从机组类型看，风电机组平均上网电价较高，为553.61元/千千瓦时，依次为核电429.39元/千千瓦时、火电377.15元/千千瓦时，水电机组平均上网电价较低，为245.18元/千千瓦时，其他机组（包括太阳能、生物质能发电等）平均上网电价为570.11元/千千瓦时。

http://news.hainan.net/ 时间：时间：2010-10-9 14:36:00 来源：来源：中国广播网

　　居民阶梯电价征求意见 最高档每度上涨超0.2元

　　国家发改委今日发出通告，就推行居民阶梯式电价广泛征求社会意见，[B]征求意见时间为2010年10月9日至10月21日[/B]。根据发改委提出的居民阶梯电价两套调整方案，今后居民用电价格将分为三档，最高档为每月用电超过210度或270度，超出部分每度电提价不低于0.2元。

　　国家发改委价格司有关负责人指出，长期以来，我国对居民电价采取低价政策。近年来我国能源供应紧缺、环境压力加大等矛盾逐步凸显，煤炭等一次能源价格持续持续攀升，电力价格也随之上涨，但居民电价调整幅度和频率均低于其他行业用电，导致用电量越多的用户，享受的补贴越多。这既未体现公平负担的原则，也不能合理体现电能资源价值，不利于资源节约和环境保护。

　　发改委相关负责人表示，今后居民阶梯电价将结合城乡居民每月用电量，按照满足基本用电需求、正常合理用电需求和较高生活质量用电需求分为三档，电价实行分档递增，其中第一档电价原则上维持较低价格水平，三年之内保持基本稳定，第二档电价起步阶段在现行基础上提价10%左右，今后电价按略高于销售电价平均提价标准调整，第三档电价起步阶段标准不低于每度电0.2元，今后按照略高于第二档调价标准的原则调整，最终电价控制在第二档电价的1.5倍左右。

　　根据该通告，今后居民阶梯式电价将分三档，发改委提出两套居民阶梯式电价方案：

　　方案一：以省(区、市)为单位，第一档电量按照覆盖70%居民家庭的月均用电量确定，即每月用电量110度以下，维持现有电价，今后三年不变;第二档电量按照覆盖90%居民家庭的月均用电量确定，即月用电量110度至210度，超出110度的部分，每度电上涨不低于5分钱;第三档为超出第二档的电量，即月用电量超过210度，超出部分岂不阶段每度电涨不低于0.20元。

　　方案二：以省(区、市)为单位，第一档电量按覆盖80%居民用户的月均用电量确定，即每月用电量低于140度的，起步阶段每度电提高1分钱左右;第二档电量按覆盖95%居民用户的月均用量确定，即每月用电量140度以上，270度以下的，超出140度部分，每度涨不低于5分钱;第三档为超出第二档的电量，即月用量超过270度以上，起步阶段每度提价不低于0.20元。

　　据估算，如居民每月用电量为300度，则每月多支出13.9元。发改委相关负责人称，实行阶梯电价之后，改造电表的成本不由居民承担。

　　此外，调价方案实施范围为，省级电网供电区域内实行“一户一表”的城乡居民用户。对于使用预付费电能表的居民用户，在实现远程自动抄表前，可按购电量以年为周期执行阶梯电价;其他“一户一表”居民用户，在实现远程自动抄表前，应按供电企业抄表周期执行阶梯电价。供电企业抄表周期原则上不超过两个月。

　　[B]另悉，10个工作日之后，发改委将就征集意见结果发出一个指导性方案，最终由地方政府根据实际情况确定具体的实施方案.[/B](文/李宗品)



该贴内容于 [2010-12-10 01:05:00] 最后编辑

好贴。。

楼主辛苦了

水电装机规划3.8亿千瓦蓝图2010-08-24 中国投资咨询网

中投顾问提示：在近日召开的全国水电宣传工作会上，国家能源局有关人士预计，未来十年投入运行的70万千瓦及以上容量的超大水电机组总计将超过100台。
欢迎进入投资视点：我国水电开发提速 绘就3.8亿千瓦蓝图

