2009年中国能源发展改革的主要任务
2009年06月08日 10:45 来源： 中国石化新闻网

2009年是我国能源发展中不同以往的一年，面临的形势和环境比较复杂，矛盾和困难前所未有，任务十分艰巨。做好当前和今后一个时期的能源工作，妥善应对金融危机的严重影响，对促进能源行业持续稳定健康发展，保持经济平稳较快增长，具有十分重要的意义。

促进能源平稳较快发展，提高增长质量，要立足当前，着眼长远，以结构调整为主线，着力转变发展方式。立足于经济发展阶段，把握经济运行周期，夯实中长期经济社会发展的能源保障能力，保持适度能源建设规模，继续加强能源基础设施和重大能源项目建设。能源投资在全社会投资中占有重要比重，加大能源基础设施和重大能源项目投资力度，对扩内需、保增长具有重要作用。着重推进大型煤炭基地、大型核电、西电东送、西气东输和城乡电网改造工程建设，加强能源战略储备设施建设，增强能源科技装备自主创新能力。这些既直接拉动当前投资和内需，促进增长，又有利于增强国民经济长远发展后劲。把扩内需、保增长、调结构有机结合起来，在继续保持能源投资适度规模、充分发挥拉动经济增长积极作用的同时，切实把加快结构调整作为提升能源产业水平、转变发展方式的重要抓手，下大决心，花大力气，拿大措施，出大成效。大力发展清洁能源，加快优化能源组织结构，进一步做好不符合条件的小火电、小煤矿、小炼油的关停工作。同时，要推进能源体制改革，进一步加强国际能源合作。

能源发展改革的主要任务是：

积极调整能源结构，提高能源效率

1.大力推进煤炭资源整合。近年来，我国煤炭工业发展很快，对保障我国经济社会快速发展起到了重要作用，但煤炭生产与资源环境的矛盾愈来愈突出，煤炭运输能力仍存在严重的瓶颈制约。煤炭工业必须大力推进发展方式转变，走可持续发展之路。推进煤矿企业兼并重组，利用当前煤炭需求下降的有利时机，从体制和机制上提供保障，加快关停和整合小煤矿，促进煤矿企业兼并重组。抓好安全生产，加大安全投入，改善安全生产条件，加强煤层气抽采利用，加强现场监管，防范瓦斯重特大事故。促进煤炭运输新通道建设。利用扩大内需的有利时机，推进煤炭铁路运输“卡脖子”路段建设。

2.加快电力工业结构调整。抓住电力需求放缓的机遇，大力调整电力结构、积极推进改革。建设大型煤电基地，在大型煤炭基地、整装煤田、低热值煤集中产区，大力推进大型煤电基地建设。统筹考虑煤炭资源、水资源、环境容量、电站布局、市场空间、

输电通道等一揽子问题，大力发展坑口电站。继续推进电力工业“上大压小”，充分利用当前电力需求下降的有利时机，加快“上大压小”的步伐，扩大小火电机组淘汰的范围，同时解决好关停电厂的职工安置问题。发展热电联产。在大中城市，鼓励建设30万千瓦等级的热电机组；在工业园区，鼓励建设背压供热机组。大力发展核电，加快研究调整核电中长期发展规划，加强核电装备制造能力建设，重点支持核电装备国产化。积极有序开展海外天然铀资源合作，制定核电管理的法规，为依法有序加快发展核电提供制度保障。加强电网建设，加大城乡配电网的建设与改造投人，实现电网与电源协调发展。

3.积极发展可再生能源和新能源。从长期看，改善我国能源结构，必须积极发展可再生能源和新能源，不断提高清洁能源在我国一次能源消费中的比重。积极推进水电开发利用，转变水电移民观念，由“重工程、轻移民”转为“先移民、后工程”，把水电开发与帮助移民脱贫致富、促进地方经济发展很好地结合起来。促进风电规模化发展，加强风电建设管理，不断完善政策，坚持以风电特许权方式建设大型风电场，推动风电设备国产化，逐步建立我国的风电产业体系。加快推进太阳能开发利用，把太阳能利用技术作为战略能源技术，稳步发展，积极推进。推进生物质能开发利用，开展生物质能资源评价，组织制定生物质能开发利用规划。加速农村生物质能利用技术更新换代，支持生物质能综合利用示范项目建设。

