国外销售电价分类结构案例比较及启示

国外电价制度及对我国电价改革的启示【关键字】电价电价改革电价监管【摘要】本文介绍了国外几个比较典型国家的电价制度及电价监管情况，并结合我国电价制度现状，提出了对我国电价改革的建议。

备受瞩目的电价体制改革方案已尘埃落定，但如何具体实施和操作依然是悬念重重。

其中，理顺电价机制是此次电力体制改革的核心内容。

电价作为电力市场的支点，在电力市场中对促进市场竞争、提高电力系统运行效率和实现资源优化配置起着十分重要的作用。

因此，我国应该在吸收国内外电价改革经验的基础上，尽快实现我国电价的改革，以促进我国电力工业同社会、经济、资源的协调发展。

1国外电价模式由于世界各国的电力行业改革采取的方法与形式各不相同，因此各国的电价制度以及电价形成机制等也相应的有所不同。

1.1英国的电价模式英国电力市场中的电价形成主要基于发电方的报价及电力负荷预测，买电方(地区电力公司和大用户)并没有参与其过程。

每天午前，各发电厂将第二天每台机组每半小时的运行数据报给电力库(p001)。

根据以上数据及电力库对系统每半小时的负荷预测结果，由计算机对发电机组进行排序，并于下午3点公布。

随后，根据全网购电成本最低的原则，确定发电计划，得出第二天48个时段的电价。

该电价共分两种：一种是由电力库向发电商买电的电价，称为电力库的购买电价(PoolPurchasePrice，PPP)另一种是用户从电力库购电的电价，称为电力库的销售电价(PoolSellPrice，PSP)，PPP和PSP为实时电价。

在英国，通过超高压线路从发电厂输出电力的公司是持有输电许可证的垄断者，物价管理规定控制这些公司的收费价格，其控制方法是限制价格上涨，使其在零售价格指数基础上加上或减去一个“X”因子。

实时电价是在边际成本理论的基础上形成的，它是一个与时间和电力系统的许多随机变量有关的函数。

实时电价包括发电厂的上网实时电价、互供实时电价和销售实时电价。

发电厂的上网实时电价仅涉及到系统的电能边际成本和发电质量和收支协调费用，而互供实时电价和销售实时电价还涉及到输配电网的维护、损耗及网络供电质量、网络收支协调费用。

三张电费单看美国电价制度三张电费单看美国电价制度中国和美国的电力工业发展水平很不一样，因此两国的电价制度也存在很大的差别。

中国的上网电价和销售电价，基本是由国家发改委统一核定的。

而美国的电价制度则自由和复杂得多。

本文选取了美国三个有代表性的区域，从其电费单的不同分析了美国多样化的电价制度。

在此之前，先简要介绍一下美国电力系统的现状以及电力批发侧的电价制度。

美国电力系统的现状及批发侧的电价制度到目前为止，美国一共形成了七大独立调度机构（ISO），按2014年度的最大负荷来排名，从大到小分别是：PJM，MISO，ERCOT，SPP，CAISO，NYISO和ISO-NE。

这七大ISO只涵盖了美国大约60%的用电量。

剩余的40%主要分布在美国的东南部和广大的西部地区。

这些地区的电力工业依旧处于垂直一体化的传统管理模式，由当地的公共事业服务公司（utility company）来统一调度、运营和收取费用。

ISO是非营利性的独立机构，主要负责其管辖区域内市场的运行和调度、发电和输电规划以及系统的运行安全。

ISO不拥有电力资产，其运营成本和员工工资由各市场参与者分摊，最终会均摊到用户的电费中。

ISO的调度职能对应国内的“网调”。

只不过，有些ISO只包含一个州（如ERCOT，CAISO和NYISO），有些ISO包含多个州（如PJM，MISO，SPP和ISO-NE）。

跨州的ISO下面没有相应的“州调”，即所有的调度指令直接发送到机组，不用经过（也不存在）州一级的调度机构。

批发侧的电价一般采用节点边际电价LMP。

根据输电网络的结构按一定的规则把系统划分成很多的节点区域（CPnode）。

发电机和负荷就连接在这些节点上。

ISO在进行调度时会运行相应的机组组合（SCUC）和经济调度（SCED）模型。

LMP是这些模型运行完之后得到的结果。

由于存在阻塞和损耗，每个节点上的电价都不一样。

目前，美国所有的ISO都以LMP模型作为批发侧电力市场的电价机制。

中美澳输配电价政策的对比与启示输配电是电力系统运行的基础，它关系到电源的接入、负荷的供应、系统的安全及稳定运行，因此，输配电价格及其相关政策对促进电力经济的发展至关重要。

