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煤电联动与电力改革的思考与探讨
煤电联动与电力改革的思考与探讨
刘承水
（北京城市学院城市信息应用研究所 北京 100083）
摘 要：
本文分析了煤电联动的意义和实施时应该注意的问题，指出煤电联动治标不治本，提出了电煤解决之路；同时，回顾了我国电力改革的进程，基于电力行业特性和电力市场分析的基础上，提出了针对我国电力改革的建议。
关键词：
煤电联动；电力改革；能源；市场
一、煤电联动
作为我国能源系统重要的两大行业，煤电之间相互依存、相互促进与发展，是唇齿相依的上下游关系。
从电力对煤炭的依存来看，在我国目前电力结构中，用煤发电占总装机容量的70%以上，因此可以说没有煤就没有电；而从煤对电的依存来看，电力生产对煤炭的需求是煤炭行业的最大用户，电煤占全国煤炭销售量的60%左右，如果发电不用煤，一半以上的煤矿就要关门。
不过，2003年以来我国煤炭市场供应紧张、价格暴涨，而燃料增支在国家控制的电价中无法疏导，造成火电厂赢利大幅下滑。
据统计，全国1140家火电企业中有440家亏损，总亏损额78亿元，煤电宿怨在2004年达到顶点。
在电煤会不欢而散后，五大发电集团联名向政府上书陈情。
我国煤炭市场已经市场化，而电力行业正向市场转型。
一方面电力企业难以承受市场化煤炭价格，另一方面合同内电煤价格却远远低于市场价，这是导致电煤供应紧张的根源。
电煤价格之争，不是电煤两个行业之争，更不是企业之争。
根本在于，煤电两个行业改革不同步，煤价、电价形成的机制不同。
为疏导矛盾，2004年12月15日，发改委发出《关于建立煤电联动机制的意见的通知》，决定实施煤电价格联动机制。
1．煤电联动的意义
在电力改革未完全到位和电价未市场化之前，基于综合考虑煤炭、电力以及社会各方面利益的基础上，出台带有行政性质的煤电价格联动措施有其必然性和迫切性，虽然它不是最优解决办法，但符合经济学中的满意原则。
煤炭和电力作为国家重要的基础性能源，它们对其它行业发展以及居民生活有着十分重要的影响。
目前，我国电力市场改革不完全，电力企业很难通过内部消化来解决，市场自发的煤电联动无法出现，只能求助于带有行政性质的煤电联动来协调解决。
因此，目前用行政办法采取煤电联动过渡是权宜之计，也是治标的方法，电煤纠纷的最终解决还取决于电力改革的进展情况，通过电价市场化来最终形成市场化的煤电联动来化解。
另外，煤电价格之争除了电煤供求矛盾外，还有来自运输瓶颈制约、煤炭资源品质结构不合理等方面的原因。
因此，目前的电煤供应紧张问题除了出台煤电价格联动措施外，还需综合治理和进一步进行电力市场化改革。
2．煤电联动的实施
实施煤电联动，需注意以下七个问题：
第一，在电价还没有真正市场化之前，煤电价格联动要建立一个长效的机制，电价和煤价应随市场行情升降，不能只升不降，避免联动措施被误解为涨价信号。
在煤炭和电力供应紧张的时候，煤炭和电力行业都在期盼出台这项措施，因为与原来相比，联动措施显然留出了一定的涨价空间。
从目前看，我国电价的上涨具有一定的刚性，考虑到煤价的变化是由市场决定的，随时随地受市场波动因素影响，价格有升有降。
因此，煤电价格联动要在尊重历史的同时，实行长期的联动，不能只是在煤炭价格上升的时候讲联动，在煤炭价格下降时，就不能联动了，到那时更需要政府坚持煤电联动，使之作为一项长效机制坚持下去，避免出现只升不降的局面。
第二，煤电联动后，电价调整不宜过于频繁，不但要考虑全国范围内的调整，还要考虑到区域内电价的调整，避免频繁调整引发社会大范围的震荡。
由于电价调整牵涉到社会的方方面面，必然会对相关产业及企业产生巨大影响，还要耗费大量的人力和物力，如果选择调整时间短，需要调整的次数就会增加，一方面增加政府的工作压力，另一方面会令社会感到政府决策变化太快，不利于政策的实施。