4.推进节能和科技装备进步。加强能源领域节能，鼓励在役中型燃煤火电机组节能改造，提高机组运行效率，减少污染物排放。推进关键技术创新，逐步建立企业为主体、市场为导向、产学研相结合的技术创新体系。鼓励发展洁净煤技术，提高煤炭资源勘探与开采的技术水平，积极发展油气资源勘探开发和关键技术和重大装备，加强电力输配及电网运行安全技术的研究，优先发展可再生能源技术。提升装备制造水平，依托骨干企业，建设能源技术装备研发平台，增加研发投人和软硬件设施建设，稳步提高装备制造企业的技术水平、生产能力及自主创新能力。

稳定能源投资政策，保持必要的能源建设规模

能源产业的投资乘数效应非常明显，对带动下游产业和相关产业发展，改善就业和民生状况，拉动国民经济整体“回暖”有着至关重要的作用。从提高能源中长期供应保障能力出发，保持适度超前的能源建设规模十分必要。特别值得注意的是，1998年亚洲金融危机之后，我国出现了能源供求缓和局面，引发了能源有效投资不足，连续几年能源投资增速下降的情况，这是造成2002年经济进人新一轮增长周期后连续几年能源供应短缺的主要原因。我们应从中吸取经验教训，未雨绸缪，早作防范，防止再次发生由于能源投资减少而引发下一轮能源全面短缺局面。现阶段要通过优化布局和结构、提升产业技术水平等方式，加强能源基础设施建设，努力消除能源发展“短板”和瓶颈制约，提高能源供应保障能力，为下一轮经济快速增长奠定坚实的基础。

实施积极的能源投资政策，一方面可利用国际原燃材料价格下降的有利时机，节省投资成本；另一方面又能有效拉动内需和经济增长，可收“一举多得”之功效。为此，应加大对“短板型”、“欠账型”能源基础设施的投人，增强能源产业的可持续发展能力。投资的重点宜优先考虑以下几方面：一是对优化能源结构意义重大、带动效应明显的核电项目和风电等可再生能源项目；二是关系全局和战略安全的煤、电、油、气跨区域输送通道建设；三是农村电网、沼气、太阳能等基础设施建设，四是石油、天然铀等战略储备设施建设。

深化能源体制改革、解决能源健康发展的深层次问题

抓住有利时机，开展能源价格、财税、资源等改革试点，积极稳妥推进有利于能源长远健康发展的体制机制改革。

1．统筹推进能源价格和财税改革。建立和完善能够反映市场供求关系、资源稀缺程度、产品完成成本和环境损失成本的能源价格形成机制。利用能源价格回落的有利时机，完善成品油价格形成机制，尽快理顺国内天然气价格，改革完善天然气管道运输价格管理办法；促进能源节约和引进境外油气资源；理顺煤电价格关系，改善电力行业经营状况。

2.进一步优化能源企业结构。在发挥市场作用的基础上，通过规划和政策支持，从体制和运行机制上提供保障，引导企业实现跨行业融合和重组，有效化解煤、电、铝等上下游产业矛盾，提高国家对能源的调控力。开展煤、电、路、港、化工、电解铝等相关产业联营或一体化改革试点，培育综合性大型能源企业集团。

3.进一步深化电力体制改革。力争在电力大用户直供、双边交易试点改革等方面进行有益尝试并取得新进展，促进电力资源的有效配置和利用，防止水电弃水等资源浪费行为，为电力市场化改革积累经验。

