。
“今年對于煤電聯動的爭議尤為激烈，原因是在電價這個問題上，計劃與市場這兩種調節手段的矛盾日益凸顯?！敝袊姳O會一位專家對《財經》記者指出，電價本應反映市場供求的變化，今年電力企業發電設備利用小時數大幅下降，電力供需逐步呈現供大于求的趨勢。在此情況下，電價理應下調才符合市場規律。但如果今年繼續按照成本加價的原則，實施第三次煤電聯動，等于是違背市場供需關系的“逆向調節”。
此外，從國際橫向比較來看，中國的電價水平總體已經不低，而中國的國民收入水平并不高，僅為了節約資源的杠桿作用就進一步提升電價，這位專家對此持保留意見。
“不能以建設節約型社會為由，不改進管理降低成本，而僅僅通過推動價格上漲來提高能源使用效率，結果只能是中飽私囊，實際損害的是整個社會的利益。”中國能源網信息總監韓曉平認為，“在2006年6月實施的第二次煤電聯動中，特地為電網建設加價0.003元/度。但輸配電價管理仍是一團糟。我們還看不出電網企業有改進管理、理清輸配成本的努力?！?/p>
最令業界詬病之處，還是電價改革的裹足不前。
在2002年的電力體制改革方案中，電價改革是中國電力體制改革的核心任務之一。令人遺憾的是，五年來在電力體制改革過程中，電力定價并沒有遵循當初設想的市場規律的路徑，而是沿襲了舊有體制下傳統的行政調控手段，在成本定價的路上越走越遠。完善煤電聯動機制，依照電煤價格指數來調整的新的電價機制，都只能進一步強化成本定價。
中電聯相關人士曾指出，實施煤電價格聯動，只是在煤價與電價執行兩種不同的定價機制的情況下緩解矛盾的過渡辦法。這不能從根本上解決發電企業的困境和煤電之爭，最終還是要在今后電力供需形勢進一步緩和的情況下，價格主管部門抓緊時機進行電價市場化改革?，F在電力供需形勢已經緩和，正是啟動電價市場化改革的好時機，如果此時繼續搞煤電聯電，按照成本加價，完全是“逆市場而行”。
電價改革方案范文3
[關鍵詞] 節能發電調度 電力市場 改革 電價
伴隨我國經濟社會的快速發展,資源與環境制約的矛盾日益突出,為了實現國民經濟的可持續性發展,除了尋求新能源、可替代的清潔能源之外,另外就是進一步加強節能減排。電力工業作為基礎性的能源產業,在國家能源戰略中的地位舉足輕重,因此在電力發展過程中應該樹立科學發展觀,加快節能發電調度模式下的電力市場機制改革,對提高電力工業能源使用效率,節約能源,同時減少環境污染,實現電力工業的可持續發展具有重要的戰略意義。
一、節能發電調度的內涵及意義
節能發電調度是指在保障電力安全可靠供應的前提下,按照節能、經濟的原則,優先調度可再生發電資源,按機組能耗和污染物排放水平由低到高排序,最大限度地減少能源、資源消耗和污染物排放。
節能發電調度模式的提出,表明當前電力市場改革和電力市場構建面臨諸多新的變化,即不僅要考慮市場化配置資源,實現成本與價格最優,還要考慮能源資源的社會總體最優和長期可持續。在此背景下,以確保電力系統安全穩定運行和連續供電為前提,以節能、環保為目標,研究如何對各類發電機組實施優化調度,并與電力市場改革工作相結合,具有重要的現實意義。
二、節能發電調度模式下機組發電排序及組合
節能發電調度有利于促進能源和電力結構調整,確保電力系統安全、高效運行。節能發電調度的主要依據是機組發電排序表,可按以下順序確定:(1)無調節能力的太陽能、風能、海洋能、水能等可再生能源發電機組;(2)有調節能力可再生能源發電機組;(3)核能發電機組;(4)按“以熱定電”方式運行的燃煤熱電聯產機組,余熱、余氣等資源綜合利用發電機組;(5)天然氣、煤氣化發電機組;(6)燃油發電機組。
