主题：明年水电电价提升有望打开空间

明年水电电价提升有望打开空间
2015-12-25 作者： 记者 王璐/北京报道 来源： 经济参考报

　　12月24日上午，动态投资千亿元的乌东德水电站工程建设动员会在电站施工现场举行，这是继溪洛渡、向家坝水电站建成投产之后，金沙江下游水电开发的又一重大里程碑，标志着三峡集团公司兴建的第三个“三峡”已经正式迈入主体工程施工阶段。
　　业内人士认为，随着中国能源结构调整步伐的深入，水电等清洁能源已经被视为未来国内电力发展的主流趋势。根据“十三五”水电规划，相比2014年水电装机，预计未来5年我国常规水电装机将有25%的增长。同时，随着新一轮电改的推进，2016年水电行业将首先尝到甜头，水电电价提升有望打开空间。
　　三峡集团公司董事长、党组书记卢纯表示，三峡集团公司将高质量完成乌东德水电工程开发建设任务，按期在“十三五”末2020年投产发电，为全面建成小康社会奋斗目标做出贡献。有消息称，按照“十三五”规划，2020年要力争常规水电装机达到3.5亿千瓦左右。2020年前重点开发雅砻江、大渡河、金沙江、澜沧江等河流，2020年后重点开发怒江和雅鲁藏布江。

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国家发展改革委关于完善水电上网电价形成机制的通知

发改价格【2014】61号


各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，三峡集团公司，国家开发投资公司：

为合理反映水电市场价值，更大程度地发挥市场在资源配置中的作用，促进水电产业健康发展，决定完善水电上网电价形成机制。现就有关事项通知如下：

一、跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定。国家明确为跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定。其中，跨省（区、市）输电价格由国家发展改革委核定，跨区域电网输电价格由国家能源局审核，报国家发展改革委核准；受电地区落地价由送、受电双方按照平等互利原则，参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。经协商无法达成一致意见的，由国家发展改革委协调确定。

二、省内上网电价实行标杆电价制度。各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定。水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。个别情况特殊的水电站上网电价个别处理。具体由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委核准。

三、建立水电价格动态调整机制。水电上网电价在一定时期内保持稳定。当电力市场供求、水电开发成本以及国家相关政策发生较大变化时，应适时调整水电上网电价。

四、鼓励通过竞争方式确定水电价格。要创造条件逐步实行由市场竞争形成电价的机制。具备条件的地区，可探索通过招标等竞争方式确定水电项目业主和上网电价。

五、逐步统一流域梯级水电站上网电价。对同一投资主体在同一流域开发的梯级水电站实行统一的省内上网电价；对不同投资主体在同一流域开发的梯级水电站，在完善上下游电站补偿机制基础上，逐步实行统一的省内上网电价。

六、以上规定适用于2014年2月1日以后新投产水电站。对现有水电站上网电价，要进一步规范管理，逐步简化电价分档。

国家发展改革委

2014年1月11日

国家发改委：进一步完善水电价格形成机制
2014年01月22日21:51 来源：人民网-财经频道

人民网1月22日电 （李栋 李彤）为合理反映水电市场价值，更大程度地发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进水电产业健康发展，近日，国家发展改革委发出通知，完善水电上网电价形成机制。

通知规定，对于今后新投产水电站，跨省跨区域交易价格由供需双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格扣减输电价格协商确定；省内消纳电量上网电价实行标杆电价制度，标杆电价以省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场情况和水电开发成本制定。水电比重较大的省份可在水电标杆上网电价基础上实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。同时，要建立水电价格动态调整机制，逐步统一流域梯级水电站上网电价。

通知提出，鼓励通过竞争方式确定水电价格，探索通过招标等竞争方式确定水电项目业主和上网电价。对现有水电站上网电价，进一步规范管理，逐步简化电价分档。

据悉，自2004年开始，国家对燃煤发电实行“标杆电价”政策，减少了政府定价的自由裁量权。此后陆续对风电、核电、光伏发电等也实行标杆电价政策，电价形成机制逐步趋于规范。由于水电站与其他发电类型不同，地质、水文条件差异大，不同水电开发成本相差很多，因此，在标杆电价基础上需实行分时电价或者分类标杆电价。此次出台水电价格形成机制，使得水电定价往市场化方向前进了一大步；对保留的政府定价部分实行标杆价格管理，进一步减少了政府定价过程中的自由裁量权，有利于引导水电合理投资，激励水电企业降低成本，将对水电产业健康发展产生积极影响。

