能源市场化改革

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能源市场化改革范文第1篇

在供给侧结构性改革中，降低实体经济企业成本，保持企业的竞争优势是重中之重。近日，国务院颁布了《降低实体经济企业成本工作方案》（以下简称《方案》），将进一步降低企业用能成本作为“降成本”改革的重点任务之一，对加快能源体制改革中的市场化改革和政府监管两个方面提出了新要求。在新形势下，必须加速推进电力、石油、天然气等领域的市场化改革，放开竞争性领域和环节价格管制，显著提升企业用电、用气定价机制市场化程度，“还原能源的商品属性”，使能源价格更加灵活、更能反映供求关系的变化。与此同时，强化对自然垄断环节的有效监管。

特别是，探索形成“准许成本加合理收益”的输配电价形成机制，鼓励电力直接交易，经过1-3年的努力，切实将能源市场化改革红利惠及广大企业。

在深化能源体制改革过程中，《方案》的出台，为在短期内进一步降低实体经济企业用能成本指明了方向。2015年以来，政府采取了一系列市场化和加强监管方面的改革举措，在推进供给侧结构性改革、降低实体经济用能成本方面取得积极进展。据测算，这些措施每年可减少企业用能支出约1900亿元。通过实施煤电价格联动，两次下调工商业销售电价，减少工商业用电支出约835亿元。通过完善基本电价执行方式，放宽用电企业申请调整计费方式、减容、暂停的政策条件，减轻大工业用户基本电费支出约150亿元。取消中小化肥优惠电价的同时，降低其他终端企业电价，在21个省份减少企业电费支出约168亿元。在推进市场化降低成本方面，政府一直在大力推动电力直接交易，减少大用户用电支出约215亿元。

还有，政府也通过制度化建设来促进企业用能成本的下降。受经济形势影响，在两部制电价下，企业开工不足甚至停产时，仍需按额定容量缴纳基本费用，部分企业反映缴纳的基本电费较高。针对该问题，相关部门拟采取放宽用户基本电费变更周期限制，取消暂停用电申请次数限制，暂不执行有关减容期限以及新装、增容用户两年内不得再次申请减容或暂停用电的做法，给予企业更大的自，使基本电费计费规则更加灵活、更加完善。针对一般工商业用电价格较高的问题，可以鼓励有条件的商业企业直接参加或委托售电公司参加电力直接交易等措施予以缓解。

从《方案》看，政府供给侧改革发力，降低企业用能成本的做法并不是一般意义上的“降”，而是体现了追求短期效果与注重中长期制度建设相结合，坚持市场手段与行政手段并举，并兼顾了能源体制改革的多元目标属性。

首先，降低企业用能成本是在当前经济形势和能源供求关系下的短期任务，在千方百计降低企业用能成本的同时，还始终着眼于能源体制改革全局，注重能源市场化的制度建设。力图通过规范的制度和透明的规则，放开价格管制，使能源价格反映供需关系，提高价格的灵活性，从而能从根本上缓解煤炭价格大幅下滑、用电价格降幅不大的电价传导机制不畅的问题。在当前能源供大于求的总体形势下，实现企业用能成本的下降是能源市场化改革的结果。我们在看到成本降低的同时，更应该看到这一过程还是市场化程度上升、能源商品属性还原、价格信号作用日益明显的过程。

能源市场化改革范文第2篇

摘要随着经济水平不断发展，电力行业传统的经营模式已经渐渐不能满足其发展的需要了，因此应当对电力行业进行市场化改革，目前已经取得了一定的成效，但是仍存在一些问题，本文首先介绍目前电力行业存在的与市场经济体制要求不符合的问题，然后介绍相应的解决方法。

关键词电力行业市场化改革

我国电力行业具有自然垄断的特点，并且还有行政垄断的体制，除了在电力方面的专业业务之外，还有一部分的政府职能，需要解决这些问题才能让中国电力行业完成市场化改革的转变过程。

一、存在的问题

（一）垄断

事实上目前我国的电力行业仍然存在垄断的现象，比如在电价上，电价的设定并不是在市场运作的过程中选定的，电力本身也是一种商品，而商品在市场的运作过程中价格应当会变动，这种变动能够在一定程度上实现资源的合理分配，国家也能够进行政策上的调整，然而目前对电价设定仍未能打破垄断的围墙。

