几日不见，JD为大家提供了许多宝贵信息，金融岛上长电吧越来越具翻阅价值了。

转: 水电归位“清洁能源”缘何如此曲折 中国电力新闻网记者 赵栋 2009-03-20 23:53

　　十一届全国人大二次会议开幕当天，温家宝总理所作的政府工作报告提出，要积极发展核电、风电、太阳能发电等清洁能源。[B]细心的人发现，报告中对同属于清洁能源的水电并未着墨[/B]。“两会”期间，“水电开发”话题引起众多代表、委员的关注。

　　３月１３日，在十一届全国人大二次会议闭幕会上，会议表决通过了[B]修改后的政府工作报[/B]告，[B]水电归位清洁能源[/B]，具体表述为[B]“积极发展核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源”，[/B]这种变化蕴含着中央对水电开发怎样的考虑？

　　４万亿振兴计划中没有水电

　　早在去年四季度国家提出“４万亿振兴计划”时，水电便未被纳入。２００８年１１月１２日，国务院总理温家宝主持召开国务院常务会议，决定首批投资总规模逾５０００亿元用于扩大内需，其中电力行业核准投资逾千亿元。在这千亿元投资中，９５５亿元用于广东阳江核电工程和浙江秦山核电厂扩建工程。此外，国家投资４０亿元财政资金用于支持农村电网完善和城市电网改造。

　　今年２月初，全国能源工作座谈会召开，国家能源局负责人在会上宣布，今年国家对电力的总投资将达５８００亿元，核电、风电等新能源建设将明显提速。水电仍然未被提及。

　　从当前国内外经济形势和宏观背景来看，水电开发对国家而言，无论是节能减排还是保增长、扩内需、调结构，均有着重要意义。

　　国家确定的重大投资项目中均没有提到水电，遭到“冷遇”的水电却在“两会”上受到青睐，有关水电开发的讨论逐渐升温，代表、委员在分组讨论时始终强调“水电开发有问题，但是必须帮助政府解决问题，切不可让水电开发沦为‘鸡肋’。”

　　政府是否对水电开发不满意？

　　事实上，对于水电开发的关注，在“两会”前已经有所预热。全国政协人口资源环境委员会副主任邵秉仁在“两会”召开前的一次水电论坛上痛陈水电开发诸多问题，如流域综合利用规划滞后、核准制存在明显缺陷、开发无序过度、生态移民补偿未妥善解决以及大坝建在地震带上等。更多业内人士也承认，“水电开发自身确实也存在不少问题。”

　　水利部副部长胡四一说，我国至今尚未出台一部水能资源管理专门法规，政府管理主要靠投资管理批准、核准，由于政策法规不配套，在当前水电建设投资体制转型期，市场准入条件不明确，水电开发无序。个别业主单纯以发电效益最大化为目标，尽可能不承担或者少承担责任，影响了综合效益。这导致水电开发与当地经济脱节，而且“一次性补偿”方式使得当地人多年后又返贫。“水电开发者必须正视这些存在的问题，否则水电开发难以为继。”

　　全国政协委员、中国电力投资集团公司总经理陆启洲表示，水电开发存在很多问题，３月５日的政府工作报告中没有涉及水电，不能说国家不支持搞水电开发，只能说国家对此问题比较慎重。像水电这样的大项目，在存在争论的时候，对于一个以人为本的政府来说，多了几分考虑。

　　全国政协委员周大兵认为，国家确实持慎重态度，必须要权衡。对于贫困地区的水电开发，还是要支持。如在怒江建坝之争的问题上，反对水电开发的人认为“应该保持一条原生态的河流。”周大兵对这些言论颇为不满：“那些持反对意见的人们，你们自己住在高楼大厦里，享受着小康生活，却让贫困地区的河流保持原生态，人们保持原生态的生活，你们是否心安？”

　　实际上，无论争论多么激烈，政府确实是在权衡考虑。记者在“两会”期间电话采访了全国政协委员蔡国雄。他认为，国家在水电开发问题上越来越慎重，尤其是开始关注各方观点，这也使得水电开发者必须正视自身的问题。

