國家電監會日前發布的《2008年度電價執行情況監管報告》（以下簡稱《監管報告》）顯示，2008年全國電價水平與上年度相比略有上升。從電力監管部門的監督檢查情況看，電價政策執行情況良好，但個別地方仍存在違反國家電價政策的行為，政策執行中的一些矛盾和問題依然存在。

《監管報告》提出，對已查出的電價違法違規問題，各有關電力企業要迅速糾正、限期整改，并于2009年年底前向電力監管機構報告整改情況。

國家電監會有關負責人表示，電力監管機構將進一步加強電價執行情況的監督檢查，定期對電力企業價格、成本、電費結算及相關信息進行匯總分析，并向社會披露，增加社會對電價信息的知情權，維護市場主體和消費者的合法權益。

電價水平略有上升

2008年，國家于7月1日和8月20日兩次對電價進行調整，其中上網電價平均每千瓦時提高了4.14分，輸配電價平均每千瓦時提高了0.36分，銷售電價平均每千瓦時提高了2.61分。從實際執行情況看，2008年發電企業平均上網電價為360.34元/千千瓦時，比2007年增長7.15%。電網企業不含政府性基金和附加平均銷售電價為523.10元/千千瓦時，比2007年增長2.87%；平均購電價為365.03元/千千瓦時，比2007年增長4.78%；平均輸配電價（含線損）為158.06元/千千瓦時，比2007年下降1.29%。隨銷售電價征收的政府性基金和附加，全國平均水平為29.75元/千千瓦時（電網企業售電量口徑平均值）。

《監管報告》特別指出，2008年，風電平均上網電價為542.48元/千千瓦時，比2007年的617.58元/千千瓦時下降了12.16%，下降幅度較大。

從分類銷售電價看，商業電價最高，為847.26元/千千瓦時，依次為非居民照明用電729.27元/千千瓦時、非普工業用電718.76元/千千瓦時、大工業用電535.60元/千千瓦時、居民生活用電469.12元/千千瓦時、農業生產用電399.66元/千千瓦時，貧困縣農排用電電價最低，為160.53元/千千瓦時。

2008年電價水平有四個特點：一是受政策性調價因素影響，上網電價增幅高于銷售電價增幅，區域增幅差異較大。二是由于上網電價調整幅度高于銷售電價，輸配電價水平較上年有所下降。三是各類用戶間電價交叉補貼現象依然存在，銷售電價分類有待進一步改革簡化。四是風電裝機容量和發電量大幅增長，其上網電價呈下降趨勢。

重點電價政策取得預期效果

《監管報告》顯示，可再生能源電價附加政策、脫硫電價政策、差別電價政策、大用戶直購電價政策取得了預期效果。

2008年，全國征收可再生能源電價附加30.88億元。2007年10月至2008年6月補貼金額已在2008年內支付完畢。

2008年，執行脫硫加價電量12982.83億千瓦時，比2007年增加3594.97億千瓦時，增長38.29%。電網企業支付脫硫加價費用197.58億元，比2007年增加54.24億元，增長37.84%。

據統計，2008年全國有1769家高耗能企業執行差別電價，比2007年減少435家。全國征收差別電價的電量為73.78億千瓦時，比2007年減少19.79億千瓦時；共收取差別電價加價電費6.46億元，比2007年減少60萬元。

目前，吉林和廣東作為兩個試點省份，實行了大用戶直購電試點。2008年，吉林碳素股份有限公司向國電龍華熱電股份有限公司實際直購電量4.8億千瓦時，直接購電價格307.35元/千千瓦時。廣東省臺山市大用戶實際直購電量1.75億千瓦時，向電廠直接購電價格430.65元/千千瓦時。

電價執行中存在的主要問題

2008年7月，電力監管機構對全國30個省區市（除西藏外）電價政策調整情況進行了監督檢查，11月，又與發展改革委聯合在全國開展重點檢查。《監管報告》披露了發現的問題。

一是部分電力企業依然存在違反國家電價政策的行為。如個別供電企業存在提高或變相提高銷售電價的行為；對小水電企業增值稅優惠政策在個別地方仍未得到執行；個別電網企業存在自立收費項目、自定收費標準行為；部分電廠機組脫硫投運率不高，但卻享受了脫硫電價等等。二是電煤價格矛盾突出，發電企業虧損嚴重。三是脫硫電價執行時間滯后問題未得到根本性解決，個別地方脫硫加價執行仍然不到位。四是可再生能源電價補貼結算周期較長，影響發電企業資金周轉。五是電網企業經營困難加大。六是一些地方違規出臺優惠電價措施，影響電價政策執行，導致電力企業經營收益減少。

針對電力企業存在的違法違規行為以及電價執行不規范等問題，《監管報告》提出，電力監管機構將進一步加大對電力企業電價政策執行情況的監督檢查力度，督促電力企業嚴格執行國家電價政策。要加強跨地區電能交易監管力度和跨省跨區電能交易價格管理，研究建立跨省跨區電能交易輸電價格審核及調整機制，合理確定跨省跨區輸電價格，規范電網企業輸電費用收取原則和標準，促進跨省跨區電能交易行為逐步實現市場化。

《監管報告》提出，要積極推進大用戶與發電企業直接交易試點工作，推進電力市場建設，建立開放有序的電力競爭市場。在條件具備的地區，開展電力雙邊交易試點，探索建立區域電力市場交易平臺，利用市場化的辦法解決電力發展和改革中的矛盾和問題。同時，配套推進電價改革，逐步理順煤電價格關系。加快制定輸配電成本監管辦法，逐步明晰輸配電成本。加大城市配網和農網改造力度，積極推進城鄉同網同價政策的貫徹落實。逐步歸并銷售電價類別，研究電力社會普遍服務政策，使價格信號真實反映用電成本，逐步減少交叉補貼。

《監管報告》還提出了完善可再生能源電價政策和脫硫電價政策的監管建議。