中国电价改革何去何从.docx

1、中国电价改革何去何从中国电价改革何去何从时间:2010年11月12日 09时23分 来源:中国改革 作者:王骏近几年电力业大力呼吁，建议尽快实行“水火同价”。这其实是推行电力价格市场化形成机制的代名词，是建议遵从经济规律，而不是说要把水电价格审批得跟火电价格一样高。中国1996年颁布的电力法就规定“同网同质同价”，但这个最基本的电价原则在发电领域一直没有执行。中国的发电价格至今都要由审批决定。审批主要内容是成本和利润，成本高的批给高电价，成本低的批给低电价。任何发电企业成本和利润的增加都需申报审批，然后以“宏观调控”的名义在全社会提涨销售电价，称之“顺价”或“疏导电价矛盾”，最后都“顺”到电力

2、消费者身上去消化。供电紧缺时急需“顺价”，供电宽松时又是“疏导电价矛盾”的大好时机，所以不论形势好坏，电价走势从来都单边上扬，这违反了市场规律。尽管如此，中国价格管理部门还总是拖着电力企业的电价欠账、总要寻找再次实施电价“宏观调控”的合适时机。这是许多地区占全部用电量85左右的工业和商业用电实际支付的可比价格水平已高于美国等发达国家的原因。因此，在水电上网电价被人为定得很低的情况下，如果是以燃煤火电厂上网价格不变为前提，只要谈“水火同价”，就是指采用行政措施单独提高水电上网电价，也就意味着在水电比重较大地方需大幅提高全社会销售电价。这些地区一般都欠发达，提价对贫困地区发展经济的打击会是毁灭性的

3、。难怪广西壮族自治区政府顾不得日益激化的水电移民遗留问题矛盾，正式行文表示坚决反对“水火同价”。如果这样解释“水火同价”，是把一个明显荒谬的说法加在论题上，令其不攻自破；这样对待“水火同价”，是将电价市场化形成机制这一重大改革转化成一件按计算器算账的“大幅度顺价”工作，来证明改革不可行；这样宣传“水火同价”，是在与“电价改革就会导致销售电价上涨”的危言遥相呼应。无独有偶，“改革就会涨价”这个缺乏科学道理的论断，与十年前的“厂网分开就没人投资建电厂了，全国都会严重缺电”的著名警句同出一辙。说穿了，是在用大幅度提涨销售电价的前景，对整个电力行业市场化改革“将军”。什么是“水火同价”“水火同价”的实

4、质，是指各种不同发电方式所生产的电力，都是同样的商品，给使用者带来的效用相同，从消费者那里能够讨到的价格必然就是相同的。因为用户是在消费“电力”这种商品，而不是消费煤炭、天然气、水、核材料等原料。至于成本高低，对从事竞争性业务的企业来说，完全是自己产品竞争力的问题，用不着行政部门管。即使商品成本没有任何变化，也常常会因消费需求变化引起市场价格变化。需求强劲，电可能会卖到五毛、六毛；市场疲软，三毛钱也许没人要，与发电方式和成本并无直接关系。如果行政管理者越俎代庖，过于热心地为竞争性企业的成本和盈利操心，按照发电方式及其不同成本，分门别类地审批、规定价格，虽然工作既重要又热闹，但违反了经济科学的规

5、律，结果会造成市场供求关系扭曲。电力法中的“上网电价实行同网同质同价”，已经朴素地表达了这个道理。国务院2003年批准的电价改革方案，基本思路也是首先对电网企业单独定价，然后放开对发电价格和用电价格的政府管制，让发电企业与电力用户直接进行电力交易，通过讨价还价形成市场价格。这样，电力作为同一种商品，在市场里的价格自然就会是相同的。这才叫作“水火同价”。当然，风电、光伏发电等新能源在一定发展阶段还需要政府在市场价格基础上给予政策扶持。至于有些电厂因技术特点所限，在发电时间和出力大小方面“不由自主”，不应属于电能质量问题，能够上网运行的电力，物理参数都是相同的。国际上成熟的电力市场并不存在“垃圾电

