电改的艰难

电改难以前行原因的一种回答是“电荒说”：从2003年开始，由于经济高速发展，电力呈现供不应求局面，许多地方还出现拉闸限电现象，使得5号文确定的市场化改革难以进行。

对这种观点有人并不认同。

电网专家丁功扬对本刊记者说：“和电荒没有太大关系，只是多了一点矛盾而已。再说，2008年9月份以后，电力供应开始宽松，10月份以后月度发电量连续负增长，为什么电力不紧张了也没有看到电改有实质性进展呢？”

来自华东电网公司发展计划部高级工程师杨宗麟的数据，似乎是试图从理论上否决“电荒说”：2004年全国曾有21个省市拉闸限电，但绝大部分属于季节性缺电，缺的其实不是电量，而是输电能力。如果按照负荷来划线，高于95%的最高峰在2004年只有不到100小时。

甚至还有人说，电荒也是电改的好时机。电荒期间，电网使用率高，辅业的收入也高，在这种情况下有利于推进电网主辅分离，为电价改革创造条件。

那么，电改的阻力来自何方呢？

一位长期关注电改的人士说，主要来自三个方面：一是电网有关部门，不愿意自己被分拆；二是国家物价主管部门，不愿意交出电价行政审批权；三是省一级的经贸部门，不愿意放弃对电力企业的种种控制权力。

三家管电改

分析者认为，电力改革难以深入主要是因为缺少强有力的推动力量。

一位参与电改的人士对《瞭望东方周刊》说：“外界认为推进电改很难，我置身其中，深谙其事，实际并不难，仅是缺少一个得到国务院充分授权负责电改的专门单位或组织。”

这位人士还说，几乎与电力同时起步的垄断行业改革还有航空、电信，后者现在改革有了成功推进，为什么电力改革就不能再往前推进呢？

目前的电改办，即电力体制改革工作小组办公室，由十几个部门的人员组成，几个月还“难得”开一次会，更重要的是它只是一个并没有决策权的协调机构。

中国电力[2.73 -4.55%]企业联合会发展部行业发展处处长游铭对本刊说：“中国电改必须借鉴国外的做法，成立由高层领导领衔的专门电改组织，才能强力把改革向前推进。”

电改办成立于2002年3月，是国家电力体制改革工作小组的办事机构，具体负责电力体制改革的实施工作，2003年1月由国家发展改革委移交到电监会。

电改办归属部门的变化，引起一些人的质疑：电力体制改革工作小组组长由国家发改委主任担任，电改办主任由电监会副主席担任，这种将组长单位与办公室主任单位分属不同部门的安排，会对政策制定与执行效率有什么影响呢？

就外界质疑电监会、电改办的电改影响力问题，本刊记者致函电监会，希望能采访电监会政策法规部主任、电改办副主任王强，现在还未能如愿。

如果电改办影响有限，那么，谁在主导电改呢？

一位参与电改的人士说，从现在的实际情况看，电价改革主要由国家发改委负责，电网主辅分离、主多分离由国资委负责，电力市场监管由电监会负责。

电改职责的划分不清，可能会影响电改的推进。

谁来定价

电价改革是电改的核心问题。中国政法大学教授刘纪鹏说，电价管理本应是电监会的职能，但现在仍然由发改委负责。所以，两个部门为此产生一些芥蒂也就在所难免。

有媒体近日报道说，电监会主导的《关于加快电力市场建设意见》和《关于推进电力用户与发电企业电能双边交易工作的通知》两个文件正在修改中。从电监会举行的与两个文件相关的活动看，电监会正“试图插手电力改革的核心问题即电价改革”。

电监会成立后，在它履行的电力市场监管职能中，没有电价管理权。因定价权是电力监管核心工具之一，所以，电监会认为定价权的缺失影响了自己工作的效果和权威性。

国家发展改革委则认为，电价关乎国家宏观经济运行，所以其管理权应由管理国家宏观经济的政府部门来管理，而不是非政府管制机构电监会。

根据国务院办公厅2003年7月印发的《电价改革方案》，电监会只能根据市场情况向国家发展和改革委提出调整电价的建议，似乎二者之间的争执应该结束，但事实并非完全如此。

