调研报告(会议讨论稿)：.doc

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调研报告

关于现行电价机制及其改革对策的调研报告

中电联供电分会经营管理专委会

2008年10月5日

目　　录

前言............................................................5
一、我国现行电价机制情况……………………………………………………5
（一）政府定价…………………………………………………………………5
（二）按网核定，一省一价……………………………………………………6
（三）销售电价结构……………………………………………………………6
1、销售电价分类…………………………………………………………………6
2、销售电价制度…………………………………………………………………7
3、代收费用………………………………………………………………………12
（四）销售电价水平…………………………………………………………………
1、销售电价定价原则………………………………………………………………
2、销售电价水平……………………………………………………………………
（五）政府监管…………………………………………………………………13
（六）销售电价增长情况…………………………………………………………14
二、我国现行电价机制存在的问题及对策建议…………………………………14
（一）我国现行的电价机制…………………………………………………… 14
（二）关于输配电网服务价格改革问题及对策建议……………………………15
1、输配电服务价格占终端销售电价的比例过低………………………………16
2、目前只有销售电价和上网电价………………………………………………17
3、电网投资率低于工业行业水平………………………………………………17
对策及建议……………………… …………………………………………… 17
（1）独立的输配电价问题………………………………………………………18
（2）输配电价中应当体现经营电网的价值……………………………………18
（3）要建立输、配电价形成机制，核定电网企业合理输、配电价空间……18
（4）提高目前的终端销售电价和上网电价标准………………………………19
（5）输、配电企业的特殊性决定了它具有垄断性……………………………19
（三）关于现行销售电价的改革问题及对策建议………………………………19
1、关于现行用户分类问题……………………………………………………20
2、关于现行两部制电价问题…………………………………………………21
3、关于分时电价问题…………………………………………………………22
（1）要利用峰谷电价平衡好供电企业和用户的利益…………………………22
（2）继续扩大峰谷计量方式的实施范围………………………………………23
（3）进一步拉大峰谷电价比……………………………………………………23
（4）加大用电宣传，政策鼓励，使用蓄能设备，增加谷时段用电量………23
（5）建立基于电力需求侧管理需要的电价机制………………………………24
4、关于功率因数调整电费问题………………………………………………24
（1）功率因数标准0.90…………………………………………………………24
（2）功率因数标准0.85…………………………………………………………24
（3）功率因数标准0.80…………………………………………………………24
（4）居民生活用电和网内互供不实行功率因数调整电费办法………………24
（四）对各类用户的定价建议……………………………………………………25
1、农业用电………………………………………………………………………25
2、城乡居民生活用电……………………………………………………………25
3、对国家扶持的产业和特别困难的企业用电…………………………………25
4、对特殊用户执行特殊电价……………………………………………………25
（五）对直供电的建议……………………………………………………………26
1、对直供电的发电企业…………………………………………………………26
2、对通过电网“直供”的发电企业和参与直供的用户………………………26
3、对国家投资建设的发电企业…………………………………………………26
4、应当允许电网建设调峰调频电源，适当发展分布式电源…………………26
（六）其它问题……………………………………………………………………26
1、建立高可靠性电价……………………………………………………………...26
2、对居民用电实行“生命线电价”和阶梯递增式电价………………………26
3、调整优待电价…………………………………………………………………27
4、建议采用两部制上网电价……………………………………………………27
5、关于趸售电价存在问题改革建议…………………………………………………27
6、政府建立“电力基金”给电网企业予补贴…………………………………28
7、对电网企业实行股份制改造、实现投资主体的多元化……………………28
8、电网企业有权按照经济规律，拒绝高投入低产出的用户供电工程………28
三、结束语…………………………………………………………………………28