4.建立鼓励能源行业发展的政策支持机制。研究利用投资补助、财政贴息、税收优惠等多种手段，增大在节能、可再生能源发展、能源科技创新、能源安全生产、能源普遍服务等方面的投人，继续对核电、风电发展实施支持性的财政税收政策。

5．扩大能源融资渠道。推动建立能源产业发展基金，鼓励能源企业通过股票市场、债券市场直接融资，争取金融部门对能源行业的政策支持，促进能源投资多元化。

此外，推进煤炭、石油的采矿权、探矿权等能源资源产权制度改革，加强中央政府对能源战略资源的调控管理力度，提高资源利用效率。改革煤炭订货方式，建立规范的煤炭交易市场，理顺煤炭流通秩序。

贯彻落实扩内需、保增长的政策措施，努力开拓能源消费需求

研究消纳富余电量的购售输电机制，充分运用价格杠杆，拉动用电市场需求，消纳富余电量，实现发电企业、电网企业和用户三方共赢；加大城市及农村电网改造力度，促进大水电、大核电的集约开发和高效利用；大力开拓城乡居民用电市场，加大“家庭电气化”推广力度，努力提高电力在终端能源消费中的比重；鼓励大用户直接向发电企业购电，协商确定电价；加大小水电管理，规范自发电市场；深化与周边国家的能源合作，扩大电力交易规模；鼓励有条件的地区加快煤电联营、煤电一体化建设，积极推进“三西”地区煤电基地建设，充分利用电网的输电通道，变输煤为输电；鼓励煤炭企业与电力企业签订长期供煤协议等。

积极开展能源国际合作，增强我国能源供应保障能力

充分利用当前国际能源资源和资产价格回落的有利时机，加快战略项目开发和资产并购，扩大国际能源资源合作领域和范围，更好地利用国内国际两个市场、两种资源。加强国际能源对话交流。主动参与国际能源规则和机制的制定，提高话语权。最大限度地利用现行国际能源秩序，不断密切与能源资源国和过境国的国家关系，利用政治、经济、外交优势，努力营造良好的国际能源合作环境。加快利用境外油气资源。抓住机遇，加大同俄罗斯等周边国家以及其他能源生产国的务实合作，鼓励和支持企业加大境外资源投资的力度，积极参与油气领域资产并购。加大国际贸易力度，丰富贸易手段和方式，增加油气资源的进口。积极推进油气战略通道建设。加快建设进口油气战略通道，构筑多元化的油气安全保障体系。增加石油、天然铀等战略物资储备，推进原油和成品油商业储备，研究鼓励利用社会资金，加快建设石油储备库。主动消化过多的外汇储备；为金融危机过后世界石油市场进人新一轮高消费做好准备。

加快能源预测预警机制建设，增强能源管理工作的前瞻性、预见性和科学性

建立能源预测预警体系是确保我国能源安全的一项重要工作，是能源行业管理部门科学决策的前提和依据，为政府准确判断国内外能源形势、科学制定能源安全政策提供决策参考，为保障国家能源安全和经济平稳运行提供有力支撑。能源预测预警体系建设的重点：建立健全能源统计制度，推进能源预测预警信息系统建设；建立国家层面的能源预测预警指标体系，即由个别对能源行业发展变化感觉灵敏或具有风向标意义的数据指标组成的指标体系，如焦炭价格、秦皇岛港库存等指标，通过对这些指标的跟踪分析，能够准确揭示或提前预见整个能源行业的发展趋势；加强能源预测预警体系的模型和方法研究，提高预测预警的准确性和精确度；加强对能源供给能力、能源价格、供需关系的预测预警，以及能源政策的模拟、分析和设计研究；建立能源预测预警信息发布制度等。建立能源企业跨行业信息沟通机制，定期发布包括煤、电、油气等能源供求信息在内的权威预测预报。