金沙江乌东德水电站开建
2015年12月25日 02:33来源： 编辑：东方财富网

【金沙江乌东德水电站开建】12月24日，国务院16日核准的金沙江乌东德水电站工程建设动员大会在电站施工现场举行，标志着主体工程全面开工。这是继溪洛渡、向家坝水电站建成投产之后，金沙江下游水电开发的又一重大里程碑。

　　“十二五”时期规划的重大电力工程如期开工建设。

　　12月24日，国务院16日核准的金沙江乌东德水电站工程建设动员大会在电站施工现场举行，标志着主体工程全面开工。这是继溪洛渡、向家坝水电站建成投产之后，金沙江下游水电开发的又一重大里程碑。


　　据了解，乌东德水电站由三峡集团开发，位于金沙江下游，水库正常蓄水位为975米，总库容74.08亿立方米，安装12台单机容量85万千瓦的水轮发电机组，装机总容量1020万千瓦，是目前国内已经核准建设的第三大水电站。计划于2020年8月首批机组发电，2021年12月全部投产发电，年发电量389.1亿千瓦时，工程静态投资790亿，动态总投资达1000多亿，是“十三五”期间重点建设的千万千瓦级水电站。

　　据三峡集团公司董事长卢纯介绍，乌东德水电站建成后送电华东、华中和广东电网，每年可节省标煤约1220万吨，同时可减少排放二氧化碳3050万吨、二氧化硫10.4万吨。

　　公司内部人士透露，明年一季度总装机容量1600万千瓦的金沙江下游白鹤滩水电站或将核准开建。至此，三峡集团将形成金沙江下游河段乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝四座电站梯级调度运行局面，总装机为4646万千瓦，相当于两座三峡电站的装机容量。

　　分析人士指出，在清洁能源发展和电力体制改革推动下，预计未来5年我国常规水电装机将有25%增长。信达证券电力行业分析师杨耀廷告诉上证报记者，我国经济可开发的常规水电总量约4亿千瓦，截至目前建成约2.6-2.7亿千瓦常规水电，十三五末预计常规水电装机3.5亿千瓦，重点建设大渡河、雅砻江流域。

　　当前我国水电平均上网电价在0.29 元/千瓦时左右，低于火电近三成，成本约0.1-0.2元/度，电改“中发9号文”和配套文件力推上网电价市场化，未来水电和火电的同质同价目标有望实现，以及水电调峰市场化可期，水电价格存在上涨空间。

　　据了解，常规水电站建设中，土建施工约占工程投资50%，设备投资10%-15%，设备招标通常在工程施工开始后。目前，中国电建和葛洲坝在水电站工程施工市场份额最高，一些设备制造商也有招标优势。

