時間：2023-05-29 18:03:24
開篇：寫作不僅是一種記錄，更是一種創造，它讓我們能夠捕捉那些稍縱即逝的靈感，將它們永久地定格在紙上。下面是小編精心整理的12篇北京電價調整通知，希望這些內容能成為您創作過程中的良師益友，陪伴您不斷探索和進步。
【關鍵詞】 陜西 天然氣產業 政策
一、天然氣分布式能源產業現狀
天然氣分布式能源因其很高的能量利用效率，在國內發展迅速。據悉，我國已建設約40多個天然氣分布式能源項目，大部分應用在大學城、居民小區、商業寫字樓中，總裝機容量約500萬kW，主要分布在北京、上海、廣州、四川等地。其中，較為成功的案例有上海浦東機場項目（4MW）、廣州大學城項目（150MW）、北京燃氣集團大樓項目（1.2MW）、北京火車南站項目（3MW）等。
二、氣價對天然氣分布式能源產業的影響
對于天然氣分布式能源面臨快速增長的機遇，許多能源企業都制定了相關規劃，積極籌建試點項目。隨著越來越多的企業看好并投入天然氣分布式能源市場，其中存在的問題也暴露出來。
1、“氣荒”將導致氣價上漲
根據《2010―2015年中國燃氣行業現狀分析及市場發展趨勢調研報告》預測，2015年中國天然氣需求量將達1600億m3，按國內提供1200億m3計算，缺口將達400億m3，2020年國內需求缺口可能達到800億m3。從以上數據可以看出，我國天然氣缺口巨大，大力發展天然氣分布式能源項目，可能加大天然氣供應缺口。目前國內燃氣發電項目很多處于“無米下鍋”狀態，“氣荒”狀態下氣價必然上漲，影響項目收益。
2、氣價波動對分布式能源產業影響較大
對于分布式能源項目，投資、年發電量、天然氣價格、供熱量、熱價是影響其經濟性的主要因素。基于上述經濟評價參數，在投資方財務內部收益率（FIRR）為10%，其他邊界條件不變的情況下，電價的單因素敏感性分析如表1。
從表1敏感性分析結果可以看出，與其他發電方式類似，天然氣價格變化對分布式能源電站的上網電價影響最大，年發電量、投資次之。
3、天然氣成本占總成本比例過高
以西安某分布式能源項目為例，在氣價為2.58元/Nm3時，該項目計算期內（22年）總成本為578987萬元，而燃料成本為442790萬元，占總成本的76.48%，與有關研究表明的在天然氣分布式能源項目運營成本中，燃料成本占總成本的70%～80%相吻合，見圖1。
以西安某分布式能源項目為模型，將表2所示各經濟指標作為邊界條件，可推算出在不同含稅氣價下，滿足項目財務內部收益率為10%預期的含稅電價，見圖2。
從圖2可以看出，當含稅電價為0.7294元/kWh時，滿足項目財務內部收益率為10%預期的含稅氣價為2.115元/Nm3。可以預見，在現有氣價和電價條件下，將達不到項目預期收益。
4、天然氣價格與能源售價脫鉤
國內已建成的天然氣分布式能源項目，有相當一部分存在虧損情況，其余也只能保本微利運營，主要原因在于我國電力、天然氣等商品定價機制還不完善。與天然氣分布式能源發展密切相關的電能、天然氣、供冷、供熱價格，目前都由政府定價，燃料與其產品不存在價格聯動機制。另外，我國天然氣和電力價格都存在交叉補貼的情況，即用工商業大用戶的高價格補貼居民用戶的低價格。有意發展天然氣分布式能源的用戶一般都是用氣、用電價格較高的工商業用戶，也是供氣、供電企業的主要利潤來源。因此，在現行價格機制下，在工商業用戶中大規模推廣分布式能源，無疑會對供氣、供電企業的利益造成嚴重影響。
三、天然氣分布式能源產業面臨的其他困難
1、機制不適應，各方利益存在博弈
上網從一開始就是制約分布式能源產業發展的重要問題。分布式能源的接網方式有發電上網型、并網不上網型和發電直供型。由于天然氣分布式能源電價普遍比常規火電價格高出很多，電網公司作為企業，并不愿意高買低賣，加之分布式能源并網還可能給電網安全穩定運行造成一定影響，因此電網公司有抵觸情緒。除此之外，《電力法》規定：“電力上網要具備電力業務許可，并經過電網企業同意。”而天然氣分布式能源具有的小型化、多用途、零散的特征，決定了難以取得發電業務許可，成為天然氣分布式能源發電上網的一大制約因素。
2、優惠政策操作性不強，指導意見貫徹落實困難
我國天然氣分布式能源仍處于發展起步階段，與單純的燃煤發電相比，建設成本和運營成本相對較高。從當前相關配套政策看，我國雖然出臺了一些鼓勵分布式能源發展的政策法規，但其中條款大多只做了一些原則性的規定，配套的鼓勵和補貼政策很少，可操作性不強。
3、新一輪電改將引發市場激烈競爭
2014年12月31日出臺的《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格[2014]3009號）明確了對新投產天然氣熱電聯產發電機組上網實行標桿電價政策，并鼓勵天然氣分布式能源與電力用戶直接簽訂交易合同，自主協商確定電量和價格。今年3月15日出臺的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發[2015]9號）強調了三放開、一獨立、管住中間、放開兩頭的電力體制改革途徑。在發電側和售電側實行市場開放準入，放開用戶選擇權，發電企業可以直接售電，將引發電力市場新一輪激烈競爭。
四、國內政策扶持情況
1、國內天然氣價扶持政策
為了扶持分布式能源產業發展，國家出臺的有關政策均對分布式能源實行優惠氣價給出指導性意見。
（1）《關于發展天然氣分布式能源的指導意見》（發改能源[2011]2196號）明確指出：“在確定分布式能源氣價時要體現天然氣分布式能源削峰填谷的特點，給予價格折讓。”
（2）《天然氣利用政策》（國家發展改革委2012年第15號令）將天然氣分布式能源項目列入天然氣利用順序中的“優先類”予以支持，文件指出：“鼓勵地方政府出臺財政、收費、熱價等具體支持政策，鼓勵發展天然氣分布式能源項目。”
（3）《關于調整天然氣價格的通知》（發改價格[2013]1246號）明確指出：“對燃氣發電等大型用戶，要盡可能減少供氣環節，降低企業用氣成本。”
（4）《關于理順非居民用天然氣價格的通知》（發改價格[2015]351號）明確：“存量氣與增量氣并軌，天然氣價格統一調整為2.04元/m3，開放直供用戶門站價格，居民用氣價格不作調整。”
2、省外天然氣價格扶持政策
2004年，上海市政府辦公廳轉發《關于本市鼓勵發展燃氣空調和分布式供能系統的意見》（滬府辦[2004]52號）規定按總裝機容量每千瓦補貼700元，所用天然氣價格大致比一般工業用氣便宜40%等政策優惠措施。2008年，上海市出臺了第二期《上海市分布式供能系統和燃氣空調發展專項扶持辦法》（滬府辦發[2008]48號）專項政策，提出按總裝機給予1000元/千瓦資金補貼。2013年3月，上海市進一步完善政策，出臺《上海市天然氣分布式供能系統和燃氣空調發展專項扶持辦法》（滬府辦發[2013]14號），明確了支持對象、實施年限（2013―2015年）、資金來源、補貼標準、部門責任等7個方面的內容。《扶持辦法》指出，2013年至2015年上海市安排節能減排專項資金，對上海市范圍內醫院、賓館、大型商場、商務樓宇、綜合商業中心、工廠等建筑物以及工業園區、大型交通樞紐、度假旅游區、商務區等園區建成并投入使用，單機規模1萬千瓦及以下、年平均能源綜合利用效率在70%以上的分布式供能系統項目和燃氣空調項目進行補貼及天然氣價格優惠、天然氣及電網接入條件、費用的優惠等。
五、關于天然氣分布式能源發展的建議
1、實行大用戶天然氣直供
根據《關于調整天然氣價格的通知》（發改價格[2013]1246號）：對燃氣發電等大型用戶，要盡可能減少供氣環節，降低企業用氣成本。天然氣分布式能源項目的經濟性受氣價影響較大，建議對于新建的天然氣分布式能源項目實行天然氣直供，以減少中間環節，降低運營成本，增強其競爭力。利用集團公司已經建成的長輸管網為天然氣分布式能源項目實行天然氣直供，一方面可以發揮集團公司在發展天然氣分布式能源產業方面的優勢，另一方面也可以推動天然氣分布式能源產業發展，帶動集團公司整體售氣量快速提升。
2、將天然氣分布式能源項目氣價單列
鑒于我省與北京市銷售的天然氣同屬中石油長慶油田氣源，建議借鑒北京市做法，將發電項目（包括三聯供項目）與工商業用氣區別對待，如北京市工商業用氣最高售價為3.78元/Nm3，而發電用氣售價為3.22元/Nm3。這樣做的優勢在于能夠確保城市中心區域發展需求旺盛的項目不受城市燃氣輸配費收費過高的影響而得到較好發展，使更多優勢項目得以順利落地。
3、給予天然氣價格折讓
根據《關于理順非居民用天然氣價格的通知》（發改價格[2015]351號）：陜西省非居民用天然氣存量氣與增量氣自2015年4月1日起實行價格并軌，統一調整為2.04元/Nm3。若管輸費按0.1元/Nm3計，實際終端天然氣價格為2.14元/Nm3。在目前天然氣價格及上網電價條件下，天然氣分布式能源項目只能處在微利運行甚至虧損狀態。考慮到隨著分布式能源裝機規模的擴大，政府提高天然氣發電電價的難度也將越來越大。因此，建議綜合考慮天然氣分布式能源節能減排效益及天然氣、電力峰谷平衡的作用，給予天然氣分布式能源項目價格折讓。
目前的公共服務大多是由壟斷性行業提供，政府通過財政補貼的方式，降低企業向社會收取的費用，彌補相關企業的“政策性虧損”。這種做法集中體現在自來水、煤氣、電力、電信、交通運輸等城市發展基礎產業上。
不可否認，財政補貼對一些公益性行業很有必要，但財政補貼運行機制在一定程度上仍然不公開不透明，行政力量占據絕對主導，導致運行效率低、易滋生腐敗等弊端。
近年來，部分公共服務企業在價格方面頻頻向市場和國際看齊，而在運行機制、制度建設、服務質量方面，則往往以所謂的“國情”作為托辭，拒絕或延緩“接軌”，導致公眾普遍對公共服務漲價反感。
公共服務不能靠財政補貼
北京交通委運輸局副局長馬伯夷表示，由于北京持續低票價，市政府每年都有巨額財政補貼，專項投給公共交通。有資料顯示，2008年至2012年，北京市對地面公交、軌道交通補貼平均占政府財政收入的5.5%，遠高于廣州的1.3%、上海的2.1%。經測算，每張2元通票背后，都有近2元的補貼。2011年，北京市公交財政補貼總額在156.9億元左右，到了2012年，這個數字達到175億元。2013年，財政補貼預計在180億元以上。
北京對地鐵公交的高額補貼必然擠占其他民生支出。以2012年為例，北京市級公共財政共支出2849.9億元，其中約78%用于民生領域。公共交通補貼占到民生支出總額的7.9%左右，比醫療衛生都要高，而當年社會保障和就業支出僅占財政支出的7.6%。從這個層面講，公共交通的補貼壓力非常大。另一方面，這種補貼政策只是一種“普惠”政策，與“定向”補貼相比并不是最明智的選擇，也不利于公交的可持續發展。
在第二次世界大戰之后的英國，住房、交通、教育、醫療、失業救助等關系國計民生領域的公共服務大部分由政府低價提供，能源、電力、郵政、鐵路等壟斷性行業也基本由政府控制。之后，隨著社會福利開支日益擴大，政府的財政收入與財政支出之間的差距開始擴大。同時，官僚作風、運行效率低下等由政府包辦提供公共服務的弊端逐漸顯露出來。
未來北京財政支出將繼續向民生領域傾斜，而政府可調控的資金十分有限，在空氣污染、老齡化等問題日益嚴峻的形勢下，這種靠高額財政支出補貼公共服務的模式難以持續。
地鐵漲價或許只是第一步
三中全會《決定》提出，要改進政府提供公共服務方式。推進水、石油、天然氣、電力、交通、電信等領域的價格改革。
事實上，水、電價格改革已開始進行了，2013年以來，國家發改委等部門已將水電資源按照用途、用戶分類收費。天然氣價格的改革也在進行中，建立了天然氣價格與可替代能源價格掛鉤的動態調整機制。
根據北京市發改委網站上公布的 《政府定價目錄》，北京市生產和銷售的天然氣、自來水等生活必需品價格都是由北京市發改委來確定。電價雖是由國家發改委定價，但由于此前價格扭曲，未來上漲趨勢已經可以預計。
一、加強組織領導
為做好我區200*年夏季電力迎峰度夏工作，區政府成立聯合督查領導小組，對執行電力迎峰度夏工作方案落實情況進行動態檢查。
組長：__（常務副區長）
副組長：__（區發展改革委主任）
__（區供電公司經理）
成員：__（區建委主任）
__（區教委主任）
__（區經委主任）
__（區商務局局長）
__（區公安分局局長）
__（區勞動和社會保障局局長）
__（區旅游局局長）
__（區安全生產監督管理局局長）
__（區廣電中心主任）
__（興谷街道辦主任）
__（濱河街道辦主任）
__（濱河開發區主任）
__（區政府督查室主任）
區電力夏季迎峰度夏聯合督查領導小組下設辦公室，辦公室設在區發展改革委，辦公室主任由發展改革委副主任馬魁同志擔任，辦公室成員由督查領導小組成員單位抽調人員組成，聯系電話：89991092。
二、工作原則
按照"屬地管理，政府督查""有保有限"和"先錯峰、后避峰、再限電、盡可能不拉路"的原則，強化我區電力需求側管理工作。
三、工作措施
200*年7月至9月為全區電力迎峰度夏期。按照"總量平衡、多措并舉、有序管理、倡導節約"的原則制定系列化調控措施，結合電力供需形勢逐級投入使用，并優先采取預控措施。
（一）預控措施
1．利用價格杠桿，引導低谷用電。按照國家發展改革委批復，整體出臺、分步實施電價結構性調整政策，采取調整峰谷從分時電價時段、擴大峰谷電價比價、實施尖峰電價、擴大峰谷電價實施范圍四項措施，并繼續執行季節性電價的政策，引導用電單位主動降低高峰的用電負荷，引導企業在負荷低谷期間用電，減少高峰負荷。
2．高溫分批休假，減少集中用電。200*年7月18日至8月14日夏季高溫期間，非連續生產型工業企業應當按照供電企業高溫避峰用電的要求，按需求側調控任務分解表安排職工進行為期一周的停工休息，避開高峰用電生產。
3．實行輪流周休，均衡生產用電。200*年7月1日至8月31日，非連續生產型工業企業，除應當按照供電公司高溫避峰用電的要求，安排職工停工休息外，應當按照行政區域和供電安排，安排職工輪流周休。
4．統籌設備檢修時間，錯開用電高秘書峰。供電公司應當根據用電企業年度檢修計劃和地區負荷特點，對具備300千瓦及以上用電設備的大企業、大用戶，在200*年7月15日至8月15日期間，集中統籌安排設備檢修，減少大負荷期間用電。
（二）應急措施
采取上述預控措施后，若短時間內仍存在電力缺口，供電公司按照工作預案采取以下措施：
1．負控限電。
執行第一套負控限電方案。安排一定數量的用電大戶參加負控限電，啟動無線電負控裝置，由供電公司負責提前1天通知用戶。
2．緊急避峰用電。
啟動第一套緊急避峰用電方案。供電公司負責與用戶簽訂協議，按照協議提前2小時通知第一批用戶緊急避峰用電。