（本版内容除署名外均出自《中国能源发展报告2009》）

电力业或再添环保约束 发改委酝酿电价补偿机制
2009年06月05日 　　21世纪经济报道记者 王世玲

　　环保有望再添经济支撑政策。

　　6月3日，第十一届国际环保产业展览会暨环保产业报告会上，发改委环资司环保处处长赵鹏高向记者透露，国家发改委正在研究烟气脱硝的经济政策和电价政策，并于今年开展试点。

　　由于脱硫电价政策的激励作用，电力行业二氧化硫减排效果显著。鉴于此，国家发改委和环保部考虑通过相应的经济杠杆继续推进电力行业“脱硝”。

　　赵鹏高还透露，今明年国家将利用财政预算和政府投资资金，在城镇污水处理厂建设、垃圾处理设施建设、重点流域工业废水治理设施等领域，进行重点投入。

　　电力行业将试点“脱硝”

　　氮氧化物是酸雨的主要成分，燃煤火电厂是二氧化硫、氮氧化物的主要排放体。通过对电厂废气排放进行脱硫和脱硝治理是减少二氧化硫、氮氧化物等有害物质的排放的主要措施。

　　“现在氮氧化物成为电厂的主要排放物，到了需要防控的地步。”赵鹏高表示，2007年电力行业氮氧化物排放是840万吨，比2003年增加了40%。特别是环渤海、长三角、珠三角，氮氧化物排放浓度较高。

　　“目前，电厂安装脱硫设施后，脱硫效果比较好。”赵鹏高称，今年国家发改委将联合环保部和能源局，先行脱硝试点。

　　事实上，电力行业“强制性”脱硫源于“十一五”减排的约束性目标。即“十一五”期间，二氧化硫要完成10%减排任务。而电力行业作为二氧化硫排放主要行业，强制脱硫成为上项目的前提条件。

　　自2006年始，新建燃煤电站项目审批，都明确了“同步建设烟气脱硫装置”。

　　鉴于二氧化硫减排效果，有专家建言，“十二五”规划中加入更多环保约束性指标，如氮氧化物减排。

　　“是否需要强制脱硝，需要综合考虑。”环保部环境监察局局长陆新元对记者分析，是否把氮氧化物纳入未来的约束性目标，需要多方面考虑。脱硝不仅仅是新型环保技术，而且还需要考虑电力行业的经济成本，和相应的财政投入。

　　根据《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》，“十一五”期间共安排约1.37亿千瓦现有燃煤机组实施烟气脱硫(其中221个重点项目)。对此，业内人士预计，这需要130亿元投入。

　　“先用示范工程试点。”赵鹏高表示，电力行业脱硫效果较好的原因之一是有电价优惠政策，即安装脱硫设施后，其上网电量在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策。因此，国家发改委正在积极研究烟气脱硝的经济政策和电价政策。

　　除了电力行业试行脱硝有望得到补偿政策支持，非电行业减排也将获得相应政策扶持。

　　“钢铁行业烟气脱硫进展较慢。”赵鹏高称，去年，钢铁行业二氧化硫排放量不降反升。一是技术影响，二是政策影响，即非电行业没有电力行业电价的相关政策支持。因此，今年要进行非电行业的脱硫示范工程。

　　环保产业市场将扩容

　　赵鹏高表示，今明两年，国家发改委还将加快三大环保重大工程建设，推动环保产业发展。包括城镇污水处理、垃圾处理设施建设、重点流域工业污染防治工程。

　　“城镇污水处理建设方面，今后主要是进行配套管网建设。”赵表示，经过近些年各级政府投入和社会投入，城镇污水处理厂建设成效显著。但由于管网不配套，城镇污水处理设施效率不高。

　　据本报记者从环保部获得的数据显示，截至2008年11月底，全国已投入运营的城镇污水处理厂达1530家，总设计处理能力达到8800万立方米/日，实际日平均处理量为6600万立方米，平均运行负荷占设计能力的75%，2008年上半年处理污水量达115亿吨。