电价，不仅是电能价值的体现，而且是发电、输电、配电、用电四方经济利益的指向，还是彼此在电力市场上“博奕”的结果。国务院2002年4月颁发的我国电力体制改革政策方案中明确要求，“十五”期间电力体制改革的主要任务之一是：实施竟价上网，建立电力市场运行规则的政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制。5年过去了，由于电价改革是牵一发而动全局的大事，新的电价机制仍处于研究、探索阶段。
一、我国现行电价机制情况
我国现行的电价机制仍然是电力体制改革前或者说是改革开放前的电价机制。电价基本上不能反映成本和投资回报率，用户对电价的上调承受能力有限。少部分经济发达的省份，电价在一定程度上可以反映成本和投资回报率，但在销售环节存在严重的交叉补贴，用户短期内难以根据其使用成本支付输配电服务费用。
（一）政府定价
因为电力工业具有自然垄断性，在当前电力市场输配售电没有分开的情况下，用户没有选择性，因此我国仍然采取政府定价的方式。
我国目前的电价体系，包括销售电价和部分独立发电厂的上网电价，没有输电价格和配电价格，原国家电力公司所属电厂也没有上网电价。虽然在国家发改委的电价改革实施方案中，对销售电价、输配电价和上网电价等有关价格体系进行了描述，并核算了各省、区输配电价有关标准，但由于种种因素，至今尚未发布独立的输配电价和标准。
销售电价分类和电价水平及部分独立发电厂上网电价，由国家发展改革委员会核定并发布，电网企业、发电企业、用户严格遵照执行。
政府发布的电价文件对电价分类、各类电价水平、分时电价水平、基本电价、时段等均做出详尽规定，并对执行的相关问题做出具体说明；对建设资金来源不同的各个发电厂核定了不同的上网电价，甚至对同一个厂的建设资金来源不同的机组核定了不同的上网电价。这就造成了现在“一厂一价，一机一价”的复杂局面。任何电价的变动甚至微调，都必须按程序层层上报经国家发改委批准后方可执行。
（二）按网核定，一省一价。
由于电价机制不仅对于电力市场本身的发展起决定性作用，而且与国家经济发展和人民生活息息相关，所以它必须受到电力市场所在地区的经济、文化和政治等多方面的制约，因此我国现行的电价体系原则上是以省级电网为单位，按网核价，一省制定一个价位。
由于电网结构及历史原因，也存在一些差异。如河北省就分为河北北网和河北南网分别定价。新疆电力公司电网有12个价区，兵团电网原则上每个农垦师一个价区，油田（克拉玛依）电网一个价区。广东电网则在政府定价的基础上，结合各市的经济发展状况，分别重新核定了市级电网的销售电价（一市一价）。
全国各省（区、市）的经济与条件差异较大，销售电价水平差异也较大。
表一：部分省（区）销售电价中普通工业电价（1～10千伏，正常时段）
元／千瓦时
省、市、区
正常时段电价
省、市、区
正常时段电价
省、市、区
正常时段电价
北京
0．7415
河南
0.6130
广东江门市
0.7806
吉林
0.7810
湖北
0.7050
陕西
0.6096
辽宁
0.7280
浙江
0.785
新疆乌鲁木齐市
0.4570
河北（北）
0.6427
福建
0.6508
青海
0.4629
河北（南）
0.7199
广州番禹区
0.8226
宁夏
0.6390
（三）销售电价结构
1、销售电价分类
我国现行销售电价类别有8类：居民生活用电、非居民照明用电、非工业和普通工业用电、大工业用电、商业用电、农业生产用电、农业排灌用电、趸售电价。同时，对各类用户，根据电压等级不同，又分别制定电压等级差价，各类用户的销售电价随电压等级上升，电价水平呈下降趋势，但居民照明电价各省、区差异较大。
同一地区的不同用户，销售电价水平差异大（即用同样一度电，执行不同的电价）。
表二：陕西电网销售电价为例做一比较（1～10千伏，正常时段，电度电价） 元／千瓦时
用电类别
居民照明
非居民照明
非普工业
大工业（未计基本电价）
商业
农业生产
农业排灌
电价
0.4983
0.7396
0.6096
0.4516
0.8696
0.4110
0.1990

表三　部分省市区居民照明电价随电压等级变化对照表
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　元／千瓦时
省、市、区
不满1千伏
1-10千伏
35-110千伏
北京
0.4883
0.4783
0.4783
吉林
0.5250
0.5150
0.5150
辽宁
0.5000
0.4900
0.4900
河北
0.4900
0.4400
0.4400
湖北
0.5730
0.5630
0.5630
河南
0.5600
0.5210
0.5210
浙江（合表用户）
0.5580
0.5380
0.5380
福建（合表用户）
0.4643
0.4643
0.4643
广东省江门市
0.6200
0.6200
0.6200
广州番禹区
0.6100
0.6100
0.6100
陕西
0.4983
0.4983