（二）行政审批

实际上要真正实现市场经济体制，就要克服目前已经存在的行政审批制度，但是行政审批制度在我国由来已久，在行政审批的过程当中非常容易引起等现象，而且也让电力行业认为自身的地位是与众不同的，很多电力行业本身的办事效率低，不能与时俱进，都是由于这种自我认知不正确，不进行改进。目前如果要在我国进行电力行业的投资是要经过很多的政府部门审核的，过程繁琐，并且审批过程缓慢。

（三）清洁能源与新能源发展滞后

目前虽然我国在大力开发清洁能源和新能源，但是很多小型的火力发电厂仍旧是我国发电的主力军，超过80%以上的电能是火力发电产生的，而风电和其他新能源只到0.65%。目前英国主要提供电能的方式是核电与天然气发电，两者发电电量占总量的2/3，剩余由煤炭发电为主要方式，而对我国的邻国日本进行研究发现日本使用的清洁能源发电技术已经非常成熟，主要发电方式都是用清洁能源，因此可以看出来我国目前在新能源和清洁能源的使用方面仍是比较滞后的。

二、新时期电力行业市场化改革的建议

（一）打破垄断地位

在改革的过程当中已经逐渐引入了竞争的机制，这是向着市场化迈进非常重要的一步，渐渐让电力用户有自己的选择权利，在不同的电力合同当中享受消费者的权利，各个电力机构也要在竞争当中不断提升自身的竞争实力，以免被市场所淘汰，当电力企业和用户之间可以就电价进行商讨，那么垄断地位的问题也就迎刃而解了。

（二）改革行政审批制度

目前我国政府的行政审批权利，已经严重影响了我国的电力行业市场化改革的进程，首先，这种审批制度让电力企业逐渐形成一种误解，认为自身有一种独特的权利，与其他的单位是不同的，不仅仅进行电力工作，与国家的行政也是有关联的，这并不利于电力行业的市场化改革，其次，在这样的审批制度下非常容易滋生腐败的行为，一些单位为了能过审，私自贿赂官员，造成了非常不好的社会风气。

（三）电力直购网路

直购电能够让大用户享受到便利，并能够促进电力行业向着市场化的方向发展，可以先选择直购电的试点，一些企业参与到直购电的建设当中，当企业需要用电的时候，可以直接与发电方进行商谈，双方可以根据用电的量进行电价的协商，双方为了能够更长期的合作可以签订合同，然后选择公共电网供电或是通过建设单独的线路进行供电。当试验点渐渐成熟之后，就可以全面进行推广了，确保与大用户之间的直购电合作。

（四）完善企业制度，建设企业文化

目前我国电力企业很多都仍是国家型企业，为了能够让员工工作更加有积极性，应当建立一定的企业制度，调动员工的积极性，因此要实行激励的方式，让员工看见自己的努力是可以与晋升和薪资挂钩的，这需要电力企业借鉴市场通行的薪酬晋升考核机制，根据员工的表现定位员工的工资水平和晋升方向，这样可以调动员工工作的积极性。除此之外在用人机制和权利分立的运转机制上也要进行改进，让电力行业的市场化改革从内部开始更进一步。

（五）技术创新与能源优化

实际上电力无法被储存一直是电力行业当中公认的难题，但是随着近几年来科学技术的不断发展，人们对电力储存问题不断尝试和探索，目前借助新型电池技术的创新方法已能够在一定程度上解决该难题。目前将新型电池与电动汽车产业互相结合是人们研究的主要方向，研制出来的汽车电池可以在一定范围内设立网点，这种技术创新方式实际上可以储存太阳能、风能等等发出电，当人们可以通过这种新型的方式获得电时，人们对电网企业的依赖程度也就不断变低，这样可以促进电力市场多元化的竞争格局，同时也能推动电力行业进行彻底的市场化改革。

三、结语

本文首先介绍了电力行业目前存在的一些问题，然后针对这些问题提出了解决的建议。

参考文献：

[1]姚维明.中国电力行业市场化改革的探索与研究[D].苏州大学，2015.

[2]刘佳丽.自然垄断行业政府监管机制、体制、制度功能耦合研究[D].吉林大学，2013.