　　“管网建设滞后导致污水处理设施处于‘吃不饱’的状态。”陆新元表示。

　　如环保部的统计数据显示，已建成一年的污水处理厂共1178家，其中371家运行负荷低于60%，占31.5%；运行负荷小于30%的有82家。

　　“加强管网建设，3年内建成8万公里。”赵鹏高称，目前全国污水处理厂管网长约10万公里，今后将加强这一领域的投入，根据污水处理厂建设要求，要在三年内使得污水处理厂达到负荷率75%。

　　此外，赵透露，今后要加大中西部地区城镇污水处理厂的建设。因为，目前还有1780个地级市和县没有污水处理厂，主要集中在中西部地区。

　　与污水处理有关的环保设施建设，也进入了发改委的视野。目前全国污水处理厂每天产生2000万吨污泥，其中，10%左右作了堆肥，20%深度填埋。而70%的污泥都是简单、浅层填埋。

　　“二次污染很严重。南方地区一下雨，很多又冲到河湖中，增加了河湖中的化学需氧量含量。”赵表示，为此，下一步发改委把重点工程放在污泥无害化设施建设，如干化焚烧，稳定化填埋。

　　和污水处理一样，发改委也将实施城镇垃圾处理方面的若干工程。

　　如垃圾焚烧发电厂建设。据赵鹏高表示，目前我国垃圾处理主要以填埋为主，而填埋会占用大量土地资源，并对土壤和地下水造成污染。因此，发改委下一步要在东部城市，长三角、珠三角等地区，每天垃圾产生量超过8000万吨的地区，加快垃圾焚烧发电厂设施建设。

　　相比污水和垃圾处理设施建设，重点流域工业废水治理设施建设，将是更大的环保工程。

　　“十一五”期间，国务院批准了11个流域的水污染防治规划，包括松花江、丹江口、环渤海等地区。

　　“目前，国家对淮河、松花江、丹江口等五个流域的废水治理实施给予了支持。”赵表示，这五个规划里面，到目前为止还有480多个项目没有启动。因此，今明两年要加大这方面的实施力度。

　　环保工程建设往往投入规模巨大，显然上述工程仅靠政府投入是不够的。

　　“环保投融资还是要靠市场。”中国环保产业协会副会长韩伟对记者分析，尽管目前扩大内需的投资中，有1200亿(占5.25%)分给了环保领域，但60%是给了生态环保，真正用于污染治理的并不多。

　　赵鹏高对记者表示，在政府加大环保投入的同时，还要大力发展环境服务业，推进环境市场化。在污染防治领域，用专业化的公司来运行、管理、包括投资。

　　“环保产业是‘政策市’，在政府加大环保投入的同时，更重要的是做好相关政策和环境监管。”韩伟表示，环保设施建设的投资等可以让社会资本参与，政府更多的是要制定相关政策，如脱硫电价，排污收费等，和严格的环境监管。

中电投呼吁再次实行煤电联动http://finance.QQ.com　 2009年06月09日 　 财华网

　　中国五大发电集团之一的中国电力投资集团公司上书国务院，呼吁国家再次实行煤电联动,对电价进行调整，下半年煤电联动可能性增加。

　　财经网报导援引一位接近国家发改委的人士称，中电投实际是代表五大电力集团提出建议。5月28日，中国国务院副总理李克强做出批示，要求发改委对这一问题进行研究。

　　该人士称，发改委负责人原本的想法是，先做方案，待时机合适时再出台。但电力集团此次上书，可能加快这一政策出台的进程，下半年实施煤电联动的可能性大大增加。

　　2004年,，中国开始建立煤电联动机制，该政策规定，如果半年内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，电价也应相应做调整。

　　财经网引述国家统计局的统计称，2008年全国火电企业亏损达700亿元人民币，五家中央发电企业整体亏损322.5亿元。今年一季度，五大发电集团及华润电力公司火电共计亏损37.7亿元。

