发改委力推工商业同一电价 北京目前尚未执行2009年07月03日 06:47新京报
本报讯（记者钟晶晶）

商业部酝酿商业电价下调刺激消费终于有了下文，发改委昨日发布《关于做好商业与工业用电、同水同价工作有关问题的通知》，目前多数省份已执行工商业企业同一价格，但仍有部分省份未执行，并要求相关省市物价部门尽快研究实施方案，确保实现工商业企业用电同价。这意味着商业电价、水价有望下调。

商业电价下调刺激消费

我国电价一般分为居民、商业和工业用电，其中商业电价一般高于工业用电价。国家电网有关人士介绍，一般商业经营活动从早8点到晚8点，属用电高峰期，执行较贵的峰谷电价。以北京为例，夏季高峰商业电价为1.18元/度（用电电压等级不满1千伏，下同），比普通工业高峰电价1.13元/度高0.05元/度，而夏季低谷的商业电价只有0.35元/度。“该政策的方向是要降低商业电价，商业电价向工业电价看齐。”发改委物价部门人士表示。

发改委相关人士表示，此举为贯彻落实去年底《国务院办公厅发布关于搞活流通扩大消费的意见》。该意见提出尽快落实商业用电与工业用电同价政策，以“切实减轻企业负担，降低消费成本。”

6月23日，商务部新闻发言人姚坚表示，商务部正酝酿包括“商业用电工业用电同价”在内的多项经济刺激措施，并表示有信心实现进一步快速增长。但当时即有业内人士指出，电价下调需要发改委下文，对于商业电价能否下调仍持观望态度。

河北、海南等省份已执行

“目前我们并未收到相关部门的通知要求实行工商业同一电价。”对此政策，北京电力公司相关人士表示以前从未听说。

发改委价格司有关人士解释称，目前北京确实还未执行这一政策，“但这是改革的方向，去年上调电价时，北京市工商业电价的差距已逐步缩小，现在电价调整还不具备条件，下次电价调整时北京估计也会统一。”

据了解，目前海南、河北和浙江等省份已实行了工商业同一电价，两种电价已被合并成为“一般工商业用电。”浙江能源集团一位中层对记者表示，除了刺激消费，有些工业与商业本身就较难区分，实行工商业同一价格以前就一直在提，不少地区在去年调电价时就已合并。

■ 算账

商场夏季电费月省500元

北京普通工业电价0.7565元/度，比商业用电价格0.7885元/度低0.032元/度；夏季高峰商业电价比普通工业高峰电价贵0.05元/度。北京电力公司相关人士介绍，一个大型商场每月至少用电上万度，如商业电价下调，夏季一个月电费少交500元左右。

记者昨日从商业企业负责人处了解到，如果商业电价趋同工业电价，成本节省还是比较可观的。一家便利店企业负责人介绍，开16小时甚至24小时的便利店业态比较费电。面积约50平方米的门店，其平均的月耗电量为2000度。如果商业电价趋向工业电价，按每度便宜0.05元估算，一个月下来可以便宜100元，一年则便宜1200元。如果核算公司100多家连锁门店的整体电费成本，将少交1.2万元电费。这对于利润不算太高的商业企业来讲是值得精打细算的。

实行工商业同一电价,预示着电价市场化的开始，先从出口上统一电价。下一步我们可以预测就是上网电价的统一，对于长电的投资者来说有意义的就是水火同价，逐步实现电价由市场供求决定，而不是现在的电价由成本决定。

电力改革遭遇多方阻力 国家电网投6000亿铲除电改方案基础2009年07月06日 19:23瞭望东方周刊

电力体制改革方案第一项目标就是“打破垄断”，而国家电网公司全力发展投资高达6000亿元的特高压电网，将铲除电改方案的基础——区域电网，然后形成全国一张大网，由此继续巩固其垄断地位

