电力是一种特殊商品，属公共物品或准公共物品。其价格是能源价格体系中的重要组成部分。形成合理电价机制，促进资源优化配置，已经成为进一步深化电力体制改革，关系国家安全、社会和谐、经济发展和人民生活十分重要而迫切的问题之一。电价改革是电力体制改革的核心，但在目前我国电力体制改革进程加快的背景下，电价水平，电价制度还停留在原来的状况下，使电价改革的问题日益突出。　　 不同时期有不同的电价机制，我国电价机制改革大概经过了四个阶段。　　 一、单一电价时期（1949-1985年）。电力行业实行高度垄断，电价体系比较单一，只有销售电价，定价权在中央政府。政府对电价实行严格管制，销售电价总体水平比较稳定。　　 二、还本付息及加价电价政策时期（1985-1995年）。这期间出台了三项重要的电价政策。1.是对集资兴建的电厂实行还本付息电价。2.是实行“燃运加价”政策。3.是出台“二分钱”电力建设基金。集资办电和多种电价制度的实施，打破了中央政府独家办电和单一的计划电价的局面，调动了社会各方办电的积极性，筹集了大量资金，有效地促进了电力事业的发展。　　 但是多种电价政策也带来了以下问题：　　 1.还本付息电价政策对电力项目造价攀升缺乏有效的约束。导致机组造价越来越高。　　 2.新老电厂两种电价机制，不利于公平竞争和实现资源的优化配置。　　 3.不利于电网的建设和发展。出现电力建设中“重厂轻网”的局面，使电网的建设严重落后于电厂的建设。　　 三、经营期电价政策时期（1995-2003年）。这一阶段电源盲目投资得到一定程度的控制，电价管理的规范化和透明化提高。上网电价总水平有所降低，输配电价合理空间初步得到重视。新建项目的上网电价平均每千瓦时降低了5分钱左右，使我国在电力项目还贷高峰时期保持了电价水平的基本稳定。“两改一同价”政策减轻了农民负担，促进了农村经济发展。　　 四、厂网分开，全面改革时期（2003年至今）。这一阶段主要明确了电价改革目标，改革电价形成机制，电价改革进入一个崭新时期。　　 逐步归并上网电价，对新建机组实施标杆上网电价。“标杆电价”政策的出台，摒弃了2004年以前按照补偿个别成本的原则定价的模式，开始按照区域社会平均成本实行统一定价，不再实行“一机一价”。　　 随着一次能源市场变化，建立煤电价格联动机制，2005年5月启动煤电价格联动，在政府的指导下，提高电力价格，对抑制部分行业的过快投资，转变粗放型生产方式和节约资源等，都有正面影响。符合当时的宏观经济。　　 出台有利于节能减排和可再生能源发展的电价政策。差别电价政策的颁布和实施，有利于促进经济增长方式的转变。高耗能企业中属于淘汰类的项目已部分关停，同时，属于国家鼓励类的高耗能企业发展较为顺利，效益较好，达到了“扶优抑劣”的政策调控目的。　　 随着我国电价改革进入实质性阶段，电价改革暴露的问题也越来越多。具体存在以下几种问题：　　 一、上网电价调整与煤炭价格的关系处理缺乏科学机制。煤电价格联动机制仍然具有浓厚的行政色彩，电价的联动上涨，使工业部门承受大部分新增的经济负担，这种负担又通过提高工业产品价格转嫁给消费者，引发全社会物价轮番上涨。　　 管制者转而推行的煤电一体化政策，也存在着弊端。一是煤炭开采和发电都属于沉淀类投资，资金需求大，如果资金链断裂（多为庞大的国企），必将对国家经济造成不良影响。二是纵向一体化可能使某一生产阶段的运营达不到规模经济的要求，从而增加生产成本和管理成本。三是不利于提升发电企业的核心竞争力。四是企业经营风险增大。五是不利于资源优化配置。　　 煤电协调政策屡遭困境具有深层次原因：　　 1.相关政策多是就价格论价格，没有就关联问题一并解决。　　 2.运力问题一直是电煤供应的瓶颈。　　 3.煤炭产运需信息不对称也是不可忽视的一个重要原因。　　 二、缺乏独立的输配电价机制。　　 1.电网负担加重，电网建设面临困境。在核定电价时，规定按7：3的比例分别确定发电电价和输配电价。输电和配电工程投资不足，原有电价难以补偿。脱硫加价、节能调度、抽水蓄能电站租赁等因素引起电网成本大幅增支，长期未疏导，加大电网负担。　　 2.输配电价在电价总水平的比重失衡。从输配电价占销售电价的比重看，国外平均水平为55％～60％，国内平均水平为36％。近两年电网输配电价空间不断缩小。　　 3.缺乏输配电定价机制。2002年厂网分开以后，区域电力市场在标准电力市场中的作用日趋明显。但目前区域输配电价机制仅停留在理论阶段，在目前电力紧缺的状况下，区域输配电价的出台会遭受到各种阻力。　　 