发改价格[2015]3105号-国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知

国家发展改革委
关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知
发改价格[2015]3105号
　　各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司：
　　经国务院批准，根据煤电价格联动机制有关规定，决定下调全国燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格。经商国家能源局，现就有关事项通知如下：
　　一、全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约3分钱（含税，下同），同幅度下调一般工商业销售电价，支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展，并设立工业企业结构调整专项资金。各省（区、市）燃煤发电上网电价平均调价标准和调整后的燃煤发电标杆上网电价见附件。
　　二、全国一般工商业销售电价平均每千瓦时下调约3分钱，大工业用电价格不作调整，减轻中小微企业负担。各省（区、市）一般工商业用电平均调价标准见附件。各省（区、市）价格主管部门按照附件规定的平均调价标准，制定和下发本省（区、市）上网电价和销售电价调整具体方案，并报我委备案。
　　三、推动燃煤电厂超低排放改造，根据《国家发展改革委关于燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格[2015]2835号）规定，对于验收合格并符合超低排放限值要求的燃煤发电机组实行电价支持。
　　四、将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准，提高到每千瓦时1.9分钱。
　　五、利用燃煤发电上网电价部分降价空间，设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等。专项资金管理办法由有关部门另行下发。
　　六、跨省、跨区域送电价格调整标准，遵循市场定价原则，参考送、受电地区电价调整情况，由供需双方协商确定。“点对网”送电的上网电价调价标准，可参考受电省燃煤发电标杆电价调整标准协商确定。“网对网”送电价格，可参考送电省燃煤机组标杆电价调整幅度协商确定。
　　七、以上电价调整自2016年1月1日起执行。
　　八、推进电价市场化，鼓励有条件的电力用户与发电企业直接交易，自主协商确定电价。
　　九、电价调整后，各级价格主管部门要继续对高耗能行业、产能严重过剩行业实施差别电价、惩罚性电价和阶梯电价政策，加大上述电价政策的执行力度，促进产业结构升级和淘汰落后产能。
　　十、各地价格主管部门要精心组织，周密安排，确保本次电价调整措施及时落实到位。
　　附件：各省（区、市）燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格调整表
　　单位：元/千瓦时（含税）
省级电网 统调燃煤发电上网电价平均降低标准 一般工商业用电价格平均降低标准 调整后的燃煤发电标杆上网电价 提高后的可再生能源电价附加征收标准
北京 0.0239 0.0000 0.3515 0.0190
天津 0.0301 0.0313 0.3514 0.0190
冀北 0.0337 0.0310 0.3634 0.0190
冀南 0.0417 0.0309 0.3497 0.0190
山西 0.0333 0.0609 0.3205 0.0190
山东 0.0465 0.0415 0.3729 0.0190
蒙西 0.0165 0.0118 0.2772 0.0190
辽宁 0.0178 0.0117 0.3685 0.0190
吉林 0.0086 0.0000 0.3717 0.0190
黑龙江 0.0141 0.0130 0.3723 0.0190
蒙东 0.0033 0.0000 0.3035 0.0190
上海 0.0311 0.0212 0.4048 0.0190
江苏 0.0316 0.0312 0.3780 0.0190
浙江 0.0300 0.0447 0.4153 0.0190
安徽 0.0376 0.0428 0.3693 0.0190
福建 0.0338 0.0204 0.3737 0.0190
湖北 0.0435 0.0300 0.3981 0.0190
湖南 0.0249 0.0108 0.4471 0.0190
河南 0.0446 0.0557 0.3551 0.0190
四川 0.0390 0.0060 0.4012 0.0190
重庆 0.0417 0.0203 0.3796 0.0190
江西 0.0403 0.0362 0.3993 0.0190
陕西 0.0450 0.0517 0.3346 0.0190
甘肃 0.0272 0.0139 0.2978 0.0190
青海 0.0123 0.0000 0.3247 0.0190
宁夏 0.0116 0.0316 0.2595 0.0190
广东 0.0230 0.0058 0.4505 0.0190
广西 0.0284 0.0150 0.4140 0.0190
云南 0.0205 0.0030 0.3358 0.0190
贵州 0.0346 0.0000 0.3363 0.0190
海南 0.0330 0.0103 0.4198 0.0190
　　注：上述燃煤发电标杆上网电价含脱硫、脱硝和除尘电价。
国家发展改革委
2015年12月27日

上海 0.0311 0.0212 0.4048 0.0190
江苏 0.0316 0.0312 0.3780 0.0190
浙江 0.0300 0.0447 0.4153 0.0190
安徽 0.0376 0.0428 0.3693 0.0190

湖北 0.0435 0.0300 0.3981 0.0190
湖南 0.0249 0.0108 0.4471 0.0190
河南 0.0446 0.0557 0.3551 0.0190

重庆 0.0417 0.0203 0.3796 0.0190
江西 0.0403 0.0362 0.3993 0.0190

广东 0.0230 0.0058 0.4505 0.0190

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2016能源改革：电力油气改革是核心
2015年12月30日 06:07来源：21实际经济报道 编辑：东方财富网

【2016能源改革：电力油气改革是核心】如果说，2015年是中国能源市场化改革破题之年，那么，2016年将成为攻坚之年。电力改革和油气改革是两大核心。

　　如果说，2015年是中国能源市场化改革破题之年，那么，2016年将成为攻坚之年。电力改革和油气改革是两大核心。

　　12月29日，全国能源工作会议落下帷幕。国家能源局局长努尔·白克力在会上指出，要落实电力体制改革指导意见，尽快出台和实施油气体制改革方案，把电网、油气管网打造成公平服务于上下游产业、优化资源配置的公共平台。