能源市场化改革范文第3篇

关键词：电力改革，市场化，国际经验

0、引言

在世界各国都在如火如荼地进行电力市场化改革的时候，日本从上世纪90年代开始探讨电力放松管制和实施自由化。日本进行电力市场化改革除了受到国际电力市场化改革潮流的影响之外，国内各界对高电价的不满以及通讯、金融等行业放松管制的成功也起到了重要的推动作用。日本电力市场化改革的目标是在确保国家能源安全、保证电力长期稳定供应的前提下，通过引入新的电力供应商(特定规模电力企业，PPS)、建立公平竞争机制、逐步开放零售市场，以降低电价及提高服务水平。

1、日本电力市场化改革的主要内容和特点

1.1 主要内容

1.1.1 发电环节引入独立发电商

受日本国内要求解决电力高成本和缩小国内外电价差距的呼声，以及受国际上电信、电力等垄断行业放松规制改革潮流的影响，日本从20世纪90年代初开始正式讨论电力行业自由化问题。1995年，日本修订的电力法确立了独立发电企业IPP)的法律地位，初步放开了发电侧准入。

1.1.2 逐步实行售电侧放开

1999年，日本修改电力法，开放大宗用户的零售竞争。2000年3月允许容量2000kW及以上且供电电压20kV以上的用户自由选择供电商，这部分用户主要是大型工厂、商场和写字楼，占总用户比例的26%。2003年6月，日本又对电力法进行修订2004年4月，允许合同容量500kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商。至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到40%。2005年4月，允许合同容量为50kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商，至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到63%。2007年4月日本政府对是否开放50kW以下的用户和居民用户进行讨论。

1.1.3 废除“调拨供电费制度”

2005年4月，日本政府为了促进跨区交易的发展，实现用户可以不受供电服务区域的约束选择供电公司，作为政策性措施，废除了相当于我国过网送电费的“调拨供电费制度”。

如图1所示，在A电力公司经营区域的PPS向在C电力公司经营区域内的用户供电。在改革前，PPS需要向三家电力公司支付过网送电费：向A、B电力公司各支付0.3日元/(kW·h)，向C电力公司支付3日元/(kW·h)；而在改革后，PPS仅需要向C电力公司支付3日元/(kW·h)，原来需要分别向A、B电力公司支付的过网送电费，由C电力公司经营区域内的全体用户分摊。

1.1.4 建立电力批发交易市场

根据2003年2月日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会报告精神，日本电力批发交易所(JEPX)于2003年11月成立。JEPX主要开展现货交易及长期合同交易，其成立的目的主要是形成并公布电力批发交易价格信号，建立有助于电力企业进行电源投资判断的机制以及为各电力企业调剂余缺提供交易的平台。

JEPX于2005年4月开始运行，截至2006年3月，市场交易电量合计为10.88亿kW·h，占日本同期总售电量的0.13%。其中，现货交易为9.38亿kW·h，占86%；长期合同交易1.5亿kW·h，占14%。参与交易必须首先成为JEPX的交易会员，截至2006年5月，JEPX共有交易会员29家。

1.1.5 成立输配电中立监管机构

根据2003年6月修改后的电力法，日本电力系统利用协会(ESCJ)于2004年2月成立，并于2004年6月被政府指定为日本唯一的“输配电等业务支援机构”，即中立监管机构。ESCJ由中立者(主要是教授、学者)、一般电力公司、PPS、电力批发公司、自备电厂等组成会员，以确保输配电业务的公平性、透明性和中立性。ESCJ日常管理工作主要由来自9大电力公司轮流派往的人员担当。

ESCJ主要开展5个方面的工作：负责制定电网扩建计划、电网运营及阻塞管理等方面的指导性规则(相关的详细规则由相关电力企业制定)；负责处理输配电业务方面的纠纷和投诉；负责跨区联络线的剩余容量管理、阻塞管理；负责公布联络线剩余容量、潮流、故障等信息；负责制定并日本全国的电力供求状况和电力可靠性评价报告书。

1.2 市场化改革后的日本电力工业结构

通过电力市场化改革，日本电力工业结构发生了较大变化。如图2所示，在发电环节，独立发电企业、趸售供电企业；电力公司和PPS通过参与电力批发交易市场，初步形成了发电侧市场竞争；在输配电环节，日本九大电力公司负责运行全国所有的输配电网，负责提供公平、公开的电网准人和过网送电服务；在售电环节，九大电力公司负责向各自区域内部50kW以下的管制用户供电，本地电力公司、其他地区电力公司、PPS均可对50kW以上的自由化用户供电，形成了零售竞争格局。