另外，电价调整还得考虑区域的差别性，产煤大省可以凭借煤炭出矿价的变动情况来调整，但那些不是产煤大省的区域就很难用煤炭出矿价来衡量是否调整电价。
再者，由于区域分布不同，每个省的煤炭价格变化幅度会因中间费用不同而有所不同，可能会出现一个消费煤的省份的价格变化幅度大，远远超过煤电联动所规定的幅度，而另外一个省的幅度却没有达到。
第三，煤电联动后，煤、电价调整时间应和煤炭价格运行规律相联系，应选择在煤炭价格相对平稳的时期调整，要注意错开煤炭的消费高峰期。
在当前煤炭供求相对紧张的形势下，实施煤电价格联动，重点合同电煤的价格可能会上升，从而促进整个市场煤价上扬。
另一方面，从煤炭消费的规律来看，其价格波动有一定的规律性，冬季（特别是年底）和夏季用煤高峰，再加上运力赶上春运和暑期高峰，煤炭价格波动较大。
因此，建议实施煤电价格联动后，煤、电价调整时间应错开这两个时间段，从而有利于稳定煤炭市场。
第四，煤电联动后，要有一个能够反映一段时期内煤炭价格变动情况的煤炭价格指数和一个完善的电煤价格监测体系，这是做好煤电价格联动措施最重要的基础工作。
从现实情况看，电煤价格的监测体系和煤炭价格指数可以通过三个渠道来完成，煤炭、电力行业协会和政府价格监测部门来做。
考虑到煤电联动涉及到两个部门的自身利益，很难保证最后数据的真实性和权威性，而且两者的统计口径可能不一样，其数据很难保持一致。
因此，从工作的性质以及特点来看，还得由政府价格监测部门来编制有关的监测内容，电力、煤炭行业协会协助建立专门的监测网络，最后根据监测的情况提出是否实施煤电价格联动的具体建议。
第五，煤电联动后，对煤炭价格上涨幅度的判断问题，不能单看煤炭出矿价上涨幅度，还要看煤炭到厂价格变化幅度以及中间流通环节费用的变化情况。
除了看一段时期内的累计涨价幅度，还需要考虑该时期内每个月的变动情况。
我国煤炭出矿价与到厂价存在较大差距，主要原因是煤炭销售中间环节比较多，费用上涨幅度大。
如果中间费用能够得到大幅度减少，可能出现这种情况：
即使煤炭出矿价的变化幅度累计达到联动措施中规定的幅度，但煤炭到厂价的变动幅度并没有达到，这时候就没有必要只凭借煤炭出矿价的变动幅度来对电价进行调整。
其次，进行联动时，如果只考虑规定时间内累计涨价幅度，可能会出现这种情况：
前几个月价格平稳甚至下降，到最后一个月价格出现暴涨，其累计幅度仍超过规定幅度。
因此，还应考虑该时期内每个月的变动情况，以此判定煤炭价格是否长期处于一个涨价的阶段，还是一个暂时的现象。
第六，煤电联动后，电价调整应以促进工业经济结构调整为主，以调整工业用电价格为主，尽量避免居民生活用电涨幅过大。
此次全国出现的大面积煤荒和电荒很大程度上在于工业经济发展速度太快，重工业化日益明显，对煤电的需求大幅度增加。
因此，在煤电联动后，电价的调整应以促进工业经济结构调整为主，通过市场和行政化的手段来淘汰一些产能过剩而又高耗能的企业，从而达到经济的软着陆，进而促进电煤供求新平衡。
第七，煤电联动后，需要调整和协调煤炭、电力等相关行业各方的利益关系，避免出现地方保护主义。
首先是国家重点煤矿、地方重点煤矿和乡镇矿三者之间的利益关系；其次是地方电厂与国电系统电厂上网电价和利益关系；第三是国家利益、地方利益和企业利益之间的关系。
3．煤电联动有待完善
煤电联动政策的完善，应着眼于创建公平的市场竞争环境、有利于电力改革和避免价格轮番上涨可能导致的通货膨胀等。
第一，煤电价格联动受三个百分数的制约。
第一个百分数是电煤在2004年基础上上涨8%，但事实上这个8%对电力与煤炭企业都没有约束，煤炭价格的上涨幅度早已超过15%以上，发电企业已经在用成本和利润消化涨价。
第二个百分数是上涨的8%中，发电企业要承担30%，按实际发电厂每千瓦时成本因煤价上涨增加45分钱，电厂要消化30%，就相当于在亏损的基础上，每千瓦时要再从利润中拿出13分钱，这又占去这次平均上涨252分钱的一半，显然上涨部分不足以弥补亏损，这对发电企业来说只是杯水车薪。