對于本區域內各省(區、市)發電機組發電組合方案的制定,除了參考電網運行方式、電力負荷預測和發電機組實際運行情況,還需要考慮安全約束、發電機組啟停損耗等各種因素。為制定合理的本區域內發電機組發電組合方案,提出運用價格杠桿調節引導電源合理開發和用戶合理用電。下面給出一個利用價格的經濟杠桿作用的典型應用:給予有調節能力的電廠以經濟激勵,在豐水期將發電量讓給調節能力弱的電廠,減少了無調節能力水電豐水期的棄水?；痣姀S則盡量減少豐水期發電,而集中在枯水期發電。這種方式充分利用了自然資源,優化了資源配置,使得火電和水電都有了生存空間。這表明節能發電調度將會改善了電源的結構,在實現成本和價格最優的同時兼顧能源資源的社會總體最優和長期可持續。
三、節能發電調度模式下的電力市場改革
電力市場改革方案經國務院批準已經出臺,以廠網分開、競價上網為特征的電力市場改革和電價體制改革已進入實施階段。根據國家安排,“十五”期間電力市場改革的主要任務是:實施廠網分開,重組發電和電網企業;實行競價上網、建立電力市場運行規則和政府監管體系,初步建立競爭、開放的區域電力市場,實行新的電價機制。
電價制定理論一直是令人關注的熱門研究課題和話題,電價改革也是電力市場改革的核心和關鍵。現行發電和輸配環節定價已經不適應新的行業重組和市場化發展趨勢,與此相對應,即使是具有完全分段體現的銷售電價體系也已經不適應改革的要求。我國至今沒有一套對整個電力產業價格鏈價格體系的約束機制,尤其在用戶端銷售電價管理環節上更加失控,迫切需要對電力產業價格鏈各個環節的價格(上網電價、電網傳輸電價、終端用戶購買電價)的全過程控制展開研究。
四、結束語
電力工業市場化改革使得電價及電價形成機制發生了深刻的變化,按照節能發電調度的要求對電力產業價格鏈各個環節(發、輸、配、售)價格的全過程控制展開研究具有重要的理論和現實意義。
參考文獻:
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電價改革方案范文4
比2004年還嚴重的電荒再次襲擊中同，但全國卻有2餾億千瓦的火電裝機容量處于閑置狀態。由此，電荒被認為是發改委電價管制造成的，市場煤價過高導致企業發電越多越虧損，發電廠被迫減少發電。
這是一種奇怪的組合，發改委控制了電價但放開了煤價，這意味著“電網分離”改革是一個半拉子工程。打破廠網全壟斷格局的目的是為了刺激競爭，提高能源利用效率，但改革卻出現一個全壟斷的電網、半壟斷的電廠以及市場化的煤炭市場，由于煤炭自由定價且實現價格聯盟，相當于全壟斷。最終，發電企業被下游(電網)上游(煤炭聯盟)夾在中間，受到電網壟斷(管制價格)與煤炭壟斷(市場價格)雙重壓迫。
價格管制僅僅只是表象，真正的原因還有電力體制的混亂格局。
首先，出現電荒的地區多在長江以南，根據中國始自1999年的“西電東送”戰略，政府鼓勵水資源和煤炭資源集中的西南、西北和山西、陜西、內蒙西部的“三西”地區就地發電，輸往經濟相對發達的東部沿海地區，東部電力投資則受到嚴格控制。但今年湖南湖北等地發生大旱導致水電供應減少，連本地需求都無法滿足，更別說向東部輸送。而在東北、西北和蒙西，則出現電力過剩找不到買家的“窩電”現象。
再者，當發改委近期被迫調高了部分省份的上網電價后，那些沒有允許漲價的地區，就會以停機檢修等理由減少電力供應制造電荒，施加壓力以調高價格。
其三，近些年發電企業投資規模膨脹，債務壓力過大，發電持續虧損，窟窿就會更大，這是他們不愿也不能承受的。而且，由于貨幣政策持續緊縮，發電企業也不愿意墊付更多的資金儲存電煤。