1.3 日本电力市场化改革的特点

从日本电力市场化改革的主要内容和历史进展来看，日本在维持九大电力公司发输配售一体化体制的同时，在发电侧和售电侧引入了市场竞争，其改革颇具特色。主要包括：

1.3.1 先立法、后改革

由于能源资源匮乏，所以日本政府对待电力市场化改革的态度非常谨慎，在每次实行电力市场化改革之前均对电力法进行修改，随后才实行相关的改革。在售电侧市场放开过程中，日本于1999和2003年两次修改电力法，于2000和2004年才开始实施相关的改革内容，确保了电力市场化改革的权威性、合法性。

1.3.2 维持九大电力公司垂直一体化体制

日本电力市场化改革的一个重要特点就是维持了九大电力公司的发输配售垂直一体化体制。这主要出于以下几个方面的考虑：一是确保能源安全。日本能源自给率较低，能源消费的80%依赖进口，因此，日本政府大力鼓励核电建设。政府认为，保持垂直一体化体制有利于在保持供电稳定的前提下促进核电的大力发展。二是确保电力安全稳定供应。首先，日本电力负荷全天变化剧烈，政府认为，垂直一体化的电力供应更有能力应对这种负荷的急剧变化。其次，日本为串联型电网系统，联络线上通过大电流时容易出现稳定问题，跨电力公司之间的大规模电力输送受到很大限制，各电力公司需要各自保持供需平衡。再次，由于日本电厂和输电线路建设周期长，缺电时无法立即追加供电能力，日本电力行业认为保持垂直一体化体制有利于确保安全稳定供电。三是协调厂网规划，提高输电线路利用效率。保持垂直一体化体制可以更好地协调电厂和电网建设规划，有利于开展整体的、有计划的发电和电网建设投资，也有利于有效利用昂贵的输电线路。目前，日本输电线的电流密度是其他国家的2—3倍。

1.3.3 进行了改革量化分析

日本是目前唯一对电力改革的各种模式做过量化分析的国家。在讨论日本电力自由化改革的过程中，日本电力中央研究所对日本电力公司垂直一体化体制的经济效益进行了定量分析。分析结果表明，相对于厂网分开体制，发输配售垂直一体化体制可以节省4%-14%的费用(9家电力公司平均为9%)。这一量化分析结果在日本选择电力改革方向时起到了一定的决策参考作用。

2、日本市场化改革的效果及政府评价

2.1 改革效果

2.1.1 电力公司与PPS的竞争日趋激烈

自2000年4月份以来，PPS售电量逐步增大，至2005年12月份，PPS售电量已接近10亿kW·h。在九大电力公司经营区域内，PPS在东京电力公司经营区域的市场份额最高，为4.11%。从用户电压等级看，9大电力公司和PPS对20kV以上高压用户的争夺尤其激烈，东京电力公司经营区域内8.27%的高压用户由PPS供电，其中主要是商业用户。

电力市场化改革之后，日本九大电力公司正在面临PPS较大的潜在竞争威胁。以东京电力公司为例，自售电侧市场放开以来，脱离东京电力公司的用户逐步增加，截至2006年9月1日，共有1500家用户、240万kW负荷脱离东京电力公司。目前，东京电力公司的30%的商业用户改由PPS供电。

根据日本PPS公布的电源建设计划，预计在2009年之前新建装机容量398万kW。其中，东京电力公司供电区域新建221万kW，关西电力公司供电区域内新建111万kW，东北电力公司供电区域内新建61万kW，九州电力公司供电区域内新建5万kW，其他电力公司经营区域内PPS没有新建电厂计划。随着PPS新建电厂的投产，日本电力公司与PPS的竞争将更加激烈。

2.1.2 用户电价逐步降低

日本实施电力市场化改革以来，虽然发电燃料成本及国际能源价格均大幅度上升，但日本的电价却有较大幅度的下降。东京电力公司2005年的电价水平比1996年的电价水平下降了27%。同时，东京电力公司也采取措施积极降低过网送电费，与2000年3月相比，东京电力公司2005年的高压用户过网送电费下降了23.2%；中压用户过网送电费下降了13%。在售电侧市场放开之前的1999年，日本工业电价为美国的3.7倍，英国的2.22倍，德国的2.5倍，意大利的1.66倍，韩国的3.12倍。而在电力市场化改革之后的2003年，日本工业电价仅为意大利的0.83，相对于其它国家，日本的工业电价也有很大幅度的降低。

2.1.3 供电可靠性维持在高水平

电力市场化改革以来，日本供电可靠性继续保持较高水平。东京电力公司2005年的户均平均停电时间为7min／a，停电次数为0.1次／a。电力市场化改革并没有影响供电可靠性。

