国家发改委于2008年7月1日起实施了电价调整，全国销售电价平均提高2.5分/千瓦时，最终落实到发电企业身上的上网电价全国平均提高1.7分/千瓦时。此次电价上调（同时出台了电煤限价措施）,对缓解发电企业经营危机起到了一定的积极作用，暂时缓解发电企业的资金压力，部分化解“电煤矛盾”，但与发电企业扭亏增盈、健康发展的目标还有较大差距，尚不能从根本上解决困扰发电企业的电价问题。

    我国电价机制目前处于是什么样的状况？在新形势下存在哪些问题？本文从多个角度对我国（上网）电价机制进行了探讨。    

    1、我国电价机制简述    

    对我国的上网电价而言，长期以来是以发电成本加上一定的利润回报作为定价基础，体现的是“成本决定价格”的经济思想，这也是我国电价与电煤价格保持同步增长的根本原因。尤其是80年代开始的“集资办电”，以各发电厂的成本叠加出电价，发电企业的电价五花八门甚至出现了“一厂（机）一价”，发电成本得不到有效控制。近年来政府实施各区域上网“标杆电价”政策，由于锁定了收益，发电企业开始注重控制工程造价和发电成本。从2003年开始，我国开始区域电力市场化建设，试图建立起电价的市场形成机制，但均以无果告终。2004年12月出台了衔接我国电煤成本与上网电价的“煤电价格联动”机制，并在2005、2006年实施了两次。由于2007年以来煤炭市场全面放开，煤价大幅上涨，煤电价格联动政策受制于CPI高企陷入停滞，发电企业的发电成本大幅上涨，而上网电价仍然维持在2006年水平，电力的成本信号不能有效的传递到终端销售侧，现行电价机制的弊端开始显现，价格出现扭曲。可见，煤电价格联动政策还不是真正意义上的市场机制，我国尚未能建立有效合理反映发电成本的上网电价的市场机制。在当今全球能源趋紧的大环境下，建立能及时反映成本信号的电价体系对实施节能减排及我国电力行业的稳定健康发展尤为重要。    

    2、电价脱离供求关系

    从经济学的角度来看，决定商品均衡价格的首要因素是供需关系，成本仅是一个参考因素，作为对供需关系的反映，在特定的市场结构下，商品的价格有可能偏离其成本。作为成熟的电力市场化国家，美国在其区域电力市场中对发售电侧均实施了市场竞争，尤其在发电侧采用节点电价体系LMP来决定电价，节点电价主要反映短期供需关系和输电线路阻塞，各发电机组的节点电价都反映阻塞成本；英国早期采用电力库（POOL）模式集中竞价，目前采用大量双边合同和短期现货合同交易结合的模式（NETA）来决定电价。无论美国的节点电价还是英国的POOL或是NETA，都是市场机制形成电价，它不仅反映成本，更反映供求关系、线路阻塞等市场信息，发电商有机会根据垄断地位及各种物理、金融条件运用各种竞价策略参与发电报价有可能获得远远高出发电成本的超额利润。

    在我国，发电企业自身对供求关系无法做出敏感的反映，政府通过控制发电企业的发电量来达到供求均衡。我国不论是在电力紧张的“电荒”时期，还是在供大于求的电力供需缓和时期，对发电企业而言主要体现在发电利用小时的变化，缺电时期电厂的（基本）发电利用小时高，过剩时期（基本）发电利用小时低。