趸售电价机制研究
福建省物价局关于调整宁德市趸售县电网销售电价的通知-闽价商[2010]75号
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福建省物价局关于调整宁德市趸售县电网销售电价的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 福建省物价局关于调整宁德市趸售县电网销售电价的通知（闽价商〔2010〕75号）宁德市物价局：根据《国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知》（发改价格［2009］2924号）和《关于开展趸售县电网电价疏导测算工作的通知》（闽价商［2009］428号）的精神，为合理疏导趸售县电网企业的电价矛盾，理顺电网电价结构和县域间差价，进一步推进全省城乡用电同价，决定适当调整宁德市各趸售县电网企业的销售电价，现就有关事项通知如下：一、适当调整非居民照明、商业、非工业普通工业和大工业等用电价格，各趸售县电网销售电价详见附件1至附件8。
二、适当提高大工业用电基本电价。
大工业用电基本电价按变压器容量计价的调整为24元/千伏安·月，按照最大需量计价的调整为36元/千瓦·月。
三、适当扩大电压等级差价。
用电电压等级差价从每千瓦时1.5分钱扩大到每千瓦时2分钱。
四、不再执行现行的互抵电量不结算政策。
五、以上电价调整自2010年3月25日起执行。
电网用电户2010年3月25日及以后的用电量，可按对应抄表周期内日平均用电量乘以应执行调整后电价的天数确定。
六、全省农业生产用电实行同价，种植养殖业生产用电执行农业生产用电价格，为保持平稳过渡，部分趸售县电网农业生产用电（除农业排灌用电外）实行过渡电价，具体过渡时间及执行价格详见附件9。
七、统一趸售电价改为差别趸售电价，具体各县的趸售电价水平另行下发。
八、各级价格主管部门、各趸售县电网企业要认真贯彻落实此次调价工作的各项措施。
趸售电价结算方式研究及建议——以S省供电公司为例
趸售电价结算方式研究及建议——以S省供电公司为例丁杨;尉博旭【摘要】2014年S省趸售电价政策改革实施后,使得用户市场更加清晰,减少甚至杜绝了二次竞争的发生,确保了年平均趸售电价稳步提高,实现国电、地电双方合作共赢.但是通过考察和分析发现仍有不足之处:国网省公司和地电公司在电费结算方面仍存在不及时现象;趸售增量有待进一步调整;市场化改革不彻底和缺乏相应的配套措施等.建议规范监管模式,合理调整趸售增量电量的分成模式,宏观统筹优化趸售电价方案,优化国家电网对地方供电公司趸售电费结算,优化小水电上网电价问题,进而增强两网融合,从根本解决趸售问题.【期刊名称】《吉林化工学院学报》【年(卷),期】2017(034)001【总页数】5页(P63-67)【关键词】趸售;电价结算;分成模式;两网融合【作者】丁杨;尉博旭【作者单位】国网大连供电公司,辽宁大连116000;国网大连供电公司,辽宁大连116000【正文语种】中文【中图分类】TM73电力在能源系统中具有举足轻重的基础性作用，电网在电力生产、运输、供应、消费过程中处于中枢地位，电价改革是电网企业最重要的利益调整主体[1-2].因此，如何制定和调整电价政策才能合理协调国家和地方电网的利益诉求，并平稳的解决双方的利益矛盾冲突，最终实现合作共赢，这是促进电网改进管理、提高经营效率、增强市场竞争能力和降低电价改革成本、减少电价改革阻力的关键.由于S省的电网格局与全国大部分地区略有不同[3]，所以本文以S省为研究课题，对S省实施趸售的基本情况进行分析，找出趸售模式下的问题所在，并提出解决建议，为趸售模式在全国的应用贡献一份力量.1.1 S省电网趸售局的基本情况目前，S省趸售县数量共计57个，分布于省电力公司下属地级子公司(为延续历史称谓在下文中被称为地方趸售局)范围内，从趸售县的数量来看，国网咸阳供电公司和国网延安供电公司所包含的趸售县最多(10个)，其次为国网安康供电公司(9个)、国网宝鸡供电公司(8个).趸售局在S电网供电区域内具有分布广且较均匀，趸售县占全省总县数的70%以上，这为S省实施和调整趸售电价政策奠定了基础.在这个过程中，对趸售政策实施的过程以及趸售核算流程进行实时监管和正确引导变的尤为关键和重要.1.2 现行趸售电价结算模式为充分发挥S省电网资源综合利用效率，理顺省内趸售电价机制，根据S省物价局文件规定，现行趸售结算电价如下：(1) Y地区，国网省电力公司对省地方电力公司110千伏、35千伏、10千伏供电综合结算电价为每千瓦时0.435 3元.