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2.1.4 客户满意度提高

根据九州电力公司的调查结果，2005年度，自由化电力用户的满意度为52.2%，受管制电力用户的满意度为47.7%，全体用户的满意度为50.6%。对比可知，售电侧市场放开提高了客户满意度。

2.2 政府对改革的评价

2005年10月，日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会编写了日本电力自由化改革评价报告。评价报告主要结论包括：

(1)基于效率的评价。电力市场化后，日本出现明显的电价下降。评价委员会通过基于计量经济学的定量分析认为，日本电价下降的40%源自电力市场化改革。(2)基于稳定供电的评价。评价委员会认为，虽然日本九大电力公司的电力建设投资自1995年以来持续下滑，在日本电力供需基本平稳的情况下，电能质量并没有受到影响。(3)基于环保的评价。电力市场化改革后，日本C02排放量并没有大量增加。另外，为了削减电力行业的C02排放量，九大电力公司、日本电源开发公司、日本核能开发公司等12家公司还制定并公布了“电力事业的环保行动计划”。评价委员会同时认为，在电力市场化改革后，由于PPS不负责电力供需的实时平衡，这将可能导致电力公司的备用不足。评价委员会认为，PPS应该和电力公司一起构筑能够确保稳定供电的机制。评价委员会同时建议进一步讨论目前阴向日本电力公司提供供需失衡补偿的问题。

3、对中国电力改革的启示

从日本电力市场化改革取得的实际效果来看，虽然看起来日本市场化改革措施非常保守和谨慎，维持了传统的发输配售一体化体制，仅从发电侧和售电侧引入竞争，但其市场化改革却非常成功，取得了政府、电力用户、电力行业内的企业、新进入电力行业的企业均比较满意的效果。深入分析研究日本在电力市场化改革中的得与失，对中国电力体制改革进一步科学、稳步向前推进有着重要的借鉴意义。他山之石，可以攻玉，对照日本电力市场化改革的做法和思路，认为中国电力市场化改革在如下方面还可以进一步改进和加强。

3.1 改革要结合国情，稳步推进

虽然从技术上看，全球电力工业具有高度同质性，但由于各国所处的经济发展阶段和具体国情、文化传统不同，各国的电力市场化改革所采取的模式差异甚大。

日本电力市场化改革就充分考虑到其能源短缺、国土狭小、环境保护和供电安全等具体国情，在经过深入探讨，并与政府、公众和电力企业达成共识，决定保持九大电力公司的发输配售垂直一体化体制的同时逐步实行售电侧放开。电力行业是关系国计民生的产业，电力行业改革必须在保证安全稳定的前提下稳步推进。中国的电力市场化改革要考虑中国经济高速增长、区域经济发展不平衡，要考虑跨区电网、城市电网和农村电网均急需大量投资、供电可靠性仍需大力提高的现状，在确保满足社会经济发展的电力需求、有效促进电力工业发展和安全稳定供电的前提下，在结合我国具体国情充分论证、达成共识基础上稳步推进电力改革。

3.2 改革应明确目标，立法先行

电力体制改革直接关系到行业的稳定健康发展，涉及千家万户的利益和社会经济发展。中国可以借鉴日本的经验，在每次实行重大改革之前，都首先制定新的法律或者修改法律，以法律的形式明确改革目标、步骤，随后再稳步推进。目前我国电力行业法律法规建设滞后于电力市场化改革，我国应首先针对已经完成的改革内容，对相关法律进行修订。随后，明确下一步电力市场化改革的目标，并将改革目标、步骤等纳入法律法规框架内。

3.3 改革应进行量化分析

在日本电力市场化改革过程中，量化分析起到了重要的作用。其中关于电力公司是否需要保持垂直一体化体制的量化分析结果表明，维持九大电力公司的垂直一体化体制可节省9%左右的费用；同时，在对电力市场化改革进行评价时，量化分析表明，日本电价降低的40%源自市场化改革。

