电监会发布《2008年度电价执行情况监管报告》

　　《监管报告》提出，对已查出的电价违法违规问题，各有关电力企业要迅速纠正、限期整改，并于2009年年底前向电力监管机构报告整改情况。

　　国家电监会有关负责人表示，电力监管机构将进一步加强电价执行情况的监督检查，定期对电力企业价格、成本、电费结算及相关信息进行汇总分析，并向社会披露，增加社会对电价信息的知情权，维护市场主体和消费者的合法权益。

　　电价水平略有上升

　　2008年，国家于7月1日和8月20日两次对电价进行调整，其中上网电价平均每千瓦时提高了4.14分，输配电价平均每千瓦时提高了0.36分，销售电价平均每千瓦时提高了2.61分。从实际执行情况看，2008年发电企业平均上网电价为360.34元/千千瓦时，比2007年增长7.15%。电网企业不含政府性基金和附加平均销售电价为523.10元/千千瓦时，比2007年增长2.87%；平均购电价为365.03元/千千瓦时，比2007年增长4.78%；平均输配电价（含线损）为158.06元/千千瓦时，比2007年下降1.29%。随销售电价征收的政府性基金和附加，全国平均水平为29.75元/千千瓦时（电网企业售电量口径平均值）。

　　《监管报告》特别指出，2008年，风电平均上网电价为542.48元/千千瓦时，比2007年的617.58元/千千瓦时下降了12.16%，下降幅度较大。

　　从分类销售电价看，商业电价最高，为847.26元/千千瓦时，依次为非居民照明用电729.27元/千千瓦时、非普工业用电718.76元/千千瓦时、大工业用电535.60元/千千瓦时、居民生活用电469.12元/千千瓦时、农业生产用电399.66元/千千瓦时，贫困县农排用电电价最低，为160.53元/千千瓦时。

　　2008年电价水平有四个特点：一是受政策性调价因素影响，上网电价增幅高于销售电价增幅，区域增幅差异较大。二是由于上网电价调整幅度高于销售电价，输配电价水平较上年有所下降。三是各类用户间电价交叉补贴现象依然存在，销售电价分类有待进一步改革简化。四是风电装机容量和发电量大幅增长，其上网电价呈下降趋势。

　　重点电价政策取得预期效果

　　《监管报告》显示，可再生能源电价附加政策、脱硫电价政策、差别电价政策、大用户直购电价政策取得了预期效果。

　　2008年，全国征收可再生能源电价附加30.88亿元。2007年10月至2008年6月补贴金额已在2008年内支付完毕。

　　2008年，执行脱硫加价电量12982.83亿千瓦时，比2007年增加3594.97亿千瓦时，增长38.29%。电网企业支付脱硫加价费用197.58亿元，比2007年增加54.24亿元，增长37.84%。

　　据统计，2008年全国有1769家高耗能企业执行差别电价，比2007年减少435家。全国征收差别电价的电量为73.78亿千瓦时，比2007年减少19.79亿千瓦时；共收取差别电价加价电费6.46亿元，比2007年减少60万元。

　　目前，吉林和广东作为两个试点省份，实行了大用户直购电试点。2008年，吉林碳素股份有限公司向国电龙华热电股份有限公司实际直购电量4.8亿千瓦时，直接购电价格307.35元/千千瓦时。广东省台山市大用户实际直购电量1.75亿千瓦时，向电厂直接购电价格430.65元/千千瓦时。

　　电价执行中存在的主要问题

　　2008年7月，电力监管机构对全国30个省区市（除西藏外）电价政策调整情况进行了监督检查，11月，又与发展改革委联合在全国开展重点检查。《监管报告》披露了发现的问题。

　　一是部分电力企业依然存在违反国家电价政策的行为。如个别供电企业存在提高或变相提高销售电价的行为；对小水电企业增值税优惠政策在个别地方仍未得到执行；个别电网企业存在自立收费项目、自定收费标准行为；部分电厂机组脱硫投运率不高，但却享受了脱硫电价等等。二是电煤价格矛盾突出，发电企业亏损严重。三是脱硫电价执行时间滞后问题未得到根本性解决，个别地方脱硫加价执行仍然不到位。四是可再生能源电价补贴结算周期较长，影响发电企业资金周转。五是电网企业经营困难加大。六是一些地方违规出台优惠电价措施，影响电价政策执行，导致电力企业经营收益减少。

　　针对电力企业存在的违法违规行为以及电价执行不规范等问题，《监管报告》提出，电力监管机构将进一步加大对电力企业电价政策执行情况的监督检查力度，督促电力企业严格执行国家电价政策。要加强跨地区电能交易监管力度和跨省跨区电能交易价格管理，研究建立跨省跨区电能交易输电价格审核及调整机制，合理确定跨省跨区输电价格，规范电网企业输电费用收取原则和标准，促进跨省跨区电能交易行为逐步实现市场化。

　　《监管报告》提出，要积极推进大用户与发电企业直接交易试点工作，推进电力市场建设，建立开放有序的电力竞争市场。在条件具备的地区，开展电力双边交易试点，探索建立区域电力市场交易平台，利用市场化的办法解决电力发展和改革中的矛盾和问题。同时，配套推进电价改革，逐步理顺煤电价格关系。加快制定输配电成本监管办法，逐步明晰输配电成本。加大城市配网和农网改造力度，积极推进城乡同网同价政策的贯彻落实。逐步归并销售电价类别，研究电力社会普遍服务政策，使价格信号真实反映用电成本，逐步减少交叉补贴。