(2) 其他地区，将现行趸售电价改为按照存量和增量分别确定综合趸售价.存量电量按照2012年趸售电量130亿千瓦时为基数，各电压等级总和趸售电价为每千瓦时0.388 8元；增量电量以实际趸售电量减去2012年基数电量确定，各电压等级综合趸售价位每千瓦时0.453 5元/kWh.(3) 以上价格均不含政府性基金、附加及代征费用，政府性基金、附加及代征费用由省地方电力公司按照征收范围和到户电量据实收取后，随购电费一并上交省电力公司统一代缴.其中文件还规定：农村电网维护费存量电量130亿千瓦时按照每千瓦时0.016 5元由国网省电力公司向省地方电力公司返还，增量电量不返还.1.3 S省现行趸售电价结算情况现S省趸售电价结算暂时由S省电力公司市供电局与省地电公司趸售县局联合进行，以2012年双方公司趸售结算电量130亿千瓦时作为存量基数电量，实行“一县一年一基数”(过渡期)或“一市一年一基数”(市供电局(公司)对市供电分公司)，电费计算遵循“月结算，季平衡、年清算”原则，存量电价执行全省统一电价0.388 8元/千瓦时.(1) 月结算趸售存量：将趸售县局(市供电分公司)年基数电量的十二分之一，作为月基数电量.若趸售县局(市供电分公司)当月抄见电量小于或等于月基数电量，则该趸售县局(市供电分公司)当月存量结算电量取抄见电量；若当月抄见电量大于月基数电量，则该县局(市供电分公司)当月存量结算电量取月基数电量.趸售增量：若趸售县局(市供电分公司)当月抄见电量大于其对应月的基数电量，则超出部门作为增量电量结算，增量结算电价实行全省统一价0.453 5元/千瓦时. 趸售当月电费=存量电费+增量电费.(2) 季平衡为避免电量变化幅度过大，而每月按照相同技术电量结算所造成的现金流不平衡等问题，每季度对技术电量指标进行一次平衡.季末由市供电局(公司)按照“每季度存量结算电量不少于年基数电量四分之一”的原则，将本季各月未结算的基础电量指标全部调整至季末最后一个月，然后按照月结算规则对当月电费进行核算. (3) 年清算每年12月市供电局(公司)按照年基数电量指标进行清算，将各趸售县当年1～12月抄见电量与年基数电量进行比较，基数内电量按照存量电价结算，超出技术部分按照增量电价结算，形成该趸售县局年电费.年电费与1～11月已经结算正常电费的差额，作为12月当月电费.趸售存量和增量电量综合趸售电价均不含政府性基金、附加及代征费用.政府性基金、附加及代征费用由各趸售县局按照征收范围和到户售电量据实收取后，随购电费一并上交各市供电局(公司)，并提供清单，由省电力公司统一代收.由于历史原因导致的省电力公司与地电公司在供电营业区划分、客户争夺、用电分类结构、电费结算等问题上长期形成“对峙”，矛盾突出，致使地电趸售局与省电力公司所属各局在业务联系等方面逐渐疏远，供电发展与市场销售结算呈不和谐状态，给日常业务处理带来诸多困难和问题.主要体现在以下方面：2.1 趸售用电结构信息失真现象较为普遍首先，省电力公司在用电稽查时经常会因为地电公司配合不到位而无法获得完整、真实的资料，有个别资料难以判断真假，使电量结构稽查工作受阻或流于形式. 其次，地电公司某些分公司成立运营后与省电力公司未签订供电协议，导致电费结算主体发生变更，将原先由趸售县局分别向省电力公司交纳电费的方式更改为由某一供电分公司统一交纳趸售电费.这就导致自行缴费和委托缴费现象并存，这种方式影响了省电力公司正常的生产经营工作秩序，给电费回收工作带来混乱，并容易造成电费拖欠.另外，S电网原来的管理体制和趸售模式，决定了趸售电价执行的主动权实际上掌握在趸售县地电公司手中.当月趸售电价的高低取决于趸售局提供的自销电量分类结构，省电力公司抄表人员只能现场抄到趸售关口用电量，却不能确定趸售用电结构.由于各用电分类之间的电价差较大，趸售县电力局处于自身利益考虑，经常会有上报售电分类与实际售电分类不符的情况发生，使趸售电价执行大打折扣，无法执行到位，从而导致趸售电费收入流失.2.2 电力市场发展因地区经济增长差异而失衡近年来，S省各地经济发展取得了长足发展，但地区差异仍然存在，表现在用电量上极不均衡.经济增长快的地区，往往用电量较大，大客户较多.虽然营业范围已经做了较为明晰的划分和规定，但是省电力公司与地电公司客户交叉情况仍然存在，严重影响了省电力公司对趸售管理工作的正常开展.2.3 地方小水电站的管理模式不利于趸售电价结算一是网间电量供应有时出现倒供情况.趸售县收购的富裕小水电量倒送大网的电量结算，物价部门要求倒送电量全额以现行小水电上网电价标准结算,省电力公司价格主管部门则不同意抵扣结算，存在政策争议.