能源市场化改革范文第4篇

关键词:国企改革;国有资产;证券化

一、引言

随着国企改革深入，国务院国有资产监督管理委员会(简称“国资委”)在国企改革“十项试点政策”的落实过程中曾表示，力求包括央企集团层面在内的混合所有制改革有所突破。混合制改革将是国企改革的重点方向。近年，国有资产证券化成为国企混合制改革的重要方式，多项鼓励国有资产证券化政策陆续出台。通过资本运作推动资产证券化，用好市值管理手段盘活上市公司资产，从而实现内部资源优化整合，实现国有资产价值最大化无疑是国企改革的重要内容。由于整体上市、多元经营分别上市的方式涉及产权关系复杂，难度较大，布局时间较长，需进行长远规划；而利用上市平台进行股份增发是低成本且快速筹集资金并提高资产证券化率的重要方式与快捷手段。

二、吉电股份非公开发行股票案例分析

在现有理论研究的基础上，本文采用案例研究法，分析提高资产证券化率对国企改革的作用。为了使案例具有代表性及研究价值，本文在进行国企改革，且近期通过上市公司平台提高资产证券化率的国有企业中甄选，认为吉林电力股份有限公司(以下简称“吉电股份”)非公开发行的案例符合研究目的且较为典型。

(一)案例概述

吉电股份于1993年成立，为东北地区唯一一家电力上市企业，主要从事火力发电、新能源发电、居民供热及工商业供热。吉电股份实际控制人国家电力投资集团公司(简称“国家电投”)是全国五大发电集团之一，世界五百强企业。吉电股份于2002年9月通过大股东换股方式，引入社会公众股股东，在深圳证券交易所上市后，充分利用资本市场的优势，多次通过再融资实现企业的关键性发展。2007年12月，为快速提升公司业务规模及综合竞争力，吉电股份通过发行股份购买资产的方式，以5.94元/股向大股东定向增发6,000万股，购买松花江热电公司94%股权。此次收购使吉电股份电力业务产能扩大了41.67%，净利润增加21.19%，净资产收益率提升了4.83%，大幅提升了公司电力业务规模和整体盈利能力。随着火电行业全面进入热电联产技术革新阶段，为提升公司的资产质量及盈利水平，吉电股份再次借力资本市场。2013年12月，吉电股份非公开发行62,151.22万股新股，发行价格2.87元/股，募集资金总额约17.84亿元，用于松花江热电公司新建背压机组项目及补充流动资金。该非公开发行使吉电股份资产负债率下降8个百分点，每年节约财务费用近1亿元，显著提高了吉电股份的盈利能力、融资能力和偿债能力。其后，电力行业出现快速转型，新能源业务成为行业发展的重心。为实现业务结构的转型及升级，响应国家提高国有企业资产证券化率的号召，吉电股份于2016年12月完成最新一轮的非公开发行，发行新股6.86亿股，发行价格为5.60元/股，募集资金约38.40亿元，主要投资于安徽南谯常山风电场项目等7个新能源发电项目以及补充流动资金，保荐承销机构为国信证券股份有限公司。此次非公开发行提高了吉电股份实际控制人国家电投的整体资产证券化率约4个百分点。作为央企的上市公司平台，吉电股份一直践行着通过证券化的方式提升国有资产质量和盈利水平的使命，通过多次非公开发行A股股票的方式，提高国家电投的整体资产证券化率，增强国有企业的综合竞争力，推动国企改革。