新疆乌鲁木齐市
0.4790
0.4690

青海
0.4271
0.4221

宁夏
0.4486
0.4486

2、销售电价制度
（1）、我国现行销售电价的基本电价制度是单一制电价和两部制电价。单一制电价就是依照电度表计量数计收电费的电度电价制度，由于使用方便，对于用电量不大的用户一般都采用这种电价制度。“两部制电价”就是对用户既收基本电费又收电量电费。电价是由基本电价和电度电价两部分构成。基本电价，又称固定电价或最大需量电价，以用户变压器容量或按最大需量作为依据计算的电价，它代表供电成本中的固定费用部分，这部分电价与用户每月用电量无关；我国一般对大工业生产用电，即受电变压器总容量为315千伏安及以上的工业生产用电实施两部制电价。我国执行“两部制电价”的只有大工业用户，执行基本电价用户平均水平在两部制电价中的比重为10%左右，与国外40%左右的水平相比偏低，基本电价偏低，不能很好地起到促进提高用电负荷率的作用。对于高压供电（1千伏以上）的用户，一般还实行功率因数调整电费的办法即根据用电功率因数高低计算，低于功率因数标准的，按每月全部电费的一定比率增收电费，高于功率因数标准的，按每月全部电费的一定比率减收电费。依据原水利电力部、国家物价局（1983）水电财字第215号文件，按功率因数的标准值及其适用范围调整电费。
表四　　部分省市区基本电价标准（月）
省、市、区
变压器容量（元／千伏安·月）
最大需量（元／千瓦·月）
省、市、区
变压器容量（元／千伏安·月）
最大需量（元／千瓦·月）
北京市
21
32
广州番禹区
18
27
河南省
20
28
广东江门市
18
27
辽宁省
19
28
陕西省
20
30
河北省
18
27
新疆乌鲁木齐市
26
33
湖北省
22
33
青海省
19
28.5
浙江省
20
30
宁夏自治区
30
38
福建省
20
30

（2）、我国还实施峰谷分时电价制度，即在一天中对于用电高峰时段和用电低谷时段分别计价的一种电价制度
峰谷电能表计量方式，就是电能表将每个交易日分为几个时段记录用户用电量，根据每个时段的用电状况确定该时段的电价。1985年5月国务院批转国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》的通知后，各地区陆续铺开该计量方式。1987年11月原水利电力部为规范各电网峰谷计量方式的执行，与国家经委、国家物价局联合发出了《关于多种电价实施办法的通知》，规定了峰谷时间、价格上下浮动范围等。
执行峰谷电能表计量方式，意在利用价格杠杆，疏导电价矛盾，引导电力用户主动避峰填谷，提高电力资源的利用效率，避免国家电力投资浪费，是缓解当前电力紧张的一项重要举措。同时，电力用户通过合理安排生产、生活用电，尽量避开用电高峰而转为在低谷时间用电，可以降低用电成本。对居民来说，可减少电费在家庭费用中的开支；对企业来说，节约成本，增强了企业市场竞争能力。执行20多年来执行电量比例超过50％，收到了巨大的社会效益和经济效益。
各省、市、区由于电力供需形势不同，所以关于峰谷分时电价的具体措施也有差异。
湖北电网规定，峰段电价＝1.8×平段电价，谷段电价＝0.48×平段电价。
福建电网规定：大工业用户和非普工业用户的高峰、低谷电价分别在平段电价的基础上，上浮和下浮50％；趸售用户高峰、低谷电价分别在平段电价的基础上，上浮和下浮20％；居民用户月用电150千瓦时及以下部分执行0.4463元／千瓦时电价，151～400千瓦时的部分执行0.4663元／千瓦时电价，401千瓦时及以上部分执行0.5663元／千瓦时电价。
浙江省峰谷分时电价执行范围为大工业、普通工业和低压的居民生活用电。大工业、普通工业执行三费率六时段的峰谷计量，时段设置分别为：尖峰时段：2小时，19：00－21：00；高峰时段：共10小时，8：00－11：00，13：00－19：00，21：00－22：00；低谷时段：共12小时，11：00－13：00，22：00－次日8：00。大工业尖峰：低谷电价比＝3：1，高峰：低谷电价比＝2.2：1；普通工业尖峰：低谷电价比＝2.6：1，高峰：低谷电价比＝1.8：1。对“一户一表”居民用电实行二时段分时电价，对工业生产用电实行的二时段分时电价和六时段分时电价。二时段分时电价时段划分：高峰时段8：00～22：00；低谷时段22：00～次日8：00。六时段分时电价划分：尖峰时段19：00～21：00；高峰时段8：00～11：00，13：00～19：00，21：00～22：00低谷时段11：00～13：00，22：00～次日8：00。
表五：浙江省“一户一表”居民用电电价表　　元／千瓦时