其四，嚴格的節能減排考核讓“西電東送”出現新的難題。西部把電賣給東部，但能耗卻留在了西部，這導致西部地區政府為了政績考核，不愿意繼續向東部輸送電力，而東部電力投資因受到抑制無法自足。
可以看出，目前的電力體制提供了一種無序博弈的格局，地方電廠、五大電力集團與各地電網、地方政府等相關主體都以非市場化的手段確保各自的利益，這種行業、企業與地區行政分割在電力領域遇到風吹草動之時，就會制造結構性電荒。
由此可見，中國的電力改革是失敗的，而且造成比此前電力部門全壟斷更為混亂的局面。
改革失敗的原因在于相關企業的能量過于強大，挾持了改革并將行業陷入一種混沌狀態，以便在事實上沒有監督的情況下自我膨脹。比如電網分離后，現在電網側重大舉投資發電并在上下游各個領域蔓延，如果完成超高壓建設實現技術壟斷，電網或許成為下一個超級壟斷企業。
電價改革方案范文5
最近，國家電網有點煩。
先是傳出在陜西和地方電網因利益糾葛發生沖突對峙，接著又是山東魏橋創業集團以低于國網的價格售電，讓人產生國網賺取暴利的聯想……一時間，國家電網似乎陷入輿論漩渦，成為眾矢之的。
電力體制必須改革了?，F在的情況是，根據國家政策，即便是企業自備電廠也必須把電先賣給電網公司再供給自己用，哪怕只隔一個車間。
而魏橋創業集團正是由于突破了這一政策，自行售電且價格大大低于國家電網電價，從而引起廣泛爭議。
魏橋電價為何低
談及為何要建自備電廠，魏橋創業集團的創始人張士平曾如是感嘆：“我是被高電價和壟斷逼上梁山的！”
魏橋創業集團以紡織起家，目前已是世界最大的棉紡織企業。在2011年的“胡潤百富榜”中，張士平家族以300億元的財富名列第19位，也是山東首富。這位山東首富自建發電廠，而且電價比國家電網要低三分之一。
1999年，魏橋集團開始涉足熱電產業。當初建設熱電廠的初衷，是為了給紡織車間供氣。紡織企業對生產環境的溫度、濕度要求都很高。溫度、濕度適宜了，才能紡出好產品。在這種情況下，魏橋建設了第一個熱電廠，裝機容量為7.8萬千瓦。
隨著紡織產能的擴大，熱電產業規模也隨之擴大。尤其是魏橋集團鋁業項目上馬后，這個高耗能產業對電力的需求促使魏橋集團開始上馬更多的熱電項目。據魏橋集團的公開資料，到去年底，其發電裝機容量已經擴張到287萬千瓦，下一步目標是擴張到448萬千瓦。
公司自有電成本比網上購電價格低近50%。這是魏橋集團投巨資進入熱電領域的根本動力。當前多數火電企業“發電賠錢”，魏橋熱電的發電實現了盈利。數據顯示，2011年1-9月，魏橋創業的熱電業務實現營業收入35.96億元，毛利潤8.45億元，毛利率為23.51%。而同期的國有電廠幾乎全部虧損。
原因何在？
至少有兩點：一是魏橋熱電購進電煤采購實行招標制，招標會每月舉行一次，投標單位一般在60家以上；招標結束后，10天內完成合同，一個月交貨，以求在保證質量的前提下，獲得較低的采購價格；二是人員成本方面，魏橋熱電較之國有發電企業也有明顯的優勢。一在魏橋熱電工作兩年負責驗水的職工稱，他每月工資在2400元左右，去年年底的年終獎剛超過1000元。而當地國有發電企業職工月薪保底為3000元，年終獎則在萬元以上，每逢過節還會發洗衣粉等生活用品。
爭議多是正常的
可以說，民企自建電廠，站在一國電力體制的高度來看，其意義恐怕在于真正打破既有壟斷，在法治環境下形成電力合理成本。
但中電聯稱，魏橋熱電沒有繳納相關的附加基金和電價交叉補貼。
《山東省電網銷售電價表》顯示，山東濱州的一般工商業用電，電壓等級1千伏-10千伏之間的，每度電價格為0.8024元，包括農網還貸0.02元、三峽工程建設0.007元、城市公用事業附加0.01元、中央庫區移民后期扶持資金0.0083元、地方庫區移民后期扶持資金0.0005元、可再生能源基金0.008元等6項政府性基金及附加費，另外還有農維費0.0059元。