（三）緊急措施
采取
應急措施后仍不能平衡用電負荷，由供電公司按照工作預案、結合實際采取以下措施：
1．負控限電。
執行第二套負控限電方案。安排一定數量的用電大戶參加負控限電，啟動無線電負控裝置，由供電公司負責提前1天通知用戶。
2．緊急避峰用電。
啟動第二套緊急避峰用電方案。供電公司負責與用戶簽訂協議，按照協議提前2小時通知第一批用戶緊急避峰用電。
3．暫停施工用電。
除區重點工程外，暫停一般施工工地用電。對局部嚴重超負荷地區，由供電公司提前1天通知用戶。
（四）應對突發狀況措施
在以上調控措施全部投入使用后，仍存在超出供電能力的不可控負荷，為保證電網整體安全，由供電公司按照"先工業負荷，后其他負荷；先企業次要負荷，后企業主要負荷；先鄉鎮，后城區"的原則，將啟用第三套負控限電方案和限荷拉路方案。同時準備啟動本區重特大電力突發事件應急預案。
四、工作要求
（一）加強領導，密切配合，共同做好各項工作。
電力迎峰度夏工作涉及全區多領域多部門，各部門要高度重視，密切協作，相互配合，落實各項措施，發揮表率作用，加強本單位節電工文秘站作，同時，要按照職責權限，對本單位本系統落實電力迎峰度夏措施，提出明確工作要求并監督執行，確實把電力迎峰度夏工作作為一項重要任務完成好。
全區各級機關部門要率先垂范，黨政機關帶頭執行各項調控措施，節電節能，減少夏季高峰用電。
區政府有關部門要按照各自職責權限，針對各項調控措施，制定配套應急措施。
各電力用戶應認真執行各項調控措施，合理安排生產，自覺錯避峰用電，為緩解全區用電緊張形勢做出貢獻。
（二）明確責任，落實機構，充分發揮屬地管理職能。
按照屬地管理和部門負責原則，區政府已成立電力迎峰度夏工作領導小組，統一負責全區迎峰度夏工作，指導用電指標的綜合平衡工作，并將任務分解到各鄉、鎮和工業開發區，同時將加強對各項工作的監督檢查，確保電力平衡方案執行到位。各鄉鎮也要成立相關職能部門組成的夏季電力需求側管理辦公室。由鄉鎮主要領導牽頭，按照平谷區200*年夏季電力需求側管理方案要求，負責本地區相關單位的需求側管理方案落實及監督檢查工作。
（三）加強輿論引導，開展多種形式的宣傳工作。
區發展改革委要配合區廣電中心等新聞部[！]門，充分利用各種媒體廣泛開展系列報道，認真做好迎峰度夏各項工作措施的宣傳工作，營造全社會合理用電、節約用電的良好氛圍。同時，將6月份的節能宣傳周活動與夏季電力需求側管理工作有機結合，加大宣傳力度，達到宣傳目的。
（四）制定完善迎峰度夏方案，科學合理用電。
供電公司要提前和用戶簽訂避峰協議和無線電負控協議，提高方案的科學性和可操作性，按照法律法規規定的程序和技術要求，最大限度降低停電影響，指導用戶合理安排用電負荷。6月份，區供電公司就平谷區電網線路倒塔造成大面積停電和北京市對我區拉路兩方面做事故假想，進行電力突發事件預演，以進一步提高應急搶險能力。
各電力用戶要提高對電力需求側管理工作認識，給予理解和支持，顧全大局，積極配合電力公司做好負控、避峰協議的簽訂以及設備的集中檢修工作，各用戶要在迎峰度夏期間，提前安排生產計劃，確保200*年夏季電力需求側管理方案落實，盡量減少高峰集中用電，降低停電損失；空調負荷集中的單位，要加強科學用電管理，實行室內最低溫度控制，避免電能過度消費。
（五）認真做好電力安全生產，杜絕重大電力安全事故發生。
在電力迎峰度夏工作中，各部門要堅持"安全第一，預防為主"的思想不放松，認真做好各項工作。
區安全生產監督管理局負責督促電力企業落實安全生產責任制，在夏季高峰負荷到來前開展一次安全大檢查，及時排除安全隱患。
區電力辦和供電公司要共同做好電力設施保護工作，加大巡線檢查與設備維護。
區公安分局要加大對盜竊破壞電力設施行為的打擊力度。
此言一出，發改委宏觀經濟研究院副院長王一鳴表示，資源性產品價格改革方向，應該從更多的主要補貼生產者，逐步轉向補貼消費者。“下一步的改革需要一個戰略性的安排，它的基本方向應該是形成反映市場供需、生產成本和環境成本的價格形成機制。”
“新補貼政策”在一定程度上承載了人們變革現有補貼政策中不合理的利益格局的夢想。“新補貼政策”試點是這一新思維的模式試驗場。到底進行得怎么樣？在施行過程中能否總結出得失成敗？政策轉變的背后宏觀長遠的戰略思維，是否經得住市場的檢驗？
上海與CIP賽跑
2005年，7000萬元！
2005年通脹的壓力初見端倪。煤、電、油、運“瓶頸”的壓力得不到緩解，原材料價格上漲，產業壓力重。所以，早在2005年的4月，上海市政府強制出租車企業為司機提供油價補貼，7月份也提出財政撥款7000萬元對出租車進行補貼。
鑒于2008年，CPI的高位運行，上海政府再次出招。2008年7月2日，在上海市政府例行新聞會，針對近日成品油價格和電價的上調，上海市有關部門出臺三項應對措施，其中受油價調整影響大、自身承受能力不足的種糧農民、漁業、林業、城市公交（含輪渡）、客運出租車、崇明三島客運將給予補貼。城市公交（含輪渡）、崇明三島客運新增的燃油成本繼續由財政給予全額補貼。
對于上海市近10萬出租車司機來說，這無疑是大好消息。從2 0 0 8年6月2 0日起，出租車所用的90號汽油從4.77元每升上調至5.57元每升，每升漲了0.8元，而一輛出租車一般每天耗油40升左右，要多支付30多元的油錢。政策的出臺，使得客運出租車新增的燃油成本，將由財政給予全額補貼，雙班車每車每月再增加1050元。
上海交通大學的國際金融學者沈思瑋表示，目前石油作為居民消費價格指數（CPI）的組成部分，并沒有直接的權重，而是分散在燃油、燃氣、電等居住類因素之中。“而這類因素在整個CPI的權重中，占比是上升的”。
2008年“兩會”上，從宏觀調控到資本市場、從物價走勢到能源要素市場改革、從匯率到外貿轉型等，各個層面的經濟問題將前所未有地聯結起來。人們一直討論的“資源要素”價格如何理順，能源價格補貼是在這個核心問題上的實質突破。
聚焦廈門的燃油消費補貼
有專家認為，問題是出在補貼的方式上。廈門大學中國能源經濟中心的林伯強教授表示：“能源補貼引起負面作用有時不是因為這些補貼本身不合理，而是補貼方式設計不合理，導致補貼流入非目標消費群體的手中，或者補貼金額大大超過計劃數。這樣的補貼會影響經濟發展，也無益于提高能源效率。對中石化和中石油進行補貼和保護弱勢群體沒有沖突，不排斥對弱勢群體能源負擔（如出租行業、公共交通和一些與農業相關的電價）的充分考慮和必要補貼。因此，政府必需將補貼轉向消費者。”
2006年5月底，廈門市運管處公布該年公交車、出租車、農客車燃油補貼情況，開始實施燃油補貼工作。并首次亮出“油料費用誰支出誰受益”的施行原則，補貼資金來自省財政中央轉移支付，市、區兩級財政劃補等。
針對2006年燃油價格一漲再漲、道路運輸行業整體成本上升問題，當時該市運管處處長朱曉白表示，市政府已制定整個道路運輸行業應對實施細案，未來，將會把油價上漲對長途客運、集裝箱運輸等的影響考慮在內。
果然，到了2007年，廈門市燃油補貼政策有了新變化。出租車司機分兩批領到燃油補貼。
但是，操作上存在很多難題。就“誰支出誰受益”的原則而言，這里的“誰”是指，在市運管處登記在冊出租汽車并由出租汽車企業確認的駕駛該車的持有崗位服務證的實際在崗駕駛員。
事實上，出租汽車駕駛員隊伍不僅數量龐大，而且流動性大，人員變化快。在這種情況下，要確保每位駕駛員公平、公正地取得燃油補貼，必須做大量的測算、統計工作。為此，市運管處、市各出租車企業花費了大量的人力、物力，采取了各種方便駕駛員的措施，才能把補貼對象確定下來。廈門市出租車駕駛員的數量基本上是出租車數量的3倍多。
除了出租車，公交車輛經營者也納入補貼對象。中巴企業以2007年10月31日前運管部門登記在冊的公交車輛為準。省財政廳下撥公交車輛燃油補貼438.75萬元，據此計算，2007年每臺公交車的燃油補貼標準為1591.6元。就目前情況看，2008補貼由于中央財政已經高度介入，使得補貼金額加大。
從2008年7月7日起，廈門市對全市的4346輛出租汽車開始發放燃油補貼。據悉，該市兩批燃油補貼共計2526.24萬元。據此，按照中央和地方政府第一批和第二批的燃油補貼的標準，今年，廈門出租汽車每輛可得到5811.81元的燃油補貼。
從廈門的補貼情況看，要做到“程序一個不少、對象一個不漏，標準一點不降”，及時、準確、足額地將燃油補貼發放到補貼對象手中，特別是確保每一位出租汽車駕駛員都領到屬于自己的燃油補貼，確實是非常艱巨的任務。
各市、各領域推開
過去，專家認為，“這些補貼大多以間接的形式由國有石油企業承擔，只有地方財政能力比較強的北京和上海，才以直接補貼的方式發給公交交通以及出租車司機。”而現在，已經在全國部分城市推開。
2008年7月，敦煌市也傳來消息：今年各級財政配套給敦煌市的油料補貼資金將達到900多萬元，比去年翻了兩番。
攀枝花市7月初也傳出，2008年6173萬元石油價格財政補貼已全部發放到補貼對象手中。補貼范圍為從事內陸捕撈及養殖并使用機動漁船的漁民和漁業企業、城市公交、農村道路運營經營、城市出租車等六大行業。
7月底，新疆自治區交通廳已經陸續為農村客運、城市公交和出租車經營者發放了1.53億元的2008年燃油補貼款。
漁業方面，也有發放燃油補貼。巢湖漁業管理局于2008年6月底，著手落實2008年漁業燃油補貼發放工作。在巢湖水域參加漁業捕撈生產、收購的機動漁船由巢湖漁業管理局嚴格依照文件規定按單船千瓦數統一發放，不得按捕撈季節發放。
依照國家農業部《關于發放漁業柴油補貼資金有關問題的緊急通知》，巢湖漁業管理局發文，按照大穩定、小調整的原則，確定了各市、縣（市、區）2008年漁業機動漁船燃油補貼功率和數額。補貼發放的對象為長期從事漁業捕撈的專業漁民和從事漁業捕撈5年以上非專業漁民，以及養殖并使用機動漁船的漁業企業。機動漁業船舶的燃油補貼由漁業船舶船籍港所在地的市、縣級漁業行政部門會同財政部門進行發放。
關于燃油補貼，從補貼給生產者到消費者尤其是基層消費者，即出租車司機、漁民的補貼行動，目前在全國各地逐漸鋪開，頗有燎原之勢。而電價補貼，則依然是星星之火。
電價補貼于民湖北先行
與成品油補貼完全不同的電價領域，補貼方式通常為電網經營企業對特定客戶給予特定的高電價或低電價。或者為鼓勵可持續發展，對可再生資源項目進行補貼。
中國電力企業聯合會8月7日《全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告》。報告建議，國家在電價調整難以到位的情況下，為維持電力企業的生產，可以在下半年這個特定條件下盡快研究出臺財政補貼政策。
眾所周知，為緩解煤電矛盾和電企虧損，部分地方政府已開始對當地電企給予財政補貼。杭州市經濟委員會8月份出臺了電企補貼方案，其中對熱電企業頂峰發電給予0.25元／度補貼。這是對企業的補貼。
2008年3月1日的《廣東省人民政府關于臨時收取燃氣燃油加工費的通知》（粵府函[2008]31號）對廣州、珠海、佛山、惠州、東莞、中山所有大工業用戶（包括躉售轉供的大工業用戶）收取燃氣燃油加工費，每度電收取4.5分錢，以補貼省內部分天然氣電廠和柴油電廠。
有消息稱，目前唯一獲得補貼的為廣東的燃氣燃油機組。廣東電網公司調度中心副主任馬煜華向媒體透露，廣東電力機構復雜，由于火電受到電煤供應緊張影響，只得對燃氣燃油機組進行補貼。目前廣東省已經給裝機容量在10萬千瓦以下的小火電企業、燃油機組發放了上半年的補貼。權威人士強調，全省的燃油機組、小火電企業雖然屬于國家發改委“關停”的范圍，但是廣東缺電，關停這些還能發電的機組，并不現實。“這些小發電機組可以解決超過百萬伏負荷的電力供應”。
電價怎么補，確實是一個問題。然而，發改委專家認為，電油產品價格調整應該由現在補貼電企改為直補消費者更為公平。
過去，湖北省城市低保戶的電價優惠是采取直接減收方式，從2007年開始，這種方式改為先收后返的辦法，即供電公司對城市居民用電量全額收取電費，然后每半年根據當地民政部門提供的城市低保戶數按照規定的優惠電量和標準，將優惠電費退還當地民政部門，由民政部門返到城市低保居民用戶手中。
2008年2月湖北省民政部門了2007年度城市低保對象用電減免資金3300萬元，即全省62萬戶城市低保家庭，每戶發54元的電價優惠資金。
從2007年底，湖北各市落實城市低保居民用戶電價優惠政策，市供電公司按每個低保戶每月用電50度，每度電優惠9.02分錢的標準進行補貼。全年按12個月計算，每戶優惠金額為54元。
據世界銀行估計，按照當前的國際油價計算，中國政府2008年在進口石油精煉方面向消費者提供的暗補可能會達到人民幣3330億元，相當于中國2008年GDP的1.2%。
世界銀行中國局局長杜大偉（DavidDollar）表示，把國際油價的大幅上揚轉導給國內企業和家庭，將鼓勵國民增強節能意識，這絕對符合中國利益。
其實，政府為有效實施價格管制和補貼，付出龐大的行政執行和監督成本。就目前情況看，補貼給消費者，特別是底層消費者已是大勢所趨。一方面能緩一緩民眾面對通脹的壓力，另一方面也把企業推向市場。
【關鍵詞】 電費回收 卡表 現狀 對策
1 引言
一直以來，供電企業作為公用性、基礎性、服務性企業，肩負著為國民經濟和社會發展服務的根本使命和基本職責，由此產生的“先用電，后給錢”的銷售模式深入人心，然而“公用”并不等于“公益”，電費是電力企業生產經營活動中唯一的銷售收入，回收的電費不僅可以維持電力企業的再生產，還是國家財政收入的來源之一，因此，按期回收電費是維護國家利益、維護供電企業和客戶利益的需要。
卡表購電作為一種已經普遍使用的電費回收方式，實行的是“先買電后用電”的商品交換原則。客戶通過IC卡將所購電能數預置到該電能表中，電能表據此數據經處理、識別而提供客戶用電。這種使用預付費電費表收費的形式，最早起源于第二次世界大戰后的歐洲，20世紀80年代初開始在我國出現，先是在東北使用，進入20世紀90年代以后，天津、南京、北京、貴州等地相繼交大規模地使用了這種收費方式，目前全國大多數省份均開始使用。
2 卡表購電的現狀及存在問題
卡表購電要求客戶先繳費再用電，從而在源頭上杜絕了電費拖欠的問題，大大減少了電費的回收風險，減輕了電費回收人員的工作壓力，能夠很好地緩解經濟危機對供電企業電費回收帶來的沖擊。然而，隨著卡表購電的推廣，這種電費回收方式也出現了不少亟待解決的問題。
2.1 電費繳納途徑單一
（1）目前張家港市的電卡表售卡、充值點單一，只有在供電營業廳可以辦理，因此客戶購買IC卡及充值受時間、地點約束，必須在供電營業廳營業時間范圍內進行購電，很不方便。（2）由于臨時用電客戶全部為卡表購電，這部分客戶用電量大，購電金額也偏大，一般采用銀行轉賬，但為了保證營財系統對接以及“二次銷賬”的要求，只有在確認錢款到賬后方可充值，這就造成客戶不一定能夠及時購買到所需電量。