二是趸售县以自购小水电量为由，在上报的销售报表中有选择的扣减自购电量，导致趸售结构失真，对趸售电量结算产生了较大影响.2.4 采用功率因数计量存在一定争议历史环境下，省内仍存在对趸售户执行功率因数调整电费的地区，并依照S省电力公司趸售工作的相关规定，遵照SG186系统上线要求，将趸售户的每一趸售关口计量点拆分为一户，趸售电度电费按每一趸售关口电量分别计算，各关口分类电量依据趸售户上报的销售电量结构比例计算，功率因数按每一趸售关口电能计量装置记录的有功、无功电量按月分别计算，并按0.85的功率因数标准执行全部用电分类的力率调整电费.该地区的3个趸售县各趸售馈路功率因数较高，每月减收电费14万元左右，严重降低该地区的平均电价，这种做法也受到了国家电监会有关专家的质疑.2.5 电价核定与结算方式因地而异有利有弊全省的趸售电价核定方式包括“一县一价”、“按用户核价”、“按线路核价”等.趸售电价的结算方式包括“分次划拨”、“按月核价”、“按年核价”等.趸售电价采用一县一价，必须完善趸售电价稽核工作，全面掌握趸售用户的用电信息，确定准确的用电结构，确保趸售电价执行准确到位.按月核价，需要每月及时核实趸售县局上报的售电分类结构是否真实，防止趸售县按月调整报表结构、操控趸售单价的错误做法；按年核价则不能及时反映趸售县大的售电结构变化对趸售单价的影响.3.1 规范监管模式，实现趸售监管规范化和制度化监管趸售活动是保证S省电网安全运行的有效保障.为化解两网之间多年累积的矛盾，协调多方工作，建议成立由政府部门牵头组成包括政府部门、省电力公司和地电公司多方组成的趸售管理工作小组，从配网安全运行、用电营销等业务环节开展工作，负责组织开展趸售销售分析，开展趸售结算方式调整方案等方面的工作.首先，国电和地电必须接受监管，履行监管义务，每月按照要求上报所要求的相关数据，并接受质疑；其次，趸售监管过程要公开、公正、透明，同时在供电公司内形成明文规定，使监管模式制度化和程序化，明确监管范围和监管时间，梳理监管流程，按照“提前预约——接受审核——定期发送——接受监管”的程序逐步实施；最后，应致力于构建多方共赢的趸售协商机制，以商谈的模式解决分歧，以此来更好地保障S省的电网安全、和谐运行和发展[4].3.2 与时俱进，合理调整趸售增量电量的分成模式通过省电力公司与地电公司签订实施战略合作协议，规定按照“保持存量，增量分成”的原则进行结算结算，存量按照2012年各电压等级趸售电量130亿千瓦时为基数，基数存量在一定程度上保证了各方的发电成本，增量是基于双方电网资产对电网环节价差的分成，该原则的确定使得省电力公司让出部分市场，获得一定的经济效益，地电公司让出部分利益，获得一定的市场效益，有利于其长远发展，保障地电壮大的需要，以此维护双方的利益，实现合作共赢，同时，满足当地经济发展需要，减少政府协调压力.但是在市场化进程过程中电力体制改革使电力生产厂商从一个“价格接受者”变为可以通过价格策略来影响市场价格的市场参与者，所以增量部分电价要充分结合市场因素的影响，同时根据具体增量电量情况，同时保障地电公司发展的活力，构建趸售增量的阶梯式分成模式成为一个新的选择.3.3 顺应电力市场化改革，宏观统筹优化趸售电价方案在电力市场改革的征程中，国网公司的配售部门和地电公司不可避免的向售电公司转变，一些新的售电公司也不可避免的出现，趸售的主体由两方变成了三方甚至多方，趸售电价方案的制定会更加复杂.售电公司通过双边和集中交易购买电能，并将电能售卖给终端用户，因此，售电公司不仅需要面临集中交易价格的波动，还将面临用户需求电量变化以及用户市场份额可能出现的波动，售电公司面临购、售电交易的双重波动，将面临更大的市场风险.售电市场的开放，使得电力市场主体和职能发生转变，售电公司作为开放的电力零售市场中的售电主体，其面临的市场环境复杂多变，而要保持其活力实现多方共赢，宏观统筹、与时俱进的趸售电价的定价机制的出现不可避免.3.4 统筹小水电上网电价问题，完善趸售结算制度小水电上网问题实际上也是趸售问题，必须随着趸售问题一起解决.电网企业应认真落实《节能发电调度办法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等规定，优先调度小水电站全额发电上网.S省地电公司所属趸售县水电站富裕上网电量需送省电力公司电网的，应采取有效措施予以接纳并全额收购.各级电力调度部门应合理安排运行方式，积极促进小水电电量全额收购，不得发生非正常弃水，并向小水电企业下达发电曲线或相关调度指令.小水电企业应严格按照调度部门要求发电，对违反调度规定的按《电网调度管理条例》相关规定处理，电网企业不得以其他名义对小水电企业进行考核.