三、销售电价问题。　　 1.电价分类不合理。部分地区的销售电价分类方法违反《电力法》的规定。　　 2.两部制电价存在的问题。基本电价在电价总水平中比重比较偏低，容量电价计价方式不科学，造成的后果是用户毫无顾忌地无偿占用有限的电网资源，加重电网负担的同时又造成电力供应分布不合理。　　 3.峰谷电价问题。由于供电部门下网电价按平均电价计收，销售电价如按峰谷电价计算，峰谷分时电价推行的越好，平均销售电价越低，供电企业收益越小，甚至亏损。　　 4.丰枯水季节电价问题。由于丰枯季节电价定得不尽合理，丰水期电能不能充分利用。　　 5.违法违规降价销售。改变了国家现行电价体系，降低了输配电价和销售电价；电网为大用户提供的备用电量得不到补偿，影响电网安全，电网企业的利益受损。　　 6.电价内代征的基金过多，电价承担了过多的“政府职能”。扭曲了价格的本质属性。　　 7.交叉补贴现象严重，造成社会负担不公平。　　 对策分析　　 一、解决煤电产业链之间的矛盾的对策：　　 1.真正放开电煤价格，加强价格监管让计划内电煤价与市场价接轨，由供求关系决定。加强煤炭价格的调控力度，按照《价格法》监管煤炭价格的垄断和合谋行为。与此同时，以资源税和政府补贴等形式调控电煤供应。向煤炭企业征收资源税，并根据宏观经济和煤炭供需形势适时调整税率。电煤价格放开后，上网电价理应随之相应提高，但由于政府管制了销售电价，在输、配环节没有分开的情况下，无法实现提高上网电价。因此，政府理应对发电企业给予财政补贴，补贴资金来源于上游煤炭企业的资源税收人，以及下游对大用户和高耗能用户的差别电价收入。　　 2、扶持和培育煤炭第三方物流公司，物流公司以合同的形式在一定的期限内为煤炭企业和发电企业提供电煤物流专业服务。第三方物流公司可以独立或与煤炭企业、发电企业联合建立物流基地。第三方物流公司在铁路运力不紧张时，以较低的价格将电煤运送到煤炭物流基地。煤炭物流基地按照全国煤炭的需求中心设置，通过短距离运输即可满足包括电煤在内的区域煤炭需求，实现合理性、经济性和安全性的统一。　　 3、及时发布煤电产运需信息。由于煤电产业链的上下游企业都是大型企业集团，在市场上处于垄断地位，企业一般不主动披露生产经营和市场销售信息，管制者要加强信息监管，强制企业披露相关信息，必要时可直接公开信息，确保煤炭产、运、需信息对称，反映真实的供求关系，为市场机制作用的发挥创造条件。　　 二、解决缺乏独立的输配电价机制的对策。比较论述中外输配环节成本分类，国际上对输电价格形成机制中考虑最多的三类输电费用：接网费、阻塞费和网损费。国内目前的输电成本大致上可以分为：所有者收入需求、发电成本、阻塞成本、扩建成本及设备占用成本等。　　 提出输电定价方法—综合成本定价分摊办法。具体的分摊方法主要有：合同路径法、邮票法、边界潮流法、兆瓦一公里法、逐线计算法。通过公式、图标方式逐一说明各种方法的优、缺点。　　 三、解决销售电价环节矛盾的对策　　 1.剔除不必要的基金项目，还原电价基本功能。对一些体现宏观调控功能的政府性基金，可采用税收的手段，将其全部纳入财政预算，建立多种专项预算，将更有利于宏观政策的实施和有效的政府监控。　　 2.逐步改变交叉补贴现象，在同等用户之间公平负担，是社会经济发展的要求，也是按照市场经济规律管理微观经济主体的必然选择。　　 3.完善落实有利于节能减排和可再生能源发展的电价政策。合理引导高耗能行业发展，促进企业节能降耗，提高电力资源利用效率，研究对居民用电实行阶梯式累进递增电价，促进用户节约用电。　　 四、在加强监管的基础上实施政企分开、实行企业自主经营模式。　　 我国目前的电力改革正处于市场化改革的起步阶段，电力企业的造假行为有可能逃避电监会的监督。建议解决上述矛盾要从体制上真正做到政企分开，在电力企业内部建立规范完善的法人治理结构和现代企业制度，形成符合社会主义市场经济发展要求的政府主管部门与电力企业之间的委托代理关系。介绍了英国、法国、日本电价的管制特点，一些先进经验可以借鉴。　　 此外，政府可以通过建立完善的法律制度来保障电力体制改革的顺利进行。以法治框架作为电力改革的依据。在这个环境中，合作的可能性大大提高，政府和电力企业会向着共同的目标运行，在提高各自效率的同时带动整个社会福利的提高。　　 由于作者的水平有限，部分资料不能获得，不能对销售电价与上网电价联动进行更进一步的分析，并提出合理的解决方案，是本文最大的不足。