直购电试点实施细则即将出台
本文来源于《财经网》　 2009年06月18日 18:46

输配电价核算方案、直购电试点实施细则最快将于6月下旬出台，大用户直购电试点有望实质推进

　　【《财经网》北京专稿/记者 李其谚】在电煤矛盾和直购电试点改革的“倒逼”下，一轮新的电价改革政策呼之欲出。

　　“经过了半年的酝酿，目前国家发改委、国家电监会已经对近期的电价改革达成一致。”6月17日， 一位接近国家发改委价格司的人士告诉《财经》记者，直购电试点的实施细则和输配电价管理办法最快将在6月下旬出台。

　　据悉，这轮改革将“以电力市场建设为平台，以电价改革为核心，以大用户直购电为突破口”。围绕着这一态度，新一轮改革的“组合拳”即将打出。

　　此外，备受业内关注的煤电矛盾协调的意见和煤电联动的方案，也正在由相关部委紧锣密鼓地制定，但方案的出台仍需等待“合适的时机”。

直购电“突破口”
　　今年上半年，直购电试点的遇阻，使出台相关规范极为迫切。

　　在两会期间，国务院总理温家宝在政府工作报告中提出，在2009年要继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。随后，国家发改委、电监会、国家能源局选择了15家电解铝企业进行直购电的试点。对于纳入试点的企业来说，今后不必再统一从电网企业购电，在支付电网企业一定“过路费”（输配电价）后，可以直接从发电公司以较低价格购电。

6月上旬，由国家发改委和国家电监会组成的国家清理优惠电价联合督察组，结束了在十省市关于优惠电价的检查。在清理过程中，督察组发现，不少省份推行的大用户直购电改革，已经成了“优惠电价”的翻版。而国家电监会所确定的15家正式试点，却进展艰难。

　　“督察组一直要求各省份将直购电试点要统一到国家出台的直购电政策上来。但地方政府却提出来，国家还没有出台明确的操作办法，难以执行。而且，输配电价如何核算不明确，试点单位和电网公司难以达成一致意见。”参与此次督察的一位人士告诉《财经》记者，出于规范直购电这一最迫切的目的，有关部门打算尽快出台有关直购电试点的实施细则。

　　而一位参与方案制定的人士告诉《财经》记者，“规范”是此次试点方案的主要精神。方案是要“以双边交易为思路，以培育市场机制为重点，以自主协商和集中报价撮合方式”，来实现准入用户与发电企业直接购电。对于试点的企业，国家试点企业须符合国家的政策。并对高耗能、高污染要进行严格限制。此外，也要求输配电价核算清晰。

　　“方案最快在6月下旬可以出台。在方案出台后，下半年起，全国的直购电试点会快速推进。”上述人士表示。

输配电价
　　在今年4月国家电监会召开的新闻发布会上，国家电监会价格与财务监管部主任邹逸桥透露，价格主管部门在制定输电成本监审办法，是为下一步输配电价改革做准备。

“由于大用户直购电试点开展在即，比较迫切的是要核算大用户直购电试点省市的输配电价情况。” 邹逸桥告诉记者。

　　据悉，此次出台的输配电价方案的内容，将在现有输配电价基础上（即销售电价减去上网电价），结合各地情况，进行修订，初步确定各省大用户直购电输配电价。同时，输配电的成本监审办法和输配电企业成本核算办法，也在紧锣密鼓的制定中，有望同时出台。

　　电价改革是中国电力体制改革的核心任务，2002年中央批准的电力体制改革方案曾对此有过明确阐述。2005年3月，国家发改委颁布了《上网电价管理暂行办法》《输配电价管理暂行办法》《销售电价管理暂行办法》。大用户直购电涉及发输售三个环节。由于大用户直购电跨过了竞价上网环节，且未提出要输配彻底分开，只是要求核定合理的输配电价。