2004年，时任国家发展改革委经济研究所副所长的刘树杰在一篇文章中说，在现行法律框架内，国家发改委行使定价权，电监会则有电价建议权；发改委有电价监督检查权，电监会行使电价监管职能，这些错综复杂的权能如何划定边界，确保互不打架，是一个非常棘手的问题。

在随后的2005年，中央机构编制委员会办公室下发了《关于明确发展改革委与电力监管委员会有关职责分工的通知》，试图解决两者在多项电价监管职责上的分工问题：走向市场的环节，主要由电监会负责监管；需要政府审批的电价，原则上需要电监会进行定价机制监管，国家发改委确定价格。

其后，常有一些如何界定电力监管机构职能的调研活动、研讨会举行，电监会的身影不时浮现。

直购电铺开前夜：电网、电厂博弈合同文本
2009年07月08日 03:05 来源： 21世纪经济报道

　　自2002年即开始推行电力改革，主要目的是打破垄断，健全电价机制，实现电力交易市场化。

　　6月30日，国家电监会、能源局、发改委三部门联合下发《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》（以下简称“通知”）。

　　目前，电监会公布了《大用户与发电企业直接交易购售电合同（示范文本）》和《大用户与发电企业直接交易购售电委托输电服务合同（示范文本）》。本报记者独家获悉，就在“两个合同”公布前夕，电监会已经召集过电网、电厂等行业代表二十多人就合同进行讨论。

　　今年两会期间，政府工作报告指出，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。此后，国家发改委、电监会选择了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。

　　与会人士透露，电网公司、发电企业就“两个合同”中内容仍有不同的看法。与此同时，试点地区吉林的情况表明，购售电双方对参与大用户直购电的积极性正在降低。

　　吉林样本：第三季度成交清淡

　　6月26日，作为首批大用户直购电的试点单位，吉林省电网公司交易大厅内开展了2009年第三季度的大用户直购电交易。

　　这次共交易了12笔大用户直购电，用电侧共成交9300万千瓦时，相比第一季度的4亿千瓦时成交“惨淡”。

　　吉林电网交易处介绍，除了第一季度交易情况较好外，第二、第三季度交易情况都很冷淡。

　　中电投吉林电力股份有限公司（下称中电投吉电股份（000875行情,爱股,资金））介绍，当前的大用户直购电价并不是用电大户理想中的电价，更不是发电厂理想的电价。

　　当天，发电侧成交价格为0.347元/千瓦时到0.3471元/千瓦时之间。目前，吉林省火电机组发电平均成本在0.3元/千瓦时左右，部分装机规模大的企业发电成本可低至0.25元/千瓦时。对于发电企业来说，大用户直购电成交的电价让他们利润微薄，加上当下电煤又有涨价趋势，因此难以认可这个成交价格。

　　而吉林省成交的大用户直购电企业仍以合金生产企业为主，用电侧成交价格是0.4181元/千瓦时到0.5081元/千瓦时之间。对于用电企业来说，这个价格仅仅比从电网买电便宜0.03元/千瓦时，用电企业积极性不足。

　　吉林电网公司数据表明，当地的火电企业生存已经非常艰难。吉林省全省火电装机约900万千瓦，目前已经检修100多万千瓦，同时还有150万千瓦左右的冷却备用，等于27％的机组处于闲置中。加上设备利用小时下降等因素，目前吉林省用电负荷在1.1亿千瓦时左右，比去年下降了2％。

　　吉林电网交易处的人士分析说，一季度之所以交易量非常大，是因为当地的吉林铁合金等两家大公司用电量非常大，加之当时很多耗电企业正在恢复生产。目前，市场需求不足是大用户直购电交易比较冷清的另一个原因。

　　低成本水电未加入“直购”