中電聯還認為魏橋集團侵占了公眾利益，一方面自發自用，一方面對外供電，也違反國家相關法律條文。
中電聯是1988年經國務院批準成立的全國電力行業企事業單位的聯合組織，非營利的社會經濟團體。自成立至今，歷經五屆理事會，目前國家電網總經理劉振亞為其理事長。
而與中電聯的“呵斥”截然相反，民眾與學者對此持歡迎態度。很簡單，民眾飽受兩大電網公司的壟斷久矣，國家電網的存在使買方和賣方無法直接對話，并由此派生出不少弊端，《電力法》的某些規定已不符合市場化的需要。魏橋供電模式所嘗試的，正是要克服電網壟斷之患，使發電企業的競爭價格直接傳導到用戶端，使用戶受益的同時也使市場重歸公平和效率。
電網壟斷須打破
自2002年國務院下發 《關于印發電力體制改革方案的通知》啟動電力改革10年之后，公眾期許的電力市場并沒有真正建立，電力競爭機制也沒有形成。
目前電網的收益主要來源于上網電價與銷售電價之間的價差，其中的輸配電成本、價格并不透明，對老百姓而言，這更是一筆糊涂賬。在電網壟斷一時不能打破的情況下，了解電網輸配電成本的構成，這對厘清電價非常重要。
事實上，形成合理電價的三個必要條件是：充分供給、有效需求和競價上網。經過2002年以來的廠網分開改革，我國已基本實現在全國范圍內的電力充分供給，但輸配尚未分開，造成配電側無法成為獨立的電力購買者，無論是配電方還是電力消費者，無法繞過輸電方與電廠進行直接交易，以競價為基礎的市場電價無法成型。
因此，如不盡快推動電網輸配分開改革，僅僅依靠行政指令調整電價，以電價調整代替電力改革，將難以擺脫“面多加水，水多加面”的被動狀態。實踐證明，任何領域的價格管制，最終只能造成價格杠桿信號的失真。真正的合理價格，只能通過供需雙方的有效競爭得出，資源品價格改革同樣如此。
2002年的國務院電力體制改革方案確定了電力改革的四個步驟，即“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”。
這四個步驟環環相扣，層層遞進。目前，廠網分開已基本實現，但輸配分開尚逡巡不前，而后者恰恰是“競價上網”的物理與體制基礎。
以比較成熟的北歐電力交易體制為例，為實現競價上網，保證消費者用上最便宜的電力，北歐將電力產業鏈拆分為發電、輸電、配電與用電四個不同主體。其中，發電與配電，由民營公司運營，而輸電則由壟斷但非盈利的國家電網公司負責。在整個交易鏈條中，國家電網的任務是保證電力安全高效傳輸，只收取過網費。配電方和用電方，可通過場外交易或場內交易方式，直接與發電方進行報價交易，最終依靠競爭形成的成交價格便是市場電價。
電價改革方案范文6
自2002年國務院關于電力體制改革5號文頒布以來，8年間中國電改進程曲折迂回，每走一步都引發外界強烈關注。最近的質疑，則來自于醞釀中的階梯電價方案和電網主輔分離方案。
10月22日，國家發改委公布的居民用電階梯電價方案網上征求意見結果顯示，在參與征求意見的群眾中，61％的群眾支持，34．5％的群眾表示反對，4．5％的群眾對方案提出疑問。自10月9日開始征求意見，至結果公布之后，質疑聲一直未停歇。
幾乎與階梯電價征求意見方案公布同時，亦傳出了多年來久推不進的電網企業主輔分離方案調整的消息，消息指即將出臺的主輔分離方案是一項妥協的改革方案，可能將由“主輔分離”降格為“主多分離”。
不管是階梯電價，還是主輔分離，其目標都指向了電價市場化改革這一大方向，而阻礙這一方向的矛頭所指，則是存在其中的行政壟斷和市場壟斷。
“漲價方案”?