用电量别
电度电价
二时段分时电价
高峰电价
低谷电价
月用电量50Kwh及以下部分
0.538
0.568
0.288
月用电量51～200Kwh部分
0.568
0.598
0.318
月用电量201Kwh及以上部分
0.639
0.668
0.388
表六：浙江省大工业用电电价表　　　　　　　元／千瓦时

电度电价

二时段分时电价
六时段分时电价
基本电价
高峰电价
低谷电价
尖峰电价
高峰电价
低谷电价
变压器容量
最大
需量
元／千伏安·月
元／千瓦·月
1～10千伏
0.605
0.725
0.453
1.026
0.841
0.388
20
30
35千伏及以上
0.590
0.707
0.442
0.999
0.796
0.379
20
30
110千伏及以上
0.580
0.695
0.434
0.980
0.779
0.371
20
30
220千伏及以上
0.575
0.689
0.430
0.971
0.771
0.367
20
30
广东省面对长期的缺电，采取了一系列激励措施，削峰错峰避峰，峰谷分时电价起到了极其显著的作用。
表七：广东省部分市（区）普通工业用电电价表　元／千瓦时

不满1千伏
1～10千伏
35千伏及以上
高峰
平段
低谷
高峰
平段
低谷
高峰
平段
低谷
番禹区
1.2982
0.8326
0.4312
1.2824
0.8286
0.4262
1.2666
0.8126
0.4212
江门市
1.2319
0.7906

0.4102
1.2161
0.7806
0.4052
1.2003
0.7706
0.4002
2005年开始，北京市地区均实行季节电价，每年7月1日至9月30日每天11：00—13︰00和20：00—21︰00为尖峰时段。
更换四时段电表后的用户即开始执行四时段电价。
峰谷分时划分为：
高峰8小时：10︰00—15︰00；18︰00—21︰00
平段8小时：7︰00—10︰00；15︰00—18︰00；21︰00—23︰00
低谷8小时：23︰00—7︰00
北京市亦庄经济开发区电价。
表八：北京市亦庄经济开发区电价表　　单位：元／千瓦时
用
电
分
类
电
压
等
级
两　部　制　电　价
单一制电价
电　度　电　价
基本电价
电度电价
类峰
高峰
平段
低谷
（元／千伏安·月）
工
业
用
电
100千瓦及以上
1-10千伏
0.8074
0.7444
0.5311
0.3250

30.00

110kv千伏
0.7588
0.6988
0.4961
0.3002
100千瓦以下
1-10千伏
1.0649
0.9784
0.6841
0.4000

20.00

商业用电

不满1千伏
0.8028
0.7406
0.5265
0.3202

30.00
0.9625
1-10千伏
0.7844
0.7234
0.5135
0.3113
0.9415
110千伏
0.7694
0.7084
0.4985
0.2963
0.9265

其他用电

不满1千伏
0.8033
0.7411
0.5255
0.3181

30.00
0.9105
1-10千伏
0.7848
0.7238
0.5125
0.3092
0.8915
110千伏
0.7631
0.7027
0.4935
0.2922
0.8695
居民生
活用电
不满1千伏