　　而在发电企业看来，大用户直购电交易还存在一个机制理顺的问题。

　　一位发电企业负责人表示，当前大用户直购电仍有降价空间，如果水电、火电都能纳入交易，而且电网公司肯降低输配电价的话，大用户直购电价格至少可以比市场电价便宜20％。这样的降幅会很有吸引力。

　　这位负责人说，大用户直购电的电价协商时，由发电企业、用电企业和电网三方协商，电网公司比较强势。在很多省份，电网公司要求发电企业按照火电的标杆电价进行大用户直购交易，这个价格目前多数发电厂无法接受。

　　水电发电成本比较低，这次也被列入电监会推行的大用户直购电的推广范围。在电监会的“通知”中提出，火电单机容量30万千瓦以上，水电单机容量在10万千瓦以上的发电厂可以参与大用户直购交易。

　　实际上，上述发电企业负责人对记者说，如果将水电进入大用户直购，则会给电网公司带来压价的更多借口。

　　“只降发电厂价，输配电价不降低，发电厂只会拿成本比较高的火电来参与，不会拿水电来参与。”这位发电厂负责人说，大用户直购电政策初衷本来是降低电价，促进用电量。但是出于当前大用户直购电话语权不均衡的问题，发电厂只愿意拿出高成本电交易，这就导致了大用户直购电推进困难。

　　目前，各省推出各种各样的大用户直购电的输配电价多在0.14-0.16元/千瓦时，而这个价格占到了电价的30％以上。这次电监会公布的“两个合同”中，也提出110千伏的输配电费扣减10％，220千伏的扣减20％，这仅仅等于给输配电价打了个8-9折。

　　《大用户与发电企业直接交易购售电委托输电服务合同》还提出，电网公司下一步可能征收“综合服务费”。

　　这样则意味着，输配电价不但不会降低，未来可能还有升高的趋势。

　　合同争议：与电网对赌？

　　据一位代表国家电网公司出席讨论会的人士介绍，有关各方就“两个合同”的内容仍存在一些不同的看法。而这些看法已反映上去。

　　《大用户与发电企业直接交易购售电委托输电服务合同》中指出，大用户可以直接与发电企业结算，也可以委托电网公司进行结算。

　　但是电网公司对此并不认可。上述参与讨论的人士说，结算方式如果以用户和电厂直接结算为主的话，那么用户不仅需要给电厂支付电费，还需要给电网公司支付服务费，会有风险。

　　反对直接与大用户直接结账的还有发电厂。发电厂担心。直接与大用户结算的话，可能会出现拖欠电费的问题。在原来电网公司作为中间商结算的情况下，电网公司会向用电企业征收一定的保证金，防范拖欠电费的问题。

　　另外，在“两个合同”中并没有明确基础电量问题。这也是电网公司最为关心的问题。目前，在很多大用户直购电试点的地区，惯常的做法是，用电企业需要给电网公司承诺一个基础用电量，超过的用电量部分可以走大用户直购电。

　　“两个合同”的内容规定的交易内容、方式中，并没有确定基础电量的概念。对于用电企业来说，更希望全部的用电量都采取大用户直购的方式购买。

　　但是上述电网企业代表认为，如果不设定基础用电量，一部分原来通过市场电价交易的用电量或转移到大用户直购电中去，带来了不公平竞争。

　　而“两个合同”的内容更像一个“对赌”协议，在企业制定的计划用电量之外，如果企业用电量超过自己购买的用电量，需要从电网上去购买，购买价格为上网电价的110％。如果企业购买用电计划出现富余电量，电厂需要卖给电网公司，而销售价格为上网电价的90％。