第三个百分数是半年中煤价累计上涨不足5%时，电价不能随之上浮；必须等到下一个周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，才能进行电价调整。
且不说在这半年周期内发电厂要用自身的成本与利润承担煤价上涨的经济负担从而使发电厂的资金流拮据。
实际操作中，这种联动方式让电价与煤价联动困难，煤炭企业若搞价格联盟，控制煤价，在一个周期内涨幅刚要超过5%时，则刹住涨幅，等下一个周期再行上涨，而在下一个周期内市场行情时过境迁，复杂的变动因素会使涨幅累计率统计困难，如此周而复始，何谈煤电价格联动？
第二，火电企业不能完全化解煤价上涨的成本压力。
一方面根据煤电联动方案，煤价涨幅超过5%，则电价上调并抵消70%的电煤涨价带来的成本，电厂自己要消化掉另外的30%。
如此长期积累，火电企业可能会因那“30%的煤价上涨因素”而发生“消化不良”。
第三，煤电价格联动不具同步性。
根据联动方案，如果煤价累计涨幅没有超过5%，则电价不能上调，由此带来的成本上升仍将会影响到火电企业的经营业绩，而且从时间上看，这种联动是滞后的。
这两个因素都会给发电厂增加大量的燃料和财务成本。
第四，煤电联动计算方法不能完全反映煤价对电价造成的影响，电煤质量明显下降。
由于煤质是以煤炭企业抽样检验结果为准，电煤价格无法真正做到按质论价。
不少煤炭企业钻空子，发货时降低订货合同上规定的电煤热量，而仍然按当年标准对价格进行不合理的调整，从而变相涨价，导致电厂既亏吨又亏卡。
不仅增加了发电企业的成本，而且加速设备老化，有的还直接造成了设备毁损。
第五，煤电联动政策的出台，对电监会正在推进的东北区域电力市场和华东区域电力市场形成了阻碍。
一方给了上网电价固定值，一方要求上网电价要浮动，发电企业无所适从。
4．煤电联动难承煤市重负
第一，确定煤电价格联动模型变量和参数十分复杂。
难点主要是如何选择并确定煤电价格联动数据模型或公式的变量、参数，包括以什么时间、哪个环节的煤炭价格（出矿价、到厂价等）作为煤炭基点价格，以什么时间的电价作为电力的基点价格，如何确定各地区煤炭在煤电价格联动中的权数，如何确定电力生产中的标准煤耗，如何确定上网电价和销售电价的联动关系，如何确定煤电价格联动的调整周期或频率，是否需要用参数来校正由于煤炭质量滑坡、煤炭市场供求关系变化，交通运输及其它变化对煤电价格联动的影响等。
还有，如何使主管部门、煤炭和电力企业在上述问题上的观点和立场达成一致。
此外建立煤电价格联动模型，亦应考虑有利于促进和实现电煤价格市场化。
第二，煤电价格联动对缓解煤炭供求紧张局面有局限性。
首先，不可能实现全部电煤供求的价格联动。
煤电价格联动首先选择重点合同电煤的供求作为突破口，并且需要调查电力企业市场煤炭和重点合同电煤采购的比重，确定重点合同供应电煤价格波动对电价的影响，避免市场煤炭价格和重点电煤价格出现较大差异。
其次，国家不可能允许煤电价格自由联动。
电价直接关乎经济发展和百姓生活，由于当前国内物价指数居高不下，为了进一步抑制物价上涨，缓解通货膨胀压力，央行采取加息措施的同时，电价继续上调的空间也将被压缩。
再次，煤电价格联动不能化解煤炭市场存在的全部问题。
目前的煤炭供求矛盾，有来自煤电油运供求关系普遍紧张大环境的困扰，还有来自煤炭价格矛盾、运输瓶颈制约、煤炭资源品质结构不合理、能源消耗和浪费超标等方面的原因，又有国际动力煤市场和国际、国内的石油等相关产品价格的影响。
第三，煤电价格联动措施的操作性。
首先要解决谁操作的问题。
煤电价格联动不仅是煤炭和电力两个行业的事情，必须有第三方对煤炭和电力价格进行统计分析、检查和监控，需要投入必要的人力、财力、物力。
其次要解决煤电价格联动模型的公正、准确、适用问题。