　　回望2015年，体制革命成为能源结构变革的重点，其中以电力体制改革尤甚。电改9号文及配套文件悉数下发，将在中长期内重构国内电力生产链。

　　对此，国家能源局提出，“十三五”期间将全面实施电力体制改革方案，贯彻电改9号文件精神，统筹推进配售电业务放开、电力市场建设、电力交易机构组建、推动输配电价改革，有序放开发用电量计划，建设有效竞争的电力市场体系。完善煤电、气电价格联动机制，落实已出台的降低电价方案。

　　“实际上，地方政府可以转变思路，将电力改革视为经济增长的动力来源。”中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟向21世纪经济报道记者直言，“可持续的发展机制远胜于单纯的保增长。”

　　21世纪经济报道还获悉，国家能源在“十三五”期间推进能源立法体系建设。推进《能源法》和《电力法》的立法和修法工作，力争明年完成。研究起草《能源监管条例》、《国家石油储备管理条例》，抓紧上报国务院，继续做好《海洋石油天然气管道保护条例》、《核电管理条例》立法审查和修改工作，推动条例尽快出台。出台《可再生能源全额保障性收购管理办法》，建立适应新能源消纳的电力管理体制和运行机制。

　　电改有待落地

　　在回顾2015年能源工作时，努尔·白克力指出，今年我国全年能源供应总体平稳，能源供需较为宽松。电力方面，预计全年电力装机达到14.7亿千瓦，同比增长7.5%；全社会用电5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，成为自1974年以来我国全年全社会用电量的最低水平。

　　电力消费与供给之间严重不平衡的背景下，通过电力体制改革创造新的生产力、化解过剩电力、调整电力能源生产和消费结构，成为业内翘首以待之事。

　　事实上，此前发布的电改配套文件被认为力度“超预期”。多位电力改革研究人士向记者表示，电力体制改革就是建立电力市场，还原电力的商品属性。通过聚焦输配电价改革、电力市场建设、组建相对独立的交易机构、推进售电侧改革等，一定程度上将有助于电力市场化的实现。一旦电力成为真正的商品，在目前电力供大于求的背景下，电价下调将成为改革的直接体现。

　　然而，尽管电改配套文件发布之际引发热议，但在发布月余之后，除去售电侧市场方面，有部分电力企业继续成立售电公司，在电力市场建设、交易机构组建和规范运行、发用电放开、输配电价改革、规范燃煤自备电厂监督管理方面，还尚未有明确音讯。

　　“目前我国6个电改配套文件已经发布了，但还需要落地。”国家发展改革委能源研究所副所长王仲颖向21世纪经济报道记者指出。

　　地方电改动力不足

　　2015年，国内改革发展任务繁重。日前，中央经济工作会议召开，提出2016年我国经济工作的五大任务为去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板。

　　在降成本方面，下调国家燃煤发电上网电价，减轻企业负担，促进结构优化成为一项重要举措。国家发改委价格司有关负责人就此表示，这次将一般工商业销售电价每千瓦时降低3分钱，预计将为相关用电企业减负200多亿元。

　　“电力体制改革涉及的问题复杂，各地情况千差万别。”冯永晟向21世纪经济报道记者直言。在电力供应宽松、偏于过剩的情况下推动市场化改革，本身便会引导价格下调。然而目前，全国范围的电价下调政策得以推出，地方政府进行电力改革的动力便可能不足。

　　21世纪经济报道记者了解到，目前报批的全国电力改革试点区域仅云南、贵州两地。山西省已提交电改方案，有待审核。与此前电改配套文件公布后引发的狂热气氛相比，如今电改试点区域的报批，确显得有些冷清。

　　“9号文和电改配套文件出台后，在落实方面，地方政府需要承受更大的压力，但地方政府目前的精力都放在保增长上。”冯永晟直言。电力改革情况复杂，涉及到中央与地方、地方利益集团之间等方方面面的关系，所以短期地方政府或许更愿意采取简单方式，在原有体系下实现电价下调。