《瞭望东方周刊》记者 赵新社 北京报道

电力行业2008年出现全行业亏损后，电力体制改革的迫切性再次凸显：电力行业亏损，使一些发电企业因资金链断裂只能靠集团公司委托贷款勉强运行。

如何解决电力企业亏损，多方开出的药方是共同的——电力体制改革。

实际上，中国的电力体制改革早从20世纪80年代初就开始了。新一轮电改从2000年就开始大范围讨论，电力市场化改革方案2002年就已颁布。

时至今日，改革在迈出厂网分开第一步后尚无人们期待的新进展。

电改前面总会挂上“敏感”二字

2009年4月，国家电力监管委员召开了俄罗斯电力体制改革座谈会。一些媒体由此报道说，电监会有意取经俄罗斯，酝酿电改综合试点。现实是，每个稍微与电力体制改革沾边的消息，都能吸引各方注意力。原因无他：电力太重要了。

成立于2003年的电监会，是中国第一个自然垄断行业的非政府管制机构。电监会成立时肩负10项职能，其中一项是“组织实施电力体制改革方案，提出深化改革的建议”。

在电改问题上，外界和业内人士的热情形成了反差。

“还是别谈了。”中国电力[2.73 -4.55%]企业联合会秘书长王永干对《瞭望东方周刊》说。和电改相关的诸多部门人士，也向本刊记者表示，不愿谈相关问题。

从2000年电改受关注开始，到2002年电改方案出台，单单就是否拆分电网问题，各种理由被以不同的方式反复而无新意地讨论太多，难免让大家对电改话题有些不耐烦。

而电监会一位人士给本刊记者的感觉则是“不敢谈”，而不是“不愿谈”：在谈到可能与电改有关的特高压电网建设问题时，他坚持要求不要提自己的名字。

吴钟瑚，曾任国家发展改革委能源研究所能源经济与发展战略研究中心主任、研究员，自上世纪80年代开始研究中国电改问题。他主编的《电力工业改革的探索》一书，在1988年1月出版发行。

吴钟瑚对本刊说，2000年之前，对电改的民间建言、学术研讨和国内外调研等活动不胜枚举，但真正得到决策层响应，促使政府启动新一轮电改，与一篇题为《令人沮丧的电力改革》的文章有关。

这篇文章发表在2000年5月5日的《经济学消息报》上，作者王骏，官方身份是国家发展计划委员会基础产业司电力处处长。

文章发表一个月后，高层拍板，电改主导权由国家经济贸易委员会转到原国家发展计划委员会。稍后，由国家发展计划委员会主任任组长的电力体制改革协调领导小组开始酝酿新的电改方案，而负责方案起草工作的正是王骏。

而对于本刊的采访请求，王骏则予婉拒。

“有方案、无执行”？

经过电改利益方一年多的反复磋商，特别是经过对电网组织框架如何设计的巨大争论后，2002年2月10日，国务院正式印发新一轮电改方案，业内称为“5号文”。

改革总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。

打破垄断被列为第一目标。“十五”期间的具体的改革任务包括：厂网分开；竞价上网；建立竞争、开放的区域电力市场；实行新的电价机制；制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。

“5号文”被认为是中国电改第三阶段开始的标志。此前，国务院1985年转发《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》、1997年成立国家电力公司分别被认为是第一阶段、第二阶段电力改革开始的标志。

按照新方案的制度设计， 5号文面世的2002年就实现了厂网分开的改革目标， 即在原国家电力公司的基础上，成立了两家电网公司(国家电网公司、中国南方电网有限责任公司)、五大电力集团(中国华[0.06 0.00%]能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司)。

不过，电改迈出这“辉煌第一步”后，似乎还没有看到辉煌的第二步。

“5号文面世至今，没有人说其问题严重不要执行了，而且从电改的实践情况看，其制度设计也没有大的偏差，但就是得不到进一步执行。”吴钟瑚说。

电网专家丁功扬也对本刊记者说：“不少人推崇5号文，但得不到执行。”

5号文也有一批配套的政策法规，如2003年出台的《电价改革方案》《关于区域电力市场建设的指导意见》、2005年颁布的《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》《电力监管条例》等等。

吴钟瑚、丁功扬认为，“有方案、无执行”，因此，一些务虚话题多谈无多益。

最高决策层拍板的方案，为啥得不到贯彻执行？

参与电改的一位权威人士说，新一轮电改难行，实质上是利益各方冲突所致。这种冲突早在2000年5号文方案酝酿时就开始了，十年来一直没有停止过。

电价之问

比如说电价与输配分开。

按照5号文规定，电价的形成机制应该是“放开两头，管住中间”，即上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输、配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制。