随着煤炭市场运行格局的变化，以及煤电价格联动模型的投入运行，模型中的一些变量或参数不仅需要修正，而且可能需要进行增减，以提高煤电价格联动的效果和作用。
最后，要辅以必要的制度或措施，确保煤电价格联动能够开展下去。
第四，煤电价格联动措施对煤炭市场影响具有两面性。
煤电价格联动在给煤炭供求带来积极影响的同时，也可能给煤炭市场带来负面影响。
一方面，在当前煤炭供求相对紧张的形势下，一旦实施煤电价格联动，重点合同电煤的价格底部肯定要上抬，并有可能促进市场煤价上扬；另一方面，如果联动后的重点合同电煤价格与市场煤价存在较大差距，将打击煤炭生产企业对重点合同电煤供应的积极性；此外，煤电价格联动将增加电力企业对实行价格联动煤炭采购的依赖性，导致价格联动煤炭供求关系紧张。
第五，如何保证煤电价格联动相关各方利益的一致性是难题。
首先，需要调整和协调煤炭产销各方面利益。
如何调整国家利益、地方利益和企业利益之间的关系，尤其是前两者之间与乡镇煤矿之间的利益关系，将是实施煤电价格联动面临的又一个难题。
我国目前有27万处煤矿，其中乡镇矿占有绝对比例，而且是近几年原煤增产的主要来源。
由于产量少、布局分散和强烈的利益追求，他们生产煤炭的销售价格肯定要跟着市场走，因而国家的电煤价格政策就很难落实，包括重点电煤供应和可能出台的煤电价格联动措施。
如果一味要求国有重点煤矿来保重点和进行煤电价格联动，就会牺牲国有重点煤矿的利益，出现不平等竞争和企业利益分配不均衡问题。
其次，还要调整和协调不同电力企业之间的利益。
例如，新投产火电机组的电煤需求增量如何解决，是新增还是重组原有重点合同电煤指标，不同发电集团重点电煤比例不一致，地方电厂与国电系统电厂上网电价和利益如何调整等。
再次，还要调整和协调煤炭、电力与其它下游行业的利益关系。
煤电价格联动虽然可以缓和电煤供求矛盾，但是也可能给其它下游行业带来资源、成本、运输等方面的问题，加剧煤电油运紧张对其它行业的损害。
5．电煤解决之路
如何解决电煤不足问题，本文建议如下：
第一，体制改革。
解决电煤之争的根本出路在于体制改革，不只是煤电两个行业要改革，更重要的是政府机构及相应行业，特别是交通运输业的配套改革，以理顺部门之间的关系，避免政出多门，矛盾丛生。
第二，煤炭配置市场化。
加强立法、反垄断与监管，确定煤炭资源价格标准，注重煤炭资源开采前、中、后管理，建立机构，完善配套管理体制，做到透明、公开、公正与公平。
改善煤炭流通体制，加快铁路体制改革。
铁路运力对煤炭流通的制约非同小可。
第三，煤电联营。
煤电联营是世界煤炭工业发展的新趋势，既可解决煤电矛盾又可多创效益。
在实施煤电联营时，一是加快大型煤炭基地的坑口电站建设，实现煤电资源共享；二是鼓励各类电力和煤炭企业通过资产重组、联合、兼并等多种形式，组建大型煤电联营企业或集团，充分利用煤炭和电力能源，就地就近发展相关用煤和用电优势产业，实现煤、电和下游产品与经济、环境的协调发展；三是鼓励煤炭与电力企业签订中长期供货合同，实现煤炭直接供应，减少中间环节，稳定煤炭供货渠道与价格，降低社会交易成本；四是建立新的煤电投资机制，鼓励煤炭企业利用煤炭资源优势主动投资电力行业，鼓励电力行业投资、兼并和购买煤矿。
如大同煤矿集团正在兴建三个坑口电站：
一个装机容量20万千瓦，作为企业自用；一个装机容量40万千瓦，供本省使用；还有一个装机容量120万千瓦，输送北京。
坑口电站的主要原料是煤泥和煤矸石等次煤，这样不仅有利于充分利用煤炭资源，还减少煤炭向东部运输；运输的减少可以缓解当前紧张的交通运输压力；就输煤和输电的效益而言，1000公里内输电都是合算的。
第四，期货市场。
期货市场形成的价格能够反映供求状况，且为现货市场提供了参考价格，起到了发现价格的作用。
而且期货市场确定了远期价格，也就确定了未来供需，生产和供应可以合理安排，对煤价大起大落可起防范作用。
建立了煤炭期货市场，政府和相关企业就能利用期市，预测煤炭的供需形势和价格走势，进行宏观调控和微观决策。