0.4883
1－10千伏

0.4783
（3）、为了加强对国民经济发展的宏观调控，我国在大部省、区开始推行差别电价制度，对于政府认定的淘汰类、限制类用电实行差别电价。
陕西电网销售电价中规定：对于淘汰类用电电度电价每千瓦时增加0.15元，对于限制类用电电度电价每千瓦时增加0.04元。
（4）、我国还有一些其它形式的电价制度，如在一些水电资源较丰富的电网实行丰枯季节销售电价，但此类售电量比例相对较低，不做详述。
3、代收费用。基于电费涉及千家万户和国家定价必须缴纳的有利因素，搭电费车收取的各种费用较多。
广东省番禹电网随大工业电度电费代收的各项费用有：
城市建设附加费：1.196581分／千瓦时；
三峡工程建设费：0.598291分／千瓦时；
水库移民后期扶持资金：0.752137分／千瓦时；
燃油附加费：4.50分／千瓦时。
河南电网随大工业电度电费代收的各项费用有：
城市公用事业附加费：0.01元／千瓦时；
三峡工程建设基金：0.013元／千瓦时；
大型水库扶助资金：0.0083元／千瓦时；
小型水库扶助资金：0.0005元／千瓦时；
可再生能源电价附加：0.0010元／千瓦时。
四、销售电价水平
1、销售电价定价原则：销售电价是向终端用户售电的价格，一般也称用户电价，它与一般商品的零售价格内涵接近，是该商品生产消费流通过程中所有发生的费用在终端用户间分摊的价格。但是由于电力工业具有天然垄断性与社会公益性，政府在定价时，基本原则是补偿成本与合理收益，同时兼顾国家产业政策，并向低收入者提供最基本的服务。
2、销售电价水平：基于我国销售电价的定价原则。我国的销售电价水平远远低于世界平均电价水平。根据美国ELA等统计数据（已按汇率转化成美元），2004年60个国家和地区的工业和居民电价水平，我国工业电价处于第44位，居民电价居54位。
表九：
2006年各省（自治区、直辖市）电网输配电价和销售电价标准表
省、市、区
销售电价
输配电价
省、市、区
销售电价
输配电价
元／千瓦时
元／千瓦时
元／千瓦时
元／千瓦时
京津唐
525.32
156.18
山西
408.63
123.47
河北
440.92
95.28
山东
478.48
90.59
上海
649.60
196.76
浙江
569.28
111.52
江苏
590.13
160.75
安徽
503.37
126.54
福建
490.13
113.65
湖北
516.75
154.25
河南
429.24
82.70
湖南
496.41
149.60
江西
506.81
126.29
四川
465.76
147.08
重庆
507.04
173.80
陕西
420.74
123.80
甘肃
356.65
129.22
青海
291.43
108.75
宁夏
358.72
130.83
新疆
417.13
193.58
黑龙江
482.22
160.78
吉林
485.62
136.24
辽宁
508.55
151.05
广东
618.90
180.93
广西
449.70
111.57
云南
392.33
140.36
贵州
377.29
95.01
海南
615.23
215.44
内蒙古
352.61
97.68

注：新疆维吾尔自治区输配电价标准只含乌鲁木齐电网
2006年，我国平均销售电价为512.21元／千千瓦时，广东省最高为681.90元／千千瓦时，而后为上海、海南；青海省最低，为291.43元／千千瓦时，其次为内蒙古、甘肃、宁夏、贵州、云南。总体来看，各省市区销售电价水平差异较大，经济发展较快的省市电价较高，而经济发展落后的西部省份电价较低。
五、政府监管
为了保障电力市场的公平、有序和健康发展，维护电力用户的权益，由政府有关部门对电价的执行情况进行严格的监督管理。电价监管的主要内容是：防止发电和输配电业务间交叉补贴的现象发生；监督供电公司对用户按公开电价表收费；控制输配电价格水平；监督上网电价的价格波动。
与对其它商品的管理不同，对电力商品的价格监督，要求电价严格按公开电价表的标准执行，不准高于标准收取，也不能低于标准收取，否则都是违规。
六、销售电价增长情况
改革开放以来，销售电价也随着经济发展做了多次调价，但和其它商品相比，调价的幅度、差距太大。
电力是公益事业，我们选择同为公共服务行业，都是与人民生活关系密切的商品做一比较。
表十：
几种与人民生活直接相关的商品价格变化比较表（西安地区）

自来水
煤炭
食品
城市公交
铁路客运
民航客运
电价
生活用水价
生活用煤价
面粉价
公共汽车票价
西安～北京硬卧票价
西安～上海经济舱票价
居民生活电价
改革
开放前
0.14元／吨
30元／吨
0.36元／公斤
0.10元（均）
21元
77元
0.22元／千瓦时
现在
2.90元／吨
350元／吨
2.7元／公斤
1.00元（均）
274元
1410元
0.4983元／千瓦时
增长
倍数
19.71
10.67
6.5
9
12
13.3
1.265