　　水电开发接受集体会诊

　　胡四一介绍，《可再生能源法》颁布后，国家一直没有出台水电适用该法的规定，水电一直无法享受与其他可再生能源同等上网电价的政策，迫使水电业主以牺牲环境，放弃居民和地方利益求生存。此外，过高的电网销售电价不仅掩盖了当地水能资源开发的优势，也给社会造成了水电投资大、成本高、破坏生态环境等负面影响。

　　分析人士认为，负面影响的扩大使水电被“妖魔化”，一个小小的掣肘案例都会引发水电全行业开发的迟缓。开发者在寻求政府支持的同时，更多的要自省，以成功的水电开发终止争论，让政府放心。

　　云南省移民开发局局长杨灿章在接受记者采访时表示，水电开发争论这么多年实在是一种悲哀，党的十七届三中全会提出“要探索多种形式的利益共享机制”，只有真正将水电开发和当地人民利益都做好了，才能得到社会的肯定和政府的支持。

　　为此，有政协委员建议将“怒江中下游少数民族地区资源环境保护和经济社会发展战略”纳入国家专项规划，在综合研究的基础上，应该尽快启动《怒江中下游水电规划》的批准程序，如需要进一步论证，也应该尽快启动相关程序。至少应该就是否同意该《规划》有个说法，不能让当地人民觉得被“忽悠”了。

　　在“两会”上，还有政协委员向大会提交了“将水能资源开发利用纳入法制化管理”的提案，提案中要求明确包括土地在内的生产资料被征用的乡、村集体经济组织及所在地群众入股水能资源开发利用的权力，以此将当地的资源优势转化为经济优势，这些事项委员们均提议以法律的形式将其明确化。

　　在“两会”快接近尾声时，全国人大代表向巴平措在审议政府工作报告的全体会议上发言说：“我国特别是中西部地区水能资源蕴藏丰富，发展水电又是应对目前能源供应紧张、推动发展循环经济和清洁能源的一剂良方，因此，建议在政府工作报告中加入水电相关内容。”

　　向巴平措的这条意见随后被会议简报刊登，送到全国人大、国务院和有关机构部门及各个代表团。

　　３月１３日，十一届全国人大二次会议在京闭幕，会议表决通过了关于政府工作报告的决议。最终，修改后的[B]政府工作报告表述调整为“积极发展核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源”。会场内响起长时间的掌声。[/B]

　　一位列席当天会议的全国政协委员走出人民大会堂，高兴地对记者说：“政府工作报告的修改是政府听取民心民意的结果，也是对水电开发者的信任。在落实科学发展观的今天，必须要做到水电开发‘不折腾’。”


该贴内容于 [2009-03-22 12:22:53] 最后编辑

多方激活电价改革 “三步一网”战略提上日程

2009年03月23日10:53

　　此次电价改革将主要拿电网开刀，重点改革输配电价，实施“三步一网”战略。其中作为第一步的煤电联动机制将在4、5月前后推出

　　是时候进行电价改革了！

　　日前，记者从电监会获悉，此次由发改委牵头的电价改革主要拿电网开刀，重点改革输配电价，具体实施 “三步一网”战略。第一步自上游着手，调整发电企业与煤企之间的市场对接，理顺煤电联动机制；第二步，力改中游电网，主抓输配电价，使输电、配电业务在财务上实行独立核算；第三步着眼于下游用电企业，加大直购电试点范围与规模；与“三步”战略同时进行的还有“一网”战略：即加大特高压电网建设，从“输煤”为主变为“输电”为主。

　　中电投集团总经理陆启洲“两会”期间透露，有关电价改革和资源税改革方案已制定完成，正在讨论，时机一到就会正式出台。他同时表示，“当前电价机制改革并不意味着销售电价上涨。”

　　3月5日，温家宝总理在政府工作报告中指出：“2009年将继续深化电价改革，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。”

　　这是中国政府工作报告中第一次对电价改革作出明确表述。而这距离政府第一次发文进行电力改革已经过去了整整7年。

　　2002年2月10日，国务院印发《电力体制改革方案》，吹响了电力体制改革号角。通过资产重组，发电企业与电网正式分家，前者下设华能、大唐、华电、国电、中电投五家集团公司，后者拆分为国家电网和南方电网两大阵营，2002年12月29日，七家企业正式挂牌。