　　中国能源网首席信息官韩晓平表示，中国用电比较多的企业多是电解铝等原材料企业，一般情况下，大用户们宁可采取保守的方式，保证基础电量，少用大用户直购电电量。

　　上述发电厂负责人说，直购电改革会迈进一大步，关键是让电网企业、发电厂共同承担降价成本。

　　对这一切的期待，取决于输配电成本独立核算方案的出台。

上网电价机制缺位 新能源发展规划或延期出台
2009年07月24日 23:16 来源： 华夏时报

　　备受期待的新能源规划出台日期临近，但操作中很可能会生变。

　　“规划重点调整了风能和太阳能产业。”7月23日，国家能源局有关官员告诉《华夏时报》记者，新能源规划条款上报国务院前有了调整，即此前3000万千瓦风能发电规模到2020年调整到一亿千瓦，太阳能发电规模从180万千瓦调整到上千万千瓦。对规划出台时间，该官员并未明确回答。

　　“规划的出台时间起码延期至年底。”厦门大学中国能源研究中心主任林伯强告诉本报记者，该规划迫切需要纳入“十二五”规划，以便在全国范围内统筹安排。

　　时间表延期说法，记者从其他渠道得到了可靠佐证。而规划出台前提是，发改委界定新能源与电网系统相关的对接标准，且需进一步在财政、价格、税收、技术研发等方面给予支持。而市场分析，备受诟病的上网电价机制缺位是规划延期出台的最大羁绊。

　　内容有调整

　　5月21日，国务院副总理李克强明确表示，要把新能源培育成新经济增长的战略性产业。旋即，财政部副部长张少春断言：“新能源产业是扩内需稳外需的有效手段。”而定位于宏观管理的国家能源局，更是抓紧制定新能源发展规划。记者注意到，5月份国家能源局两次对外宣称：“新能源规划初稿已制定完毕，将上报国务院。”

　　不仅如此，6月1日在国新办举办的新能源规划新闻发布会，能源局局长张国宝再次宣布：“新能源发展规划将按照程序上报国务院，择机出台。”但意外还是发生了。时隔一个月之后的7月3日，张国宝就新能源的讲话改变了此前一贯的立场——退回到“新能源规划仍在讨论中”。

　　一位参与制定规划的国家能源局官员向本报记者证实：“该规划重点转向中长期发展规划，既包括3年短期发展规划，也包括中长期发展规划。”该官员在回答记者“规划出台有没有时间表”时，用词模糊，“会尽快择机出台。”

　　林伯强在分析规划从制定到上报国务院审批再到最终定稿的流程后认为，规划出台时间最快也要到年底，这和市场预期有相当大的差距。

　　扶持力度加大

　　从表面上看，新能源规划延期出台的原因是内容有调整。记者采访了解到，新调整内容对新能源扶持力度将更大。

　　据上述官员透露，在新能源发展规划中，目标调整的重点是风能和太阳能产业，而核电的规模也做出相应的调整。

　　“与之前的‘十大产业振兴规划’不同，新能源产业需要的不仅仅是振兴，更需要培育。”国务院发展研究中心产业经济研究部副主任王金照表示，新能源产业化需要经过一个长期的过程。

　　中投顾问能源行业首席研究员姜谦表示，规划何时出台还要看内容是否调整到位，因为对于新能源产业的未来发展方向以及路线，决策层格外慎重。

　　日前，财政部与科技部、能源局联合公布的《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》称，财政部将分别补贴并网电站和独立发电系统总投资的50％和70％。

　　不仅如此，发改委副主任张晓强日前在“全球智库峰会”论坛上表示，今后中国政府鼓励外商直接投资(FDI)投向新能源领域。

　　“金太阳工程对光伏业的扶持力度很大。”海通证券（600837行情,爱股,资金）首席分析师詹文辉说，预计未来2-3年内，光伏行业市场增速将保持100％之上。

　　“新能源产业的推进和发展需要一个相对漫长的过程，单纯依靠市场机制的作用会阻滞其发展步伐。”林伯强称。而多位经济学家告诉记者，按照中国预备翻一番、翻两番的经济增速，改变能源结构显得迫在眉睫。