6、”这类歧视性概念，因为只要实行“分时计价”就可看出，在同一计价时段内，是所有发电机组共同提供的电力电量满足了电力供应，因而该时段内每度电的贡献是相同的，缺一不可。在某一时段，不能说是最后加入的那台发电机组才满足了最高电力负荷需求，就像不能说“吃了第三个馒头感觉饱了，就后悔买前两个馒头”。所以，“同时同价”比“同质同价”表达更为清晰，因为它更直接地反映出电这种商品在时间过程中稀缺程度的变化。电力尽管具有“产供用”三个环节在同一瞬时发生的特点，但并不改变某种商品对于消费者的效用相同，其市场价格有相同的科学规律。正是基于这个规律，英、澳、美、欧盟等早已建立了发达的电力市场，有些已经发展到取消电网企业

7、作为单一购买方的“竞价上网”办法，代之以全部电量都由发电商与用电户或配电商签订各类购电合同、自行商定电价的高级阶段。经营输电网络的企业不再被允许“买卖电力”，而只能做“传输电力”业务，这使电力成为一种高度市场化的普通商品，显著地提高了电力系统整体效率和经济性。中国电力行业为什么要改革？因为中国共产党十六大、十七大都明确提出：要尽快建立和完善社会主义市场经济体系。更早些，江泽民前总书记多次指示：“现行电力体制必须进行改革”，要建立市场竞争机制，改变“既打篮球，又吹哨子”的垄断体制。因此，电力行业责无旁贷，本当奋勇争先。中国电力工业市场化改革于2000年前后起步，不算太晚。然而，厂网分开后，电力体

8、制改革的核心任务-电价市场化形成机制改革却止步不前。当今世界上已没有几个国家还像我们一样，在发电和用电环节这样典型的市场竞争领域，仍由行政审批来规定全部发电电价和用电电价，将市场上时刻变化的电力供求关系牢牢罩在审批制度之内。而对最该尽快实行政府单独定价单独监管的电网环节，在十年后的今天，却依然处于“全部电力的惟一购买方和销售方”的垄断地位，所有收入都来自发电企业上网电价和终端用户电费之间价差，这是一种“最粗放型价格管理”的落后模式，将我们与世界先进电力管理体制的距离越拉越远。现在，中国的电价改革“千呼万唤不出来”，电力是商品的概念甚至都开始“被模糊”。改革不进则退，不少水电站被规定，江河里的水

9、，流过不同的水轮机所发出的电量要执行不同的上网电价。在这样的环境下，水电要想改善人为制造的低价困境，要么坐等“恩赐”，要么去以个别项目的个别理由，想方设法做大成本，一分钱一厘钱地讨要电价，看谁本事大。现在业界听到最多的是：“只要把水电电价提高一两分钱，就能解决许多移民困难。”这种天真的建议的出发点是希望加快水电发展，但客观效果却是夯实计划体制基础，在市场竞争领域内继续对商品价格实行行政管理、依赖官员裁量、按照成本定价的模式。原能源部老部长黄毅诚在最近发表的核电定价机制必须改革的文章中谈到：“最最重要的一条，就是要改变现在核电价格的制定办法，不能谁的造价高，谁就能卖高价电。”因实行按项目的成本审

10、批定价，导致人为抬高工程造价的现象在全国盛行，中国电力行业在上世纪90年代已经历过切肤之痛，常规火电厂每千瓦造价曾经向匪夷所思的8000元攀升！给国家造成了难以估量的巨大经济损失。如果审批确定具有一定代表性的“分类标杆电价”，比起过去的“一厂一机一价”，似乎是个进步。但关键是，“标杆”仍旧是单独以企业成本为基础的人为安排，是一种不考虑用电户需求情况的单向规定。所以，“标杆”无法反映市场上时刻变化的电力供需关系。事实上，只要考虑成本因素，标杆电价就要设为多种，像水电、火电、核电，发电成本各不相同；水电还准备按各水库的调节性能，分为日调节、周调节、月调节、季调节、年调节、多年调节；火电要分为脱硫、

11、不脱硫、燃用高硫煤、燃用低硫煤、水冷、空冷、供热、凝汽、常规锅炉、循环流化床锅炉；核电要分新的、老的、进口的、国产的、轻水冷却的、重水冷却的；这么多种标杆电价，还规定了每个省各不相同，标杆总数还需再乘以30这与过去的“一厂一价”有多大区别？可见，标杆电价最多是过渡性措施，是因电价改革滞后“不得已而为之”。还是要加快电价市场化改革进程，尽快转为由市场供需关系形成电价。若将过渡性措施作为常态管理和运行方式，或者用人为制定的、以成本审批为特征的“标杆电价”改头换面代替电价市场化形成机制，实不可取。成本定价成为节能减排之累发电环节成本定价模式，既浪费能源又污染环境，对国家的节能减排战略有重大负面影响。