趸售县水电站富裕上网电量送省电力公司所属电网的上网电价，以及地电公司所属趸售县水电上网电价均应严格按照《S省物价局关于调整S电网电力价格的通知》规定执行，以后电价调整时按照新规定执行.3.5 增强两网融合，从根本上解决趸售问题趸售政策的存在是历史遗留问题的延续，并不利于供电企业的长远发展，主要表现在以下两个方面：一是影响供购电公司正常运营.趸售企业与购电方在电力系统当中分别属于不同的电网公司，趸售企业限于制度等方面的限制，根本不能直接从购电方获得真实的使用数据，购电方从售电方购电也必然会受到售电方的限制.二是影响电网运行的安全性.趸售电价的存在，仅仅是用电表将大电网和小电网连接起来，从运行安全的角度看，小电网供电企业在资金和技术等方面落后于大电网公司，在配电线路建设上很难达到高标准、严要求，对安全生产造成较大的影响.随着经济的发展，实行单纯趸售政策亦不是长久之道，两网合并才是治本之策，两网合并将对减少业务环节，优化趸售相关部门的业务流程，提升财务信息公开性，提升运营效率，降低居民电价成本，提高居民生活质量具有极大地促进作用.但是实现两网合并需要进行长期的规划、详尽的安排，绝不能一蹴而就，并在过程中实现省电力公司与地电公司的和谐共赢的结果.S省电力公司与地电公司本着“服务大局、营造和谐、尊重历史、面向未来、坚持协商、互惠互利、团结一致、共谋发展”的原则达成战略合作协议，将以上建议应用到实际电价的趸售模式中，经实践证明，取得了良好的经济效益和社会效益.简化了电费结算过程中的业务流程和复杂的交接手续，使得趸售电费结算更加透明、公正、公开和规范，信息公开性的增强，也更加便于政府统一监管.既保证国家电网的电费回收效率，又保证地方电网的经济利益，提升双方满意度，实现互利共赢.【相关文献】[1] 冯永晟.纵向结构的配置效率与中国电力体制改革[J].财贸经济,2014(7):128-137.[2] 曾鸣,许子智,王江波,等.实时电价用户比例增加对电力市场经济效率的影响[J].电网技术,2010(6):82-86.[3] 国网陕西省电力公司课题组.国家电网和地方电网价格协调平衡政策研究[J].价格理论与实践,2016(4):49-52.[4] 冯永晟.电力产业的纵向经济与电力体制改革[J].财贸经济,2010(6):127-133+136.[5] 吴至复,曾鸣.符合国情的统一开放的电力市场体系研究[J].电网技术,2007(10):74-78.。
趸售电费率问题回答
趸售电费率中国的趸售电费率是指所有用户均按照统一电价计算电费，而不考虑他们的用电量及时间。
这种电费计价方式被认为是最简单的，在中国现代化城市化进程中，最初采用了趸售电费率。
在早期的经济技术水平较低的阶段，这种定价方式是较为合理的选择。
但随着中国经济技术的不断发展，趸售电费率的不足也逐渐显露出来。
趸售电费率的弊端主要在于它不能有效地激励用户节约用电。
按统一电价计算的电费并没有充分地反映电力供需之间的关系。
举例来说，对于某些在用电高峰期间用电量相对较大的用户来说，相对于那些仅在低用电期间用电的用户，他们应该承担更多的电费负担。
这种情况下，趸售电费率的计价方式显然不能满足这个需求。
因此，中国于2003年开始实施分时电价计费政策。
与趸售电费率相比，分时电价具有更大的灵活性和差异性。
分时电价是指不同时间段的电价有所不同，这种计价方式能够反映电力供需之间的实际关系，也可以为消费者提供更多的选择和优惠。
如今，分时电价已经在中国的一些城市得到了广泛的应用。
根据分时电价计费政策，电力供应商同时向消费者收取不同时间段的不同价格。
例如，在峰值时段，电价相对较高；而在谷值时段，电价则相对较低。
这种电费计价方式能够有效地促进用户节约用电，使得电力供求之间更加平衡，同时也为能源节约减排做出了贡献。
总的来说，虽然分时电价计费政策相对于趸售电费率而言更为复杂，但分时电价具有更大的灵活性和差异性，能够更好地反映电力供需之间的实际关系，也能够提供更多优惠和选择，为消费者节约用电提供了新的契机。
因此，趸售电费率正在被逐渐淘汰，分时电价成为了中国电费计价的重要方式。
电力行业的电力市场市场化交易机制研究
电力行业的电力市场市场化交易机制研究随着能源需求的不断增长以及对能源资源的竞争日益激烈，电力市场的发展和电力市场化交易机制的研究变得越来越重要。
电力市场市场化交易机制是指通过市场化的方式进行电力交易，包括市场结构、市场规则、市场参与者和市场操作等方面的研究。
本文将对电力行业的电力市场市场化交易机制进行探讨。