本文将从中美澳三个国家的输配电价政策出发进行对比分析，探讨其中的不同规划和政策所带来的经验和启示。

一、政策背景1. 中美澳电力市场的发展历程电力行业被视为各个国家经济发展的关键性产业。

中、美、澳三国的电力市场发展均具有硕果累累的历程。

1980年代中期以前，中美两国的输配电市场规模尚不大，主要是由国家或地方政府投资建设和管理运营的。

20世纪80年代中期，美国电力改革实施，电力行业由垄断状况开始逐渐向竞争市场过渡，对外输配电逐步实现竞争；1996年通过能源法案，美国电力行业进一步将电力市场纳入经济政策体系，出现了完全竞争的市场模式。

相较而言，澳大利亚电力市场的改革相对较晚。

20世纪80年代末期至1990年代初期，澳大利亚政府通过“国有化”和“国际化”改革，使输配电市场逐步发展。

2000年，澳大利亚电力市场为建立完全竞争市场并进行全面的限制性管制，实行配电价市场化体制。

“电价是电力品质的最终测量标准”。

为了促进区域经济的发展，三国均在输配电价格制定与调整机制上做了很多规定。

（1）中方电价政策中国的输配电价制度比较复杂，根据国家“发改委”2007.09.18决定的《关于电力价格形成机制改革的实施意见》，电价调整的主要目的是“引导和优化能源消费结构，增强供给侧结构性改革的先导和支撑作用，提高供电质量和服务水平，保障和改善民生”，其制度特点是定价基础逐渐透明；逐步实现让价格反映成本，实现市场化调节。