12、一方面，由于每台发电机组运行的年度利用小时数是计算其发电成本的主要参数，为了执行审定的发电成本，迄今仍必须给各类各台发电机组平均分配发电量年度计划指标。也就是说，在实时电力调度中，高煤耗燃煤机组发电量计划指标尚未完成时，先进节能机组要减发让路；燃煤火电厂发电量计划尚未完成时，水电要弃水、核电要压减负荷。仅因执行这种与成本定价模式配套的计划发电调度方式，使中国电力系统生产同样的发电量，每年白白多烧煤炭近一亿吨。而国务院2007年批准试点的节能发电调度办法，也因没有改变成本定价模式，至今无法推行。另一方面，烟气脱硫是燃煤电厂整体运行中的一个流程，建设和运行脱硫装置本来是火电企业天经地义的责任。然而

13、，对燃煤电厂的环保管理不是采用国际通行方式-根据火电厂运行实际排放烟气中的含硫量处以罚款，多排放多罚款，少排放少罚款，反而是增设一道行政审批程序，对各火电厂建设的各种类型的脱硫装置单独审核、额外加价，只要有脱硫装置，就能再多得几分钱电价，烧高硫煤还可得到更高电价。加价费用每年数百亿元，要由全体消费者“顺价”买单。这样的环保价格政策，尽管彰显了行政审批权力，却让排放污染物的发电方式得到远高于清洁电力的价格，而且关键是由于加价与脱硫装置运行的可用率和实际排硫业绩并无关联，消费者增加了支出，全社会却难以收到减排实效，“赔了夫人又折兵”。特别需要指出的是，现在对新投产的水电项目实行每千瓦时上网电价低于

14、当地火电厂0.1元-0.2元的低价政策，在理论上和实际中都存在很大问题。首先，它是一种歧视政策。水电站给电力消费者提供了效用相同的电力商品，却“被低价”。管理者按照发电方式来定电价，火电就给高价，水电就给低价，而且新建电厂不论低价或高价上网，均与销售电价无关，因为现在终端电价主要通过“煤电联动”与电煤价格挂钩。然而，新增加的水电发电量执行了低电价，却并未见全社会销售电价有所降低。这样做，使得新投产项目的“家庭出身”成为定价依据。所以，水电项目建成后，还不如干脆上报投产的是个火电厂。实际上，水电在中国电力结构中起替代火电、减少燃煤和污染物排放的作用，按照现行办法，既然新的火电厂投产后可以批给高电

15、价而不用提涨销售电价，水电替代火电当然也应当得到相同的价格。其次，以行政行为，人为压低水电站的上网电价，直接导致水电项目业主从紧控制水库移民和生态环境保护支出，由此带来的水库移民不稳定和生态环境破坏问题，自然成为政策性问题，是“国家价格政策不到位”造成的，责任在中央政府身上，不在投资方和地方政府身上。项目业主没有主动性，一旦出现水库移民稳定和生态环境保护问题，就都坐等中央政府提高相关水电站上网电价，涨多少价干多少事，还不够，就等下次再提价，像“挤牙膏”一样慢慢来。这种机制使水电移民遗留问题越积越多，矛盾反复发作，影响社会稳定大局。人为的水电低价政策是中国水电工程移民安置和库区环境保护工作长期陷

16、于困境的直接原因。再者，主管方面曾经宁愿考虑就事论事的办法，不改革电价形成机制，而在某次提高全国销售电价的方案中拿出数十亿元资金，专门用于解决“闹事儿的水电站水库移民遗留问题”，按项目分下去。给钱当然是福音，且不说资金在数量上是不是杯水车薪，但会不会对“还没有闹事儿的水库移民”产生影响，是否会引发连锁反应，造成新的矛盾，是需要慎重对待的。还有一个经常听到的、来自价格主管方面的反对实行电价市场机制的理由是：水电经济效益很好，而资源都属于国家，所以只能定低价。否则，投资方获取水电资源的开发权就赚取暴利，是不公平的。这是个站不住脚的伪命题。我们可以从几方面加以分析：这个论点是计划经济体制铸就的。因为