一、电力市场市场化交易机制的定义及意义电力市场市场化交易机制是指以市场为基础，通过市场竞争和价格机制调节电力供需关系、优化资源配置等方面，实现电力交易的机制。
电力市场市场化交易机制的研究具有以下意义：1. 促进电力资源优化配置。
通过市场化的机制，可以让供需双方自主决策，优化电力资源的配置，提高电力资源的利用效率。
2. 提高电力市场的竞争性。
市场化交易机制可以引入竞争因素，降低市场垄断度，推动市场的竞争性，促进市场的发展和进步。
3. 降低电力交易成本。
电力市场化交易机制可以简化交易流程，提高交易效率，降低交易成本。
二、电力市场的基本特征电力市场具有以下基本特征：1. 多个参与主体。
电力市场中有多个电力供应商和电力需求方，通过市场交易来完成电力供需关系的调节。
2. 多种交易方式。
电力市场中的交易方式多种多样，包括现货交易、长期合同、竞标交易等，以满足不同参与主体的需求。
3. 信息的不对称性。
电力市场中，供需双方的信息不对称，这需要建立相应的信息披露机制，提高市场的透明度。
三、电力市场市场化交易机制的基本原则电力市场市场化交易机制应遵循以下基本原则：1. 公平竞争原则。
电力市场应保持公平竞争的环境，鼓励市场参与者进行竞争性交易。
2. 公开透明原则。
电力市场的交易应该公开透明，提高市场参与者对市场信息的了解。
3. 风险分担原则。
电力市场交易中的风险应通过合理的方式进行分担，以减少参与主体的风险。
四、电力市场市场化交易机制的实施路径要实施有效的电力市场市场化交易机制，可以按照以下路径进行：1. 建立电力市场监管机构。
电力行业的电价形成与定价机制
电力行业的电价形成与定价机制电力是现代社会发展的基础能源之一，电价作为电力行业的重要组成部分，关乎着能源资源的配置、经济发展和社会生活的稳定。
而电价的形成与定价机制则是影响电力市场运行的重要因素之一。
本文将探讨电力行业电价的形成过程，以及不同国家和地区的电价定价机制，旨在深入了解电力行业的电价问题。
一、电价形成过程电价的形成是一个复杂的过程，涉及到一系列因素的综合考量，下面将从供给侧和需求侧两个角度来探讨电价的形成过程。
（一）供给侧的影响因素1. 燃料成本：电力行业的燃料成本直接影响着发电成本，进而影响电价的形成。
煤炭、天然气、石油等能源资源的价格波动会直接影响到电力企业的经营成本，从而对电价产生影响。
2. 发电设备成本：发电设备的购置、运营和维护成本也是决定电价的重要因素之一。
不同类型的发电设备，如火力发电、核能发电、风能发电等，其成本存在较大差异，进而影响了电力的生产成本和电价的定价。
3. 基础设施投资：电力行业需要大量的基础设施投资，如电网建设、输变电设备等。
这些投资往往需要从电价中回收，因此电力行业基础设施的投资水平也是决定电价的一个重要因素。
（二）需求侧的影响因素1. 经济发展水平：经济发展水平是影响电力需求的重要因素之一。
随着经济的发展，人们对电力的需求也会不断增加，这将会对电价产生一定的推动作用。
2. 人口规模和消费习惯：人口规模的增加和消费习惯的改变都会对电力需求产生影响。
例如，人口规模庞大的地区电力需求较大，消费习惯偏向高耗电电器的地区同样会对电力需求产生影响，从而影响电价的形成。
3. 政策环境和监管层面：政府的相关政策和监管措施对电力需求和电价的形成有着重要的影响。
如政府对可再生能源的倡导和支持会使得这类能源的电价较低，从而推动电力行业的发展和电价的形成。
二、不同地区的电价定价机制不同国家和地区的电力行业存在着不同的电价定价机制，下面将以中国和美国为例进行对比。
（一）中国的电价定价机制中国的电力行业实行的是政府定价机制，即由国家发改委制定电价标准，并由各级电力调度机构执行。
外国电力市场电价形成机制及定价政策
外国电力市场电价形成机制及定价政策研究先进成熟的经验,特别是发达国家成功的经验，将对我国电力改革事业起到积极的参考和借鉴作用。
电力工业市场化改革使得电价及电价形成机制发生了深刻的变化，传统的电价形成机制被打破，取而代之的是电力市场价格机制的建立。
国外电力市场的电价改革趋势主要体现在：电力市场的电价制定改变了传统的以政府定价为主的定价模式，而是以市场竞争、自由协商形成电价为主，政府定价为辅。
市场竞争形成电价主要有报价制、实时电价等制度；自由协商形成的电价主要有合同电价。
电力市场电价的管制由以前的严格管制向以法律法规规范为主，政府或机构管制为辅。
并且政府的管制范围比以前减小，一般主要对电价的公平性及输电费制定等进行监督。
电力市场电价的形成比以前传统电价形成具有更高的透明度，有利于社会的监督。