“這是電價調整第一次面對公眾征詢意見，是一種進步?！睆B門大學能源經濟研究中心主任林伯強對本刊記者說。歷史上，發改委亦曾根據“煤電聯動”機制上調過兩次銷售電價，但并未進行過公眾意見征詢。
中國的電力價格機制長期以來由發改委管制終端電價和上網電價，缺乏價格信號導致電力市場體制僵化，電價調整長期停滯。
此次，發改委公布了兩套居民用電階梯電價調整方案，第一檔電量分別按照覆蓋70％或80％的居民家庭的月均用電量確定，電價分別為保持基本穩定和每度電提高1分錢；第二檔電量分別按照覆蓋90％或95％居民用戶的電量設置，每度電提價不低于5分錢；第三檔為超過第二檔電量，每度電提價不低于O．20元。
按照2009年全國居民月均用電量，方案一的第一檔在110度以內，第二檔110度到210度，第三檔超過210度；方案二第一檔140度以內，第二檔140度到270度，第三檔超過270度的部分。
發改委表示實施階梯電價主要是為節能減排、節約用電著想。但方案公布之后，外界普遍質疑第一檔的基本用電量標準過低，對城市居民意味著這將是一個“漲價方案”。
“其實應該關注的并不是第一檔的11O度和第二檔的140度，而應該關注的是覆蓋率，70％~80％的基本用電量覆蓋率在各個地區都不一樣，不管平均電量標準是多少，各地要實施階梯電價的前提條件是覆蓋率要達到70％～80％，保證大多數人電價基本穩定?！绷植畯娭赋觥?/p>
階梯電價采取的拉姆齊定價法則，其核心思想是追求預算平衡約束下的社會福利最大化，既考慮了生產者自身的成本，又兼顧到消費者的支付意愿。
“讓大多數人接受漲價，是最難推行的電價調整方案。如果確定電價需要漲，階梯電價是一種相對易為公眾接受的方式，因為把漲的部分轉嫁給了用電量多的少部分高收入人群?！绷植畯娬f。
如果電價調整的出發點是節能減排和節約用電，分時電價顯然更符合電價調整方向?！暗珕栴}在于分時電價是在某個時間段內針對每一個人漲價，這很難推行?！绷种赋?。
但對于階梯電價的爭議，并不僅止于是否漲價，另一個質疑，來自于漲價的出發點和漲價收入去向，這是該不該漲的問題。
利益分析
如果按照電價市場化的方向，電價應是有漲有跌，不管是煤電聯動還是電價結構的交叉補貼，其基礎在于成本機制和價格機制的透明。目前的現實則在于，電價調整中，居民、發電企業、電網的利益無法進行公開博弈。
事實上，居民用電在整個社會用電量中所占的比重并不大，亦不是電網的主要利潤來源，目前居民用電大約占全社會用電總量的10％左右。“對節能減排的作用有限”，海南一家發電企業人士對記者說。
發改委表示階梯電價調整后漲價收入主要用于彌補節能減排等環境成本增支因素，補償電力企業脫硫成本；用于居民用戶電表改造支出以及彌補由于燃料成本上漲增加的電網企業購電成本，緩解發電企業經營困難，保障電力正常供應。
“這只會對電網有利，對發電企業沒什么利，漲價多收的錢也不會分給電廠?！鄙鲜霭l電廠人士說。目前海南平均上網價O．42元／千瓦時，終端電價0．63元，千瓦時，“2毛多的價差電網肯定是能掙錢的，線損、人員工資、電表維護這些成本早都算進去了?！睂τ诎l電企業而言，競價上網在電網企業壟斷的情況下，形同虛設。況且目前海南的裝機容量比較大，電力供應充足，發電企業上網得看電網臉色。
“風電上網價在0．64元/千瓦時，火電O．44元，千瓦時，水電0．2～0-3元／千瓦時?！痹撊耸坎聹y，出于成本考慮，電網公司一般不愿意收購風電、太陽能，但遵循國家清潔能源的發展方向，又必須按規定收購綠色能源。因此，長期以來，國家對電網公司有一定的補貼。實現階梯電價后，國家這方面的補貼就可能減少。