17、计划体制下所有产品都按成本定价，企业盈利水平被事先规定，各种资源之间和商品之间都有官员认定的“合理比价关系”，都要由“看得见的手”来安排，都与市场因素无关，都与消费者行为无关。这种听起来精确无比的行政手段配置资源方式和价格审批管理办法，经过几十年社会实践，让国家和人民付出了巨大代价，事实证明：计划经济没有出路！从事竞争性业务的企业凭借某种技术优势和环保优势所带来的经济优势，在市场里获取更多利润，是国家大力鼓励的。且不说有大量水电项目因“被低价”，在水库移民和生态环境保护方面欠账而形成社会稳定问题，即使有些移民负担较轻的水电项目效益很好，或过去国家拨款建设的老水电站现在有较高利润，企业可将其作为

18、滚动发展水电和其他清洁能源、扩大规模、改善融资条件的筹码，国家也可通过税收加以调节，不宜使用直接干预市场价格的做法，延续成本定价机制，让“市场配置资源、供需决定价格”沦为空谈。现行水电审批定价的灵活性也能说明成本定价机制的不合理。主管方面一直主张要按照各水电站不同的水库调节性能定价，调节性能好的批给高电价，调节性能差的批给低电价。众所周知，日调节性能的水电站是所有水电站中调节性能最差的，本应批给最低价。然而，为了满足某省两个纯径流式的日调节水电站每千瓦时0.57元和0.65元的超高上网电价要求，主管方面不但专门拟文强调这两个调节性能最差的小型水电站对整个省电网调峰的重要作用，要求省里为这两个小

19、型水电项目单独制订、实行发电峰谷电价，而且明确承诺将因此而增加的电网购电成本摊入全部销售电量，相应提高全社会销售电价，让全体电力消费者买单。如此看来，水电低价政策并非铁板一块，“被高价”也是可能的。电力资源开发权如何配置与电力市场化改革不是对立的。水电资源是全民所有，但其他种类的能源资源，诸如核电厂址、火电厂址、风电厂址、大小煤矿等也都不例外。各行各业实践证明，市场机制能够促进资源的优化配置，也就是说，电力资源的优化配置是电价市场化改革的结果，而不是推行改革的前提条件。就像上述两个民营小水电项目，主管方面考虑满足它超高上网电价的要求时，并未对它的开发权提出质疑。毫无疑问，确定资源开发权的办法应

20、当改革，改革的思路同样是引入公平公开竞争机制，减少政府直接干预，发挥国家税收政策调节作用，完善社会主义市场经济体系。水电低价之源对于水电站只批给低电价的原因，主管部门一直这样解释：水电站不用买煤，没有燃料成本，尤其是老水电站，还贷早已结束，折旧都提完了，所以只能批给更低价格，否则利润过高。这是一个需要弄清楚的关键问题。企业从销售收入中计提折旧，偿还债务，是正常的财务运转。然而，在市场经济条件下，商品价格是由供需情况形成的，不可能由个别企业的财务安排来决定。比方说，如果市场管理者根据各个菜农种植设施不同的财务折旧情况，分别规定其蔬菜在市场上的售价：种植大棚需要偿还贷款时，蔬菜必须卖高价；贷款一旦

21、还清，蔬菜必须低价出售。这是不可思议的。如果不谈市场经济，就按计划体制的规则说话，也可举出一个例子说明问题：中国现有较早建设的几亿千瓦燃煤电厂，按照成本定价规则都已经完成了建设贷款的“还本付息”，而且不断地有更多的火电厂在财务上结束还贷，按成本定电价主要考虑内容之一的“还贷成本”已经不存在了，但这些电厂至今都继续享受着“还本付息”电价，每度电多出0.15元左右的“暴利”。由于全国燃煤发电量比重占80以上，这个因素影响全国终端销售电价高达5分-6分钱，每年从电力用户那里多拿走2000多亿元。对于这样巨大的成本审批漏洞，有关方面含糊地解释为：“火电厂普遍亏损着呢。”可是不应当忘记吧：按照现行成本定