美国电价主要采用成本加成的方式，实际上就是“输配电成本+公共事业计划金额+增值税+各种服务费用+商业企图利润”。

在这个基础上，同时满足电力市场自由化的要求，美国将输配电市场进行竞争化，建立了独立的输配电网系统运营商（ISO）进行输配电的管理和调度。

中美澳输配电价政策的对比与启示近年来，能源问题已经成为全球性问题，对于各国的经济发展和社会稳定都有着至关重要的影响。

输配电价是能源领域的一个重要话题。

本文将会对中美澳三国的输配电价政策进行对比，并从不同国家的政策中提取出启示，为我国输配电价政策的制定提供参考。

中美澳三国在输配电价的政策制定上各有侧重。

其中:（1）美国输配电价政策美国输配电价是由美国电信监管委员会（Federal Energy Regulatory Commission）负责制定和监管的。

美国的输配电价政策实施的初衷是为了保障能源企业的公平交易，鼓励竞争，提高能源服务的效率。

美国输配电价推崇“成本加利润” （cost of service）的计价方法，这种计价方法对于输配电企业而言比较保守，能够保障输配电企业的稳定收益。

澳大利亚的输配电价是由澳大利亚能源管制委员会（Australian Energy Regulator）负责制定和监管的。

澳大利亚的输配电价政策强调减少输配电成本、优化市场效率并同时创造有利于消费者的电力市场。

澳大利亚采用了“价格管制” （price control）的计价方法并通过定期的现场监管来保证公平竞争。

在中国，输配电价的政策目前仍然由国家能源局负责制定和监管。

中国的输配电价政策早期较为简单，以基准收益率模式为主。

后来，随着电力体制改革的不断深入，“成本加利润” 计价方法逐步推广，价格的透明度和竞争程度得到了提升。

目前，我国输配电价政策以升级为目标，来促进电力市场的公平竞争和创新。

2. 不同政策的效果与优缺点分析美国的输配电价政策在维护稳定收益方面效果显著，同时也为企业提供了保护伞。

但是，这种政策方式对能源市场的规范和竞争程度的提高有一定的削弱作用。

澳大利亚的输配电价政策注重了市场效率和价格的透明度，并通过市场透明度的提升来保证了消费者权益。

缺点在于，价格管制可能会影响企业的盈利和相应的发展速度。

中国的输配电价政策近年来在价格市场化、价格透明度等方面取得了突破性进展，有利于电力市场的公平竞争。

中美澳输配电价政策的对比与启示随着全球经济的快速发展和能源需求的不断增加，输配电价政策也成为各国能源政策中的重要组成部分。

本文将分析中美澳三国输配电价政策的特点和比较，并探讨这些政策对其他国家的启示。

中华人民共和国电力法规定，供电企业应当合理制定价格，实现企业的可持续发展和顾客的权益保障，但价格不得超过行业和地区的最高限价标准。

因此，在制定输配电价政策时，中国采用比较复杂的价格结构，包括基本电价和附加价。

基本电价由国家定价机构制定，主要包括输电、配电和公用品卖电成本，而附加价则由地方政府或电力企业决定，主要包括电网建设、调峰服务等其它成本。

同时，中国也采取了一系列鼓励可再生能源发展的配套措施，如补贴政策和可再生能源电力项目采购价格管理，以推动清洁能源在能源结构中的比重。

美国采用市场机制制定输配电价政策，电力价格由市场供求关系决定。

电力行业分为四个层面：发电、输电、配电和终端售电。

每个环节都有自己的价格机制和政策。

底层的售电和配电市场由各个州负责，采取竞争方式确定价格；而高层的输电和发电市场则由因公共利益而创立的官方机构——联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）负责，以保证公正、公平和透明。

澳大利亚输配电价政策澳大利亚采用民营市场经济模式，输配电价由澳大利亚能源监管机构（Australian Energy Regulator，AER）制定。

AER定期制定输配电价，确保不同地区和不同类型用户支付公平价格，以保持市场和用户的公平竞争。

此外，澳大利亚也在推进可再生能源和能源存储技术方面积极行动，如澳大利亚可再生能源产业示范计划（Renewable Energy Target，RET）和能量抵消方案，为可再生能源产业的快速发展提供了支持和保障。

