目前上网电价的定价机制主要还是和我们原来按计划电量发电的模式相配套的，现在如果实行节能发电调度，按照能耗排序来确定谁优先发电，和我们现在的电价机制不完全吻合，和现行机制有一个相互协调的问题。一种办法是上网侧也搞峰谷电价、丰枯电价，这和现在的单一制定价比较接近，在现有的定价基础上测定峰谷电价、丰枯电价，管理成本相对少一些，改革起来难度和阻力要小一些。

　　但制定峰谷电价也有一个问题，我们要定峰时段、谷时段是什么时候，并不是大致看着用电曲线的形状定就可以了。峰时段制定的长短、多少不同，发电企业、电网企业和电力用户之间的利益就会发生变化。把高峰时段定得长一些，更多的机组上网电量会被纳入高峰时段电量，低谷时段上网电量就少一些；高峰时段定长了，发电企业收益就多，电网就要多支付购电成本，用户就要多付费。高峰时段定短了，发电企业受损，用户受益。划分合适的峰谷时段是一个很难的问题，我们每个省、每个电网的负荷曲线是呈动态变化的，而且随着经济的发展和产业结构的调整变化得更大，要非常准确地测算，实现绝对的公平比较难。

　　中国能源报：如果实行节能发电调度、在电价上采用峰谷电价难度较大，目前还有其他比较好的解决办法吗？

　　张粒子：还有一种办法是搞两部制电价。就是把发电价格分为容量电价和电量电价，容量电价按固定成本定，电量电价按变电成本定，变电成本主要是燃料成本，这样按电量电价去排序、定发电计划和按煤耗去定发电计划是基本一致的。

　　从理论上说，采取两部制电价配合节能发电调度是最好的方案，但实际上也不尽然，原因在于发电机组的煤耗是变动的，对它未来的定价只能按历史的如去年、前年的平均煤耗来定，但实际上机组输出功率不同时，效率不同，煤耗率是不一样的。另外定价时不仅仅要考虑煤耗，而且要综合考虑煤价、运价。举一个特别明显的例子，比如说上海有大机组，煤耗比较低，但是它的煤要从安徽等地远距离运输过去，运输的过程中也要消耗能源。

　　我们现在只考虑了发电厂内的节能减排，如果扩展到上、下游，从煤出矿一直到终端用户用电的全过程都考虑进去，会更有成效。从这点来说，同样也是节能发电调度，两部制电价按价格排序比按煤耗排序更合理。难点就在于各个厂家的煤价、运价不一样，难以核算，也不是一个很完美的方案。

　　所以我们现在在电价上配合节能减排还处在过渡性阶段，将来的趋势一定是要市场化，通过市场化竞争来解决问题。可以是竞价上网，也可以是双边交易。在报价和协商时，低价肯定容易卖出，高价不容易卖出，这样大家都会想办法怎样去降低成本，成本低的一定是相对节能的。但是从短期来看，下一步比较可行的一是峰谷电价，一是两部制电价。（ 记者贺娇）