对于煤电双方来说，煤炭期货交易能够使煤炭企业保持均衡生产，锁定生产经营成本，实现预期利润；电力企业则能够获得稳定供应，有利于形成合理煤价，从而促进煤电双方的良性发展。
早在12年前，由当时的煤炭部、国内贸易部和上海市政府共同组建的上海煤炭交易所就曾开业，但由于种种原因，当时推出的煤炭期货交易在一年半后，就被当时的国务院证券委停止。
不过，当前的情况和以前已经有了很大不同，经过十多年的发展，我们当前的监管手段已经有了很大提高，法律体系也在不断完善。
而且，在煤炭期货方面，别的一些国家特别是美国已经有了较为成熟的经验，完全可以借鉴他们的经验来推出我们的煤炭期货。
当前我国有上海、郑州和大连3家期货交易所，可以在现有期交所中开设新的煤炭交易品种，也可以开设新的专门的煤炭期交所。
两者互有优缺。
对于前者，优点是成本相对较低，监管比较成熟，但这几个地方都不是煤炭主产区，煤炭的储存和运输会受到较大限制。
而后一种方式的优点则是可以开设在如山西这样的煤炭主产区，缺点是成本相对较高，监管也不成熟。
运营煤炭期货时，要将国内与国际煤炭期货市场连接起来，形成内外一体棋，以避免严重投机及垄断的形成。
二、电力改革
我国曾经历过大规模的电力短缺与过剩。
50年代电力供需基本平衡，自60年代始，就经历了长期的电力短缺，到1986年，短缺竟然超过了总发电量的20%。
1997年电力供需再次达到平衡，1999年，电力过剩约10%。
2002年下半年开始，局部电网出现电力短缺，并迅速扩散至全国大部分电网。
据中国民私营经济研究会2004年统计，仅浙江一省年缺电达750亿千瓦以上，直接造成GDP损失1000亿人民币。
到2005年一季度，全国电力缺口约为950万～1250万千瓦；二季度约为1150～1450万千瓦；三季度约为2000～2500万千瓦；四季度约为700万千瓦，为20世纪90年代以来最为严峻的一年。
目前，缺电造成的GDP损失尚未完整估算出来，但肯定要超过数万亿之巨。
1．电力改革回顾
自建国以来，党中央、国务院十分重视电力工业的改革和发展，电力管理体制先后经历了军事管制、燃料工业部、电力工业部、水利电力部、电力工业部、国家电力公司等十次变革，大体可分为三个阶段，第一阶段从1949年到1978年，电力工业管理实行政企合一、垂直垄断的管理体制；第二阶段，从1978年到1997年，电力工业对政企分开、市场化管理体制进行了探索；第三阶段自1997年至今，逐步实行政企分开、市场化管理的新体制。
多年的电力改革取得了一定的效果，主要有：
一是发电领域打破了一体化经营的垄断局面，激发了电力投资者的竞争意识，控制了电源建设成本和燃料消耗；二是在电网方面组建了南方电网公司和五家区域公司，为打破省为实体，建立区域电力市场，在更大程度上优化资源配置创造了条件；三是对电力辅业、多种经营企业实施主辅分离，逐步消除关联交易，开展公平竞争；四是电力改革促进了有关电价改革。
电力企业股份制改造、引进外资、政企分开、厂网分开、竞价上网等一系列改革不断进行，但电力行业不适应社会发展的问题越发显露。
表现在管理体制落后、市场意识淡薄、竞争机制难以形成。
如改革时间、改革方式及改革效果等，因为改革后风险发生了，电荒出现了、电价上升了、五大电力集团已经有两家亏损了，电力改革中资产流失了，并出现了一些不可回避的问题：
第一，电价问题。
电价由物价行政管理部门管制，有一套严格的审批程序。
但有些地方政府为引进外资，擅自承诺执行的电价较物价部门核准的电价要低，致使当地电力企业的购销电价倒挂，而地方政府又无任何补贴。
巨额价差要电力供应企业消化。
第二，拖欠电费问题。
近些年，拖欠电费的情况普遍，被拖欠电费超过十亿元的省已有若干，不少省级电力企业连维持简单生产都困难。
究其原因，一是一些地方政府的行政干预。
有些一直在生产的企业把应及时解交的电费作为流动资金，如要停电催费，往往被以保持社会稳定为由的行政干预制止。