对比分析三个国家的输配电价政策存在一些相似之处，如在能源结构中推广清洁能源和促进可持续发展方面都有相应政策支持；而在政策主体和价格决策机制上则有不同之处。

中美澳输配电价政策的对比与启示随着经济全球化的深入发展和全球气候变化问题的不断加剧，电力行业的发展日益引起各国政府和企业的关注。

因此，各国在输配电价政策制定和管理方面采取了不同的做法。

本文将对中美澳三个国家的输配电价政策进行比较分析，并从中得出启示。

中美澳三国输配电价的概况中国的输配电价是由国家发改委统一审批，并在全国范围内实行一票否决制。

输配电价与燃料成本、基础设施投资、环保等因素有关，根据不同的地区和用户类型设置不同的电价。

相比于澳美两国，中国输配电价较低，但存在着供电质量差、停电频繁等问题。

美国的输配电价由联邦和州政府共同管理，由电力企业根据经营成本自行制定，并经过政府审批后实行。

美国输配电价相对较高，但是电力供应可靠、稳定，并有完善的监管机制。

澳大利亚的输配电价由澳洲能源市场委员会（AEMC）指导，由各州政府和私营企业共同制定，也是经过政府审批后实行。

澳大利亚输配电价因地区、用户类型和峰谷时段等原因不同，电价较高，但电力质量和可靠性较好。

中美澳三国输配电价政策存在很大差异。

从政策制定机构、电价决策方式、电价变动周期、基础设施投资等多个方面进行分析。

政策制定机构：中国的输配电价由国家发改委统一审批，美国的输配电价由联邦和各州联合制定，澳大利亚的输配电价由AEMC指导，由各州政府和私营企业共同制定。

电价决策方式：中国实行一票否决制，美国和澳大利亚实行策略整合制。

电价变动周期：中国的电价调整周期较长，一般为一年，在特殊情况下可以调整，如燃料成本等相关数据发生重大变化。

美国和澳大利亚的电价调整周期较短，可以根据各种因素对电价进行频繁调整。

基础设施投资：中国在输配电设施方面的投资较为薄弱，导致供电质量差，停电频繁。

美国和澳大利亚注重输配电基础设施的投资，确保了供电质量和可靠性。

中美澳的输配电价政策各自具有特色，但也存在一些问题。

在今后的电力计划和输配电价制定中，相关国家应该积极吸取其他国家政策的优点，创新思路，不断提高电力供应质量和效率。

中美澳输配电价政策的对比与启示随着全球经济的快速发展和城市化进程的不断加快，电力需求正在不断增加。

而输配电价格政策作为电力市场的重要组成部分，直接影响着电力行业的发展和电力消费者的利益。

中美澳作为世界上最具代表性的国家之一，在电力市场改革和输配电价政策方面有着各自的特点和经验。

本文将对中美澳三国的输配电价政策进行对比分析，探讨其差异和相似之处，并从中得出对我国输配电价政策的启示。

一、政策概述1. 中美澳输配电价政策概述在中国，输配电价政策是由国家能源管理机构进行统一规划和管理的。

国家能源管理机构通过对输配电价格实行定价或者政府干预的方式，来维护电力市场的公平和稳定。

输配电价的定价包括单一边际成本定价、分类电价及特许经营定价等。

在美国，输配电价政策则由联邦能源管理委员会（FERC）制定和管理。

FERC鼓励市场竞争，通过竞争性招标和竞价方式确定输电价格，以提高市场效率和降低成本。

而在澳大利亚，输配电价政策由澳大利亚竞争法庭（ACCC）监管，实行竞争性定价，确保输配电价的合理性和透明度。

二、政策对比1. 定价机制的差异在定价机制上，中美澳存在一定的差异。

中国实行的是单一边际成本定价，即根据输配电成本来确定价格，政府进行干预和管理。

美国实行的是竞争性定价，通过市场竞争来决定输配电价，而政府不进行干预。

澳大利亚也实行竞争性定价，但由ACCC监管，确保价格的公平和透明。

由此可见，中美澳在定价机制上存在着较大的差异。

2. 政府干预的程度3. 市场竞争和市场效率在市场竞争和市场效率方面，美国的输配电市场更加注重市场竞争和效率，政府不进行太多干预。

而中国和澳大利亚则更注重政府的管理和调控，以确保市场的稳定和公平。

从市场角度来看，美国的市场竞争和效率要更高一些。

三、政策启示1. 借鉴国外经验从中美澳的输配电价政策对比可以看出，不同国家在电力市场改革和输配电价政策方面有着各自的特点和经验。

我国可以借鉴美国的市场化机制，加大市场竞争的力度，提高市场效率。

国外电价制度及对我国电价改革的启示【摘要】本文旨在探讨国外电价制度及对我国电价改革的启示。

在将概述国外电价制度并介绍我国电价改革的现状。

在首先分析国外电价制度的特点，然后指出我国电价改革存在的问题，接着提出借鉴国外电价制度的经验，并总结推动我国电价改革的启示。

最后在呼吁加快我国电价改革的步伐，促进能源领域的发展，提高电价市场化程度。

通过分析国外的经验，我们可以更好地指导我国电价改革，并实现能源领域的可持续发展与进步。

【关键词】国外电价制度，我国电价改革，特点，问题，经验，启示，步伐加快，能源发展，电价市场化程度。

1. 引言1.1 概述国外电价制度国外电价制度是指其他国家对于电力定价的规定和管理体系。

不同国家的电价制度存在一定的差异，但国外电价制度具有以下几个特点：1. 多元化定价机制：不同国家实行不同的电价定价机制，包括市场化定价、政府定价和混合定价等。

