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资金成本或利润至少要满足两项要求：一是**小偿债率，年度收益（即付息、付税前的利润）与本年偿还债务（包括还本付息）之比，不少于1.5；二是企业自有资金率，企业当年的自有资金占当年投资的比重为30%到50%这样规定的目的是为了使电力企业具有还债能力和自我发展能力，保证企业的负债（包括企业的债务和企业提供的担保）不大于60%到65% 我国电力工业的利润率是很低的，有些年份还出现严重亏损，政府为了照顾电力企业，将电力工程的资本金定为20%，甚至电力企业筹措不了资本金，银行允许用贷款顶替资本金，致使电力企业的负债率偏高我国在短短的市场化改革三十多年中，发电企业的资产负债率由计划经济年代的既无内债又无外债的情况，提高到85%左右，两个电网公司的平均资产负债率也在65%上下
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电力企业的高负债率是维持低电价所付出的代价，负债率高每年所要支付的还本付息负担重，这是市场经济条件下电力成本比计划经济年代高的重要原因之一国外对电力工业管制时，在管制电价的同时要管制负债率，负债率居高时要适当提高电价我国市场化改革中严控电价，放松负债，应当改为电价、负债双控自从改革开放以来，电力上大的举动不断，如农网全面改革，无电地区通电，以大代小7000多万千瓦，风电、太阳能发电蓬勃发展，煤电除污及近零排放，输电代替输煤等等都是电力建设的大事，属于非干不可的事，但是这些举动耗费极大，都会推高电价，这都是计划经济年代不能干、干不了的事，在社会主义市场经济时期也要量力而行
六、电力计价模式：1995年制定的《电力法》中关于电价提出两种计价模式：一是成本加成定价，二是同网同价强调“电价实行统一政策，统一定价原则，分级管理，坚持公平负担，促进电力建设”
在计划经济年代，实行的是成本加成定价办法，也就是：“制定电价，应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金”这个定价原则对发电、输电、配电和售电都适用，在计划经济年代的电力工业发电、输电、配电和售电都归电力部门统一管理，所以当时没有上网电价、输配电价，只有统一的销售电价，由于当时折旧率低，电费附加少，不计资金成本等因素，电价水平低
20世纪80年代电力工业进行社会主义市场化改革后，仍然使用成本加成定价模式，但由于资金来源不同，老电厂由国家拨款建设，没有还本付息要求；新建电厂用贷款建设，需要还本付息；于是实行老电老价，新电新价，采取这种办法可以防止电价急剧上涨，弊病是电价太复杂，一厂一价甚至一机一价，另外造价高、利率高就使得电价高，不利于控制工程造价为克服这种上网电价的弊病，采用分地区的分类**电价，制定全国不同地区的煤电、气电、水电、风电、太阳能发电的**电价，解决了新老电厂、新电厂和新电厂不同价的问题，属于“同网、同质、同价”的变种，是一种“同网、同类电厂、同价”，这是中国独创模式，但缺乏**电价计算的具体办法**电价要基本满足新建电厂还本付息需求，因此老电厂可能获得超额利润，不同质量的电能实行同一价格，都是不公平的
2002年电力改革“5号文”确定厂网分开后要实行竞价上网，实现“同网、同质、同价”，但由于种种原因未能实现
美国实行竞价上网，上网电价实行“同网、同质、同价”，因此加州酿成了电力危机，美国发现竞价上网和强制电力库存在严重弊病而中止**各国电力改革不再采用竞价上网“同网、同质、同价”，一般都采取新电力交易制度，实行大、中、小用户向发电厂直购电现在看来厂网分开、电厂和电网多业主经营，上网电价、电力计价模式难以选择，无论一厂一价、**电价、竞争上网定价（即同网、同质、同价），都存在许多难以克服的弊病，关键在于电价都要比市场经济条件下垄断经营的电价高，这大概是发达国家电力改革后绝大多数国家电价上升的原因这大概是GO15的秘书长所说的市场设计是否合理的体现
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上面具体分析了社会主义市场经济条件下，电力成本和电价要比计划经济时期的电力成本和电价高，计划经济时期的电力生产成本占终端电价的比重大，市场经济条件下，电力生产成本占终端电价比重小，要想降低电价，关键在于改革政策、监管和规则，改革企业作用很小
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有人怪中国电价比美国高，中国目前电价比大多数发达国家低，大概只比美国等少数国家高，美国的能源政策、监管和规则都比中国强，美国的能源价格无论是石油、天然气、煤炭还是电力价格都比大多数国家低，也比中国低回收劳斯莱斯汽车内外饰品
中国如能学习美国，降低电力的税收、减少电价上的各种附加，若该由政府财政出的钱就不在电价上加价，减少电力企业的负债，电力改革中选择市场模式框架合理……那么中国的电价合理化是可以做到的 有人说电价是由“看不见的手”决定的，也有人说电价高低决定于政府的政策、监测和规则，我觉得电价由谁决定都不科学，但是一个国家电价水平的高低、电价结构是否合理，政策、监管和规则确实起到了重要的作用此外，各种能源制定合理的相对价格都不可能全靠市场
我们对于电力改革特别是电价改革，不要寄希望于拆分、引入竞争机制上，应当首先寄希望于改革政策、监管和规则2014年年底召开的“能源工作会议”，国家发改委主任徐绍史在报告上说：“积极探索建立规划（计划）、政策（规定）、规则、监管‘四位一体’的能源管理新机制，稳步推进能源改革，创新能源管理机制
”这说明国家发改委和国家能源局已经把改革政策、监管和规划提到今后能源工作的重要日程上来，这是中国电力改革的希望所在（文/朱成章 系原能源部政策法规司副司长）
截至2014年底，我国可再生能源发电装机已经达到4.3亿千瓦，占全部发电装机的32%其中，并网风电装机容量为9581万千瓦，占全球风电装机的四分之一，完成新增装机1800万千瓦的目标
当前，受到“增长速度换挡期、结构调整阵痛期、前期刺激政策消化期”三期叠加因素的影响，我国经济已经由高速增长转入中高速发展的新常态 电力工业作为我国重要的基础能源产业，经济增速放缓直接导致了电力市场的疲软，发电行业已经感受到了阵阵“寒意”
近些年，在国家政策扶持和能源结构调整的双重作用下，新能源产业掀起了一轮发展热潮
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但在持续几年的迅猛发展之后，特别是在经济新常态下，新能源产业该何去何从?
科学认识新常态，坚定加快新能源产业发展的信心和定力
统计数据表明，2014年，我国用电负荷增长为3.8%，比“十二五”前三年平均增速低了5个百分点左右;发电设备利用小时降至4300小时左右，其中火电机组更是已经“破五”，降至4700小时左右
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