实行电力市场后一般电价水平比以前低许多。
比较典型的是阿根廷电力市场化后，发电上网电价比以前下降了50%，售电电价平均下降了17%。
一、国外的两种电价体系目前，世界上的电力定价体系可以分为两类：发展中国家采用非市场定价，电价低廉，由政府给予补贴；发达国家的电价是由市场决定的，虽然市场结构有差别，但是国家都不给予补贴。
两种不同的电价体制，形成两种不同的电力行业管理特征。
发展中国家的电力工业由政府垂直垄断经营，采用指令性的、控制性的法规条例；而发达国家采取政府、私人或政府和私人经营并存，公开透明的法规条例，由企业自我控制和平衡。
发展中国家存在信息障碍，缺乏信息、技术和融资中介；发达国家按照市场规律、价值规律和供求规律办事，信息流畅，技术水平高，效率和效益高。
实际上20世纪80年代以前的社会主义国家基本上类似于发展中国家的定价体系。
这就是说有什么样的电力部门的所有制和管理体制就实行什么样的电价定价体系。
表4-1 发展中国家和发达国家电力行业特征比较从90年代开始，许多发展中国家为了解决缺电和提高电力部门的效率，已经开始进行改革，如亚洲的韩国、马来西亚、菲律宾，拉丁美洲的阿根廷和墨西哥，还有土耳其和东欧各国，这些国家电力部门改革的基本趋势是由非市场定价向市场定价转变。
趸售电站改革实施方案解读
趸售电站改革实施方案解读趸售电站改革是我国电力体制改革的重要一环，对于推动电力市场的健康发展，提高电力资源配置效率具有重要意义。
为了更好地理解和把握趸售电站改革实施方案，我们有必要对其进行深入解读。
首先，趸售电站改革的核心目标是什么？趸售电站改革的核心目标是推动电力市场化改革，建立健全的市场化交易体系，实现电力资源的有效配置和优化。
通过市场化的方式，让电力生产企业和用户之间的交易更加灵活高效，促进电力资源的合理利用和节约。
其次，趸售电站改革的主要内容是什么？趸售电站改革的主要内容包括建立市场化的电力交易机制，完善电力定价机制，推进电力市场化交易平台的建设，促进电力市场的竞争和公平，鼓励多元化的市场主体参与电力交易，提高电力资源配置效率和市场透明度。
再次，趸售电站改革的实施方案有哪些具体措施？趸售电站改革的实施方案主要包括以下几个方面的具体措施，一是建立健全市场化的电力定价机制，实行市场化的电价形成机制，推进电力市场价格改革，逐步建立符合市场规律的电力定价机制。
二是完善电力市场化交易平台，建设统一的、开放的、公平的电力市场化交易平台，推动电力市场交易的规范化和透明化。
三是鼓励多元化的市场主体参与电力交易，引导和支持发电企业、用电企业、电力交易机构等多元化市场主体参与电力市场交易，促进市场竞争和公平。
四是加强市场监管和风险防范，建立健全的市场监管体系，完善市场交易规则，加强市场风险防范和监测，保障市场交易的公平、公正和稳定。
最后，趸售电站改革的实施将会产生哪些影响？趸售电站改革的实施将会对电力市场产生深远的影响，一方面将促进电力市场的竞争和公平，提高电力资源配置效率和市场透明度，降低电力成本，提高市场效益；另一方面将推动电力市场的健康发展，促进电力行业的转型升级，推动电力供需结构的优化，促进电力行业的可持续发展。
综上所述，趸售电站改革实施方案的深入解读对于推动电力市场化改革，提高电力资源配置效率具有重要意义。
电力市场竞价定价机制分析
电力市场竞价定价机制分析一、引言电力市场是指电力供求双方在政府管理下以市场机制进行交易的活动。
在这个市场中，供给主体提供电力，需求主体购买电力，双方通过市场机制进行价格博弈，形成的价格是市场的定价机制。
竞价定价机制是一种常用的定价方式，本文就对竞价定价机制在电力市场中的应用进行分析。
二、竞价定价机制的概念和形式竞价定价机制是指，在市场中将产生的价格按照竞争的原则，由市场参与者所出价获得。
竞价定价机制的形式一般有以下两种：1. 单轮竞价：即参与者对货物（服务）提供指定价格，最终由最高出价的参与者购得该货物（服务），价格为其所出价格。
2. 多轮竞价：即在多轮竞价中，参与者可根据前一轮竞价结果，在下一轮中修改报价，直至最终获得拍卖品，或者放弃参与。
三、电力市场竞价定价机制的应用1. 直接交易：电力市场竞价定价机制的首要应用是直接交易。
在直接交易中，电力用户或电力批发商通过出价的方式，与发电厂或发电商进行交易。
直接交易的好处是能够在短时间内进行买卖，快速响应市场需求。
2. 辅助服务交易：辅助服务是指在电网运行过程中对电力系统进行支持的服务。
这种服务包括备用容量、频率响应、电压调节等。
辅助服务交易可以通过竞价定价机制来获得，确保对辅助服务的供应能够满足市场需求。