有些国家通过市场竞争机制确定电价，而有些国家则由政府主导定价。

2. 能源结构调整：一些国家根据能源资源的特点和环境需求，对电价进行差异化调整，鼓励清洁能源的发展和利用。

3. 政策引导和支持：国外电价制度往往与政府的能源政策和环保政策相结合，通过电价政策来引导和支持能源领域的发展和转型。

4. 法律法规保障：国外电价制度通常有严格的法律法规保障，确保电力市场的公平竞争和消费者权益。

国外电价制度在提高能源利用效率、促进清洁能源发展和推动电力市场化进程方面具有一定的优势和经验可借鉴。

在我国电价改革的背景下，应当深入学习和吸收国外电价制度的成功经验，加快我国电价改革的步伐，促进能源领域的发展，提高电价市场化程度。

1.2 介绍我国电价改革的现状我国电价改革始于上个世纪90年代初，经过多年的探索和实践，取得了一定的成果。

我国电价改革的主要目标是建立市场化的电力定价机制，推动电力市场的竞争化。

现阶段我国电价改革主要包括以下几个方面的内容：调整居民用电价格。

我国居民用电价格一直较低，与实际成本不相符。

中美澳输配电价政策的对比与启示【摘要】本文对中美澳三国输配电价政策进行了对比分析，并提出了相应的启示。

首先介绍了这三国输配电价政策制定的背景，随后对其主要内容进行了比较，包括价格机制、激励政策等方面。

接着分析了这些政策的实施效果，总结出各自的优劣之处。

在启示部分，针对现有政策的经验教训提出了改进建议，如加强市场竞争、提高能源效率等。

最后探讨了未来发展方向，强调了可持续发展和绿色能源利用的重要性。

通过本文的研究，可以为各国输配电价政策的制定和完善提供参考，促进能源行业的发展和供需平衡。

【关键词】中美澳、输配电价政策、对比、启示、制定背景、主要内容、实施效果、未来发展方向1. 引言1.1 中美澳输配电价政策的对比与启示中美澳作为世界上经济实力较强的国家，在输配电价政策方面都有着各自的特点和发展模式。

通过对中美澳输配电价政策的对比与分析，可以发现不同国家在电力市场调控方面的不同之处，也可以从中获得一些启示和借鉴。

在当前全球经济一体化的趋势下，中美澳三国的输配电价政策也在不断向着开放与市场化的方向发展。

中美澳三国在电价政策的制定背景、主要内容对比、实施效果比较等方面存在一定的差异和共同点。

通过深入研究这些方面，可以为各国政府在电力市场调控方面提供经验和借鉴，推动电力市场的健康发展。

在未来，随着电力市场的不断发展和电力需求的不断增长，中美澳三国需要继续深化输配电价政策的改革，促进电力市场的竞争与透明度，确保电力供应的稳定和可持续性。

要加强国际合作，共同应对全球能源挑战，推动全球能源治理体系的建设和完善。

将在电力市场调控方面发挥重要作用，为各国推动可持续能源发展、促进经济增长提供有益的借鉴和经验。

2. 正文2.1 中美澳输配电价政策的制定背景中美澳三国在输配电价政策的制定背景方面存在一些共同点和差异。

中美澳三国都面临着电力供需结构不平衡、能源安全和环境保护等挑战，这促使它们都需要制定相关的输配电价政策来保障电力市场运行的稳定和可持续发展。

德国、日本、美国、加拿大等国家电力市场化改革简述及启示在电力产业链中，发电、输电、配电和售电是最主要的四个环节。

不同的国家在上述各个环节上的市场开放程度存在差异，也就形成了不同类型的电力市场结构和模式。

据此，Hunt归纳出了四种典型的电力市场结构模式，它们分别是：纵向一体化的垄断模式、单一买方的发电竞争模式、批发竞争模式和零售竞争模式。

在此基础上，进一步明确了电力行业引入竞争所需要的条件。

随着电力市场化改革的深入，电价形成机制问题因与电力成本和电力市场竞争密切相关，成为电力市场化改革的重中之重。

在国外，不同的国家和地区电力市场化改革的目标和路径不尽相同，其推进速度和在不同阶段所选择的电力市场结构模式也存在差异。

德国电力市场化改革德国最初采用的是纵向一体化的垄断模式，为了推动国内电力市场化改革进程，提升电力市场运行效率，德国政府随后将电力公司拆分为发电公司、输电公司、配电公司和售电公司4个不同的市场运营主体，并制定和出台了如下的一系列措施：立法引导，在放开发电计划方面优先保障清洁能源地位;用高额补贴和全额上网的保障机制吸引资金，引入多元化市场主体;将计划电量市场化;建立独立且匿名保密的交易平台(欧洲能源交易市场，EEX)，还原电力商品属性，推动发电计划有序放开;完善交易机制，将电价结构细分为12项不同的税费;设立联邦网络管理局(FNA)来监督市场参与者和政府。

经过持续多年的努力，德国的电力市场结构模式最终转变为零售竞争模式。

日本电力市场化改革相比于德国，日本的电力市场化改革则相对稳健。

早在20世纪末，为了打破纵向一体化的垄断模式，放开发电环节的竞争，日本政府于1999年开始先后三次对《电力事业法》进行修改。

进入新千年后，2011年日本国内的“3.11”地震事件证明了全面放开发电计划的市场化改革方式在应对特大紧急意外时存在严重缺陷，这也从侧面验证了进行稳健型的电力市场化改革的必要性。