二、我国现行电价机制存在的问题及对策建议
（一）改革开放以来，社会主义市场经济体系在我国已基本形成，但是，我国现行的电价机制仍是计划经济和垂直一体化电力管理体系的产物。现行电价机制不能像其它商品价格能灵活、及时、有效地调节电力市场需求矛盾，发展和扩大电力市场，促进电力资源优化配置以及引导用户安全、合理用电的作用。销售电价分类和电价水平以及部分独立发电厂的上网电价由政府主管部门审批，由政府有关部门严格监督管理，现行电价机制是电力走向市场化的主要障碍之一。建议随着电力体制改革的逐步深入，把电价机制改革真正提到议事日程上来，制定规划和期限，扎扎实实开展电价改革工作，尽快建立适应电力市场需求的新的电价机制。
电价改革是电力体制改革的重要组成部分，是电力体制改革的核心内容，对建立和培育电力市场、优化资源配置具有重要的意义。
电价改革的目标是：建立科学合理的电力价格并形成健全的价格机制。当前，亟需制定电价改革配套办法，既要考虑可操作性，又要考虑各方利益，还要考虑改革目标和不同实施阶段，并在实践中不断完善。将电价划分为上网电价、输配电价和终端销售电价三个环节……政府按效率原则、激励机制和吸引投资的要求，并考虑社会承受能力，对各个环节的价格进行调控和监管。
（二）关于输配电网服务价格改革问题及对策建议
电价按环节可分为上网电价、输配电价和销售电价三类。在发、输、配、售垂直一体化管理的电力体制下，通常只有销售电价；厂网分开后，开始有了上网电价，但是至今没有单独制定输、配电网的服务价格。按《电力体制改革方案》，“输、配电价由政府确定定价原则”。由于国家先后取消了电力建设基金和贴费政策，使电力企业每年减少资本性收入约240亿元，基本丧失了外源性资金来源，而内源性资金来源又显不足。 从1998年起，在全国范围内开展的大规模的城乡电网建设与改造所需的绝大多数资金，是省级电网企业按照国务院的要求，以资产作抵押，向银行贷的款。“原则上由省（区市）电力公司负责统借统还”。此消彼长，全国电网企业增加的负担高达几千亿元。除极少数发达地区外，全国绝多数电网企业因此负债累累。厂网分开以后，如果没有合理的配套政策对电网环节进行补偿，电网经营企业将难以为继。大规模的城乡电网改造，不是企业行为，而是政府行为。其社会效益有目共睹，“从1998年至2002年12月底，全国共有23个省区实现了城乡居民同网同价，每年农民的电费负担因而减少了420亿元。”但其经济效益并不好、甚至很差，电网企业因此背上了极其沉重的债务。
输配电网服务价格存在的主要问题：
1、输配电服务价格占终端销售电价的比例过低。表九是2006年我国各省、市、区电网输配电价格和销售电价表，很清楚，输、配电价格在销售电价中所占比例很低，平均为26.78％，2002年是25.8％，2003年39.8％，2005年25.3％，2007年约为24.6％。
我国各省、市、区电网中的输、配电业务呈现三个特点：地域分布广；负荷中心与能源中心分割较远；工业用电比重大。从国际经验看，同样具有这三个特点的国家有巴西、加拿大、澳大利亚，根据有关资料，这三个国家输、配电价格占销售电价的比例都在40％以上。而美国、日本等发达国家这个比例更高，如美国加州太平洋煤气电力公司，圣地亚哥煤气电力公司的比例分别为55.7％和55.8％。参照国际资料，结合我国现实，中国的输配电价格占终端销售电价的比例应为40％左右。
输配电价的低比例造成电网投资后劲不足，限制电网未来的健康发展，部分省份，特别是西部省份实际比例更低，如安徽电网不足15％，连基本的电网投资都无法回收。受长期以来“重发轻供不管用”的影响，我国电网结构比较薄弱，供电能力严重不足，安全可靠性低，抗严重自然灾害能力差，城乡电网改造需要大量的投入，急需要输、配电价的支持，但现在的输、配电价格水平，实在无法满足这一需求。