　　上网电价机制缺位

　　事实上，规划延期的最大障碍目前并未扫除，上网电价机制缺位成了新能源规划出台的最大羁绊。

　　“正在制定太阳能固定上网电价文件。”上述官员告诉记者，新能源产业起码需要两个标准：一是新能源类产品的质量认证体系，二是新能源电力入网的接入标准。

　　国家能源局可再生能源司副司长史立山则透露：“发改委正在研究推出一项重要机制，以确保太阳能电厂能够获得优惠上网电价。”新机制将参照发改委批准的甘肃省敦煌市10兆瓦太阳能电厂项目每千瓦时人民币1.09元的基准上网电价。

　　姜谦认为:“新能源发展规划之所以延期，是因为新能源上网电价机制尚未确定。”而如果不出台成熟的上网电价政策，即使规划如期颁布但它对于新能源的推动作用也会受限。

　　记者采访获得的另一消息显示，即使规划延期出台，也不会拖得太久。国家发改委价格司正在拟定新的风电定价模式，“未来陆上风电的招标定价改为项目核定价，一个地区一个价格。”多位能源分析师据此判断，“下半年有可能出台新能源的固定电价政策。”来扫清规划出台的障碍。

　　据悉，该政策将明确规定：“风电电价将根据不同风区给予0.51-0.61元/千瓦时的固定电价，光伏电价将根据不同光照条件给予1.09-1.20元/千瓦时的固定电价。”

风力发电价格管理新政出台 四类资源区相应定价
2009年07月24日 14:22 来源： 中国新闻网

　　中新网7月24日电 据发改委网站消息，国家发展改革委今日发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。

　　《通知》规定，按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。

　　《通知》要求，各风力发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存风电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料；各级价格主管部门要加强对风电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，确保风电上网电价政策执行到位。

　　2006年，国家发展改革委颁布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)，建立了我国可再生能源发电定价和费用分摊机制，有力地促进了可再生能源发电产业发展。但随着风电的快速发展，该办法已无法满足现实管理的需要。这次出台的风电标杆上网电价政策是对原有办法的补充和完善，它有利于改变当前风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理。有利于引导投资。通过事先公布标杆电价水平，为投资者提供了一个明确的投资预期，鼓励开发优质资源，限制开发劣质资源，保证风电开发的有序进行。有利于降低成本、控制造价。项目造价越低、管理越好，收益就越高，激励风电企业不断降低投资成本和运营成本。此外，实行标杆电价也有利于减少政府行政审批。

光伏发电项目最高获总投资70％补助
2009年07月23日 11:27 来源： 中华工商时报 【字体：大 中 小】 网友评论(0)


　　继国家财政部扶持太阳能发电建筑的意见和办法出台之后，我国对太阳能发电行业的又一大扶持政策出台。财政部、科技部、国家能源局日前联合发布了《关于实施金太阳示范工程的通知》，中央财政从可再生能源专项资金中安排资金，支持光伏发电技术在各类领域的示范应用及关键技术产业化。

　　《通知》表示，由财政部、科技部、国家能源局根据技术先进程度、市场发展状况等确定各类示范项目的单位投资补助上限。并网光伏发电项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50％给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70％给予补助。

　　此外，《通知》规定：各地电网企业应积极支持并网光伏发电项目建设，提供并网条件。用户侧并网的光伏发电项目所发电量原则上自发自用，富余电量及并入公共电网的大型光伏发电项目所发电量均按国家核定的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价全额收购。

中国政府网消息，国务院办公厅近日印发了《２００９年节能减排工作安排》，要求各地各部门认真贯彻执行。

《安排》指出，"十一五"前三年，全国单位ＧＤＰ能耗累计下降１０．１％，二氧化硫、化学需氧量排放总量累计分别下降８．９５％和６．６１％，但"十一五"节能目标完成进度仍落后于时间进度。今年是实现节能减排目标具有决定性意义的一年，要确保节能减排目标完成进度与"十一五"规划实施进度同步。