3. 调峰交易：电力系统在不同时间段内的用电量差异较大。
通过竞价定价机制，调峰交易可以对用电高峰期的电力需求进行调整。
在高峰期，电力供应方可以通过出价来增加供给，电力需求方则可以通过出价调节用电量。
4. 售电公司的购电：在电力市场中，售电公司拥有一定的市场份额。
竞价定价机制可以为售电公司提供购电渠道，帮助售电公司进行购电，并且保证市场竞争的公正性。
四、竞价定价机制的优缺点竞价定价机制在电力市场中应用广泛，其具有以下优点：1. 公开透明：竞价定价机制可以确保交易公正、透明，公平竞争，确保市场的有效性。
2. 灵活性：竞价定价机制可以根据不同的市场需求灵活调整价格，为市场提供响应迅速的定价机制。
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趸售电价机制研究
摘要：完善趸售电价机制，合理提高趸售电价水平，加强趸售电价管理，事关电网和公司发展改革大局，对促进农村电网发展，满足农村地区经济社会快速增长的用电需求，保障公司合理利益具有重要意义。
本课题通过研究分析公司系统各单位趸售电价基本情况，总结趸售电价中存在的问题，对典型省趸售电价机制进行案例分析，进一步提出四种趸售电价定价方式和三种趸售电价定价方法，在进行优缺点分析和比较的基础上，提出适应公司发展的可行的趸售电价定价方式和方法，以及可操作的政策措施建议，为公司争取有利的趸售电价机制提供参考。
目前，公司趸售均价占终端销售均价的77.06%，高于国家政策规定，与趸售供电企业之间在购销差价分配中的比价关系较为合理，总体上处于合规合理水平。
但也存在个别问题，主要是：（1）部分地区趸售电价水平偏低；（2）趸售电价调整机制尚不完善；（3）上网电价单边调整时趸售电价未及时调整；（4）趸售区域中大用户供电关系有待进一步规范；（5）趸售电价基金的收取与缴纳不一致难处理。
为解决以上问题，减少对公司生产经营造成的一定影响，需要采取以下措施：（1）逐步缩小趸售电价执行范围；（2）完善趸售电价机制，保证趸售电价政策执行到位；（3）建立趸售电价与上网电价联动机制，合理传导上网侧增支购电费；（4）创造良好供用电环境，争取趸售区域内大用户由省级电网直接供电；（5）争取规范趸售电量基金与附加政策与核算模式。
关键词：趸售电价；机制
课题负责人：李成仁
课题组成员：尤培培金毅段燕群李红军赵茜高效钟玮
Research on wholesale electricity price mechanism
Abstract:Improving the wholesale electricity price mechanism, reasonably raising wholesale electricity price level and strengthening management of the wholesale electricity price are related to the overall situation of power grid and the company’s development, and are of great significance to promoting development of countryside power grid, satisfying power demand with rapid growth of economy and society in rural areas and safeguarding reasonable interests of the company.
This subject analyzes wholesale electricity price’s basic situation in all units of the State Grid system, and summarizes existing problems of wholesale electricity price, then do case studies of wholesale electricity prices in typical provinces. Through this, this subject further put forward four pricing modes and three pricing methods. Basing on the analysis and comparison of advantages