现阶段，通过多年的酝酿和稳中有序的推进，日本政府拟开始新一轮电力市场化改革，这将是日本自1950年以来对电力行业最大范围的重组，改革的中期目标是实现发电和输电的分离，长期目标则是电力自由化和市场化。

国外峰谷分时电价制度-日本_韩国电价改革对我国的借鉴与启示国外峰谷分时电价制度探析日本_韩国电价改革对我国的借鉴与启示峰谷分时电价的现状分析与发展趋势探讨电价是电力市场最有效的經济调节杠杆。

随着电力经济体制改革与电力市场化，运用电价来调节电力经济运行，以优化电力资源配置，提高电力企业整体经济效益，已经势在必行。

分时电价是在改革中逐步试点与推广的一种新型电价制度，它是根据不同时段发供电成本不同而制定的不同电价。

它包括峰谷分时电价与丰枯分时电价。

本文试图对峰谷分时电价的必要性、现状与发展趋势作些探讨。

1 实施峰谷分时电价的必要性峰谷分时电价是电力产品的瞬时性及供求平衡的客观要求。

电能产品作为一种特殊商品，其最大的特点是瞬时性，即电能的产、供、销是同时完成的。

电能没有半成品，也不能大量储存。

这一特点决定了电能产品供给弹性小，对即时需求依赖性很强。

电力产品的特点决定电力企业生产特点是不论发供电设备使用情况如何，设施每天满负荷或轻负荷运行，设备都必须保持良好的状态。

而且电力生产除保持电力供求平衡外，为保证安全供电，还必须留有足够的发电备用容量。

因此电力企业的基本折旧费、大修理及维修费用、管理费用等固定费用，占电力企业总成本的50%至60%，使生产与供给较为稳定。

而电力需求在一年四季与一天的不同时段呈现出波动频繁与波动幅度较大的特点。

一年的用电高峰集中于最热与最冷的季节，其它季节为低谷用电；一天的用电高峰集中于18点至22点，低谷用电集中于23点至次日7点。

电力生产的稳定性与需求波动性矛盾决定了实施分时电价成为最佳的选择。

通过分时电价调节需求，实现供求平衡。

峰谷分时电价以均衡价格为理论依据，有利于运用价格机制均衡电力负荷，实现电力资源优化配置。

就电力短期供给和需求而言，在某一时点，电力生产成本、物价指数、季节变化、政策变动等因素的影响视为既定，电价便成为调节负荷率、促进资源优化配置的唯一因素。

如图所示：假设均衡价格为P2，均衡需求量为Q2，在高峰用电期，需求量为Q1，且Q1>Q2，此时若实行传统价格不变(假定为P3)，则P3<P2，且小于电力边际成本，发电企业无利可图，仅愿提供Q3的电量，因而导致缺电，缺电量为△Q=Q1-Q3。

国外电价制度及对我国电价改革的启示和借鉴国外的研究资料表明，各个国家在制订电力价格时，都必须考虑电力系统的运行特性和公用事业的规律，并结合本国的社会制度、电力工业管理体制、能源政策、财政状况等全面考虑，灵活掌握，使电力价格能满足电力生产特点，既有利于电力企业自身的发展，又能使用户的费用负担按其自身的用电规律，达到公平合理，并以电价必须经过政府有关部门的批准才能付诸实施的行政手段，来保证电力公用事业的发展，使电力价格相对稳定，更加合理。

在英国、法国及日本三国的电价制定与实施的过程中，有些电价改革的举措是值得我们关注并借鉴的：1应确定科学合理的电价形成机制在进行电价改革时，应遵循价值规律，由社会必要劳动时间来决定电力产品的价值，进而确定电力产品的价格。

2应设置合理的电价结构我国各种用电的比价不尽合理，电价结构繁简不当，没能体现优质优价这一市场经济的重要定价原则，因此电价结构改革势在必行，并且改革要遵循以下5个“有利于”：有利于反映电能商品成本，有利于用户公平合理的负担电能商品成本，有利于执行国家产业政策和节约能源政策，有利于简便易行，有利于电网商业化运营和电力企业的生存发展。