“提價后電網多收一分錢都是一個大數目。”他說。公開數據則顯示，國家電網2009年銷售電量2．2748萬億千瓦時，如果每千瓦時多收1分錢，1年可增收227．48億元。
但林伯強認為，根據發達國家的情況，居民用電價格普遍高于工業用電，目前中國的情況則是工業用電高于居民用電，工業用電補貼居民用電。“居民用電是峰谷用電，發電的成本比較高，這是一個不爭的事實?！?/p>
爭議的焦點所在，是發電和輸配電的成本難于核定，在電網終端輸配送壟斷的情況下，發改委的價格管制難以發現真正的電力成本，也無法解決壟斷導致低效率帶來的成本高企。
電價控制者
按照當初電價市場化的改革思路，將電價劃分為上網電價、輸電價格、配電電價和終端銷售電價，發電、售電價格由市場競爭形成，輸、配電價由政府制定，建立規范、透明的價格管理制度。分段管理、兩端競爭，中間透明。
去年以來，電監會曾了幾個有關《電力用戶與發電企業直接交易試點基本規則》的通知，試圖限制電網權力，推動電價市場化改革。
今年5月6日，在電監會牽頭操辦下，全國第一個電力多邊交易市場――華北區域內蒙古電力多邊交易市場正式啟動運行。這意味著“發電、用戶和電網”三方同時參與電力購銷，電力用戶首次參與競爭，電網公司壟斷購電的格局被打破，形成購售電雙向競爭的市場雛形。
幾乎是在相同時間，電監會批復華東跨省電能集中競價交易平臺規范化、制度化運行。自此，華東區域內發電機組均可
直接參與交易，一改電網公司坐莊交易的模式。
但自電改以來，“競價上網”、“大戶直購電”等旨在促進電價市場化的改革舉措屢屢受阻，進展緩慢，其中的因素，與目前電價的實際控制者的市場壟斷和行政壟斷關系不無相關。
“電價是電改的‘牛鼻子’，電價控制者才是阻礙改革的最大壟斷勢力?！敝袊ù髮W資本研究中心主任劉紀鵬向記者指出，目前電價的控制者，指的則是發改委和電網企業。電監會由于缺失了價格審批和投資準入的權限，所起的作用并不大。
電網運行成本的無法厘清，又與電網企業復雜的輔業資產無法剝離相關，因此在5號文中，提出電網的主輔分離、輸配分離的方向。
2007年底，國資委曾會同國家電網和南方電網及相關部委共同操刀《電網主輔分離改革及電力設計、施工企業一體化重組方案》，但2008年，由于南方大面積雨雪冰凍災害造成電力設備大量損壞，該方案被擱置。
中國電網遭遇最嚴重的一次災害引起了多位專家對國網公司垂直一體化壟斷模式和一味強調建設大容量、遠距離的大電網行為的批評。但據傳國網公司在大力宣傳抗冰保電成就的同時，也成功游說有關部門放棄既定的主輔分離改革。
去年，國資委和國家電監會等部門設計的主輔分離方案是：在電網主輔分離中，同一網省的輔業單位成建制的進入同一電力建設集團。地市及以下層級的輔業單位以及各級“三產”、多經企業，由國家電網公司和南方電網公司按照主輔分離、輔業改制的相關政策實施改制分離。
今年10月電監會方面透露出來的最新方案卻是，確定輸配電、電力設備制造、施工等關鍵輔業，由以前草案中的剝離，改為在電網企業中繼續保留，也即由“主輔分離”變為“主多分離”，僅將電網底下的賓館、酒店等多種經營資產剝離。
“目前‘主多分離’也只是一種傳聞，‘三產’是電網職工持股最多的地方，如何清退是一個很復雜的問題。”湖南省電監辦一名人士對記者說。
多年來主輔不分離導致電網企業經營效率低下，伴生諸多內部交易和腐敗現象，也是造成成本難以降低的一大原因。
不僅僅在輸配電側，甚至在發電側，電網的資產亦并未完全剝離。2002年國家實施電力市場化改革時，分別預留了920萬千瓦和647萬千瓦發電權益資產，用以變現后支持電網企業主輔分離改革。但即使在2002年電改之后，電網繼續投資發電站的行為也并未完全停止，“主要是一些小水電站，以‘調峰調頻’的名義優先上網，這是電網目前一塊很大的利潤來源。”上述電監辦人士說。