　　“目前的输配电价管理办法，已经不适应经济的形势了。在直购电试点期间，相当多的企业反映，电网的过网费难以谈明白，这是直试电的最大困难。”中国电力企业联合会一位专家告诉《财经》记者，输配电价的核定对于大用户直购电这一电力双边交易的举措也尤为重要。

　　他表示，“如果输配电价核算不了，即使实施方案出台，试点也难以推进。所以有关部门所酝酿的，是让这两个方案同时出来。”

商务部酝酿下调商业用电电价 信用卡费率将调整2009年06月23日 17:30中广网

中广网北京6月23日消息（中国之声记者 王健）商务部新闻发言人姚坚今天(6月23日)接受中国之声记者独家专访。在采访中姚坚表示，商务部正在酝酿多项促进消费的政策措施。

我国社会消费品零售总额的增长是居民消费信心的体现

金融危机开始以来，许多国际市场面临萎缩的窘境，而我国国内市场却逆势而上、全面飘红。1-5月，我国社会消费品零售总额同比增长15%，扣除物价因素实际增长16.4%。姚坚认为，这充分体现了我国扩大消费政策措施所体现的效果。

姚坚告诉记者：“主要原因还是两个方面。一个方面是零售网络的进一步完善，所以大家买东西更方便了。第二个方面是，随着国家收入分配政策的调整、居民收入的增加以及社会保障体系的进一步完善，大家对消费的信心应当说是进一步增长了”。

商务部酝酿在“以旧换新”、“商业用电电价”和“信用卡”等方面出台刺激消费相关措施

对于未来一段时间我国国内消费市场的走向，姚坚表示了充分的乐观。他表示，商务部将继续前一段工作的思路，加大流通网络的建设力度和宏观调控的力度。此外，他还向记者透露，商务部正在酝酿和制定多项刺激消费的政策措施，为国内消费的进一步发展加一把劲。这几项措施的关键词是“以旧换新”、“商业用电电价”和“信用卡”。

姚坚说“在家电下乡的基础上要进一步实现家电和汽车的以旧换新。目前政策正在制定的过程中，进一步完善后会尽快出台。同时改善消费的政策还包括另外两个方面：流通企业的电价要进一步下调，要逐步实现商业用电和工业用电的同价；另外大家知道随着消费的现代化，用信用卡消费的比例正在增长。怎样合理设置信用卡消费的卡费费率也是目前我们积极研究和推进的政策。我想，下一步的消费会进一步平稳快速增长。对此，我们还是有信心的。”

商务部酝酿在“以旧换新”、“商业用电电价”和“信用卡”等方面出台刺激消费相关措施

呵呵..有用么?

直购电试点详细规定出台：用电大户可打8折2009年07月01日 09:02中国证券报-中证网本报记者 邢佰英

6月30日，针对大用户直购电试点的详细规定出台。中国证券报记者从当日发布的《国家电监会、国家发展改革委、国家能源局关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》中发现，用电大户最高可以获得扣减20%的输配电价优惠，此外，用电大户可以与发电企业自主协商直接交易价格，不受第三方干预。

联合证券研究员王爽认为，《通知》出台的最大意义在于将输配电价这部分单独提出并予以确定，有利于发电企业与用电大户直接协商电价，发电企业和用电企业将实现双赢。此举导致未来电价将直接由电力供需确定，可以看作电价改革的“破冰”之举。

电网职能更注重服务

分析人士认为，此前大用户直购电试点之所以难推广，很大程度上是由于发电企业、用电企业、电网三方对电价谈不拢，而输配电价的确定也一直没有可供依据的指导原则。

此次《通知》明确了输配电价在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价扣减电压等级差价后的标准执行，其中110千伏(66千伏)输配电价按照10%的比例扣减，220千伏(330千伏)按照20%的比例扣减。

《通知》还指出：“参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。”其中，直接交易价格，由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预；而政府性基金和附加按照国家规定标准缴纳，由电网企业代为收取。