　　中国投资咨询网讯 种种迹象表明，我国水电建设从审批到建设正在进入“加速跑”。在近日召开的全国水电宣传工作会上，国家能源局有关人士预计，未来十年投入运行的70万千瓦及以上容量的超大水电机组总计将超过100台。

　　到2020年，全国新增装机容量将达1.8亿千瓦，而三峡水电站总装机容量为1820万千瓦，新增装机容量相当于10个三峡电站。

　　8月19日-20日，全国水电宣传工作会议在京召开。一位参会人士透露，这次会议是在国家调整能源结构、保护环境和应对气候变化的大背景下召开的，会议重点是回顾和总结现阶段我国水电宣传工作的不足，同时讨论修订了《中国水电“十二五”宣传纲要》，这一纲要将为我国水电健康可持续发展创造良好的舆论环境。

　　水电发展陷入停滞

　　国家能源局一位不愿意透露姓名的专家表示，目前我国的水能开发利用率只占技术可开发量的35%左右，如不抓紧开工一批新的水电项目，将难以实现中国向国际社会承诺的2020年减排目标。

　　上述人士表示，由于受到生态环境、建设管理和移民安置等问题的制约，近年来水电发展几乎陷入停滞，我国水电项目的审批多次遇阻，大型水电站的开发力度减缓。

　　针对水电项目前期审批严格、短期内难以大量获批这一问题，中国水力发电工程学会副秘书长张博庭表示，环保部门对水电项目前期审批比较严格是有必要的，但随着我国碳减排压力的逐步增加，大力开发水电势在必行。

　　据《2009年全国电力工业统计年报》显示，2007年、2008年、2009年全国核准的水电容量分别仅有234万千瓦、724万千瓦和737万千瓦，远小于这几年的投产规模，导致水电在建施工规模逐年迅速缩小，2009年年底仅有6725万千瓦。

　　据了解，“十一五”期间，我国水电开发已经大幅滞后于规划目标。“十一五”期间原本规划水电开工量约7000万千瓦，而实际开工量只有2000多万千瓦。因此，“十二五”期间，水电项目的核准量和开工量都需要大幅提升。

　　10年后水电装机达3.8亿千瓦

　　受建设周期影响，如果新建水电要在2020年发挥节能减排效果，未来五年至少需要开工的水电项目为1.2亿千瓦。我国水电开发未来将向超大容量方向发展。为实现2020年非化石能源占我国一次能源消费比重达15%的目标，水电等可再生能源的发展更是进入了快车道。

　　国家初步规划2020年水电装机总量达到约3.8亿千瓦，其中常规水电3.3亿千瓦以上(抽水蓄能电站5000万千瓦)，年发电量1.15万亿千瓦时。正在建设中的溪洛渡、向家坝两座水电站共有70万千瓦及以上的机组36台。2030~2050年，随着西藏水电的开发，将有四个千万千瓦级水电站的运行水头超过400米，最大水头达830米，超高水头和超大容量水电将成为我国水电发展的主要方向。

　　来自全国水电宣传工作会议的数据，目前我国水电装机总量突破两亿千瓦。去年我国水电发电量达5716.9亿千瓦时，占全部发电量的15.53%。目前我国水电装机约2亿千瓦，怒江、雅鲁藏布江尚未开发，金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江总体开发程度不足10%，规模化水电开发的潜力巨大。

　　张博庭表示，“十二五”期间水电的新开工量预计将接近1亿千瓦。未来除加强对水电项目监管和审核速度之外，还要引导民众走出过度强调水电开发面临的移民和环保问题误区。对于水电项目的布局，重点将集中在西部地区的金沙江、大渡河、雅砻江、澜沧江等。

　　国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，水电装机突破2亿千瓦，有力地推动了能源供应结构的调整，到2020年如果我国水电顺利实现装机目标，我国能源供应结构将得到相当程度的改善。

十二五规划水电开工目标将上调5000万千瓦
2010年 12月 10日 星期五 10:05 BJT

路透上海12月10日电---中国证券报周五引述权威人士称,"十二五"(2011-2015)期间水电开工规划目标可能上调5,000万千瓦,如此水电开发及设备类上市公司有望享受超预期的政策支持及市场利好.