“放开两头，管住中间”的改革取向，在以后的电改政策中也得到了体现。

2003年国务院颁布的《电价改革方案》，以及之后国家发展改革委出台《电价改革实施办法》，都确认了发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定的改革取向。

而令一些电改人士感慨的是，现实的电价形成机制成了——“管住两头，中间不管”。

发电企业的上网电价由政府审批，终端的销售电价由政府审批，而中间本应该由政府确定的输配电价却随销售电价与上网电价的价差变动而变动。

一位资深电改人士说，由于电网主辅业没有分离、输配电网没有分开，造成了输配电价实际上由电网部门自己核算确定的事实，导致输配价格透明度低，没有办法建立完善的价格传导机制，从而使两头的电价形不成市场联动，影响了电改进程。

真实的输配电价确实难以核定吗？一些业内人士的回答是“不难”。

把输、配电网资产分开，或者仅仅进行财务上的独立核算，确定有效资产范围后，通过横向比较，采用平均社会成本的定价办法，就可以确定输电价格和配电价格。一旦确定了输配电价，再根据发电企业通过竞争与用户签订的上网价格，终端销售电价就可以计算出来。

在各个环节电价确定的基础上，把用电量占全部用电量85%左右的工商用户，按自高而低的电压等级分成几个用电群体，政府要求这些用户群体在不同时间段内必须同电厂直接签订购电合同，直接从电厂购电，而不是现在的模式从电网购电。然后，用户把电费付给电厂，把过网费付给电网，再把相关费用付给有关部门，电力的市场化交易就完成了，中国的电改就会有实质性的推进。

所以，针对“电网主辅没有分离，输配电网没有分开，导致输配电价难以确定，进而不能进行电价市场化改革”的说法，一些业内人士认为，这是一些不愿改革者的托词。

在电价改革的关键环节——输配电价改革问题上，国家电网公司北京经济技术研究院总经济师李英对《瞭望东方周刊》说：“输配没有分离不应成为输配电价改革的障碍，因为从财务上看，其资产和成本是可以区分清楚的。”

丁功扬也向本刊记者表示：“输配价格好算得很，这样说是有事实依据的。1978年之前，输配电价格都是很清楚的。”

明晰输配电价涉及输电网、配电网分开问题，而这个问题有可能牵扯对国家电网进行拆分，所以争议一直很大。

虽然没有确定的时间表，但输配分开是2002年5号文明确规定的大原则，至今，在这一问题上还没有取得进展。

特高压电网招来的是非

电改任务之一就是打破垄断。而目前，关于这一点的争议也最多。

2009年5月21日，国家电网公司主办的特高压输电技术国际会议在北京开幕。

国家电网公司提出“力争到2020年形成以华北、华东、华中电网为核心的同步(特高压)电网，直流连接东北、西北等电网，使特高压电网的传输容量达到3亿千瓦左右⋯⋯”

国家电网公司副总经理舒印彪在这个会议上透露，预计到2020年特高压总投资将超过6000亿元。

专家介绍说，对于交流输电而言，一般将220千伏及以下电压等级称为高压，330千伏至750千伏称为超高压，100万伏及以上称为特高压；对于直流输电而言，正负800千伏及以上称为特高压。

从2004年12月27日国家电网公司提出发展特高压输电技术，争议就没有停止。

国家电网公司总经理刘振亚2009年3月在《人民日报》撰文说，建成投运的中国第一条特高压输电线路——晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程，是目前世界上唯一投入正式运营的特高压输变电工程，是中国乃至世界电力发展史上的重要“里程碑”。

令外界感到意外的是，在支持者之外，反对声也相当猛烈。

一位电网专家说，从世界范围看，特高压输电技术早在20世纪60年代末期就被提出和研究，包括苏联和一些西方国家，像美国、加拿大、日本等先后开展了试验研究，但由于没有大量输送能源的需求，另外在安全、环境、经济性等方面问题，除原苏联仅仅建成一条特高压输电线路(不是特高压电网)并且在降压运行、日本建成但没有运行外，大都作为储备技术仅仅在研究而已。批评者据此说，特高压技术在国外是“弃而不用”的。