2、目前，只有销售电价和上网电价。输配电价的空间（即购售电价差）根据销售电价和上网电价进行了倒算，即按倒扣法，输配电价空间＝销售电价－平均上网电价－输配电损耗。由于没有单独的输、配电价，各省区电网公司实际上承担了上网电价和销售电价波动的风险，同时承担了电力普遍服务的责任和成本。近日，国家发改委通知，决定从2008年8月20日起，将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，电网企业对电力用户的销售电价不做调整，电煤涨价的风险毫无理由地摊派到了电网企业头上，这就是为什么独立输配电价迟迟不出台的内在原因。关于电力普遍服务的责任和成本以扶农为例说明，我国对农业生产用电和贫困县排灌用电实行优惠电价，平均水平比平均售电单价低40％，这些都将由输配电价格空间来抵销平衡。
3、电网投资率低于工业行业水平。从资产回报率来看，我国的电网投资回报率远远低于工业投资和独立发电公司回报率，也远低于电网投资回报率的国际水平，根本无法吸引足够的资金。以国家电网公司为例，其资产回报率和销售利润率分别为0.4％和0.6％，远远低于独立发电公司的7.1％和18.9％，也低于全国工业的平均水平（2001年分别为3.5％和5.1％）。根据权威机构提供资料显示，许多国家的输配电资产回报率在4％～7％之间，比照这一水平，我国输配电资产的合理回报率应在5％～6％之间。
对策及建议：随着电力体制改革的深化，电力工业发、输、配一体化的体制已经打破，发电侧竞争日趋激烈，大用户直购电已在吉林省吉林市、广东省江门市等地开始试点，输配电网逐步开放已是大势所趋。目前电网已经成为电力交易各方的输配电服务网络平台，输配电网的服务价格必须开始独立核算，我们建议，国家有关主管部门应该尽快给输、配定价。结合出台输、配电价我们提出以下建议：
（1）、输、配电价改革目标之一，就是要解决电网企业没有独立的输配电价问题。厂网没分开前，这个矛盾不十分突出，厂网分开后，电网企业因为没有独立的输配电价，盈利水平就完全取决于电量购销差价，购销差价不但低，而且也不能保证，要承担电厂上网电价和销售电价波动的风险，电网的盈利能力和可持续发展能力受到限制。但是，根据目前电网企业作为单一购买者或者今后较长时间作为主要购买者的情况看，即使争取到独立的输、配电价，如果上网电价和销售电价没有建立联动机制，那么电网企业仍要承担发电侧电力市场上网电价波动风险和销售电价调整风险，所以要同时争取建立上网电价和销售电价联动机制的配套政策。
（2）、输配电价改革的目标之二是输配电价中应当体现经营电网的价值。改变输配电价在整个电价中的比例太低的情况，使供电环节成本在电价中得到真实反映。比照上网电价由“容量电价”和“电量电价”构成的模式，将输配电价也由“容量电价”和“电量电价”构成，在“容量电价”中体现电网的建设和营运成本。
（3）、输配电价改革的目标之三是要建立输、配电价形成机制，核定电网企业合理输、配电价空间。尽管经过近几年的销售电价调整，电网企业到户销售电价水平有所提高，但增加的电价空间主要用于发电企业疏导电煤上涨而带来的电价矛盾，输配电价空间增幅有限，远没有达到使电网企业获得合理报酬的水平。随着煤电联动机制的实施，大量高电价燃气机组的投运，脱硫电价执行范围的扩大，将会进一步推动购电单价上涨，从销售电价和上网电价两方面拓展输配电价空间将遇到来自用户、发电企业、地方政府等各方面的阻力，难度很大，建议积极做好省、市电网规划审批和当地政府对相应输配电价空间承诺相街接的工作，处理好输、配电价和输、配电收入之间的价与量的关系，积极争取售电量增长带来的增量效益，输、配电价改革与销售电价改革同步进行，争取输配电价空间有效到位。
（4）、提高目前的终端销售电价和上网电价标准。我国目前的输、配电作为0.086元／千瓦时（不含税），如果以6％做好电网资产的目标合理回报率，则合理的输、配电价的缺口约为0.04元／千瓦时。如果按照前面提出的我国输、配电价应占终端销售电价的40％来测算，输配电价缺口也与之基本一致，所以我们建议，目前急需解决是输、配电价缺口每千瓦时4分钱。
（5）、输、配电企业的特殊性决定了它具有垄断性。因此我国的输配电价仍然应在国家有关机构的监管下运营；同时，高压输电网与低压配电网应独立运营，以保障电力市场的公平、公正、公开，使电力市场良性发展。
（三）关于现行销售电价的改革问题及对策建议
我国的销售电价同其它国家一样，从最开始简单的单一制电量电价，发展到具有复杂电价分类和多样电价制度的销售电价体系，是一个随着国民经