(二)具体案例分析

通过深入分析吉电股份最近一次资本运作，即2016年非公开发行股票对企业的财务状况、业务结构、资产运营能力、外部监管机制及市场化进程等各方面的影响，本文认为此次非公开发行对于企业的国企改革进程主要有以下四个方面的意义。1．企业杠杆率。电力行业普遍较高的资产负债率直接影响公司后续债务融资能力。吉电股份2016年非公开发行股票，使吉电股份的资产负债率从82.51%下降至72.50%，显著优化公司的资本结构，并提高公司抵御风险的能力。可见，通过国有上市平台增发股票，提高国有资产证券化率，能有效降低国有企业的资产负债率，提高企业抗风险能力，从而增强国有经济的中长期发展韧性，深化落实国企改革的要求。2．国有资产盈利能力及保值增值。吉电股份本次发行的募集资金主要用于投资安徽南谯常山风电场项目等七个新能源发电项目，分布六省，促使吉电股份业务结构由传统火电进一步向新能源发电转型，实现东北国有资产的产业升级，有效盘活东北地区国有资产。通过本次发行，资产质量及运营效率方面，公司新能源装机容量增加54.7万千瓦，电源结构得到显著优化，盈利能力将得到明显提升；融资结构及财务费用方面，债务资本转变为权益资本，按银行贷款利率4.5%进行测算，将减少未来每年财务费用约1.7亿元；企业市值方面，基于新能源资产比重增加，公司市盈率水平及总体市值有所提高。综上分析，提高资产证券化率能直接扩大国有企业的资产规模和提高资产质量，提升国有企业的运营效率及盈利能力，实现国有资产保值增值，契合国企改革的要求。3．国有资产定价市场化。(1)发行底价确定和调整的市场化。吉电股份于2016年5月基于当时市场股价水平首次锁定发行底价为9.57元/股。其后由于资本市场大盘波动，吉电股份于2016年3月及时基于最新股价水平进行了重新锁价，发行底价由9.57元/股调整为5.59元/股，确保了发行底价紧跟资本市场股价水平。(2)发行价格及发行数量的市场化。路演及询价是发行过程市场化的重要体现。吉电股份在发行阶段历时三个多月，多次奔赴全国多个城市，先后举行五轮、六十余场路演，拜访投资者一百五十余家，实现发行人与资本市场的充分接触沟通，最大限度消除信息不对称对，保证定价合理性。最终，本次发行向148名投资者发送认购邀请书，发行价格和发行数量由其中10名获配对象的有效报价确定，最终完成38.40亿元资金的足额募集。综上分析，提高国有资产证券化率的过程中，实现国有企业的市场化融资，并实现国有资产的市场化定价，符合国企改革关于以市场为导向，提高国有企业的市场化程度的要求。4．国有资产外部监管。国有企业在提高资产证券化率的过程中，须受到资本市场的严格事前审核和事后监管。事前审核的重点之一为募投项目是否符合国家的产业发展政策，资产配置和投向是否合理。基于国资委及证监会该审核要求，吉电股份放弃以大型火电项目作为募投项目的备选方案，选择紧跟国家发展政策和供给侧改革方向的新能源投资项目作为募投项目，从而促进吉电股份业务结构由火电为主逐步向新能源发电转型。本次发行通过资本市场的外部监管力量，实现国有资产的合理配置和正确投向。根据《中华人民共和国证券法》要求，吉电股份后续使用本次发行募集资金的过程中，均受到证监会、交易所及保荐机构的监督和指导，以确保资金的合理合规使用，从而避免国有资产的流失。综上分析，提高国有资产证券化率，能充分利用证券市场的外部监管机制，实现国有资产的合理配置和投向，避免国有资产流失，符合国企改革对国有企业供给侧改革以及加强国有资产的外部监管的要求。

三、结论

根据国企改革“十项改革试点”，混合所有制改革成为国企改革的重点，而国有资产证券化成为国企改革和混合制改革的主要方向。通过对吉电股份非公开发行股票案例的分析，国有企业提高资产证券化率，符合以下国企改革的深层次要求：1．有效降低企业资产负债率，提高企业抗风险能力，增强国有经济的中长期发展韧性；2．直接扩大国企的资产规模和资产质量，直接提升国企的运营效率及盈利能力，实现国有资产保值增值；3．充分利用资本市场的定价机制，确定国有资产价格和融资规模，推进国企的市场化融资，实现国有资产的合理定价；4．充分利用证券市场的外部监管机制，实现国有资产的合理配置和投向，推进国有企业供给侧改革，加强国有资产配置及运营的外部监管；因此，国有资产证券化是混合制改革及国企改革的重要途径。

参考文献：

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能源市场化改革范文第5篇

我国天然气工业形成于20世纪50年代，并最早于1957年形成天然气定价机制，先后经历了国家定价阶段、国家定价与计划指导价并存阶段以及目前的国家指导价阶段。天然气作为一种清洁、环保、便捷的绿色能源和化工原料，将凭借其资源丰富、发展快速与使用方便的特点成为我国大力提倡使用的清洁能源之一。随着天然气在我国能源结构中所占的比例不断增加，天然气的价格越发引起人们关注。我国天然气产业分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节，天然气定价主要由国家与政府主导。现阶段，政府在天然气定价政策方面：以成本加成法为主导，以市场需求为基础；出厂价统一实行国家指导价，管输价格完全由政府定价，定价原则为成本加利润原则，对需求方采用的定价方式为老线路老价格，新线路新价格，并由各地区所在政府定制所在地配气价格。我国天然气市场仍处在天然气发展初级阶段，天然气的使用率远远低于世界的其他国家，天然气的市场化程度不高，定价机制的开放程度也很低。目前我国天然气供应不能满足需求，虽然近几年我国天然气产量迅速上升，但天然气的消费也在迅速增长，而且比天然气产量增速更快。随着我国社会主义市场经济与天然气市场的发展，我国长期以来由政府主导的定价机制已不能满足我国天然气市场发展的需求，天然气定价机制须进行改革与完善。