2.2 客戶購電時不能當即出具發票
由于目前張家港市供電公司電卡表推行的對象為非居民客戶，這部分客戶一般都需要發票做賬，而張家港市供電公司的預付費卡模式為預收制，只能先出具收據，待抄表核算后方可換取發票，這不僅僅給客戶帶來不便，也給我們自己增加了相當多的工作量。
2.3 電卡表欠費引發矛盾
（1）電量用完后，由于卡表質量問題或者接線問題并未跳閘；（2）卡表上仍有電量，但系統內顯示欠費主要出現在臨時用電客戶和增容客戶，臨時用電客戶在買電時是直接按電度電價買的，而實際結算時，因為有變壓器且為高供低計，所以還需計入銅鐵損，這就造成卡表電量與系統內不一致，而增容客戶則是因為增容完成后未把舊表示數結清，所以部分卡表購電的費用沖抵了舊表欠費，造成卡表有剩余電量而欠費。
2.4 新裝、故障卡表客戶無法及時通電
在新系統中，新裝客戶流程可以在未歸檔的情況下建檔制卡，但是新建檔案時需要填寫許多表的信息，而這些信息是從流程里無法查看的，包括表的型號、廠家等等，所以未歸檔制卡的實用性并不強，而辦理故障、驗表等業務的卡表客戶常常陷入一個怪圈，前不久有個預付費卡表客戶在營業廳辦理驗表，幾天后舊表換了下來，客戶趕到營業廳辦理新卡，可是由于驗表需要時間，系統內流程無法立刻流轉結束，而流程不完結，新卡無法辦理，沒有新卡，客戶就無電使用，這就使我們和客戶都進入一個兩難的境地，如果按規定，這個客戶就無法立刻用上電，如果為客戶先歸檔流程，那驗表不合格如何退補電費和驗表費又是個問題。
2.5 營業廳售卡人員對卡表的認識有限
電卡表從安裝到制卡、售卡、用卡是一個連續而又復雜的過程，每個環節的一個小小的失誤可能就造成無法用電，所以電卡表的故障類型初步判斷就很重要，而營業廳售卡人員對卡表的認識是有限的，僅僅通過客戶不專業的描述和讀卡的結果就準確地判斷出是表的問題、還是卡的問題、抑或是客戶用的問題是個難點。
3 對卡表購電存在問題的思索
（1）關于電費繳納。增加供電公司收費網點，讓用戶可以到網點實時充值；與銀行接洽，開展銀行聯網購電服務，加快研發推進網絡購電充值服務，以達到卡表購電24小時無障礙充值的目的。在客戶新制卡時告知客戶，宣傳使用POS機刷卡、匯票繳費，如客戶確實需采用銀行轉賬方式，提醒其提前進賬。（2）關于電費發票：采取購電制預付費方式，實時出票。（3）每月發行電費時對卡表欠費客戶及時清理，組織專人對卡表欠費用戶情況進行分析，對確屬接線或表計問題的應及時處理；對于臨時用電客戶，應如同負控客戶，相應提高設置電價，如315kVA及以下客戶，電價設置應大于電度電價*（1+0.015），315kVA以上客戶，電價設置應大于電度電價*（1+0.01）；對于增容客戶應在辦理新卡時，根據拆表電量估算出舊表電費并預存于該戶號下以供沖抵。（4）嚴格控制抄表員對電價調整的隨意性，做到調價有依據，對隨意調價并造成嚴重后果的抄表員進行追責。（5）加強各部門間的合作與聯系，涉及電卡表故障處理的各環節人員接到電卡表故障通知后，應在第一時間處理，并及時通知下個環節處理人員，減少流轉時間。（6）加強對營業窗口人員的培訓，提高電卡表故障類型的識別能力，降低非故障電卡表更換數量，節約電卡表資源，減少客戶斷電時間。
4 結語
目前，卡表購電對于供電公司來說仍然是一個強有力的電費回收武器，我們將繼續積極探索，不斷地將其完善和推廣，在完成電費回收任務，加速企業資金周轉的同時，讓客戶得到更滿意的服務。
參考文獻：
[1]江蘇省電力公司.《電力營銷知識問答（電價電費部分）》.中國電力出版社，2004年9月第一版.
產煤大省的山西一些電廠因為無力支撐電煤價格高壓，正被迫出售。韓國電力已于近日表示，其參與合資的格盟能源擬以人民幣11億元收購山西的14家電廠，其中包括兩家燃煤發電廠，此外9家燃煤電廠尚待中國政府審批。
“低電價巋然不動，一些獨立經營的電廠根本無力承擔漲瘋了的煤價，這些電廠的命運只能是被收購。”五大電力集團一人士告訴《華夏時報》記者，近日，國家發改委等相關部委召集電力企業主要負責人召開座談會，商討電價一事。根據電力企業的意見，目前電價差額已達5分錢，建議分3次上調電價。
重點非重點合同煤價相差300余元
雖然政府5月份出臺了加快小煤礦復產的通知，但進入6月份，煤炭價格飆升的勢頭愈發猛烈，6月10日，秦皇島煤炭（6000大卡/千克大同優混煤）再創新高，達820元/噸。
與此同時，記者從電力系統了解到，年初電力企業和煤炭企業簽署的重點電煤合同，受到市場煤炭價格飆升的影響，部分煤炭企業不斷違約提高合同價格。
“煤炭價格漲瘋了，年初費盡千辛萬苦簽下的電煤供貨合同，漲了又漲，許多合同形同作廢。除了部分國企大礦的重點電煤合同價格未動外，很大一部分合同價都漲了又漲。”6月12日，五大電力集團一位負責人在山西接聽記者電話時不斷嘆氣，他告訴記者，就是在這樣的高價下，電力企業還常常買不到煤，近期為找煤他只好不斷地往返于山西和北京之間。
但煤炭企業對此也頗有微辭。中國煤炭市場網市場觀察員李朝林說，重點合同和非重點合同的煤炭價格懸殊太大，已經給煤炭企業造成了巨大損失。
據記者了解， 大同煤業(行情 股吧)集團公司在秦皇島港發熱量6000大卡以上/千克的優質電煤的重點合同電煤的平倉價是465元/噸左右，可6月1日非重點合同的市場價已經達到780-800元/噸，每噸相差330元左右，重點合同價比市場價低71%左右；河北開灤煤礦在京唐港的非重點合同的市場電煤價格已經達到590元/噸左右，重點煤炭合同的電煤價格只有不足300元/噸，重點與非重點合同的市場煤價格每噸相差達300多元。
電企電煤成本已逼平現行電價
盡管部分煤炭企業因合同煤價損失不少，但在市場高煤價下，煤炭企業仍是賺了個盆滿缽滿。電價受到管制的發電企業卻成了直接受害者，因其對高煤價的承受能力幾近極限，多家電廠被迫停產，大規模的電荒正步步逼近。
瑞信董事總經理、亞洲區首席經濟學家陶冬日前在接受一家財經類媒體記者采訪時指出，油價和電價方面的確存在壓力，“今年夏天會出現2005年以來最大的一場電荒”，電廠建設速度在明顯放緩，為今后更大的電荒埋下隱患。
“五大電力企業作為國企，在煤價瘋漲、電價不動的背景下，不斷挑戰自我承受能力，但到了6月份，目前煤價造成的電力行業成本價已經和現行電價持平，電力企業的承受能力達到極限了。”五大電力集團一高層表示，目前電力行業已經有多個發電機組因煤炭問題停產。
據電監會的統計顯示，截至6月1日，全國10萬千瓦及以上燃煤電廠煤炭庫存4384萬噸，可用約11天。其中，煤炭庫存低于7天警戒線的地區為，河北4.6天、安徽3.1天、湖南3.3天、蒙東6.1天。缺煤停機34臺，涉及發電容量652萬千瓦。
而據記者了解，到去年底，一些外資電廠基本上已經全線潰逃，目前一些獨立運營的發電廠也面臨被收購的命運。
“在這樣的高煤價下，電煤庫存不斷吃緊，電力企業已經傻了。不管價格如何，能買到煤還能發電就不錯，等到企業的本錢吃光了，就是電荒大面積爆發的時候。”上述高層告訴記者，“這個爆發點應該就在6月下旬。”
中國電力企業聯合會5月底的數據即稱，當前五大電力集團整體虧損人民幣27億元。中電聯新聞發言人王永干日前更對媒體表示，今年夏季用電高峰期用電缺口或達1000萬千瓦。
值得關注的是，就在電力企業全線虧損之際，韓國電力將通過合資企業格盟能源以人民幣11億元收購山西的14家電廠又作何解釋呢？
據介紹，格盟能源是山西引進外資的最大項目，該公司將被建成一家集發電、煤炭、新能源等一體化的能源集團。其自去年12月掛牌成立，已以人民幣52億元收購過14家電廠。除了收購多家電廠，該公司還得到山西省支持，將在山西開發9座煤礦，以保證穩定的煤炭供應。
“電荒在即，電力企業無力支撐之際，格盟能源可以更容易收購電力企業，而定位于一家綜合性能源企業，背靠山西得天獨厚的煤炭資源，足以支撐其穩定的煤炭供應。這也是山西省煤電一體化項目的嘗試。”李朝林認為。
低電價姑息高耗能產業結構
6月12日，中央直屬五大發電集團之一的國電集團宣布：正式成立“國電內蒙古能源有限公司”，以此實施內蒙古東部能源開發，也標志著國內能源企業“煤電一體化”戰略實施全面加速，大型電力企業逐步邁向“綜合性能源集團”。
煤電一體化可以解決煤電的深層次矛盾嗎？
一位電力高管告訴記者，煤電矛盾一直被追究為計劃電和市場煤的矛盾，認為是體制改革所致。
“實際上，一個更深層次的因素一直被掩蓋，那就是產業結構的問題，中國許多行業的高速發展正是建立在低電價、低煤價和高耗能的基礎上。”該人士指出，基于這個原因，煤電一體化只是一個治標的辦法，這樣雖然回避了煤電矛盾，卻無法從根本上解決產業結構的問題。
記者從電力行業了解到，在與政府相關部門的座談中，關于產業結構不合理帶給電力企業的致命問題，已為政府熟知，但正是這個原因，使得政府在提電價的問題上躊躇再三，因為電價的上漲除了給CPI指數帶來壓力外，還必然嚴重打擊許多靠低電價發展的行業，甚至會置這些行業于破產境地。
電力專家朱成章也認為，因為用電結構重型化趨勢沒有改變，鋼鐵、有色、化工和建材耗電量大的四大行業仍呈快速發展態勢，是帶動全社會用電量快速增長的主導力量。
“近年來為了節能減排，清理了耗電工業領域的不合理優惠電價，并實施差別電價，但政府并沒有取消一切優惠電價。低電價仍在支撐著高耗能產業的高速發展。”朱成章說。
上述電力高管表示，中國粗放型的經濟增長方式并沒有被改變，GDP的快速發展仍然靠低價能源、高耗能、高污染來支撐。市場化的煤炭價格不斷上漲正反映著這些產業對能源的過度消耗，而這一矛盾積累的結果，最終要在電價受到管制的電力行業爆發。
中國政府在《“十一五”國民經濟和社會發展規劃》中承諾，到2010年單位GDP能耗比2005年降低20%左右、主要污染物排放總量減少10%的約束性目標。而“十一五”前四年，單位GDP能耗累計下降了14.38%，與“十一五”降低20%左右的目標仍有較大差距。
于是，2010年成為了“十一五”節能減排決戰年。5月5日，國務院召開全國節能減排工作電視電話會議，總理表示，要用“鐵腕”淘汰落后產能，以確保實現“十一五”節能減排目標。
“決戰”減排
自去年三季度以來，高耗能、高排放行業快速增長，一些淘汰的落后產能死灰復燃，能耗強度下降趨勢減緩甚至由降轉升，節能減排壓力陡增。
然而，由于節能減排涉及國家戰略，為確保既定目標的實現，一場由行政力量主導與推動的決戰已然打響。
由于中央企業節能減排工作的好壞直接關系到全國節能減排目標是否能如期實現，4月11日，國資委頒布了《中央企業節能減排監督管理暫行辦法》，并將節能減排納入央企負責人業績考核指標體系。
隨后的5月4日，國務院下發了《關于進一步加大工作力度確保實現“十一五”節能減排目標的通知》，通知表示，各地可在國家規定基礎上，按照規定程序加大差別電價實施力度，大幅提高差別電價加價標準。
在“完善節能減排經濟政策”部分，通知特別指出，要深化能源價格改革，調整天然氣價格，推行居民用電階梯價格，落實煤層氣、天然氣發電上網電價和脫硫電價政策，出臺鼓勵余熱余壓發電上網和價格政策。對能源消耗超過已有國家和地方單位產品能耗（電耗）限額標準的企業，實行懲罰性價格政策。
緊接著，在5月5日召開的全國節能減排工作電視電話會議上，明確表示，今年要關停小火電機組1000萬千瓦，淘汰落后煉鐵產能2500萬噸、煉鋼600萬噸、水泥5000萬噸、電解鋁33萬噸、平板玻璃600萬重箱、造紙53萬噸。
要求，5月底前要把任務落實到各地區和企業，并責成有關部門要在5月底前下達各地區淘汰落后產能任務，公布淘汰落后產能企業名單，確保落后產能在第三季度前全部關停。
據了解，工信部已經排出淘汰落后產能的時間表，并力爭在5月份把淘汰落后產能的各項任務分解落實到各個省、區、市。工信部產業政策司副司長鄭立新表示，工信部與發改委、財政部、能源局等國務院17個部門提出了淘汰落后產能部際協調小組組建方案，已獲國務院正式批復。
此外，對于未按規定期限完成淘汰落后產能任務及未完成節能目標的要追究領導責任直至撤職。清華大學氣候變化與低碳發展政策研究中心教授齊曄認為，此舉意味著要強化節能目標責任考核，實行嚴格的問責制，無論對中央還是地方監管部門，都要追究主要領導責任，嚴厲程度高過以往。
攻堅難度加劇
“欲達到‘十一五’計劃提出的節能20%的目標，2010年單位GDP能耗要下降6%左右，其難度將超過‘十一五’過去四年中的任何―年。”專家表示，盡管由總理掛帥，但以目前形勢來看，完成“十一五”節能減排目標比較困難。
4月9日，工信部部長李毅中在出席2010年經貿形勢報告會期間坦言，高耗能高污染行業增長過快，節能減排任務艱巨，尤其是節能目標完成難度很大。今年一季度，鋼鐵、有色、化工、建材等高耗能行業增速高達21.6%，超過了整個工業的增長速度。這種情況，進一步加劇了完成節能減排任務的難度。
“今年只剩下不到8個月，時間極為緊迫，中國需要作出比以往更大的努力。”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強表示，今年一季度，國內能源消耗增速遠遠高于GDP增速，對實現“十一五”節能減排目標而言非常不利。
“實現減排20%的目標，說明今年要比前四年的平均降幅低很多才行，考慮到今年的宏觀經濟背景，目前經濟增長比較高，能源需求旺，更使得節能減排的難度加大。”齊曄分析說，去年三季度能耗下降轉緩主要受到金融危機的影響。
世界自然基金會全球氣候變化應對計劃主任楊富強認為，“十一五”前四年，之所以節能減排目標完成得不是特別理想，很重要的一個原因就在于中國經濟結構沒有很好地調整過來，這也是中國未來實現節能減排目標面臨的最大難題。
此前，調整經濟結構、增加節能增效空間被置于較高的優先地位，寄予厚望。然而“十一五”前四年，結構調整節能的現狀卻十分尷尬，當初的設計目標幾乎落空，節能的貢獻非常有限，經濟結構還是工業重型化。
“前四年節能減排的貢獻主要來自技術和工程。”楊富強確認，“十一五”期間節能降耗主要依靠技術和結構兩種手段，經定量分析，結構貢獻約20%，技術貢獻約80%。
“在今年中國經濟趨熱背景下，各地高能耗項目上了很多，完成目標的難度不小。”楊富強表示，在中國宏觀經濟穩步復蘇的帶動下，一些高耗能、高污染行業的投資、產能和出口出現了較大幅度的增長，過熱苗頭隱現，產能過剩和節能減排的壓力加大。
今年GDP目標是增長8%左右，但對地方政府而言，這個數字均被視為10%以上，保增長的壓力使一些地區對高能耗、高消耗、高污染的項目喪失應有的警惕，造成目前一些地區“兩高一資”項目過多上馬。