《安排》要求，加强目标责任考核。对省级政府去年节能减排目标完成情况进行现场评价考核，评价考核结果向社会公告，落实奖惩措施，实行严格的问责制。

根据《安排》，通过实施十大重点节能工程，今年要形成７５００万吨标准煤的节能能力；实施"节能产品惠民工程"，对能效等级１级或２级以上高效节能空调、冰箱等１０大类产品，通过财政补贴加大推广力度；推广节能灯１．２亿只；支持在北京、上海等１３个城市开展节能与新能源汽车示范试点。全国３６个大城市基本实现污水全部收集处理；新增燃煤电厂烟气脱硫设施５０００万千瓦以上。

《安排》要求，严控高耗能、高排放行业盲目扩张。加大淘汰落后产能力度，今年"上大压小"关停小火电机组１５００万千瓦，淘汰落后炼铁产能１０００万吨、炼钢６００万吨、水泥５０００万吨、造纸５０万吨、铁合金７０万吨、焦炭６００万吨。

《安排》指出，继续推进资源性产品价格改革，落实成品油价格和税费改革方案。完善天然气价格形成机制。继续推进电价改革，完善需求侧电价管理制度。继续实行促进节约用水的水价制度，鼓励使用再生水。完善老旧汽车报废更新补偿制度。

周大地：电价调整不只是一个简单的涨价2009年08月04日 11:27新华网

新华网北京8月4日电 国家发展和改革委员会能源研究所原所长周大地，清华大学水业政策研究中心主任傅涛4日做客新华网，就目前备受关注的水电气价格改革话题与广大网友在线交流。在谈到电价改革时机是否合适时，周大地表示，现在电价调整各方面的压力也比较大，一个是现在的电力企业整个经营都是亏损状态；二是前一阶段我们改善电力供应，从电网到电力行业的投资比较大；三是也有一些特殊的电价问题。所以他认为电价的情况比水的情况更加复杂，电价调整还不是一个简单的涨价。

[主持人]那我们来说说电吧，电价的改革有呼声，但是您认为现在的改革是时候吗？

[周大地]电价改革不能说现在就有了多大的改革，应该说是在长期的电价改革还在逐渐往前推进。因为现在电价各方面的压力也比较大:一个是现在的电力企业整个经营都是亏损状态。当然，这个原因也很多，也有过去燃料上升而价格没有得到足够的消化这部分。

二是前一阶段我们改善电力供应，从电网到电力行业的投资比较大，现在又到了一个经济调整的阶段，电力需求的增长从去年下半年开始后，远远低于原来的设想，所以很多电力设备的利用效率和时间降低，也增加了它的成本，所以在这种情况下，电价调整的压力比较大。

三是也有一些特殊的电价问题，比如现在大力发展可再生能源，而可再生能源上网的电价都很贵，早的时候看不出来，但是如果真正像我们所说的达到百分之几甚至更高的比例，包括大水电，2020年过去说要达到15%，现在如果整个电力需求增长更快的话，这15%也许达不到，但是比现在的比例肯定要有所上升，这部分的电价也很贵，如果完全让电网或者发电企业自己来消化的话也有一定的困难。

当然，电价的变化就长期而言并不是光涨一个电价，如何在电价的合理化方面适度引进竞争，减少中间环节费用这方面还是有很多想法的。但是电的情况可能比水的情况更加复杂一点，水在一个地区是单一的供水源，至少供水源不是很多家都往里送，可以随便挑。发电企业实在是太多了，但是搁在网上确实是不一样的，但是因为发电企业的质量也不一样，像风电、太阳能这些都不一样，电网还要想办法去处理这种不稳定的问题，也有一定的成本存在，所以它的情况比水的情况更加复杂。总的来看，这次电价调整还不是一个简单的涨价。比如对风电的、太阳能的上网电价，不像过去由招标方式确定电价，变成根据不同风力、资源地区确定标杆电价，这样只要大家都能达到标杆电价就能上网，而不像过去一个一个的电厂都去想方设法地竞标，竞标的结果有时候也有可能会使得电价很低但是经营不下去。

主题：电价上调还有三道坎
2009-08-10 11:08 投资者报
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