3应理顺电价分类我国现行电价分类种类繁多，使广大用户对电价不理解、电费管理人员也难以掌握，执行困难，影响管理水平的提高，因此必须理顺电价分类，并做到简明易行。

4应促进电力消费我国现行电价，对同一类用户只有一种电价，用户选择余地不大，缺乏用电的积极性，降低了用电热情。

在当前电力供应满足需求时，为了扩大电力市场，应充分利用电价来调动用户优化用电结构的积极性，对同一类用户给出2—3种电价以供选择，实行分级递减或分区段递减电价，鼓励用户多用电。

5应扩大两部制电价实施范围两部制电价是当今世界各国普遍采用的一种先进的电价制度，它可以充分发挥经济杠杆作用，提高负荷率，使用户负担合理和保证电力企业的收入。

但是，我国目前只对容量在320kVA级以上的大工业电力用户执行两部制电价，为了使用户合理负担电力工业企业的容量成本和电能成本，充分发挥两部制电价的优越性，应扩大两部制电价的实施范围，建议除居民用户以外的其他电力用户均实施两部制电价，另外居民用户应规定月最低电费标准。

国外电价制度及对我国电价改革的启示【摘要】本文将介绍国外电价制度及我国电价改革的现状。

国外电价制度的特点包括多样化和市场化，对我国的启示体现在需加强市场监管和提高透明度。

我国电价改革面临挑战，包括电价补贴过多和电力市场不完善等问题。

电价改革的方向应该是逐步市场化和提高电价形成机制的公平性。

为推进电价改革，可以采取措施如加强电力市场监管和建立合理的电价政策。

借鉴国外电价制度的经验可以促进我国电价改革的进程，推动我国电力市场的发展，实现电力资源的高效利用和能源结构的优化。

【关键词】国外电价制度，我国电价改革，特点，启示，挑战，方向，措施，借鉴经验，推动进程。

1. 引言1.1 介绍国外电价制度国外电价制度是指其他国家对电力市场的调控和定价机制，每个国家的电价制度都有其独特的特点。

一般来说，国外电价制度的特点包括：一是定价透明，即电价的形成过程公开透明，参与者可清晰了解电价的形成依据和计算方法；二是合理收费，即根据电力供求关系和成本投入确定公平合理的电价水平，保障电力企业的正常运营和盈利，同时保障用户的利益；三是政府监管，即政府通过监管机构对电价制度进行调控和管理，确保电价水平的稳定和正常运行。

在国外的一些发达国家，电价制度的调控非常严格，政府对电力市场的监管力度很大，确保了电价的合理性和公正性。

这种国外电价制度对我国的电价改革提供了一定的启示，我们可以借鉴其透明、合理和监管的特点，加强我国电价制度的改革和完善，提升电力市场的运行效率和服务质量。

1.2 介绍我国电价改革的现状面对这些问题，我国电价改革需要进一步加快推进，建立健全市场化的电价形成机制，完善电力市场竞争环境，促进各类市场主体参与竞争，推动电力市场向市场经济模式转变。

通过改革和完善电价调整机制，实现电价与供需之间的平衡，提高电力市场的透明度和效率，促进电力行业的可持续发展。

2. 正文2.1 国外电价制度的特点1. 分级定价：许多国外电价制度是按照不同的用户类别进行分级定价的，比如按照工商业用户、居民用户和农业用户进行分类，然后分别制定不同的电价标准。