报导称,[B]到2020年,中国水电投产目标将从原来初定的3.8亿千瓦提升到约4.3亿千瓦,这意味着"十二五"水电开工规划目标也将随之上调.目前调整後的"十二五"水电开工目标已经上报发改委.[/B]

目前A股市场上拥有水电业务的公司包括长江电力(600900.SS: 行情)、大唐发电(601991.SS: 行情)(0991.HK: 行情)、国电电力(600795.SS: 行情)、国投电力(600886.SS: 行情)等.

报导称,"十二五"常规水电开工目标从6,300万千瓦上调到8,300万千瓦,抽水蓄能电站开工目标从5,000万千瓦上调到8,000万千瓦,共上调5,000万千瓦.

2020年水电投产装机目标最初确定在3.8亿千瓦左右,包括3.3亿千瓦的常规水电装机和5,000万千瓦的抽水蓄能电站装机;[B]如今该目标被提升到约4.3亿千瓦,包括约3.4亿-3.5亿千瓦常规水电装机和接近1亿千瓦抽水蓄能电站装机. [/B]

目前中国已建和在建的水电装机约2.7亿千瓦,其中抽水蓄能水电装机约3,000万千瓦.由于常规水电和抽水蓄能电站的建设周期都在五年左右,因此到2020年要投产的水电机组必须在2015年之前开工.

国家能源局局长张国宝8月曾经表示,为实现2020年节能减排目标,届时中国水电装机容量须达到3.8亿千瓦,其中常规水电3.3亿千瓦,抽水蓄能5,000万千瓦.(完)



该贴内容于 [2010-12-11 21:22:14] 最后编辑

【观点】坚定推进区域平台市场机制


来源：　作者：何兆成 余保东 银车来　日期：10.12.13


　　最近，相关部门拟讨论在跨省（市）送电中，发电企业采取标杆电价结算。这是区域平台市场机制建设的倒退。把原本市场调节的价格变成固定不变的价格，实际上就是把市场交易变成计划送电。

　　■何兆成 余保东 银车来

　　经过近几年艰苦的宣贯、培育和建设，区域平台已经被发电企业和电网企业认识和认可。平台交易有效地保障了地方经济发展对电力供应可靠性的需求，实现了水火电互补和低价区电能向高价区域流动的资源优化，同时发电企业和电网企业也提高了设备利用效能，获得了边际收益。平台交易也逐步走向制度化、规范化和常态化。但是根据有关消息，最近，相关部门拟讨论在跨省（市）送电中，发电企业采取标杆电价结算，目的是保护发电企业利益。这是区域平台市场机制建设的倒退，把原本市场调节的价格变成固定不变的价格，实际上就是把区域平台的市场交易变为计划送电，是不合理的。区域平台是发电企业作为主体，直接与购电方（目前为电网企业）自主、自由、自愿交易，是一种市场行为，交易价格随行就市。在电力市场初级阶段，区域平台交易肯定还存在这样和那样的一些问题，但是它在资源优化配置和节能减排方面的作用是日益明显的。

　　区域平台去市场化会导致发电结构恶化、能耗成本增加

　　近年来，因为煤价持续高涨经营困难，发电企业希望在区域平台交易中，既获得电量又获得好价格来缓解矛盾。本来这些要求可以通过完善区域平台功能来实现，比如加快开放用户上区域平台的速度，监管电网企业的挂牌价格，保证电厂的边际收益等。但是把区域平台去市场化并不能解决问题，相反会导致形势恶化。在跨省（市）交易中，发电企业实行标杆电价结算，表面上看全国发电的平均上网价格提高了，但是跨省（市）交易电量一定会急剧萎缩，大量能耗高机组开始发电来满足电力平衡、水电不能外送而弃水调峰，国家在电力行业开展的节能减排工作成效付之东流，发电企业也一定会因为发电结构恶化导致能耗成本增加而付出代价。