22、价规则，“打油钱不能买醋”，火电厂是在燃料成本上亏损，自有“煤电联动”办法给予补偿，与还贷成本无关！还贷结束就应当及时将上网电价里面的还贷电价降下来，像“没有燃料成本”的水电一样拿低价，相应及时降低全社会的销售电价。不应使火电企业仅仅在燃料成本上大做文章，而将不应得的还本付息电价藏而不露，在成本上“只报忧不报喜”。这项事关每年数千亿元电费的重大降价举措从未实施，成为中国电价只升不降的主要因素，直接影响国民经济整体竞争力。所以，即使执行计划体制规则，单独指责水电获取暴利也是说不通的。由以上分析，以商品效用同一性为基础的“水火同价”理念及其所倡导的电力价格市场化形成机制才是能够避免行政定价诸多弊端

23、的科学机制，才是政府和企业权责明确的法治机制，才是能够建立水电项目的经济可行性边界条件，从而促使水电站项目业主积极承担水库移民脱贫致富的责任，发挥主观能动性、想方设法去解决水库移民不稳定和生态环境保护问题的治本之策。换句话说：电价市场化，水电移民和库区生态环境保护工作的经济边界明确、项目开发权责清楚，企业才有条件承担全部责任，下真功夫、费大气力，切实做好工作；电价行政化，项目开发的经济边界模糊，缺乏经济性就等待审批提价，政府成了最大的责任人，企业没有主动性，移民和环保工作困难重重，水电开发不可持续。前一段时间，主管部门提出了一份水电价格形成机制改革研究，下发地方能源主管部门和相关电力企业征求意

24、见。令各方面感到难以理解的是：党中央和国务院八年前就批准了电力体制改革方案和电价改革方案，而这篇名为“改革研究”的文件中却没有任何改革的内容，只字不提市场机制、竞争机制和电力供需关系，而将水电价格再次定位在“行政审批”“成本加成”“高成本高电价”“低成本低电价”的逆竞争机制旧轨道！仅从题目就能看出问题，因为它还是把电价圈在计划体制框架内，为维持个别的或“分类”的成本审批定价方式寻找依据，也就意味着后面纷至沓来的“火电价格形成机制”“核电价格形成机制”“风电价格形成机制”可就是没有“电力市场价格形成机制”！与水电开发有关的地方和企业都大失所望，其中，水电第一大省的发改委在正式回复文件中提出了全面

25、的和尖锐的不同意见，强烈要求国家尽快推行电价市场化形成机制的实质性改革，真正促进水电健康快速发展。没有退路的改革胡锦涛主席2009年9月22日在联合国气候变化峰会上郑重承诺，到2020年，中国的非化石能源在能源消费总量中要占到15左右。要实现这个目标，任务十分艰巨，而中国的水电首当其冲，承担着最大的份额，决定着战略的成败。在大力推行节能的前提下，如按照2020年全国商品能源消费总量为45亿吨标准煤最保守估计，则非化石能源需提供6.8亿吨标准煤，折合电量约为2.1万亿千瓦时。其中，十分乐观地预计核电、风电、光伏发电等能在未来10年间翻三番，实现八倍的增长，即：从2009年的1000亿千瓦时，到2

26、020年可以达到8000亿千瓦时，则水电还需要提供1.3万亿千瓦时的年发电量。进一步分析，2009年全国水电发电量为5717亿千瓦时，目前在建水电站约为5000万千瓦，建成后可增加年发电量约2000亿千瓦时。考虑水电建设周期长，2016年开工的大型水电站对2020年发电量已无贡献。也就是说，为了在2020年新增5000多亿千瓦时电量的水电项目，都要集中在2011年-2015年开工建设，“十二五”水电新开工总规模需1.5亿千瓦，平均每年新开工水电站3000万千瓦！由上分析，中国水电承担着2020年非化石能源总量中60以上的份额，届时，全国总共4亿千瓦、1.75万亿千瓦时经济可开发水电资源的开发程

27、度需达到80，“十二五”的五年期间，常规水电站新开工规模将接近建国60年水电建成的总规模！任务极其艰巨，时间非常紧张，但若不按此实施，非化石能源占15的国家承诺势必落空。加快水电建设已经是能源行业必须完成的一项“硬任务”。今后10年间，要完成这个硬任务，中国作为水电第一大国，在技术、资金、专业人员、设备制造等方面，条件均已具备，不存在太大困难。然而，仅仅由于落后的管理体制和管理方式已不能适应新的经济社会环境，近些年水电开发与建设矛盾重重，步履艰难。一是因规定的上网电价过低，导致老的水电站水库移民群体事件反复发生，生态环境保护问题无资金投入；二是对水电项目按成本定价，高成本批给高电价，低成本只给