而且在有些地區，原本就存在減排工程建設、規劃治污項目實施滯后等問題，這些不利因素疊加，將增加節能減排的難度。
此外，節能減排還受到區域差距較大的影響。截至2009年上半年，化學需氧量減排東部地區總體完成“十一五”目標的80%左右，中西部地區一般在60%左右，個別地區不到20%。部分中西部地區正在承接產業轉移，污染物排放總量甚至在增加。
國家發改委能源研究所副所長李俊峰認為，2010年既要保增長，又要調結構，今年的單位GDP能耗能夠下降3%至4%，已經不易。
“節能減排，各地政府面臨很多困難，不可能一蹴而就，政府提出的行政措施操作性不是很強，效果不是很理想。”工信部產業政策司副司長侯世國認為，推動淘汰落后產能的手段大部分是行政措施，缺乏執法依據與執法力度。
淘汰落后產能勢必要停止使用一些裝備、生產線，甚至要關閉一些企業，這種情況必然會影響地方的財政收入，特別是對那些相對落后的地區。此外，淘汰落后產能還需要落實進程中的職工安置政策，妥善安置職工，做好社會保險關系轉移與接續工作，避免大規模集中失業，防止發生。
指標分解困厄
為進一步落實減排目標，工信部正與各省工業主管部門就淘汰落后產能的具體指標進行銜接，目前正在匯總各地方上報的淘汰落后產能的目標，確認后進一步分解。
“分解計劃在制定過程當中也是幾上幾下，包括地方政府跟企業之間的銜接、工信部有關部門跟省工業主管部門之間的銜接。”鄭立新談到該具體指標的制定標準時專門表示，工信部主要以電力、煤炭、鋼鐵、水泥、有色金屬、焦炭、造紙、制革、印染等行業為重點，各地區可根據當地產業發展實際，制定范圍更寬、標準更高的淘汰落后產能目標任務。
資源大省內蒙古統計局的2010年第一季度數據顯示，內蒙古高耗能產品增長出現反彈，其中焦炭、電力、鐵分別上漲了23%、51.1%、49.2%，部分高耗能行業生產回升勢頭加快。
內蒙古發改委表示，高耗能產品增長的大幅反彈，給內蒙古全面完成“十一五”節能減排目標增加了一定難度。
長三角亦面臨節能減排的壓力。長三角的一次能源消費結構以煤為主，其中發電用煤占了很大比重。預計到2010年長三角地區僅電煤消耗量將達到4億噸，煤炭的大量消耗所排放的CO2和SO2氣體對大氣環境污染嚴重，減排壓力很大。
以上海為例，上海的一次能源幾乎全部要由外地調入，其中煤炭全部從外省市調入，原油進口占原油總資源量的93.2%。隨著寶鋼羅涇和上海化工區以及若干電力發展項目2008年投產，上海的能源消耗總量陡增450萬～500萬Tce，對長三角區域能源的長期需求影響很大。
同時，由于承辦世博會，航運中心和城市基礎設施建設的繼續加大，以及若干特大型商用建筑的投入運行，市民生活質量的提高，上海能源消費總量將在以后的幾年里繼續大幅度增長。
珠三角受累于西南干旱，“水電不足火電補”，煤炭需求大幅增加。中電聯的專家張小京認為，如果在夏季用電高峰來臨時，旱情仍無法得到有效緩解，電力供應緊張的局面將會再現，全國的電荒、煤荒或將再次出現。
“在這種情況下，高耗能產業的突然反彈自然會給電力行業進一步增加壓力。”張小京表示。
中國海洋石油總公司能源經濟研究院研究員管清友認為，石化行業節能減排也面臨巨大挑戰。這在4月17-18日于北京舉辦的第六屆石油和化工節能論壇上得到了證實。
中國化工節能技術協會稱，盡管2000年至2009年，石化行業能源消耗量年均遞增低于全國工業能源消耗量，但目前石化行業的能源消耗量仍占全國工業能源總消耗量的1/5，節能減排的空間有限。
“節能技術全球都一樣，目前技術的貢獻空間正在逐漸縮小，必須逐漸提高結構節能的貢獻，讓其達到50%左右。”楊富強表示，資源性產品價格改革、成品油價格和稅費的改革方案，天然氣價格調整以及差別電價等價格政策，也是推動節能減排目標實現的重要因素。
【關鍵詞】燃氣電廠;運行優化;天然氣調峰;調峰優化;電力需求側
中國城鎮化發展，燃氣電廠運行狀況成為亟待解決的問題。供氣和供電是一個動態的過程，每年在不同的月份和每個月的不同時期，燃氣電廠都要對供應量進行相應的調整，主要是根據環境需求的變化調整供氣量。這就需要在不同的時間段對于供氣量以調整，滿足供氣平衡，在此期間，調峰成為了重點研究的問題。早期的城市供氣調峰問題的解決，都是以儲罐中的燃氣作為后期用氣，根據燃氣需求量調度氣源進行調峰。但是，在具體的供氣過程中，會存在供氣系統的協調問題。天然氣的供氣自成體系，由上游、中游和下游三個部分構成體系。上游是氣井，下游為用戶，中游為長輸管道，三個部分屬于不同的燃氣公司，且由不同的部分管轄，當出現供氣調峰的時候，就會由于供氣的三個部分難以協調進行而影響到供氣質量。
1 燃氣輪機發電機組
燃氣輪機（Gas Turbine）作為一種熱能動力機械，其是以氣體作為內燃，帶動葉輪連續回轉，實現熱能轉化為機械能。燃氣輪機主要的構件包括壓氣機（Compressor）、燃氣透平（Turbine）以及燃燒室（Combustion），配置有相應的輔助設備。從工作運行原理上，壓氣機實現增壓是通過吸入外界的空氣，當壓力達到一定程度后，就會將達到一定溫度的空氣輸送到燃燒室，與其中存有的燃氣共同燃燒，形成高溫氣體，其會產生一定的壓力。當氣體在透平中膨脹所做的功會將葉輪帶動起來，使其回轉，由此而帶動壓氣機呈現出高速轉狀態，外負荷轉子也會啟動成高速旋轉狀態，同時釋放出熱量。
燃氣輪機的發電效率之高，已經超過了50%，單機功率最大可以超過300兆瓦。目前世界上所采用的燃氣輪機主要為美國、德國、日本和法國生產，特別是美國Siemens公司生產的燃氣輪機備受關注，其所生產的類型包括V94.2和V94.3A等等。
從燃氣輪機發電的物理過程來看，其發電效率可以達到50-52%，所實現的是等熵壓縮過程。當經過等壓加熱滯后，就會形成閉環系統。燃氣輪機的排氣溫度很高，可以達到550℃至620℃之間。如果是大型燃氣輪機組，所排放氣體的流量可以達到每秒400千克至600千克。如果對于這部分熱源直接想大氣環境中排放，對造成極大的資源浪費。將這部分氣體傳遞到鍋爐中，鍋爐會在高溫作用下產生高壓蒸汽，將汽輪機帶動起來形成發電效應。這種排氣能源的再利用可以節約資源，同時還能夠提高機組效率。目前蒸汽聯合循環發電機組的科技含量越來越高，實現了汽輪機優化，使得熱效率可以提升到60%以上。
2 燃氣熱電廠天然氣調峰優化的必要性
2.1 天然氣價格低廉，可以降低環境成本
煤炭是主要的目前中國采用的主要能源材料，在2008年每噸價格已經達到了439.3元（發熱量：2.92×1010焦耳/小時），汽油和柴油的價格分別為每噸5870元（發熱量：4.66×10lO焦耳/小時）和5572元（發熱量：3.3×1010焦耳/小時），天然氣的價格則每立方米為0.815元（發熱量：37663千焦/立方米）。在對煤炭、汽油、柴油和天然氣進行等值換算，以108焦耳作為基本單位，價格分別為1.51元、 12.59元、 16.85元、 2.18元。以煤炭為單位獲得價格比，天然氣價格要比煤炭價格略高一些，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氣高很多，而且能源產出效率較高，且環境消費成本較低，如果進行綜合考慮，天然氣能源價格要比煤炭低很多。
2.2 供熱需求量逐漸增大已經形成了嚴重的矛盾
目前的城市供熱以幾座熱電廠為主，少數城市中還存在著小鍋爐供熱，冬天供暖非常不穩定。當北方的冬天室外環境溫度低于零下20攝氏度的時候，就會導致小鍋爐夠熱不足，鍋爐損壞的現象時有發生，嚴重地影響了城市居民的生活質量。城市建設發展進程中，供熱是一個關乎到民生的大問題。隨著供熱覆蓋面積越來越大，冬季的供暖問題就要著手解決。除了小鍋爐供暖要嚴格取締之外，還要解決管網輸送能力中所存在的薄弱問題。供暖服務無法跟得上城市建設發展的腳步，如果對供暖的主干管管徑擴大，就需要投入巨大的資金，而且還會涉及到城市改造的問題，比如，交通要道、地下管線密布、熱力傳輸網絡的改造以及需要重建的工程等等，工程量之龐大是一個城市經濟難以承受的。
以北京為例，進入到二十一世紀以來，北京城市不斷擴展，供熱面積不斷擴展，平均新增面積已經超過了4500萬平方米，使得北京熱源建設嚴重不足。新增的燃煤電廠雖然可以在一定程度上彌補熱源的不足，但是會造成嚴重的環境污染。按照目前北京城市發展情況來看，到2020年，北京的熱源需求將超過求10平方米。雖然基于北京供熱需求的增長速度而強化了熱網基礎建設，但是距離北京熱能需求還存在著很大的距離。
2.3 基于環境保護，城市宜選擇燃氣供熱
燃煤電廠依然是中國目前供熱、供電的主體，主要是通過燃氣鍋爐負責小面積供熱和供電，或者通過大型的供熱廠供熱、供電。供熱方面，一些城市也會得益于地理環境而采用地熱的熱源，也是使用電熱鍋爐房進行供熱，但是，這些熱源都會不同程度地向環境中排放污染物質，導致環境污染嚴重。雖然燃煤果洛在城市中已經被嚴令禁止，但是如果城市供熱改造不足，從城市居民供熱需要出發，燃煤鍋爐還無法完全取締。從城市環境保護的角度出發，城市供電不僅要達到均衡供電，而且還要滿足供需平衡，這就需要將燃煤鍋爐改造為燃氣鍋爐，建立燃氣熱電中心，并將再生能源供熱體系建立起來，以確保城市供暖。
3 燃氣電廠調峰優化措施
3.1 實施電力需求側管理天然氣調峰
對終端用戶熱能負荷管理是天然氣調峰的重要環節。原則上講，對于終端用戶可以采用具有強制性的直接負荷管理，對于客戶終端的用電進行控制。但是，從電力需求側管理理念而言，不符合服務性管理。燃氣電廠的各項管理措施要以“為客戶服務”為宗旨，所以，在對于天然氣進行調峰管理的時候，采用電力需求側統稱都是實施中斷的負荷管理，而對于大客戶負荷管理還要將相應的系統管理方案制定出來。燃氣電廠要啟用用電客戶監控系統，對客戶用電實現自動化遠程管理。當電網即將進入到每年的高峰段的時候，管理人員就要對電網負荷曲線進行分析，并將分析情況傳遞給客戶，以提醒客戶合理用電，甚至可以采用部分地區的限電措施，以緩解用電高峰時段的電能合理調配。
對于天然氣進行調峰，可以利用價格杠桿，采用“移峰填谷”的方法用于供電調整當中。一年的12個月當中以及一天的24小時當中，都有高峰和低谷時段，按照用電負荷曲線圖將用電狀況分析出來，劃分為峰、平、谷三個時段，相應地制定出不同的電價水平，以使電能用戶對用電時間和用電方式都進行合理安排，適應電能資源盡量錯開高峰時期，以避免斷電造成損失，同時還使的電力資源的有效利用率得以提升。運用峰谷分時電價的浮動差價，將電價在不同時段的浮動比例制定出來，運用價格杠桿鼓勵用戶將用電需求轉移到低谷負荷時段，以對電力峰符差有效控制。目前熱電廠對于 “移峰填谷”方法的使用，通常會采取峰谷分時電價的方法，以更好地獲得調峰效果。
3.2 電力需求側天然氣削峰填谷技術
天然氣削峰技術，就是對于高峰負荷期的用電情況進行調整，盡量限制客戶用電，以降低供電負荷，使電力系統的運行處于平穩狀態，從而提升電力系統的可靠性。當處于用電高峰期的時候，對于企業大客戶，可以采用輪休的方式，確保電力運行正常，能夠對電能需求量有效供應。在系統運行中，還要注意運維管理，做好運行設備的檢修工作，并鼓勵用戶使用可替代能源，以降低電能的消耗。當電能負荷處于低谷階段的時候，電力企業將處于低于成本的運行狀態。當電能用戶的電價低于平均電價的時候，就意味著電力企業出現了經濟損失，這就需要通知大客戶增加蓄能用電需求，以促進電網負倚均衡。電力需求側屬于是系統化管理，涉及到電力部門和客戶之間的協調，更需政府部門制定必要的政策措施，諸如稅收額度的降低、貸款利息的降低等等對于需求側管理予以支持，發揮其在電能管理上的優越性，增強電能用戶的節電意識。
3.3 天然氣供氣采用峰谷氣價
燃氣電廠對于供氣管理也可以采用電力需求側管理方法，在用氣高峰期，可以根據局部區域的用氣需求對于供氣狀況進行調整，部分區域暫時對供氣需求可以緩解，則可以采取短時間中斷供氣的方法，以使城市配氣系統的壓力有所緩解。對于供氣的日用量達到平衡狀態，可以使用天然氣交易工具預測可承載的供氣負荷，對于大型符合系數進行計算，以確保系統供氣安全。處于高峰的供氣時期，為了確保對用戶能夠均勻供氣，必要的時候可以中斷與大型用戶之間所簽訂的服務合同，并調整服務收費結構，是供氣西宮處于最佳供氣水平，以避免引起輸配環節出現問題。
不同類型的用戶，對于氣量的使用會有不同的需求。運用電力需求側，可以適當地做出調整。比如，發電用戶在夏季所需要的供氣量相對較多，是由于夏季的氣價要比冬季低。如果用戶為雙燃料行業，則可以鼓勵用戶在夏季的時候多用氣，冬季的時候少用一些，以發揮調峰的作用。鼓勵用戶在夏季使用燃氣空調，使得用氣負荷有所增加，可以達到減少調峰的目的。以北京為例，電網調動中心與北京市熱力集團合作，研制開發行供熱機組的調度控制，在供電和供氣的時候，可以通過監控和管理，對于供熱負荷需求和發電負荷需求協同調度。當供熱機組被安裝到熱點輸入系統后，就可以對于供熱和供氣狀況進行自動調度，按照指令調配電負荷和熱負荷，獲得經濟調度的效果。
4 結語
綜上所述，中國正在開展低碳經濟、循環經濟發展戰略，就要對能源結構以調整，使能源機制更為適應于當代社會發展需求。天然氣是高效清潔的能源，在近些年來備受關注。特別是在環境不斷惡化的今天，天然氣以其熱效率高、調峰性能好的特點將在中國未來能源供應中占有主導地位。對于城鎮燃氣需求的不均勻性，以天然氣作為氣源，就要對于供氣統籌調度，出現用氣不均勻現象的時候，就要由供氣方統一調整氣量，對于氣量的調度，則由城鎮燃氣輸配系統加以解決。針對于天然氣需求不均勻的問題，國外一般會采用地下儲氣庫，通過高壓輸氣管網均衡供氣。為了保證不間斷供氣，還要發揮高壓長輸管道的作用，將地下儲氣庫的燃氣輸送到需要的地方。
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率先推進價改的要素領域一：石油
關于油價改革的爭論由來已久，而發改委宣布2009年1月15日起分別下調汽油、柴油價格140、160元/噸，則表明油價改革進入了實質階段。此次降價標志著成品油定價新機制正式運行。
現行石油定價機制弊端明顯
在管制價格體系下，目前中國成品油定價方案實質是成本加成法。根據原油或油品在國際市場的離岸價格，加上相應的稅費以及流通和生產環節的成本利潤，計算出成品油的進口成本或以進口原油為原料的成品油生產成本，并以此為依據，確定汽柴油市場零售中準價和出廠價。
在成品油價格體系改革進程中，中國曾提出了三種接軌方法，其中，新加坡單一市場接軌法和三地成品油定價法以國際市場的成品油價格為定價依據；原油成本法則以國際市場的原油價格為定價依據。從本質上看，三套方案都是以成本為基礎的定價方案（見表1）。這種以成本為基礎的成品油定價體系存在的主要弊端有：