中美澳输配电价政策的对比与启示随着全球化和经济一体化的不断推进，输配电成为国际能源领域的重要问题。

在这一领域中，中国、美国、澳大利亚是重要的国家，在输配电价政策方面也有着不同的做法。

本文将分析这三个国家的输配电价政策，分析其异同，并探究这些做法对中国输配电价政策的启示。

1.中国输配电价政策的现状我国能源需求快速增长，电力消费规模大幅增加，电力需求成为我国经济发展的重要驱动力。

然而，我国输配电价格体系存在一系列问题。

首先，我国的输配电经营成本过高，电网经营企业的竞争能力弱，导致输配电价低于成本，经营效益低下。

其次，我国输配电市场缺乏竞争，输配电企业利润固定、沉淀，很难通过竞争获得更多利润，导致企业不愿进行技术创新。

再次，我国输配电市场信息不透明，输配电企业很难获得有效的市场信息，从而很难进行科学决策。

美国的输配电市场中存在多种价格形式，包括可再生能源电费、电网租赁电费、固定费用、能源成本等。

美国输配电价格的确定主要受制于政府政策、市场竞争等因素。

在一些地区由于电力运营商的竞争，输配电价格保持相对的合理，但也存在一些地区输配电价格过高、霸权市场等问题。

澳大利亚的输配电市场在90年代初期进行了重大改革，由于国家政策的推动，澳大利亚输配电市场成为世界范围内最为开放和透明的电力市场之一。

澳大利亚输配电价格的市场化程度较高，市场竞争激烈，输配电垄断被打破，企业管理的经济效率大幅提高，并获得了更佳的市场定价环境。

从国际经验来看，我国输配电价格的科学分析和识别是我国电力市场的重点和基础。

在输配电价格的确定中，应该考虑市场供求关系和成本因素，提高输配电市场的竞争性，并采用更加灵活的价格机制和电力负荷管理手段，实现供需平衡和价格合理。

另外，应提高市场信息化水平，建立输配电数据共享平台，提高企业运营管理的效率和经济效益。

最后，应强化监管，打破垄断，推进市场化改革，促进输配电市场的公平竞争和健康发展。

他山之石，丹麦和德国火电转型的启示他山之石，丹麦和德国火电转型的启示1丹麦和德国是火电转型翘楚，2021年新能源发电量占比全球领先2新能源渗透率超过20%时，丹麦和德国火电利用小时数均呈下降趋势3完善的市场化电价体系是提升灵活性的核心驱动力4明确收益机制，挖掘电网侧、用户侧灵活性5电网跨境灵活互济充当“储能电池”■欧洲新能源发电量占比位居全球首位。

2010-2019年，欧盟风光发电量占比由5.13%提升到17.48%，风光发电量CAGR 9=14.07%；2020年，欧洲风光发电占比达19.58%，位居全球首位。

图表：欧洲风电光伏发电量占比持续提升至2019年的17.48% 图表：2020年欧洲风电光伏发电量占比位居全球首位■具体到国家来看，2021年，丹麦新能源发电量占比超过50%，位居全球首位；德国、西班牙等国位居全球第二梯队，新能源发电量占比超过20%。

对比来看，亚洲、美洲和非洲地区国家新能源发电量占比大多位于20%以下。

图表：2021年丹麦、德国等欧洲国家新能源发电量占比全球领先注：部分国家使用2020年数据图表：2020年丹麦风光装机量占比48.83% 图表：2021年德国风光装机量占比55.81% 图表：2020年丹麦风光发电量占比60.99% 图表：2021年德国风光发电量占比28.85%2 新能源渗透率超过20%时，丹麦和德国火电利用小时数均呈下降趋势■伴随新能源发电量占比的持续提升，火电机组出力需求降低，逐渐向灵活性电源转变。

当丹麦、德国风光发电量占比分别达到20%、15%左右时，火电机组利用小时数开始下行。

■2015-2018年丹麦风光发电量占比达到约50%，其热电联产机组利用小时数在1900小时左右（2015年丹麦热电联产机组发电量占火电比重达82%），2019-2021年德国风光发电量占比达到30%左右，燃煤机组利用小时数3500 小时左右（除2020年）。

图表：丹麦风光发电量占比提升至20%左右时，热电联产机组利用小时数开始下降图表：德国风光发电量占比提升至15%左右时燃煤机组利用小时数开始下降11.8%3.5%1995 1996 1997 1998 1999 20008.2%2005 2006 2007 2008 2009 50.90.1%2010 2011 2012 2013 2014 20152016 2017 2018 2019 2020 202 2009年起火电灵活性 改造积极性大增 ① 2008年对新建火电机组提出的灵活性要求； ②电力现货市场定价频率 由3次/天提升至24次/天； ③2009年在电力现货市场引入负电价 利用小时数明显降低，灵活性焦点转移到终端能源灵活性改造成为必需 消费部门耦合和需求侧 欧洲统一的日前市场投入 2018年欧洲跨境日内市场使用，灵活性来源更广泛 % 启动，改善了平衡日内发 电量偏差的能力1 2 1CHP 机组热电解 耦，改造投资少 ①发、输配、售电分开； ②大工业用户可以直接参与电力市场；③1999年加入北欧电力 交易所■通过复盘丹麦电力系统灵活性变革历程，我们发现电源侧在2016年之前一直都是主要的灵活性来源，而其中火电灵活性是核心。