王爽认为，这意味着电网输配电价基本被固定下来了，发电企业和用电大户可以在此基础上自主协商电价，谈判难度将大大降低，此外，电网的角色将逐步转化为“服务者”，其在电力系统将主要承担输配功能，收取“过路费”。

《通知》对大用户的“门槛”还做了规定，一是用电电压等级110千伏(66千伏)及以上；二是符合国家产业政策的大型工业用户。《通知》规定，大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。其中，购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。

电价确定趋向“市场说话”

分析人士认为，在目前电力供大于求的背景下，如果发电企业能够与用电大户充分协商实现交易，发电企业可以依照与用电企业的直购电合同以一定幅度的优惠电价实现发电量的提升，进而提高机组开工率。

华电国际[5.25 0.57%]高层人士在接受中国证券报记者采访时表示，第一，能够与大用户直接签合同，发电企业的发电成本有望获得下游企业的合理分担；第二，依照《通知》，交易双方制定一年及以上的直接交易合同将有利于供电稳定。此外，由于直购电试点将以省为单位展开，预期未来各省还将根据《通知》制定详细的操作方案。

而下游用电大户对该消息的第一反应是比较兴奋，无疑，若直购电政策能够成功落实，公司的购电成本将大幅降低。此外，在电力供应紧张时，大用户可以通过支付相对高额电价的方式获得足够的电量供应，以避免缺电影响正常生产。而这种做法在目前传统的电力体制下是无法实现的。

分析人士认为，在未来的电价确定中导入市场供求因素，是电价改革的重要组成部分，这也是火电竞价上网的配套制度之一。

王爽认为，直购电试点若能够得到全面落实，对发电企业和用电企业来说将实现双赢，甚至可为未来的电价改革铺路。但若平均输配电价的确定不能让电网公司接受，该政策的落实还不容乐观。

对于平均输配电价如何确定，《通知》称输配电价标准与损耗率由省级价格主管部门提出意见报国家发展改革委审批。对此，分析人士认为，暂时不能确定未来确定的价格与目前电网进行输配的成本、损耗之间的差距，因此暂不能断言该措施对电网企业的利润影响，但毋庸置疑的一点是，该规定对电网企业来说也有鞭策作用，对电网企业的利润也有一定的约束。

主题：转 国家发展改革委办公厅关于做好商业与工业用电、用水同价工作有关问题的通知
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发改委：加快推进商业与工业用电用水同价2009年07月03日 09:46上海证券报

由于考虑到当前商业企业经营困难较大，对于还没有实现商业用电用水和工业同价的省(区、市)，国家发改委要求尽快推进。昨日，国家发改委办公厅正式发布《关于做好商业与工业用电、用水同价工作有关问题的通知》(以下简称《通知》)。

《通知》指出，一方面，尚未实现商业与工业用电同价的省(区、市)，应认真做好商业与工业用电同价的实施方案，结合销售电价调整，尽快实现工商企业用电同价。另一方面，商业与工业用电同价，执行与工业用户相同的电价标准的同时，执行峰谷分时电价等需求侧电价管理制度。鉴于当前商业企业经营困难较大，尚未对商业用户执行峰谷分时电价的地区，可暂缓执行。

据了解，目前，大部分省(区、市)商业用电已与工业用电执行相同的目录电价标准；没有实现同价的省(区、市)也适当缩小了商业用电与工业用电的价差。

此外，《通知》还要求，认真落实商业与工业用水同价。各地在调整供水价格时，要按照《国务院办公厅关于搞活流通扩大消费的意见》(国办发[134]号)的要求，遵循“补偿成本、合理收益、节约用水、公平负担”的原则，简化水价分类，实行商业用水(经营服务用水)与工业用水同价。同时，对洗浴、洗车等特种用水，仍应实行单独分类计价，与其他用水保持合适的差价，促进节约用水。(记者 叶勇 李雁争)


该贴内容于 [2009-07-03 12:13:27] 最后编辑