首先，油價調整滯后。三地成品油定價法是依據上一月度的三地成品油平均價格制定的，在油價快速波動時，這種定價方法不能迅速反映市場的變化。價格調整的時滯性和市場價格的可預測性。為一些投機行為提供了可乘之機。
其次，石油煉制企業利潤波動較大。在成品油加成定價法下，由于我國原油和成品油間的成本傳遞機制不暢，原油價格的波動經常造成加工企業利潤大幅波動。從實際表現看，在油價較為平穩的2001～2003年，我國石油企業加工利潤基本穩定在一個區間內窄幅波動；而在油價波動較大的2004～2007年，加工利潤則出現大幅震蕩。在這種情況下，以國際市場的成品油價格為依據進行定價不利于國內市場的穩定。
價改方向：原油成本法
成品油成本定價代表著價格管制，在價格市場化趨勢下，成品油成本定價將為原油成本法取代。原油成本加成定價法下，成品油生產企業將被賦予更多的價格自，石油市場的價格市場化程度將提高。原油成本法將成為我國石油價格改革的主要發展方向。在當前宏觀經濟背景下，原油成本定價隨時有可能啟動。
原油成本法較成品油加成定價法更符合我國成品油市場的實際供應情況。近年來中國能源需求快速增加，而原油產量增加緩慢，進口原油在原油消費中的比例快速增長。在這一背景下，進口原油價格快速增長和國內成品油出廠價格漲幅較小之間的矛盾日益突出，國內煉油企業甚至出現了大幅虧損。原油成本法考慮了原油從進口到煉油、銷售各環節的成本和利潤，保障了煉油企業有利可圖，可以激勵國內煉油企業的生產和投資熱情，從而緩解國內日益嚴峻的供求矛盾。而且，與成品油成本定價法相比，原油成本法估算價格更接近于國際市場的成品油價格。我國主要石油企業都是原油開發、煉制和批發零售一體化的企業，更傾向于進口原油自行煉制生產。除2008年上半年外，2001～2007年我國汽油和柴油的總凈進口量實際為負數，說明進口原油較進口成品油在我國成品油供應結構中所占的比例更大。
價改后行業業績難樂觀
成品油定價體制的改革將使大型油企失去政策保護。原先成品油成本加成定價法下，成品油價格受到較多的管制。成品油定價體制的改革，勢必使國內成品油價格與國際成品油價格接軌，跟隨國際市場油價波動，將把國內油企完全推向市場，失去政策保護。
對于地方煉化企業來說，由于其規模較小，體制相對靈活，受影響可能相對較弱；而對國有大型煉化企業來說，船大掉頭難，大幅波動的國際原油價格將使其處于進退兩難的境地。因此，以目前中國大型石油企業的管理能力來看，其難以應對劇烈的油價波動；即使能夠應對油價波動，在油價低迷期，其業績也難以樂觀。
價改促使石油公司估值下降
當前中國油企業績差源于對國際市場油價波動敏感性差。國內市場一貫的觀點是國內成品油出廠價格低于國際價格。但事實上，除了2008年以來國內柴油年度出廠加權均價低于國際市場外，國際市場年度均價都低于國內。其中，2006年國內汽油價格甚至高出國際價格8.2%，柴油高出國際價格4.2%。（見圖1）
通過考察2006～2008年凈資產收益率（ROE）發現，中國三大石油企業中除了中海油，中國石油、中國石化的經營效益都低于國際同類石油公司，甚至低于新興市場中效益最差的泰國國家石油管理局 (PTT)；而中海油經營效益較高的原因則是成立時間短，煉油業務少。（見圖2）
目前，中國石油、中國石化估值嚴重高于國際同類公司。由于中國石油企業不能有效應對國際油價波動，而在原油成本定價體制下，我國成品油價格調整將較以往大為頻繁；鑒于我國大型煉油企業既沒有定價權，又缺乏跟隨定價能力的狀況，油價改革給我國石油公司帶來了估值進一步向下調整的壓力。
在悲觀估值條件下，給予中國相關石油公司2009年業績8倍市盈率，中國石油對應的合理估值應為5.60元，中國石化對應的合理估值應為4.56元。即使樂觀估值，給予中國相關石油公司2009年10倍市盈率，中國石油對應的合理估值應為7.00元，中國石化對應的合理估值應為5.70元。但是，在全球經濟不景氣、中國大型石油公司效率低下的條件下，又有什么理由樂觀？
率先推進價改的要素領域二：電力
1月8日～9日，2009年度電力監管工作會議在北京召開。會議指出，2009年將推進電力體制改革，加快電力市場建設。具體而言，今年電監會將會同有關部門積極推進電價改革，開展電力體制改革綜合試點工作。
電力市場化是電力體制改革的核心環節，而電價改革又是電力市場化的關鍵環節。2008年在燃煤價格大幅上漲的背景下，兩次上調了電價，其中一次僅僅上調了火電企業上網電價。從調價的動機來看，更多的是救急于困頓中的火力發電企業。然而，煤、電價格矛盾依然突出，推動電價改革是應對當前煤電博弈困局的必由之路。
現行電價體制三類定價法
電力從生產到使用可以分為四個環節：發電、輸電、配電和用電（見圖3）。由此，電價分為上網電價，輸、配電價和銷售電價三種，每種電價制定方式又有所不同。
上網電定價：成本加成和招標定價
上網電價主要是支付給獨立發電商的電價，其制定方式有兩種：一是由政府價格主管部門根據發電項目經濟壽命周期，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定，即“成本加成”電價；二是通過政府招標確定，即招標電價。目前，我國火電、水電、核電、太陽能等新能源發電的上網電價基本是成本加成電價，風電的上網電價主要是招標電價。
輸、配電定價：成本加成
輸、配電價主要是支付給電網傳輸企業的電價，由政府價格主管部門按照成本加成原則制定。我國《輸配電電價管理暫行辦法》已經出臺，但各電網還沒有形成專門的輸配電價，只是在不同時期通過加入電網運行邊際成本順價銷售或單純調整售電價格來保持或改變供電企業的收益。
銷售電定價：政府定價
銷售電價是指對終端用戶收取的電價，由購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金四部分構成，實行政府定價。銷售電價又分為居民生活用電、農業生產用電、工商業及其他用電價格三類，每類用戶按電壓等級定價，以平均銷售電價為基礎，合理核定銷售電價。
電價改革歷經三階段
我國電價改革是伴隨著電力體制改革進行的，共經歷了三個階段。
“成本加成”定價階段
1985年以前，電力工業部是電力產業的唯一生產經營者，掌管著全國的發電廠、高壓輸電網、城鄉配電網、售電終端和絕大部分電力建設公司。銷售電價由國務院確定統一，電廠只回收直接運行成本。這一期間，電廠長期虧損，電網建設嚴重滯后。
1985年，國務院頒布《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》，打破了中央獨家辦電的局面，鼓勵各地方、部門和企業投資建設電廠。上網電價實行以個別成本為基礎的還本付息電價，銷售電價仍然由國務院統一制定。這一政策的出臺刺激了地方政府和外資的投資積極性，緩解了全國缺電的局面，但是也造成了“一廠一價、一機一價”等電價問題。
1997年1月，國家電力公司正式成立，承接了電力工業部下屬的五大區域集團公司、七個省公司、華能和葛洲壩兩個直屬集團，電力工業部被撤銷。同時，上網電價采取“標桿電價”，即新投產發電企業的上網電價以省級電網內同時期建設的同類技術先進的發電機組的社會平均成本為基礎核定。標桿定價方式解決了新投產機組“一機一價”的問題。
競價上網定價階段
1998年8月，國家電力公司推出以“政企分開，省為實體”和“廠網分開，競價上網”為內容的“四步走”的改革方略。同年，“廠網分開，競價上網”開始在上海、浙江、山東、遼寧、吉林、黑龍江等六個省市先行試點。在這六個試點省份，各獨立發電企業的上網電價由競爭確定。試點工作沒有取得令人滿意的效果。國務院發展研究中心報告認為，廠網產權未分開是造成競價模式不能真正反映成本的最重要原因。
2002年3月，國務院正式批準了《電力體制改革方案》，國家電力公司拆分為五大發電集團、兩大電網公司和四大輔業集團，發電與輸配電正式分離。理順電價機制是電力體制改革的核心內容，新的電價體系劃分為上網電價，輸、配電價和終端銷售電價。在發電環節引入競爭機制，上網電價由容量電價和市場競價產生的電量電價組成。對于仍處于壟斷經營地位的電網公司的輸、配電價，要在嚴格的效率原則、成本約束和激勵機制的條件下，由政府確定定價原則，最終形成比較科學、合理的銷售電價。
煤電聯動定價階段
在未實行競價上網的地區，發電商仍沿用原來的“成本加成”電價或招標電價。由于上游煤炭價格實行市場化，為保障發電企業的利益，2004年末國家發改委下發《關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知》，文件中規定：以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便將相應調整電價，但發電企業要自行消化30%的成本上升。
2004年競價上網開始在東北區域市場、華東區域市場模擬運行，2006年東北電力市場電價改革叫停，主要是受電力供求不平衡、銷售電價與上網電價不聯動、電網存在傳輸約束、發電企業市場集中度過高等因素影響。目前，上網電價的制定仍然以“成本加成”方式為主，“煤電聯動”是改變上網電價的主要途徑。
現行電價體制存在三大弊端
煤電聯動不及時
煤電聯動方案出臺后，真正意義上的煤電聯動共進行過兩次。第一次煤電聯動在2005年的5月，而隨后2005年11月份雖然再次滿足了聯動條件，但卻并未有所動作。時隔一年之后，第二輪煤電價格聯動在2006年5月1日開始實施。2008年煤炭價格大幅度上漲之時，發電企業翹首以盼的煤電聯動并沒有執行，煤電聯動不及時造成火電行業全行業虧損。
尚未形成獨立的輸配電價
我國《輸配電電價管理暫行辦法》已經出臺，但各電網還沒有形成專門的輸配電價，只是在不同時期通過加入電網運行邊際成本順價銷售或單純調整售電價格，來保持或改變供電企業的收益。2008年在煤價大幅上漲的情況下，為控制CPI和激勵發電企業發電，上網電價上調兩次，但銷售電價只上調了一次，電網企業讓利于發電企業和電力用戶。
上網電價與銷售電價不聯動
上網電價與銷售電價聯動機制是電力市場平穩運行的重要條件。受計劃管理體制及省域經濟影響，上網電價與銷售電價聯動機制的建立遇到巨大阻力。價格聯動機制不建立，用電側對發電側沒有價格信號反映，不但會產生巨大的市場風險，電力市場競爭也失去了意義。
電價改革方向：競價上網和分類售電
短期看，在實現發電企業競價上網前，煤電價格聯動將繼續實行。“十一五”期間，電力行業將繼續深化電價改革，逐步理順電價機制。包括：建立與發電環節競爭相適應的上網電價形成機制，建立合理的輸、配電價機制，銷售電價逐步與上網電價實現聯動，實施激勵清潔能源發展的電價機制，推行需求側管理，推行大用戶直購電。
中期看，電力行業將會完善躉售市場和雙邊交易體系。輸電和配電可分開，由于輸電具有天然的壟斷性，輸電側仍繼續保持壟斷經營；配電側可根據情況成立多家配電公司，形成分類售電體制，配電公司居民及非大工業用戶購買電力。在雙邊交易體制下，大用戶、配電公司與獨立發電商簽訂長期供電協議，自主協商價格與供電量；短期電力的供給價格和供給量則以競價方式在電力交易市場中形成。
長期看，配電側將會形成電力零售市場。用戶既可以在零售市場從配電公司、零售商處購買電力，也可以在躉售市場直接與獨立發電商進行大宗交易。如用戶擁有多余電量，可在零售市場賣出。有條件的話，也可以發展電力期貨，通過套期保值規避現貨市場的風險。
電力體制改革是一個長遠的工程，不可能一蹴而就。目前，電力行業主輔分離工作尚未全部完成，輸電網絡建設仍然滯后，短期內大范圍推行競價上網不可能。只有進行電價改革，終端銷售電價充分反映資源的稀缺性，才能真正優化資源配置、促進電力發展，才能解決煤電之間的困局。電力體制改革是我國電力行業發展的必然方向。
除完善的定價制度外，推行競價上網還需滿足以下幾個硬件條件：一是電力裝機容量富裕，以防電力企業抬高上網電價；二是煤炭價格可控，防止煤價大幅震蕩造成電價大幅震蕩；三是電力網絡健全，電力傳輸不受潮流分布限制。
從裝機容量上看，2008年底我國裝機容量達到79253萬千瓦，發電設備利用小時數為4677小時；其中，火電裝機容量為60132萬千瓦，發電設備利用小時數為4911小時。裝機容量已經能夠滿足未來兩年經濟發展的需要。從煤價上看，未來兩年煤炭供給將大于需求，動力煤價格不會出現大幅震蕩。從網絡建設上看，近幾年我國加大電網投資，盡管網絡并不完善，但部分地區已經具備進行雙邊交易的網絡條件。
2009年全國大范圍啟動電力市場競價上網的條件尚不充分，但部分地區已有條件進行雙邊交易。在雙邊交易市場中，符合條件的大用戶可以與獨立發電商簽訂長期供電協議，電網企業可以通過競價交易選擇電力供應商。電力價改條件成熟的東北、華南和華東地區隨時可能啟動價改程序。
電價改革多重利好
行業影響
促使發電企業加強管理：多邊交易市場中，上網電價有兩種制定方法，即“一部制”電價和“兩部制”電價。“一部制”電價下，上網電價由市場競爭產生。由于新建機組前期折舊費用高，報價往往要高于老機組很多，采用一部制電價不利于新機組，但一部制電價將促使企業降低機組的綜合建造成本。
“兩部制”電價下，上網電價由容量電價和電量電價組成。其中，容量電價主要補償發電機組的固定成本，由政府統一制定；電量電價主要補償企業的變動成本，由市場競爭產生。“兩部制”電價僅就變動成本進行競爭，對于能耗低的大容量機組較為有利，但是無法促進企業降低機組的綜合建造成本。《上網電價管理暫行辦法》中明確將“兩部制”電價作為競價上網的定價原則，但是南方電力市場、內蒙古電力市場都采用了“一部制”定價方法。競價上網的目的是優化資源配置、降低用電成本。不管是“一部制”電價還是“兩部制”電價，都將促使發電企業改進管理效率。
市場集中度進一步提高：目前，我國發電環節已經基本實現市場主體多元化。截至2007年底，全國6000千瓦及以上各類發電企業4000余家，國有及國有控股企業占90%以上，其中，五大發電集團占41.98%、其他中央發電企業占6.05%、地方發電企業占41.00%；而民營及外資發電企業占10.97%。
電價改革的目的是優化資源配置、降低用電成本，“一部制”電價比“兩部制”電價更加合理。但是，“一部制”電價可能造成新投產機組競爭不過能耗大的老機組。在新投產容量較多的地區，“兩部制”電價仍是一種過渡性選擇。在“兩部制”電價下，發電企業之間主要對變動成本進行競爭。煤炭在變動成本中占了70%左右，價格競爭實質上是對電煤價格的競爭。較地方電廠而言，大型電力集團在煤價談判中更具有優勢，更有可能獲得低價煤炭資源，能夠在競爭中獲得優勢地位。此外，綜合能源供應商由于自身經營煤炭資源，也有可能在競爭中獲得更多的市場份額。競價上網將改變電力行業現有的格局，促使行業集中度不斷提高。