28、低电价，促使新建水电项目走入需要动脑筋抬高成本、人为提高造价的歧途，回到上世纪八九十年代造价攀升的老路，由此出现的效率滑坡、经济性降低问题，使水电项目经济不可行；三是水电建设项目要统一执行过去规定的水库移民安置补偿的计划指标体系，而这些指标并没有、也不可能周全地考虑到各项目所在地千差万别的具体情况，项目业主按图索骥，照本宣科，不可能满足移民群众基本的生存和发展需要，新开工的水电项目往往在工程建设期间就出现移民不稳定事件，而混乱的局面都归咎于“国家的水电低电价政策”，因而最后都要由中央政府出面收拾；四是环保部门对于河流水能资源的开发要最大限度地利用水流落差的科学方法和国际惯例了解不够，在法律依据

29、和科学依据都有不足的情况下，自行删改建立在数十年间积累起来的前期勘测科学资料基础上、经过法定论证程序的河流梯级水电站国家规划布局。从怒江到金沙江，河流规划环评中连续出现主管部门只同意开发河流上某几个梯级水电站，并要求投资方承诺放弃国家规划中其余更大量的水能资源的怪异情况。中国水资源开发量不断减少。这种类似“环保极左”的思路和做法，使国家水电开发规划和建设无所适从。当前水电环保管理集中在项目开发前端的行政审批环节，对生态环境的实际影响过程却缺失监管，鲜有问津；习惯采用“环保风暴”方式，忽冷忽热，忽快忽慢，一旦某个项目的环保出了问题，就对当地其他的发展项目施以“殃及池鱼”式的“环评限批”处罚。这样

30、的“株连”政策，的确可以体现行政审批权力的威严，然而被丢弃的，却是大量无辜项目和地区经济宝贵的发展机遇。再拖下去，胡主席和温总理对世界的承诺如何兑现？我们已经没有退路。再出一次瀑布沟事件足以毁掉整个水电事业。不搞市场机制，中国的水电已经不可能再有发展。 电价如何改市场竞争领域中的成本定价机制是水电的悲哀，作为水电移民管理办法改革的前提条件，电力定价模式首先需要尽快改革。改革国有电力企业经营业绩考核办法，严格区别对竞争性发电业务和自然垄断性电网业务的不同考核方式，对前者考核单位资产利润率，即考核其经济效益；对后者考核单位资产输、配电量，即考核其经营效率。不应考核国有发电企业的“资产总量排名”“发

31、电装机总量排名”等“纸老虎”指标，还应避免“资产总量末位淘汰”这类可能促使发电企业非理性发展的政策；不应考核电网企业的盈利水平，因为垄断企业的盈利当由国家规定和控制，不是越多越好。在不改变电网原有物理联结格局和发展规划的前提下，区分面向电力资源配置的输电设施和面向用户供电的配电设施的不同功能，划小电网企业财务核算单位，按照“合理成本加规定利润”的规则，并通过在同类企业之间进行资产量、输配电量和运营效率的横向比较，对各级电网企业分别实行单独定价，确定并公布其年度准许收入总量和相应的输电、配电所有路径的过网电价。国家对电网企业单独定价的结果，主要应体现：充分保证各级电网企业正常经营和发展建设所需要

32、的合理、充足和稳定的收入，并使之与发电企业和电力用户的交易情况脱钩，与电力供求关系形成的发电和用电价格隔离。目前在输配电价改革方面，国家既定的“划小电网企业财务核算单位、从而实现政府对各级电网企业分别单独定价”这项最为关键的工作多年来按兵不动，而在2006年、2007年两次以正式文件突兀颁布“分省电网输配电价标准”，公布了各省电网企业经营每千瓦时电量的平均输配电价约在0.09元至0.13元上下，但并未说明该标准如何付诸实施；标准与电网企业的实际运营效率、实际结算上网电价、销售电价实际执行情况和售电现金实际收入总量等财务运行情况之间关系如何；没有划分各大区域、各省、各市县电网企业的成本和利润在每千瓦时0.09元-0.13元中各占多大份额；也没有公布各电网企业按照上述标准规定，每年各自应得总收入多少，实得总收入多少，多收入了多少，少收入了多少，原因各是什么；特别是在党中央和国务院做出的“主辅分开”决策长期难以贯彻实施，其改革原则反而面临着“被改革”的境况下，该标准并未反映出电网企业的设计