　　另外在区域平台交易中，不仅有电厂之间的竞争，也有电厂和电网之间的竞争，跨大区域交易主要是由国家电网公司在年度计划中安排，更多的是为了配合联网工程的需要。这些交易的先后顺序以及是否纳入省（市）年度供需平衡计划、参与电量比例大小等，直接关系到资源优化配置力度，同时也关系到发电企业在省（市）内一般电量的利用小时数。如果在年度供需平衡计划中完全由省（市）内机组优先满足电力电量需求，而余缺才由跨区跨省机组补充，在各省（市）电力装机容量富余的现实下，资源优化配置将是一句空话。

　　跨大区域交易、区域平台交易和省（市）内计划交易之间需要有效协同，才能兼顾好发电企业利益和资源优化配置水平。现在的问题是，由于经济的不确定性，电网负荷准确预测难度很大，气温变化剧烈、极端天气增多，也给负荷预测增加了难度。在电力供应侧，水情在技术上存在着长过程难以准确预报的困难，煤情也因经济形势复杂而多变。在不同的月份，跨区跨省年度交易分月电量必定存在少买或多买的情形，保障电力供应有时不得不再通过月度跨区跨省交易来补充。在电网既代理电厂送电又代理用户购电的模式下，人们无法接受这种接力或对冲交易，总是担心电网企业从虚假交易中获取不当利益。但是在区域平台上，由电厂自愿参与交易，应该是在很大程度上杜绝了不合理交易的发生。

　　在跨大区域交易中引入市场机制，由国家电网公司计划安排变为市场竞争，让发电企业直接上平台自愿交易，可以在源头上监管好跨大区域交易。发电企业上平台与购电省（市）电力公司见面（以后为大用户），将年度交易改为月度交易，对于电网企业不合理的挂牌价格，发电企业完全可以不去“摘牌”，而在电力供应紧张时期，应该竞得更高的电价，真正实现厂网之间的博弈，让市场价格反映电力供需形势。

　　区域平台交易能够形成企业收益和社会效益多赢局面

　　水电上区域平台实现全额收购。水电是清洁能源，消纳水电可以实现低碳经济。全额收购水电既受到省（市）内电量平衡的制约，又受到电网调峰能力和联络线输送极限水平的约束。在水电大发的情况下，省（市）电网在运行方式安排上，积极为消纳水电创造条件，直至火电机组达到最小开机方式。如果此时电网低谷负旋备容量仍不足，必须要通过跨省交易才能消纳富余水电，购电省（市）开机方式将面临临时调整，火电机组深度调峰甚至停机调峰，以腾出电量消纳空间，启停机组过程中耗费了大量宝贵的油资源。这种为了临时消纳水电而安排的运行方式不安全，也未必节能，相反还引起了购电省火电企业的不满，要求进行水火补偿，弥补调峰过程的损耗成本和机会成本。

　　区域平台为水电全额收购创造了条件，在区域平台上开展月度水火跨省发电权交易，实现了水火电之间一一对应补偿，特别是在一个发电集团内开展，水电按照批复电价被全额收购了，出让方火电机组得到了适当补偿，而集团公司也降低了综合发电煤耗，另外还不影响出让方省（市）其他机组的年度电量，减少了交易中不和谐因素，让各方面都能满意，取得企业收益和社会效益多赢局面。

　　区域平台交易是一种市场机制，确立了发电企业在交易中的主体地位，增加了发电选择权，可以较好地与跨大区域交易和省（市）内交易相融合。区域平台目前存在问题的主要原因是市场结构不完善，但是随着电力改革和电力市场建设的深入，逐步开放大用户上区域平台后，主体之间收益不平衡问题会迎刃而解，同时电力监管部门围绕区域平台建设为中心的市场秩序监管也将会更具权威性。（作者单位：华中电监局）　　

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