国内目前的电价，民用电是平时RMB 0.6/KWH，谷时0.3/KWH，平均大约0.5/KWH左右；工业用电电价比较复杂，有平、谷、峰三个时段，在夏季还有特别征收的超峰时段高价，另外还有一个变压器容量费，但总体平均下来各地在0.6-0.7/KWH。这里还有一个百度百科上的数据：2010年，公司（国家电网）主营业务收入15427亿元，公司售电量26891亿千瓦时。如果把国家电网主营业务收入约略当成售电收入，则2010年全国平均电价（含民用、工业和商用）为RMB 0.57/KWH。

先看一看电网运行、输电线路的建设、维护和损耗成本。

根据网上查到的数据估算，目前中国水电上网电价0.2-0.3/KWH，火电上网电价0.4-0.5/KWH，各占发电量的3成和7成，平均上网电价大约在RMB 0.4/KWH左右，售电均价0.6，意味着电网的建设、维护、损耗和利润总共大约在RMB 0.2/KWH。另有一个2010年国家电监会的数据做佐证：

2010年,全国供电企业平均购电价为383.89元/千度,平均售电价为571.44元/千度

差价相当于RMB 0.19/KWH （没找到电监会的网站以取得一手资料，新华网上有篇文章提到这个数据：外链出处）

但是，这个电网加价2毛钱一度电的幅度是目前技术和管理条件下的水平，实际上现在中国的电网管理水平还有很大的提高空间。这个不是我瞎讲的，电监会2012年供电监管报告里提到：

2012年供电检查发现的五大类共404例问题，涉及供电企业162家，占受检供电企业总数的81.2%。

　　问题一——供电半径过长，变压器和线路重载现象突出，制约供电能力。主要表现在：供电能力不足，新增负荷无法报装，影响地方社会经济发展；变电站单线单变运行方式过多，形成局部电网安全运行风险，无法保障连续可靠供电；供配电设施建设与改造进度滞后，配电线路供电半径过长、设备重载过载现象严重，配电网可持续支撑能力偏弱。如蒙东兴安突泉电力公司、海南三亚供电局、陕西地电咸阳供电分公司等26家供电企业存在部分变电站为单电源进线、单主变配置，存在发生大面积停电风险。

　　问题二——供电可靠率和电压合格率指标管理不规范，统计数据不完整、不真实。主要表现在：部分供电企业未能按照国家有关规定有效开展供电质量的监测、统计、分析和改进工作，部分供电企业供电质量监控手段不完善，监控数据和运行数据存在偏差，少数企业供电可靠率和电压合格率统计数据与实际偏差严重。如湖南湘西永顺县电力公司未按照《供电监管办法》要求，安装电压监测装置，开展电压监测工作；贵州黔南独山供电局等6家供电企业部分停电事件中的配变台数统计错误，少于实际停电台数。

　　问题三——用电业务管理不规范，供电服务水平有待进一步提升。主要表现在：用电业务办理各环节时间记录不清，时间节点倒置，与营销系统不对应；用户报装业务环节办理不规范，存在超时限现象；用户工程业务档案不完整、不真实，存在错漏现象；有序用电管理不规范；停电告知不及时、不完整、不准确；欠费用户停电催费程序不符合规定，复电不及时；故障抢修记录不完整，不准确，存在超时限现象；投诉事项分类错误，处理超时限等。如福建南平邵武供电公司、海南琼中供电局等存在用电业扩办理流程时间倒置情况。

　　问题四——供电市场开放程度较低，存在关联企业违规收费行为。主要表现在：部分供电企业违反市场公平竞争原则，关联企业在用户受电工程市场中占有率高，存在垄断用户受电工程市场行为；违反国家电力行政许可有关规定；未严格执行国家电价政策和收费政策。如冀北张家口供电公司2011年及2012年1-6月投运的用户工程共计147项，其关联企业承揽了100%的工程设计；湖北鄂州供电公司关联企业在用户工程中违规收取带电作业费。

　　问题五——供电成本存在会计核算不规范、不准确的问题，虚增了供电成本。主要表现在：违规列支供电成本、虚增供电成本、工程项目未及时结转固定资产计提折旧费用。如广州从化供电局在输配电成本大修理费用中违规列支员工宿舍装修工程款、监理费、招待费等。本次供电检查共查出违规资金462.35万元。

（原文链接：外链出处）

国家垄断电网固然有其战略意义，但效率、效益不高也是不争的事实，这两毛钱如果说有一半被各种浪费和腐败消耗了也许夸张，但5、6分是肯定有的。

另外从技术上讲，特高压输电就是眼前看得见的减少输电损耗、更好地平衡全国电力负载的方法：

特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。100万伏交流特高压输电线路输送电能的能力（技术上叫输送容量）是50万伏超高压输电线路的5倍。所以有人这样比喻，超高压输电是省级公路，顶多就算是个国道，而特高压输电是“电力高速公路”。