有利于用戶節能降耗：節能減排是我國的一項長期而艱巨的任務。盡管每年國家都提出節能減排的目標，但是結果并不理想。地方政府給予高耗能行業優惠電價是節能減排不達標的一個重要原因。若電力進行市場化交易，銷售電價與上網電價及時聯動，發電側競爭價格在用電側得到反應，供需信號得以順利傳導，將有助于終端用戶自主節能降耗。從發電企業和電網企業的角度而言，將煤炭成本及時轉嫁到用戶端，也可以減輕行業的經營風險，有助于電力行業平穩健康發展。
短期電力企業利潤被壓縮：由于經濟快速下滑，電力需求與動力煤價格大幅下降。預計2009年、2010年煤炭產能同比增長7.4%和6.7%，而發電量同比增長-2.43%和6.59%，煤炭產能增速快于火力發電量增速，未來兩年煤炭供應將轉為寬松。電力行業利潤對煤價下降的敏感性高于對發電設備利用小時數下滑的敏感性。預計2009年動力煤綜合售價同比下降20%以上，在上網電價不調整的情況下，2009年電力行業利潤將上升60%以上。但如果推行雙邊交易，為爭奪市場份額，發電企業將主動下調電價，電力行業利潤將被壓縮。
市場影響
受需求減緩影響，秦皇島港口動力煤價格已回落到2008年1月末水平。由于2008年下半年上網電價上調過兩次，2009年發電企業盈利能力將大為好轉。以華東市場為例，2008年12月，華東區域電力市場組織了首次跨省市競價交易，中標電廠的落地電價低于當地標桿電價0.13元/千瓦時左右。
在目前的煤炭價格下，電力企業盈利能力較強。若此時推行電力市場雙邊交易，將促使發電企業主動降低電價，壓縮行業短期的利潤。東北電網、華東電網、南方電網有望率先啟動電力市場雙邊交易，這些地區的發電企業包括上海電力、申能股份、吉電股份、粵電力A、廣州控股、深圳能源、華能國際等公司。從長期看，雙邊交易有利于電力行業轉嫁經營成本，減少企業經營風險。在雙邊市場交易下，2008年火電行業大規模虧損的狀況將很難再次發生。
水電等可再生能源發電暫不受影響：目前，我國試行的競價上網制度只針對火電行業，水電行業競價上網政策尚未出臺。水電在雙邊交易中更具有優勢，這主要是因為水電的綜合成本低于火電。以南方電網為例，“西電東送”水電的落地價只有廣東省火電上網電價的一半。由于很多水電出力不具有調節性，短期內火電和水電同臺競價可能性較小，競價上網對水電行業不產生實質性影響。未來幾年《節能調度辦法（試行）》仍將是指導電力調度的準則，水力發電依然優先上網。具有調節能力的大型水電上市公司仍是未來關注的重點，如桂冠電力、長江電力等。
關鍵詞：電費回收風險；供用電合同；電費風險預警；不安抗辯權；電費回收率
中圖分類號：TM73 文獻標識碼：A 文章編號：1009-0118（2012）-03-0-02
一、造成供電企業電費回收存在風險之因
（一）“先用電、后繳費”的慣例
“先用電、后繳費”是電力市場長期以來形成的一種傳統營銷模式，盡管我們一再宣傳電是商品，但由于它產、供、銷同時完成的特殊性造成了它不同于其它商品“先付款、后給貨”的買賣方式，為一些信譽度差的客戶提供了拖欠電費的條件，供電企業要承擔客戶用電后不按期交費，拒絕或逃避交費甚至喪失交費能力的經營風險。
（二）現行電力法律、法規與收費方式存有矛盾
我們現行的收費方式卻是本月用電下月交費，如果等用電客戶欠費30日以后，再經過《供電營業規則》第六十七條規定的三至七天催交期才停止供電，供電企業對欠費客戶采取停電措施的最快時間，也是等欠費客戶用電兩個月之后，對于一些每月高達幾百萬甚至上千萬的大宗用戶，我們實施停電時就可能已變成了2000萬元的欠費。
（三）電費保證金制度的取消
一直以來，電費保證金制度的實行，曾對保障電費回收，減少電費流失超過一定的作用，但1999年年底，國務院有關部門為了糾正行業不正之風，減輕企業負擔，明令取消了執行十余年的電費保證金制度，從而加劇了電力銷售，電費回收的經營風險。
（四）國家宏觀調控政策和市場競爭的激烈性
隨著我國國民經濟產業結構的調整和市場經濟競爭的日趨激烈，每年總有一批生產技術落后，管理混亂，設備陳舊的企業在市場競爭中處于劣勢、虧損甚至倒閉，由于電費回收的滯后性，客觀上給電費回收工作帶來了難度，增大了電費回收的風險系數。
從以上各方面原因可以看出，隨著社會主義市場經濟的快速發展和電力體制改革的不斷深化，供電企業和客戶之間已迅速由原來的行政管理關系轉變了平等的市場主體關系。
二、降低電費回收風險的法律防范措施
（一）嚴格依法簽訂供用電合同，是降低風險的重要措施
1、制定供用電合同文本時應注意事項
（1）當事人雙方的姓名或名稱，住所要填齊全、填準確
這里，供電企業方應將自然人用戶的姓名、住所、聯系電話、郵政編碼、身份證號碼等資料搞清楚、填準確。由于近年來勞動力流動現象日益頻繁，為防止一些外地自然人用戶（主要是個體工商戶）欠費后失蹤的現象，供電企業在與此類用戶簽訂供電合同時，應要求其提供適當的擔保，并掌握其原籍的必要財產情況，對于法人或非法人單位用戶，也應將其具體明細資料加以明確。
（2）計量方式，電價及電費結算方式要明確
為保證電費額度的確定和及時回收，我們在供用電合同中應就此條款進行明確具體的約定，如：計量裝置的種類、安裝的位置等，尤其應對電價類別和電費收繳方法、時間、方式等作出明確具體的約定，避免出現“每月一結”等過于籠統的約定。
（3）違約責任盡量細化
1）逾期交費的違約金。根據《電力供應與使用條例》第三十九條規定：“供電企業可以從逾期之日起，每日按照電費總額的千分之一至千分之三加收違約金，具體比例由供用電雙方在供用電合同中約定。”對此《供電營業規則》第九十八條又做了具體規定，居民用戶每日按欠費總額的千分之一計算；其他用戶，當年欠費部分，每日按欠費總額的千分之二計算，跨年度欠費部分，每日按欠費總額的千分之三計算。電費違約金收取額按日累加計收，總額不足1元者按1元收取，供電企業最好在合同中就上述規定以雙方約定的形式加以體現。
2）供電企業的催交權。供電企業對欠費戶享有催交權，催交行為是供電企業在迫不得已的情況下采取停電措施的一個必要程序，因此，在供用電合同中雙方應對催交權的行使方式做出明確約定。據《供電營業規則》第六十六條第二款規定，供電企業對拖欠電費經催交仍不交的用戶，經批準可中止供電。
（4）規范格式合同的簽約程序，嚴格履行法定義務，杜絕效力瑕疵，防范敗訴風險
目前，各地供電企業制定的供用電合同標準文本絕大部分為格式合同，按照新《合同法》規定：采用格式條款訂立合同的，提供格式條款的一方應當遵循公平原則確定當事人之間的權利和義務，并采取合理的方式提請對方注意免除或限制其責任的條款，按照對方的要求，對該條款予以說明。格式條款中有免除提供格式條款一方責任，加重對方責任，排除對方主要權利的，該條款無效。對格式條款的理解發生爭議的，應當作出不利于供提供格式條款一方的解釋。
（二）積極推行電費風險防范預警辦法
1、對用電量較大的新裝用電客戶（除居民生活用戶）尤其是季節性用電、臨時性用電、非產權人員或部門承包性用電客戶、國家政策明令將淘汰、關停的行業新裝用戶，應在其接入電網前認購電量，盡量安裝預付費磁卡表、負荷控制裝置，付費售電遵循用電期前預付原則，每次交付電費額度應在本額度電費消耗期間之前。
2、如中斷供電可能造成人身傷亡，環境嚴重污染、重要設備損壞，連續生產過程長期不能恢復或造成重大社會影響和不穩定因素的重要負荷用電新裝客戶必須簽訂《付費售電協議》，鼓勵其選擇付費售電方式并簽訂《付費售電協議》，付費金額原則上應為用電客戶一個計費周期電量的全額電費，對于電費金額較大的用電客戶，可在一個計費周期內分數次付費售電，在規（下轉第205頁）（上接第203頁）定的結算日多退少補。
（三）及時運用不安抗辯權，化解電費回收風險
1、不安抗辯權的概念及適用條件
不安抗辯權指雙務合同中，先履行方在有確切證據證明，后履行方于合同成立后喪失或可能喪失履行能力時中止履行合同的權利，并且在后履行方于一合理期限內未能恢復履行能力或提供擔保時解除合同的權利，它是兼有抗辯權與形成權性質的復合性權利，而且是一種積極性的權利。
（1）供電企業必須提出確切證據證明用電客戶不能履行合同義務或有不能履行合同義務的可能，具體而言，供電企業必須證明用戶存在下列一種或幾種情形。
I、用戶經營狀況嚴重惡化；II、用戶轉移財產、抽逃資金，以逃避債務；III、用戶喪失商業信譽；Ⅳ、用戶有喪失或可能喪失履行債務能力的其它情形，如：陷于重大經濟糾紛很可能敗訴；已列入國家和政府產業政策明令淘汰、禁止、關停行業，給付特定物的債務中，該特定物喪失，提供勞務或完成工作的合同，債務人喪失勞動能力。
（2）用電客戶喪失或可能喪失履行能力發生于合同成立之后，如果供電企業在訂立供用電合同時對方的履約能力已明顯降低，供電企業明知此情卻仍然締約，則法律無必要對供電企業特殊保護。
（3）用電客戶的債務未屆履行期限。供電企業不必等用電客戶到了交費期限不能交費時才行使不安抗辯權。后履行一方的不能對待給付并非履行期屆滿時的現實違約，它所直接侵害的權利是先履行一方的債權期待。如果這種侵害期待債權的行為不加以調整糾正，持續到履行期屆滿，便成為現實違約。
2、供電企業在供用電合同履行中行使不安抗辯權的法律效力
（1）第一次效力：供電企業有權暫時中止履行合同義務，但應以口頭或書面形式及時通知用電客戶，并要求對方一次或分次預付電費或提供適當擔保。
在這兒，供電企業暫時中止履行既是行使權的行為，又是合法的行為，并不構成違約，中止履行是暫停履行或延期履行，不同于解除合同，其目的是維持合同關系，而不是使既有合同關系消滅。至于合理期限的確定，應結合供電企業每月交費的工作實際，以不超過15天為宜。
（2）第二次效力：如果合理期限屆滿，用電客戶未提供適當擔保，未預付電費且未恢復履行能力，則發生第二次效力，即供電企業可以解除合同并要求損害賠償。我國合同法明確賦予先履行方以解約權，但未規定可以請求賠償及賠償范圍，我個人贊同以下觀點：不應以后履行方的履行期到來時的價格作為賠償標準計算賠償額，而應以后履行方默示毀約時的價格計算應支付的損害賠償額。
3、供電企業行使不安抗辯權中止供電時的注意事項
（1）應將停電的用戶、原因、時間報本單位負責人批準。批準權限和程序由省電網經營企業制定。
（2）在停電前三天至七天內，將停電通知書送達用戶，對重要用戶的停電，應將停電通知書報送同級電力管理部門。
（3）在停電前30分鐘，將停電時間再通知用戶一次，方可在通知規定時間實施停電。
供電企業只有嚴格依照上述規定執行，才能做到合法停電，才能避免因停電不合法造成用戶各種經濟損失而引起不必要的糾紛。
總之，供電企業在電費回收工作中，除了要繼續發揚“千方百計，千辛萬苦，千言萬語”的三千精神外，必須強化自身法律意識，充分運用一系列法律手段，引導用電客戶按時足額交納電費，提高電費回收率，降低電力經營風險，才能確保供電企業在風云變幻的市場競爭中持續、健康地發展。
參考文獻：
我國的分布式能源發展方興未艾，從7-8年前的分布式能源概念的引進提出，到大家現在普遍的認知，能源專家和有關部門做了大量推動和普及工作。分布式發電有時也稱為分散式發電，電力的生產和使用在同一地點或限制在局部區域內，在集中供電的大電網覆蓋地區，電力用戶一側建設的電源點或電力消費限制在配電網內的電源點可作為分布式發電看待。
分布式發電主要包括熱電聯產、用戶側太陽能光伏發電、燃料電池、農村小水電、小型獨立電站、廢棄生物質發電、煤矸石發電，以及余熱、余氣、余壓發電等。熱電聯產受供熱范圍限制，一般要按照熱用戶的位置分散布點；離網的分散電源點受人口密度限制，布點也是分散的；各種廢棄物資源數量有限，受能量密度限制，也需要分散利用。以上條件決定了分布式發電有其存在的必要性，也決定了分布式發電的獨特優勢。
燃天然氣 冷熱電聯供分布式能源系統項目具有節約能源、改善環境、提高供能質量、增加電力供應，應對突發事件等綜合效益，是城市治理大氣污染、調整燃料結構和提高能源綜合利用率的必要手段之一，是提高人民生活質量、全面建設小康社會的公益性基礎設施，是建設節約型社會的重要措施，符合國家可持續發展戰略、節能中長期專項規劃和中長期科學和技術發展規劃綱要（2006－2020年）。
分布式能源發展
共同主辦了“第五屆國際熱電聯產分布式能源聯盟年會”。
分布式能源發電是以“效益規模”為法則的第二代能源系統，它是工業文明時期以“規模效益”為法則的第一代能源系統的發展與補充，特別是以天然氣為燃料的分布式發電，實行熱電冷聯產，可以大幅度提高能源轉換效率與減少能源輸送損失。針對我國天然氣供應不足，天然氣對于發電來說，重點要轉到分布式發電系統，而不宜多用于大型燃氣蒸汽聯合循環發電。隨著我國天然氣在能源利用中比重的不斷增加和天然氣管網的建設，以及規劃了不少的引進lng項目，還有風能、太陽能、生物能源發電的興起，使容量在數千瓦到5萬千瓦的分散在重要用戶附近，向一定區域供應電力、熱力和冷源的分布式供電系統也逐漸的增加。
一批燃氣－蒸汽，熱、電、冷聯產的機組開始在上海、北京、廣州等大城市出現。到2004年，在上海已建成8項6528kw，連同計劃建設的共13項16808kw；北京市已建3項5467kw，連同擬建的共14項66285kw，還有廣州2項1847kw，連同擬建共11項67257kw等等。上海市、北京市還組織力量制訂了“上海市燃氣空調、分布式燃氣熱電聯產系統發展規劃”及編制了“建筑物分布式供能系統的可行性研究報告” 、“分布式能源系統工程技術規程”。北京市也組織起草相關文件，組織對分布式發電接入電力系統的技術規定的研究，編制了《北京市燃氣冷熱電聯供分布式能源系統技術要點》（討論稿），為分布式供電系統順利健康發展準備條件。據不完全統計目前我國分布式能源裝機總容量已近
500萬千瓦。
分布式能源總的情況
序號
地區
已投產的工程
將投產的工程合計
1
上海市
8項工程總計6528kw
共13項工程
總計10624kw
2
北京市
3項工程總計5467kw
共14項工程總計51282kw
3
廣東省
2項工程共計1847kw，另有柴油內燃機改造216萬kw
共15項工程總計90877kw另有柴油機內燃機改造216萬kw
4
其他省、市、區
勝利油田勝動機械集團生產的燃氣內燃機已銷往全國29
個省市的煤氣，瓦斯氣、焦化尾氣、沼氣、炭黑氣、油田頁巖氣、酒精氣等發電市場已投產的共152萬kw
該廠在建的分布式電源尚有12.5萬kw合計將有164.5萬kw
全國合計
369．38萬kw
408.28萬kw
注：將投產的工程系指目前已施工，估計2006年底將投產的工程和目前已投產的工程合計。上表僅為不完全統計。僅供參考。?