2我国天然气定价机制存在的问题

2.1井口价格统一，定价方法单一，季节周期性不明显

现阶段由于天然气井口价格由政府统一规定，采用成本加成法，没有考虑不同地区不同时期天然气开采成本的变化、地理特征与资源富裕性等因素，忽视了企业生产各种情况与市场需求，且不能反映天然气供求关系的季节性变化。地理条件差、环境恶劣的地区开发成本大，不能使天然气作为经济优势带动其发展，甚至会阻碍资源合理开发与利用。

2.2地方性垄断严重，天然气发展受制约

我国天然气市场发展仍处于初级阶段，目前地方性垄断问题凸显，主要表现为规划垄断、体制垄断、市场垄断与价格垄断。地区性垄断不仅减低了市场、生产与用户信息的传递速度，限制市场竞争优势发挥，影响天然气市场效率，而且会影响天然气终端用户的价格，增加政府补贴与财政负担，降低了天然气市场的发展速度，制约了天然气市场健康、持续发展。

2.3政府导向性太强，天然气定价机制落后，天然气供需尚未完全市场化

现阶段我国天然气定价由于政府导向性太强，不能客观正确反映生产成本与市场供求之间的关系，导致供需环境和定价方式尚未完全市场化。目前我国进口的天然气价格与国内消费价格出现倒挂的现象，国内天然气价格同国内其他能源价格相比、同国外天然气价格相比价格偏低。而不同气源的价格不一样、同一气源的不同用户价格也不一样，目前天然气定价机制不能做到合理分摊、真实公允，不利于我国天然气工业发展。

2.4可替代能源选择不合理，与其他能源比价关系不清楚

现阶段我国天然气价格调节挂钩的可替代能源为原油、煤炭和液化石油气，但这不符合我国的实际情况。我国天然气供需矛盾日益凸显，天然气短期内不可能大规模替代煤炭成为发电的主要燃料，只能是在用电高峰期利用调峰的作用来作为火电的补充。目前我国煤炭与电力价格都是随着市场的变化而变化，但天然气与其他可替代能源的热值比较低，且没有考虑环境因素，这种不合理的比较关系打乱了原有能源消费结构，阻碍了能源消费结构调整。

3探讨我国天然气定价机制解决对策与建议

3.1实行差别化、差时化定价

根据我国不同地区的具体情况，将我国天然气价格按季节供求关系变化进行相应调整，实行定价方法多样化，并缩短调价周期，使终端用户价格拉开差距。通过价格的调整来调节供需，从而利于资源的合理配置，并缓解天然气季节性供需不平衡的问题。

3.2打破天然气产业的垄断状况，促进其健康发展

为使天然气价格有效反应供需关系，国家有关部门需对地方性垄断加以重视，真正将其列入议事日程，努力把打破地方性垄断、推动天然气市场化纳入《国家天然气发展规划》，并建立健全监管的法律法规体系，以保证天然气产业健康、持续、快速的发展。

3.3改革与完善天然气定价机制，实行市场化定价

目前我国以政府为导向性的天然气定价机制在计划经济体制下有一定优势，但不符合现阶段我国社会主义市场经济的发展。因此我国需放宽国家管制、实现政府职能转变，改革与完善天然气定价机制，使价格水平由市场供需调节，真正起到按价格导向合理配置资源、引导消费的作用，从而能真正满足天然气市场需求，实现天然气供需市场化。

3.4建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机制

由于我国煤炭资源相对丰富，天然气资源相对贫乏，天然气短期内不可能大规模替代煤炭成为发电的主要燃料，因此政府应降低煤炭在现行的天然气价格调整系数计算中所占权重，改善天然气市场的比价关系，理顺天然气与可替代能源的价格关系，并逐步建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的联动机制。

4结论

鉴于我国现阶段天然气定价政府主导，定价方式与定价机制不能满足市场需求的情况，我国政府应适当借鉴外国成功的天然气定价机制，尽快实现国内天然气定价机制的变革，建立科学的管理机制，探索出与我国市场经济发展状况相适应的天然气定价体系，以利于我国天然气产业持续、健康、良好的发展，从而推动我国经济可持续发展。

参考文献

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