and disadvantages, we put forward a wholesale electricity pricing mode and method which is feasible and adaptable to the development of the company, then we put forward operational suggestions of policy measures, which can provide a reference for company to ask for favorable wholesale price.
Currently, the company’s average wholesale electricity price accounted for 77.06% of the average terminal sales tariff, higher than the national policy regulations, which is generally
in a reasonable level of compliance considering the electricity price relationship between wholesale power enterprises in distribution of the purchase and sale price difference. But there are individual problems, mainly: (1) wholesale price level is low In some areas; (2) Wholesale electricity price adjustment mechanism is not perfect; (3) the wholesale price is not adjusted timely when generation price was adjusted Unilaterally; (4) large users power supply relationships in wholesale supply area need to be further standardized. (5) The inconsistency between collection and payment of the wholesale electricity price funds is hard to handle. To solve the above problems and reduce some impacts on the production and operation of the company, need to take the following measures: (1) Gradually narrow the implementation scope of wholesale electricity prices; (2) Improve the wholesale price mechanism, ensure implementation of wholesale electricity price policy; (3) Establish wholesale electricity prices and generation price linkage mechanism, and reasonably conduct access side incremental purchase electricity charges; (4) Create a favorable environment for electricity supply and consumption, and strive for that large users in wholesale area be directly supplied by the provincial power grid; (5) Strive for that wholesale electricity funds, additional policies and fund accounting model be standardized .
Key words:wholesale electricity price; mechanism。