我國分布式熱電聯產的發展目標：2010年前建設100項分布式熱電聯產系統的示范工程。?
具體實施指標分解：?
2004-2005年：建設15-20項，總裝機容量達到5萬千瓦；?
2005-2007年：建設35-40項，總裝機容量達到15萬千瓦；?
2007-2010年：建設35-40項，總裝機容量達到30萬千瓦。?
2004年9月19日，上海市人民政府辦公廳發出滬府辦(2004)52號：“上海市人民政府辦公廳轉發市發展改革委等五部門關于本市鼓勵發展燃氣空調和分布式供能系統意見的通知”該文件鼓勵支持發展燃氣空調和分布式供能系統，政府給予資金補助，支持并網；進口設備免稅，建立專業化的能源服務公司；市內由局、委制訂設計，施工等標準促進燃氣空調和分布式供能系統的推廣。?
在國際上，尤其是在經濟發達或較發達的國家中，由于經濟發展帶動電力負荷持續增長；電力市場化改革的逐步推行以及對供電可靠性、電能質量要求的提高和對電價的關注；新型發電技術和儲能技術的發展；環境保護問題日益突出并受到重視。在上述條件的綜合作用下，分布式能源系統由于可以達到很高能量利用效率而得到了快速的發展，是世界能源工業發展的重要趨勢。美國在1978年公共事業管理政策法頒布后，正式開始推廣建設分布式能源系統，日本、德國、荷蘭、丹麥和加拿大等國家的分布式能源系統也得到很快發展。我國的臺灣省也于2003年完成了“臺灣地區應用分散型電力可行性研究”報告。
應積極支持分布式能源的發展
分布式能源發電是以“效益規模”為法則的第二代能源系統，它是工業文明時期以“規模效益”為法則的第一代能源系統的發展與補充，特別是以天然氣為燃料的分布式發電，實行熱電冷聯產，可以大幅度提高能源轉換效率與減少能源輸送損失。針對我國天然氣供應不足，天然氣對于發電來說，重點要轉到分布式發電系統，而不宜多用于大型燃氣蒸汽聯合循環發電。
為了促進分布式供電系統的發展，需要遵循“認真研究，積極試點，統一規劃，有序推進”的原則。首先是要做好統一規劃。將分布式供電系統規劃納入統一的電力規劃和城鎮化發展規劃中，并與新能源發電規劃及配電網規劃和天然氣管網等規劃統籌安排，協調發展；二是規范分布式供電系統接入電網的原則與技術條件。
電網對于符合于上網條件的分布式供電系統，應當允許其及時接入系統，并提供相應的配電裝備。對于分布式系統多余的上網電能要優先吸取；三是分布式供電系統的電價由政府相關部門核定，并按照電源與電網互惠互利和能效優先的原則確定上網與下網的電價。四是要重視分布式供電系統中的動力和能源轉換設備的開發與國產化供應，以適應分布式供電系統的發展的需要和盡可能的降低其造價成本。這些都是保證我國分布式供電系統順利健康發展所應予考慮與重視的。
雖然在相當長的時間內，分布式供電系統還難以成為我國主要供電、供熱形式，但可以預見，隨著我國經濟社會快速發展，城鎮化的迅速推進和作為城鎮主體形態的城市群空間格局的形成，以及人民生活水平的提高，建設資源節約型和環境友好型社會的思想深入人心和全面落實，分布式供電系統將會迅速發展，且會在上海、北京等沿海及內地的大城市群中首先興起。現在，上海規劃到
2010年前建成100項容量為150萬kw的分布式熱電聯產系統的示范工程，到2020年在2010年基礎上再翻一備達到300萬kw，北京等城市也在做這方面的規劃。
分布式能源發電發展的建議
分布式能源發電的發展問題包括政策、市場規則、技術性能和經濟性諸多方面，認識這些問題和采取切實有效的對策是促進分布式發電發展的關鍵所在。
在現有管理和監管體制下，制訂者和執行者很難認識到分布式發電的價值，特別是對分布式發電的環境效益。建議電力體制改革最終形成的市場機制和規則應公平對待集中發電和分布式發電，分布式發電的環境效益等公共效益能以某種與電力市場協調的方式得以體現。在能源政策中提出能源資源合理利用的強制性要求。
（1）、當前最急迫的是在“能源法”、“電力法”等有關法律制定、修訂頒布之前，國家主管部門、監管部門應組織研究制定分布式能源系統的準入、運行標準，鼓勵分布式能源系統的建設、并網；
（2）、要選擇一批示范工程項目，明確其市場準入，總結建設、運行經驗，積極推廣；
（3）、加強對分布式能源系統的前景進行科學預測與規劃；
（4）、制訂分布式能源系統技術規范和用能標準，杜絕以建設分布式能源系統為名，建設國家明令禁止的小凝汽式發電機組。
2、研究制定分布式能源系統接網技術標準和費用標準。分布式能源系統需要和電網并網的，必須滿足并網的技術條件和規范，與電網企業簽定并網協議。需要向電網企業購售電的，與電網企業簽定購售電協議；
3、積極組織研究配電網的結構、分布式能源系統發電設備的特性，以及使用分布式能源系統給電力系統帶來的穩定問題、電壓問題、鐵磁諧振問題及技術保護措施等；
4、積極組織研究與分布式能源系統相適應的變頻技術、換流技術、濾波技術、繼電保護技術等涉及電力系統安全穩定運行的技術；
5、積極組織協調分布式能源系統設備的配套生產，實現國產化批量生產；
6、積極扶持為分布式能源系統規劃、設計、建設、運行、維護等服務的能源公司。
關鍵詞 能源價格；單位GDP能耗；能源比價；時變動態回歸模型；MCMC
中圖分類號 F407.2 文獻標識碼 A
文章編號 1002-2104(2012)02-0033-08 doi:10.3969/j.issn.1002-2104.2012.02.006
作為原油凈進口最多的發展中國家，國際原油價格的劇烈波動肯定會對中國的宏觀經濟發展造成巨大的沖擊，但資源類產品的價格完全由政府掌控，以至于國際原油價格的波動對中國經濟的沖擊在傳導過程中被逐漸削弱。故研究國內外能源價格的差異對中國宏觀經濟的影響將更具有實際意義。中國能源結構不合理，人均能源開采量及儲量有限，經濟的迅猛發展導致能源供需缺口加大、環境污染嚴重、經濟-資源-環境之間的矛盾十分突出。解決這些矛盾的關鍵就是制定合理的能源價格政策，但我國目前的能源價格體制仍存在較多問題，扭曲的能源價格不僅不利于能源的節約和環境保護，而且對我國的能源安全及經濟持續穩定的發展均會帶來很大的負面效應。通過價格杠桿來引導我國的能源消費，從環保需求及可持續發展的角度來推動能源的價格改革顯得尤為重要。
1 相關研究述評
由于能源在經濟發展中起到的重要戰略作用，使得越來越多的學者開始關注能源問題，其中最為重要的能源價格問題自然成為研究的熱點。對我國現階段來說，煤炭、電力、原油、天然氣是我國的基礎能源，在我國能源生產和消費中占有絕對的優勢比例，因此，我國能源價格體制現狀，也以上述能源品種為主。前人的報告和研究對于我國能源價格政策發展歷程、現狀、存在的問題及改革的思路進行了詳細的分析[1-8]。
從節能的角度來看，要想合理調整能源價格來達到節能的目的，首先要全面地分析影響能源強度的因素，在充分考慮其它影響因素的前提下，測算能源強度對能源價格波動的敏感度，進而為能源價格的調整策略提供合理的依據。歸結起來，除能源價格外，影響能源強度的因素主要有技術進步、能源結構、產業結構及工業結構等方面。
就技術進步影響來看，FisherVanden等采用中國2 500多家能源密集型大中型工業1997-1999年的面板數據，研究指出技術進步、結構調整和可能的統計誤差是中國能源強度下降的主要影響因素[9]。國內也有相當多的理論與實證研究與國外得出了類似的結果。齊志新等[10]應用拉氏因素分解法，對我國1980-2003年中國能源強度及1993-2003年工業部門能源強度下降的原因做了細致的分析，研究結果表明，技術進步在能源效率的提高方面起重要決定性作用。
能源結構的不合理，不但制約著能源工業本身，也制約著整個國民經濟的協調發展。美國、歐盟國家和日本在優化能源結構方面走在中國的前面，為中國提供了很多經驗和教訓。王端旭，石瑛分析了中國工業耗能結構的優化問題，在兩種假定的方案下，研究表明提高原油及天然氣的消耗比重，使得單位能耗平均降低3.2%和3.65%[11]。ZhiYong Han等利用中國1978-2003年的數據，分析了能源結構對能源效率、能源邊際效率及能源邊際替代率的影響效應[12]。
產業結構即構成國內生產總值組成各產業的比重。由于各產業的能耗指數相差較多，第二產業的能耗指數遠高于第一、三產業的能耗指數，故隨著產業結構的調整，綜合能耗指數必將受到影響[13]。因此，在中國單位GDP能耗建模與分析過程中也必須考慮到產業結構的影響。戴彥德，周伏秋等將所有因素(技術因素，最終需求因素等)對中國單位GDP能耗的影響效應歸結為產業結構的變動[14]。齊志新等研究認為影響能源強度的因素，除技術之外，還有產業結構、產業部門內的產品結構和增加值率[15]。
由于重工業的單位增加值能耗比輕工業高很多，重工業比例升高勢必會影響能源消費并導致單位GDP能耗上升，故工業結構也是中國單位GDP能耗建模與分析過程中必須考慮的因素。齊志新等應用因素分解方法，計算了1993-2005年工業部門內部輕重結構變化對能源消費和能源強度的影響，發現重工業比例每增加一個百分點，則能源消費增加約1 000萬t標煤;近幾年，重工業比例的增加對工業能源強度的影響很大[16]。
國內外一直有很多學者都很重視研究能源價格的調整對能耗強度的影響[17-18]。Birol和Keppler研究認為提高能源價格能夠改善能源效率，并降低能源強度[19]。Cornillie基于1992-1998的能源數據，運用PDM方法分析得出，中東歐和前蘇聯一些轉型經濟國家的能源價格是影響能源強度的重要因素[20]。Leiming H，Meizeng T參考FisherVanden的做法，利用中國1985-2004年以來的宏觀經濟及能源價格數據，研究中國能源價格對能源強度的影響，實證結果表明：提高能源價格可以降低能源強度[21]。
運用價格杠桿，從經濟利益上調動各方面的積極性，發展生產，提高效率，抑制過度需求，引導消費模式的轉變，將對促進國民經濟全面協調發展和能源行業本身的可持續發展起到積極作用。而目前國際金融危機導致的國際大宗商品價格大幅下跌，為國內放開資源要素價格，理順相對價格關系提供了一個絕好的機遇。本文首先定量分析了能源價格結構對我國能耗的影響；然后基于時變的回歸分析模型測算了能源強度相對能源價格的彈性系數及變化趨勢；同時，利用邊際機會成本理論和實物期權方法對各種能源的實際價值進行了估計；最后，根據本文的測算結果給出了相應的建議。
2 能源價格結構扭曲度影響單位GDP能耗
根據世界銀行對2 500家公司的實證研究結果，55%能源消費量的降低來自于價格因素(控制與調整)，17%來自研究與開發。由于能源是生產和消費的基本投入，故調整和制訂合理的能源價格體系，將為引導中國粗放型增長方式的轉變提供有利的條件。
在考慮產業結構及能源結構的基礎上，本文首先研究中國各能源價格及比價關系與國際水平的差距對能源強度的影響效應。
為了研究實際能源價格結構對中國能耗的影響，本文給出了能源價格絕對扭曲度及能源價格結構扭曲度的定義，定義如下：
定義一，假定能源商品N在A國的價格為x，在B國的價格為y，則A國的能源商品N的價格相對于B國的能源商品N的價格絕對扭曲度為：
dab=|y-x|/y if|y-x|＜y
1 if|y-x|≥y（1）
定義二，假定在同等條件下，能源商品N1在A國的價格為x1，在B國的價格為y1；能源商品N2在A國的價格為x2，在B國的價格為y2。若以能源商品N1為基準能源商品，則A國的能源商品N2與能源商品N1的價格比為：x2/x1∶1；同理，則B國的能源商品N2與能源商品N1的價格比為：y2/y1∶1；定義在以能源商品N1為基準能源商品的條件下，則A國的能源商品N2的價格相對于B國的能源商品N2的價格結構扭曲度為：
cdab=|y2/y1-x2/x1|/y2/y1 if|y2/y1-x2/x1|＜y2/y1
1if|y2/y1-x2/x1|≥y2/y1（2）
本文選取以下因素進行分析，變量名及字母表示如下：能源強度增長率（同比增長率）（Y0），第二產業比例（X1），煉焦煤價格結構扭曲度（原油為基準能源）（X2），柴油價格結構扭曲度（原油為基準能源）（X3），煉焦煤價格絕對扭曲度（X4），柴油價格絕對扭曲度（X5），原油價格絕對扭曲度（X6），煤炭消耗比重同比增加（X7），原油消耗比重同比增加（X8）。
其中能源強度（以1980年為基期）、產業結構（工業在國民經濟的比重）、煤的消耗比重及原油的消耗比重數據來自各年《中國統計年鑒》和《能源統計年鑒》。根據數據的可獲取性，本文將原油作為基準能源，以美國的能源價格為參照對象，考察煉焦煤價格、柴油價格、原油價格的絕對扭曲度和結構扭曲度對能源強度的影響。本文利用中國及美國1999-2005年的能源價格數據(數據來源：IEA；包括煉焦煤價格、商用柴油價格、原油價格)，中國能源商品價格絕對及結構扭曲度見表1。
根據以上的分析，利用1999-2005年的能源統計數據，本文得到變量間的相關系數見表2。
較低的煤炭價格及電力價格是絕大多數中國企業在成本方面的比較優勢。煤炭價格相對國際市場的偏低程度越大將會進一步促進第二產業比例的擴張，更加不利于產業結構優化及經濟增長方式的轉變，也會限制社會對原油、天然氣及可再生能源等清潔能源的使用。同時低煤炭價格會通過國際分工和國際貿易造成對外國消費者的間接能源補貼。中國外貿的粗放型特征使出口商品中低層次商品比例很高，其中很大一部分屬于資源密集型初級產品和低附加值、低技術含量的工業制成品。因此，在煤炭價格相對偏低的情況下，出口增長是以資源消耗和環境污染為代價的。同理，相對較低的成品油價格，也容易誤導消費及生產行為，不利于我國節能減排及能源供應安全。