这种水火不容的评判，不仅仅表现在特高压输电技术方面。

对建设特高压电网的必要性，国家电网公司认为中国能源资源与生产力布局不平衡，煤炭资源保有储量的七成以上分布在山西、内蒙古、陕西、新疆等北部地区，80%的水能资源分布在四川、云南、西藏等西部地区，陆地风能主要集中在北方地区，但2/3以上的能源需求集中在缺少一次能源的东中部地区，所以建造特高压电网势在必行。

反对者不这样认为。国家电力监管委员会一位人士说，能源地区分布不平衡问题哪个国家都存在，生产区和需求区“错位”现象也很普遍，都建特高压电网了吗？如果真是调剂能源余缺的需要，建一条点对点的输电线路就可以了，为啥非要建特高压电网呢？再说，现在的500千伏的输电网完全能满足需要，何必非要花费巨资建造特高压电网呢？

一位从事电力规划的老电力工作者撰文说，现在西北有富余的煤、西南有富余的水，不等于将来还有，因为这些地区的经济也在发展，二三十年后，这些地区的能源也会紧张，到那时还能向外调送电力吗？

一位批评特高压电网的人士撰文说，电力问题专业且复杂，不是“西北有煤、西南有水而东部缺电，故要西电东送”这样简单逻辑所能解释的。很简单，火力发电需要水冷却，而西北没有足够的水资源用来就地发电。

对此，国网北京经济技术研究院一位人士说，水的问题国家电网公司已经想到了，用风冷技术可解决这个问题。

而上述那位批评人士反驳说，即便采用新技术甚至能把用水量降低四分之一，如果大量从西北向外输送电力，水资源还是得不到满足。

在谈到特高压电网经济性方面问题时，国家电网公司对外联络部新闻处副处长刘心放表示，在输送功率相同的情况下，特高压线路不仅可以延长送电距离，并且可以降低损耗，和500千伏线路比可以降低75%。

一位接近国家电网公司的研究人员说，特高压电网的经济性还表现在远距离运煤发电没有远距离输电合算。但一位反对者对此问题专门撰写了一篇文章说，远距离输电不合算，“近送电，远运煤”是业内公认的说法。

争论声浪同样存在于环境、安全方面。

建特高压电网与破除垄断间的联想

争论的最关键点可能是，建设特高压电网和电力改革的反垄断取向之间是否有矛盾。

按照国家电网公司的规划，2020年建成的特高压电网就是全国的输电网一统，形成一张大网。

国家电力监管委员会一位不愿透露姓名的人士说，国家电网公司大力发展特高压电网，不能排除其向巩固垄断方向前进的意图。

2002年开始的电改，对国家电力公司所属电网的组织结构进行调整，是出于市场化改革和反垄断的双重考虑。当时的方案设计是：从纵向上对全国电网进行输、配、售分离，从横向上成立包括南方电网在内的6大区域电网公司；纵向分拆是为了形成市场化机制，横向拆分是出于反垄断考量，双向分拆的目的是为了打破电力行业旧的垂直一体化垄断格局。

在5号文面世的前一年即2001年，知名经济学家胡鞍钢发表《电力体制改革的核心目标是打破垄断》文章，在电改界引起轰动。在5号文制定的总体改革目标中，第一项任务就是“打破垄断”，所以有人这样认为，国家电网公司全力发展特高压电网，在客观上被理解为“部分原因”是为了避免自己被分拆的命运。因为特高压电网将形成全国一张大网，其垄断地位会得以继续巩固。

在电监会就职的杨名舟曾表示，建设特高压电网从技术上形成了壁垒，会与通过改革形成的区域电网体制格局形成矛盾，结果是进一步巩固和强化电网垄断。

针对反对者对特高压电网的异议，国家电网公司对外联络部新闻处副处长刘心放对本刊记者表示，特高压网把区域电网连接了起来，能够促进区域电力市场发展，说其遏制区域电力市场发展是没有道理的。

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。