　　但冯永晟向21世纪经济报道记者强调，电力改革才是未来经济增长的动力来源。事实上，通过市场化将电价理顺，市场需求自然会提速。

　　“电力改革可以实现三重红利。第一是国有电力企业改革的红利，可以提高国企效益；第二是市场竞争的红利，可提升整个电力市场运行效率；第三是绿色红利，可以契合国家发展绿色低碳循环经济的目标，吸引新能源开发商和用户的介入。”冯永晟指出，“这是电力改革希望达到的目标。而2016年的电改攻坚，任重道远。”

发改委年末发力调电价 工商业减负约680亿
2015年12月31日 02:22来源：经济参考报

12月30日，《国家发改委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》明确，从2016年1月1日起，全国一般工商业销售电价平均每千瓦时下调约3分钱，大工业用电价格不做调整，预计将为相关用电企业减负约680亿元，中小微企业受益尤其明显。

　　发改委年末发力：一降一升调电价

　　工商业减负约680亿 可再生能源输血近1900亿


　　12月30日，《国家发改委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》明确，从2016年1月1日起，全国一般工商业销售电价平均每千瓦时下调约3分钱，大工业用电价格不做调整，预计将为相关用电企业减负约680亿元，中小微企业受益尤其明显。

　　与此同时，居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准将提高27%到每千瓦时1.9分钱，这意味着将“输血”1900多亿元给作为战略新兴产业的可再生能源，解决遏制其发展的补贴资金缺口问题。

　　长期以来，我国广泛存在着城市补农村、工商业补居民农业、省内发达市县补贴欠发达市县等电价交叉补贴，导致电价结构扭曲。在经济下行成本压力下，这一问题愈发突出。中国电力企业联合会数据显示，从2014年分类销售电价看，一般工商业及其他用电平均电价最高，为856.51元/千千瓦时，大工业用电平均电价为655.86元/千千瓦时，居民用电类别平均电价(到户价)为557.48元/千千瓦时。

　　中央经济工作会议提出，2016年中国经济要抓好“去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板”五大任务，此次降低电力价格可以说是打响了“第一枪”。安迅思电力煤炭行业分析师邓舜分析，以2014年全国火力发电数据(42049亿千瓦时)计算，以年为计算周期，则整个火电行业利润缩减规模约为1263亿元。而工业用电量为39930亿千瓦时，其中一般工业用电占到40%，而第三产业用电量为6660亿千瓦时，其中绝大部分执行商业电价。以此估算，相关企业成本累计缩减680亿。

　　与此同时，此次调价继续对高耗能行业、产能严重过剩行业实施差别电价、惩罚性电价和阶梯电价政策，降价空间部分用于超低排放改造，并设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等，有扶有控，产业结构调整和电力结构调整意图也非常鲜明。

　　在更深层次上，销售电价降低后，用电需求将沿着需求曲线扩张，从而带动电能、电煤消费。更重要的是，“此次销售电价中只降低了一般工商业用电价格，客观上缓解了电价间的交叉补贴强度，一定程度上为电力市场化改革减少了困扰。”有业内人士称。

　　此外，补短板，培育发展新产业，打造新的增长点，也是明年经济工作的重点任务。但是近年来，作为战略新兴产业的可再生能源却面临着日益严峻的补贴缺口问题。据了解，从2006年开始，国家在销售电价中开征可再生能源电价附加作为可再生能源发展基金，刚开始标准为每千瓦时0.01分钱，之后随着可再生能源的迅猛发展，不断上调到每千瓦时1.5分钱，但仍入不敷出，缺口不断增大。

　　《经济参考报》记者在调研中了解到，截至目前，可再生能源补贴2年后发放是常态，最长有拖欠3年的，截至今年上半年，仅光伏就已拖欠200亿元。有企业内部估算显示全国可再生能源补贴欠发预计在700多亿元，部分企业资金链面临断裂。

　　在众多分析人士看来，此次可再生能源电价附加征收标准上调和第六批目录的公布，意味着过去拖欠的可再生能源补贴将能够实现补发，未来几年可再生能源补贴拖欠问题有望缓解，可以吸引更多资金进入可再生能源领域，同时配合近期的可再生能源上网电价下调，使得高效产品的应用将成为行业趋势。根据国家能源局安排，2016年力争风电新增装机2000万千瓦以上，光伏发电新增装机1500万千瓦以上。记者王璐