能源價格的絕對扭曲度對能耗增長率的影響不大，尤其是煤炭、成品油價格的絕對扭曲度對能耗增長率的影響非常小（X4、X5同Y0的相關系數分別為-0.091 56和0.062 256）。而原油價格的絕對扭曲度卻對能耗增長率的影響很大，且起到降低能耗強度增長率的作用（見圖2），主要是因為相對參照國來說中國的原油價格是偏低的，所以中國原油價格越低則價格的絕對扭曲度越大，但偏低的原油價格使得中國的煉焦煤及柴油相對原油的價格比向正常值靠近，進而降低中國的能源價格結構扭曲度（X6同X2、X3的強負相關性）。
綜上，由表2的數據，中國要解決能耗強度過高的問題，當務之急是先調控能源的價格結構，聯動的能源商品比價關系相對單種能源價格的國際接軌更為迫切。由圖2可見，中國的原油價格絕對扭曲度是平穩的波動，即中國的原油價格與國際接軌情況很理想，2003年的國內原油價格還高于國際價格，而且有上升的趨勢。說明中國在促使國內原油市場價格與國際接軌的同時，對其它能源價格的聯動調整重視不夠，導致中國的能源價格結構嚴重扭曲，能耗居高難下。
節能減排一方面需要政府進行推動，另一方面，能源價格的理順至關重要。只有能源價格回歸至正常水平，微觀層面才有動力真正落實節能減排的有關政策，進行節能減排才具有經濟意義。但是在考慮能源結構等其它相關因素的前提下，國內的能源價格對能源消耗強度的影響作用到底是怎樣的？每單位不同品種的能源價格變動對能源強度的影響是多少？合理的分析和測算能源強度對的各能源品種敏感度，是進一步給出制訂能源價格政策的理論基礎。為此課題組必須充分地從定性及定量的角度來分析能源價格變動的依據及基礎。
3 能源價格對單位GDP能耗的影響效應變化趨勢
能源價格因其對產品成本的影響而進一步成為影響能源強度中的一個重要變量。能源價格體系不合理將不能充分地發揮價格的經濟杠桿作用。煤炭、電力、原油是我國的基礎能源，構成了我國能源生產和消費的主體，因此，我國能源價格體制現狀，也以上述能源品種為主。
從節能的角度來看，城鎮化建設、居民消費水平的提高也均對能源的消耗強度產生直接或間接的影響。首先選取了能源結構（本文采用煤炭和原油在一次能源消費中所占的比重）、產業結構、工業結構、技術進步、能源價格，城鎮化水平、居民消費水平、人均生活能源消費水平的數據來觀察它們與能耗強度的變動關系，并進行下一步的因素篩選。
在指標的選取方面，由于第三產業的增長有利于能源強度的下降，故本文選取第三產業的比重表示產業結構。而重工業是中國傳統的能源消費行業，用重工業在工業中所占的比重表示工業結構。另外，用煤炭、原油和電力各自的出廠價格指數（1980年為基準年，1980-2007年的數據）代替能源價格。城鎮化水平(用城市居民人口的比例)、居民消費水平(用全體居民的消費水平指數表示)、人均生活能源消費水平(用人均生活能源消費量來表示)及以上所有變量的數據均直接取自歷年《中國統計年鑒》。
由于很多變量間的信息重復，比如城鎮化水平與第三產業比例的相關性很嚴重，經過檢驗篩選，最終確定FDI占每年固定投資的比例（X6）、城鎮化水平（X2）、煤炭工業品出廠價格指數（X4）、電力工業品出廠價格指數（X3）、原油工業品出廠價格指數（X5）、煤炭消費比例為解釋變量（X1），單位GDP能耗（y）(以1980不變價測算)為因變量。在以上分析的基礎上，用回歸分析測算能源強度對能源價格變動的敏感度。測算結果見表3。
其中，各個回歸系數代表能源強度對各個變量的彈性系數，除原油工業出廠價格指數外，均顯著通過檢驗。但由于不同時間區間有不同的政策出現或其他不確定性因素的影響，能源強度對各影響因素的彈性應該是不一樣的，下面將基于動態Bayes回歸理論來建立時變系數回歸模型，由于模型的高度非線性，所以沒有對考察變量的平穩性要求，可以直接進行編程估計和分析。
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)
由于普通的算法很難對時變動態模型進行估計，再加上數據量獲取的限制，本文采用MCMC算法對所建模型進行估計。為達到收斂性和正態性檢驗的要求，共抽樣50 000次，將前20 000次作為訓練樣本，后30 000次作為估計樣本得到各待估參數的估計。為了清楚地顯示能源
消耗強度對能源結構、城鎮化水平、FDI及各種能源價格變動的彈性變動，本文給出了各時變彈性系數的時點圖，并利用HP濾波方法對各原始圖進行了濾波估計，得到了各彈性系數的趨勢圖及波動特征。
圖3 能源結構調整對能源強度的影響趨勢
Fig.3 The trend of effect of energy structure
adjustment on energy intensity
圖3中的HPTREND01給出了能源強度對能源結構變動的彈性變動趨勢，由圖可見，能源結構的調整對能源消費強度的提高起很大的推進作用，煤炭的消費比例每降低一個百分點，單位GDP能耗上升幅度均在1.5個百分點以上，2007年單位GDP能耗相對煤耗比例的彈性比1997年降低大約0.06，從1997年開始能源結構調整對能耗強度下降的作用在逐年降低，不過效果依然較大，而且現在又有回升的趨勢，故能源消費結構的調整是節能中的重中之重。
圖4中的HPTREND02反映了城鎮化水平對單位GDP能耗的影響趨勢。由圖4可見，城鎮化水平對能耗強度的影響效應極為顯著。這是因為城鎮化所帶來的居住、生活和消費方式等方面的變化肯定涉及到很多的能源問題，例如在能源需求方面，城市居民人均商品能源消費遠遠高于農村，并且清潔能源消費占比加大，1999 年，農村居民人均生活用能相當于城市人均的40%，城鎮化促進了商品能源的消費需求。故從表面看，城鎮化應該是加速了能源的消費量增速進而加大單位GDP能耗的增長。事實上，如果從產業結構優化的方面來看，經測算，城鎮化同第三產業占比的相關系數達到了0.92，同清潔能源消費
圖4 城鎮化對單位GDP能耗的影響趨勢
Fig.4 The effect trend of urbanization on per
unit GDP energy consumption
圖5 電力價格變化對單位GDP能耗的影響趨勢
Fig.5 The trend of effect of change in power price
on per unit GDP energy consumption
比例的相關系數也達到了0.91，故城鎮化同產業結構的優化密切相關[22]，但我國第三產業的發展遲緩趨勢影響了城鎮化的發展。故推進產業結構優化，促進城鎮化也是節能政策不可忽略的方面。
從圖5中的HPTREND03反映了電力價格變化對單位GDP能耗的影響趨勢，2004年后電力價格的節能邊際效應有逐漸減弱的趨勢，但在本文考察的所有能源品種中，能源強度對電力價格變動的彈性效應一直以來都是最大。主要因為能源之間的替代效應，近年來，一次能源價格居高不下，而電力價格卻一直保持穩定的低價狀態，而且差別電價的幅度也未及時作出調整，加大了替代電力的使用量，故電價變動對能源強度的影響最為顯著。2003年后，一系列電力政策的頒布對推動節能降耗產生了很積極的作用，尤其在2007年由國家發展改革委、財政部、國家電監會聯合的“關于進一步貫徹落實差別電價政策有關問題的通知”對電力價格的節能減排作用作了專門的強調，規定對高耗能企業進行逐個甄別，將其區分為允許鼓勵類、限制類和淘汰類企業，并將差別電價的收入用于支持當地經濟結構調整和節能減排工作，取消對高耗能企業的優惠電價政策促進差別電價政策和節能減排措施的實施。這些政策的實施進一步的提高了使用電價，加大了
圖6 煤炭價格變化對單位GDP能耗的影響趨勢
Fig.6 The effect trend of coal price changing on per
unit GDP energy consumption
節能降耗的力度，但邊際效應在逐年下降。
由圖6中的HPTREND04反映了煤炭價格變化對單位GDP能耗的影響趨勢。由圖6，煤炭價格對節能減排的負面效應自1996年開始逐漸增強。這是因為，煤炭開采和洗選業本身就是高耗能、高污染行業，國家發改委、國家環保總局在2007年就印發了《關于煤炭工業節能減排工作意見的通知》，用45條意見作出全面部署，以保證到“十一五”末，煤炭企業單位GDP能耗比2005年降低20％、二氧化硫排放量控制在規定范圍內的規劃目標。自1992年煤炭價格逐步市場化，經濟的持續高速增長也帶動了能源消費的加速增長，需求的拉動致使煤炭價格不斷上升，而占煤炭總量70%以上的電煤價格在國家的控制下也會隨著市場的變化而不斷增加；同時 “從量計征”的資源稅長期偏低，導致煤碳能源被大量不合理的開采，各種能耗及浪費極高、污染極大、安全性較差的小煤窯遍地開花，可能耗及污染卻從來不會引起這些獲得巨大利潤的煤礦主的注意和關心。同時煤電價格聯動受到制約，電力價格并不隨所消耗煤炭成本的增長而增長，電力相對價格低廉使得高耗能的用電企業有利可圖，投資力度不斷加大，不斷增加未來能耗的“鎖定效應”，故煤炭價格的逐漸市場化并沒有對節能減排起到應有的積極作用。故合理的推行煤電聯動是實現節能降耗目標的重要前提。
由圖7中的HPTREND05的趨勢數據(反映原油價格變化對單位GDP能耗的影響趨勢)來看，原油價格對能源強度的影響效應要分段進行研究，2003年后原油價格的上升才對節能減排起到應有的積極作用，而且邊際效應逐年加大。這由于是因為我國的成品油價格仍由國家價格主管部門指導定價，2002年商用柴油價格僅上漲1%，隨著市場化程度地加大，2003、2004、2005年我商用柴油價格分別上漲10.93%、20%、20.15%，使得原油價格的上漲開始逐漸傳導到下游領域，對節能減排在一定程度上開始起到積極作用，其影響強度也隨著市場化程度的加強而逐年上升。
4 結論及啟示
通過定性與定量的分析，本文測算了能源價格、價值及其結構的變動對單位GDP能耗的影響，在此基礎上給出政策建議。具體的結論如下：
4.1 我國各能源產品間比價的合理優化比單種能源產品價格的國際接軌對能耗的降低作用更為顯著
能源價格的市場化改革并與國際接軌是需要一定條件的，不能急于求成，要市場機制發揮有效的作用，需要充分的競爭和明晰的產權。而對于中國的資源市場來說，市場的不完備性是非常普遍的。但也不能坐視不管，循序漸進地從根本上實現國內外能源市場的接軌。
因此，政府在堅持能源價格市場化改革取向的同時，需要慎重考慮能源市場發育不夠，市場規則不健全，市場秩序較亂及不同利益主體間的成本分擔問題。不能單純的通過提高能源價格水平來調節供求。如果保持資源行業壟斷體制不變而單純提高資源價格，則公眾將成為改革代價的主要承擔者。
相比國際市場的能源比價結構，我國的能源比價結構(尤其是煤炭與原油比價，成品油與原油比價)對能耗強度的增長起著很大的促進作用，即中國能源商品價格結構的扭曲度提高了中國的能耗強度，促進了第二產業的增長。相對較低的煤炭價格極大地促進了煤炭消耗比例的增長，降低了原油的消費比例。而相對原油價格來說，偏低的成品油價格會降低煉油企業的積極性，導致“油荒”等現象出現，也會使得原油的消費比例下降。
相比國際能源市場價格，我國單個品種的能源價格對能耗增長率的影響不大，尤其是煤炭、成品油價格相對國際價格的低廉對能耗增長率的影響卻不是很大。總之，中國要解決能耗強度過高的問題，當務之急是先調控能源的價格結構，能源比價關系的調整相對單種能源價格的國際接軌更為重要。
4.2 能源價格的變動對單位GDP能耗的影響效應具有顯著的時變特征
電力價格的提高對單位GDP能耗的降低具有很大推進作用。2004年后電力價格的變動對節能的影響效應雖然開始逐漸降低，但節能的效果仍很顯著，在考察的三種一次能源品種中，電力價格的變動對能耗強度的影響最大。2003年后，一系列電力政策的頒布對推動節能降耗產生了很積極的作用，這些政策的實施進一步地提高了使用電價，加大了節能降耗的力度，但電力價格變化對單位GDP能耗的影響邊際效應在逐年下降。
從1996年開始煤炭價格的提高對單位GDP能耗上升的影響效應愈發顯著。經濟的高速增長帶動能源消費量的加速增長，需求的拉動使得煤炭價格不斷上升，利潤的驅使及“從量計征”的資源稅偏低導致煤炭資源被大量不合理的開采。同時煤電價格聯動受到煤電雙方價格市場化程度不同及政策帶來的制約，使得煤炭價格的變化并不能迅速的反映在電力價格的變動上，相對低廉的電力價格使得高耗能的用電企業有利可圖，重工業投資力度加大，能耗增加。
在不同的時間點，原油價格的變動對能耗降低的貢獻是不同的，且波動較大，但是原油價格的提高對單位GDP能耗的影響在不同的時間段有不同的作用，有時助推能耗上漲，有時卻對能耗的降低起積極作用，但相對煤炭及電力價格來說，原油價格的影響效應最小。從原油價格變化對單位GDP能耗的影響趨勢來看，2002年以前原油價格的上升對能源強度的上升起助推作用，2003年后原油價格的上升起降低能耗的作用，而且作用強度逐年加大。
中國能源價格市場化建設是節能政策的一個關鍵組成部分，只有將中國市場的能源價格與全球價格體系銜接起來，中國市場才會融入全球供需體制，中國的需求才會形成“低谷效應”，中國急缺的原油、天然氣等能源才會源源不斷地流向中國，資源的稀缺性才能得到正確的反映，節能降耗的動力才能產生。所以說價格機制的改革是中國能源安全和節能政策順利實施的必要保障，也是中國實現現代化必須面對的問題。本文測算了不同時期能源價格的變動對能耗強度的影響大小，據此可根據能源強度對能源價格的彈性系數作為對能源價格調節的依據。
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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
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Abstract