二是企业破产时，所欠生产电费连同职工所欠的生活电费一并被列入破产债权，根本得不到清偿。
三是一些困难企业、困难职工的电费催收难。
第三，大机组、大电网、超高压问题。
大机组、大电网、超高压是不是电力工业发展的唯一正确选择？
目前存在不同的看法，不过它至少存在两个致命的问题。
第一，安全问题：
一旦系统崩溃，将造成大面积停电，无法保证安全。
第二，效率问题：
从理论上说大机组、大电网、超高压是效率高的，然而这仅仅是在转换和输送环节，如果从整个能源系统分析，结论并非如此。
大机组发电虽然效率高，但是由于供热规模和供热半径的局限，很难实现能源的梯级利用，也就是说：
发电后的余热无法利用，能源利用效率再高也无法与热电联产相比较。
第四，电网结构问题。
发达国家的经验，输配电资产通常大于发电资产，输配电和发电资产比例一般为6∶4，而我国则处于相反状态。
电网建设的落后不仅对电网安全构成严重威胁，而且还加剧了电力供应紧张的局面。
我国电网建设已确定“西电东送、南北互供、全国联网”的目标。
根据国家“十五”和“十一五”的电源建设规划，电网配套每年投资至少需要1200亿元。
电力体制改革后，国家电网公司和南方电网公司成为独立的法人经营实体。
他们通过从发电公司购电后销售给终端用户获得差价来盈利。
显然，目前电网企业还不能通过内部积累弥补电网建设存在的巨大缺口。
第五，电价构成问题。
目前发达国家输配电价占销售电价的比例基本保持50％以上，德国为658％，英国为581％，巴西为364％，而我国只有246％。
电力改革走到今天，早已进入攻坚战阶段，持续的、阶段性的推进策略正是制胜关键。
为防止“电改就是让百姓重新去点煤油灯？
”等倒退局面出现，加大改革力度、谨防利益集团主导下的畸变发生已成为关键。
另外，中国电力工业在增长速度方面远远超过发达国家。
所以中国电力体制改革目标与发达国家成熟的电力市场不同，应以促进发展为主要目标，而不应该是仅仅为了打破垄断。
2．国际电改特点及趋势
国际电力改革是从美国和英国开始的。
美国的电力工业基本上是私有的，从1978年起进行改革，对世界的震动不大。
英国的电力工业基本上是国有的，从1990年起进行改革，对世界的震动很大，新西兰、澳大利亚、阿根廷等国的电力工业改革基本上是学习英国的改革模式。
世界各国电力改革基本上是两种模式，美国已实现私有化，改革的内容是自由化、放松管制、打破垄断和引入竞争机制；英国首先是实现民营化，改革的内容是自由化、民营化、放松管制、打破垄断和引入竞争机制。
着重提及的是丹麦模式，丹麦是以热电联产，提高能源利用效率，降低环境代价为核心。
国家征收环境税，并对环保高效的热电项目实行免税。
丹麦改革进行了20年，国内产值翻了一番多，供电能力一直保持增长，但消耗的资源量却没有增加，环境代价大幅度降低，能源成本也增加不大。
丹麦全国今天已经没有一个火电厂不供热，也没有一个工业锅炉不发电，能源利用效率得到持续地提高。
虽然各国的电力改革略有差异，但基本原则和特点是相同的，大致可以归纳为以下几个方面：
第一，政府是电力改革的组织者，在改革中发挥关键作用。
世界各国的电力改革都是由政府出面提出改革的方案并出面组织，这是因为许多国家的电力工业原来都是由国家或各州垄断经营的，还因为电力工业是基础产业、公用事业，它是任何国家的社会、经济和产业发展必不可缺的，因此只有在政府主持下才能进行改革。
第二，管制方式的改革，是电力改革的首要条件。
电力管制有两种类型：
一种是老式的管制方式，即政府对国有电力企业的管制；另一种是新式的管制方式，即政府以经济手段为主的宏观调控，政府只负责制定电力法规加以管制。
前一种方式适用于国有的垂直垄断的电力部门，后一种适用于自由化、民营化的电力企业。
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