大家都知道，中国的高速公路经过近几年的快速发展，已经基本成网，四通八达。而中国的特高压输电这个“电力高速公路”，2008年底才刚刚建成一个试验示范工程，线路全长只有640公里。所以，要建成特高压电网这个电力高速公路网，还需要较长时间，也必然要花费不少的人力、物力、财力，为的就是要在全国范围内方便、快捷、高效地配置能源资源。

在电力工程技术上有一个名词叫“经济输送距离”，指的是某一电压等级输电线路最经济的输送距离是多少，因为输电线路在输送电能的同时本身也有损耗，线路太长损耗太大经济上不合算。

50万伏超高压输电线路的经济输送距离一般为600～800公里，而100万伏特高压输电线路因为电压提高了，线路损耗减少了，它的经济输送距离也就加大了，能达到1000～1500公里甚至更长，这样就能解决前面说到的把西部能源搬到中东部地区使用的问题。

建设输电线路同样也要占用土地，工程上叫“线路走廊”。前面说过，建一条100万伏特高压输电线路能顶5条50万伏超高压输电线路，而线路走廊所占用的土地只相当于2条50万伏输电线路，所以相对来说，建特高压输电线路能少占土地，这对土地资源稀缺的中东部地区来说尤其有利。

当然，特高压输电，特别是建设特高压电网，还有很多好处。它能把中国电网坚强地连接起来，使建在不同地点的不同发电厂（比如火电厂和水电厂之间）能互相支援和补充，工程上叫“实现水火互济，取得联网效益”；能促进西部煤炭资源、水力资源的集约化开发，降低发电成本；能保证中东部地区不断增长的电力需求，减少在人口密集、经济发达地区建火电厂所带来的环境污染；同时也能促进西部资源密集、经济欠发达地区的经济社会和谐发展。

到2013年底，国内还只建成两条交流100万伏、两条直流80万伏，还有很大的提高空间。

另一方面，中国的工业现阶段处于强烈的扩张态势，电网欠账太多跟不上电力需求，每年就要花很多资金新建电力设备，这些资产折旧摊提也增加了电网运营费用。

其它还有一些方法，比如远程抄表电子结账以节省人力等，未来可能会有我们现在想不到的技术来减少成本。另外随着规模电网的增大，总用电量的增加，每度电耗费在电网上的成本天然会降低。

既然是设想未来的事，不妨假设地激进一点，理想一点，未来在某个时间我们可以通过技术进步和加强效率，可以使得电网的运营、维护、建设、损耗加上合理的利润，控制在 RMB 0.08/KWH（以2014年不变价格计）。

下一章：大漠西风:电费到底能有多低（2）

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复电费到底能有多低（2）

家园

提供对比资料

9月5日汇率，1日元=0.0584元人民币（6分）。

日本的地热发电，11-27日元/度；煤火力发电，5-7日元/度；太阳能发电，30日元以上/度。

日本所进口的煤，64%来自澳洲，19%来自印尼，中国只占4%。

中国每年消费煤炭总数量，占全球一半，产量虽也接近一半，但2009年起，已经转为煤净进口国，进口1.38亿短吨，低于日本的1.82亿短吨，为世界第二进口国。等到了2012年，哼哼，中国进口3.18亿短吨。日本第二，进口2亿短吨（考虑到2011年核灾后核电停摆，日本电煤2012年比2011年只增加了1000万短吨左右，可见能源总消耗量减少很多）

1短吨=0.907公吨

外链出处

所以目前而言，煤炭仍然是良好和主要的能源来源，只要进一步做好减污改造就行了。

另一个能源是天然气。目前70%天然气靠管道运输，30%液化后船运。液化气（LNG）比管道气的好处，第一是适应性强，比如日本是岛国，不适合管道进口；第二是能源供应的安全性高，可以从任何一国购买，日本的进口来源是马来西亚（20%），澳洲（19%），印尼（18%），卡塔尔（11%）等。第三是LNG能短期储藏，而管道气基本是随到随用，没有必要再液化一次，所以受供给国控制大，一旦无预警停供，措手不及。

由于美国开发页岩气，全球天然气供大于求，卡塔尔的天然气向东销售减少，转而销往欧洲，使西欧减少了对俄罗斯天然气的依赖。

复【原创】未来电费到底能有多低（1）

家园

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作者，声望:1；铢钱:16。你，乐善:1；铢钱:15。本帖花:1

复电费到底能有多低（2）

家园

楼主很多想法是纸上谈兵

比如“虽然火电目前是基荷电力的提供者，但无论是从燃料的可持续性也好，从环境保护的角度看也好，火力发电都是属于应该淘汰的发电形式”

——除非热核聚变商业化成功，否则没有任何能源能代替火电的基础地位。水电很重要，但是总量有限。其它新能源可利用总量更有限，只能作为补充能源。

楼主想比较燃料之外的电力成本，至少应该有个参照，比如世界平均水平。否则楼主所说的“0.2RMB/度成本过高”只能是想当然，没有任何实际意义。