　　然而，改革刚开局就陷入停滞。七年过去，电力行业不但未达到预期市场化效果，而且形势进一步恶化，利益冲突愈演愈烈：煤、电矛盾不断升级、电企与电网互相指责、电企盲目扩产；电网一家独大以及销售电价只升不降。

　　不管是电力机制层面的改革，还是各产业环节的调整，均是围绕价格机制展开。但电价机制目前已经扭曲，“市场煤”与“计划电”两套价格体系间的矛盾在2008年发展到极致：煤炭涨价，五大发电集团陷入亏损，电网在略有盈余的情况下也连连叫苦，电价改革的呼声再度高涨。（来源：投资者报）

多方激活电价改革 (2)

2009年03月23日10:55


　　煤电联动：电企内控更重要

　　2008年，由于煤炭价格随全球资源价格快速上涨，发电企业成本大增，以大唐发电和华电国际为例，2007年煤耗成本占剔除折旧摊销后的营业成本的比重分别为80.3%和82.9%。按1吨煤发电2000度计算，每吨煤上涨20元，每度电价上涨约1分钱，而上网电价受政府管制，发电企业因此陷入巨亏。发改委公布的数据显示，2008年前11个月，火电行业利润为负392亿，与上年同比减盈增亏996亿。

　　在此背景下，2008年底以来重点电煤购销合同谈判陷入僵局，完善煤电联动也因此成为电价改革的第一步。

　　电监会将采取两手措施疏理煤电联动：一是与上游煤炭企业协商电煤价格；二是调整发电企业内部机制，以缩减成本并提升效率。

　　对于电煤价格，中电投集团总经理陆启洲认为，国际煤价连续下跌，国内煤炭需求也在下降，煤价理应下调。这使得此次煤电联动的理顺具备了条件和空间。而广发证券报告测算：如果煤炭价格下降5%，发电企业净利润将上升17%。

　　煤电联动另一措施是缩减发电企业成本，调整发电企业内部机制，这是更为重要的一步。因为煤价上涨不是发电企业亏损的唯一原因。五大发电集团组建七年以来，不但没有实现当初市场化的竞争预期，而且机构庞杂，人员众多，市场化程度低。

多方激活电价改革 (3)

2009年03月23日10:55

　　更为重要的是，五大发电集团近年一直在盲目投资和扩大规模。尤其是山西、陕西等产煤较多地区，电厂遍地开花。同时，为了扩充自己的发电能力，各发电企业盲目上马大型机组。

　　华能国际内部人士告诉记者，近四年发电企业每年新增机组约1亿千瓦，远远大于用电需求的增长。大机组发电水平提高，虽然可以降低能耗、节约人力成本，但是并不一定带来相应效益，由于环保要求，发电企业需要脱硫，而脱硫所需大量昂贵的石灰石，一吨成本数百元，而这项投资是没有回报的。

　　在发电装机大增的同时，用电量并没有相应增长。去年10月份，全国工业增加值增速连续两个月低于10%。而全国电力需求当月开始首度出现负增长。用电量的下滑直接导致了发电量和利用小时数明显下降。

　　据陆启洲介绍，2008年我国新增发电装机在9000万千瓦左右，发电装机容量增长约12%~13%，但用电增长仅为3%~5%，他表示，如果2009年用电只增长3%，那么发电利用小时数将下降10%。

　　电企另一弊端是机构臃肿，人员过多。华能国际扣除折旧摊销后的主营业务成本从2003年的50%上升至2007年的67%，相应的净利率则从2003年的24%下降至2007年的13%。虽然2007年的营业收入已经比2003年提高了1.15倍，但净利润却只提高了13%。盈利下降的原因，显然也不仅仅只是煤价问题。

　　因此，此次借理顺煤电联动，可能涉及进一步限制发电企业上马大型机组，并对各地重复建设的电厂资源进行整合，之后，再考虑上网电价的调节。

　　具体联动方面，则可能要考虑两重联动，不但将建立单列燃运加价的煤电联动机制，同时还建立销售电价与电力生产成本联动的销售电价机制。为了更好的贯彻，煤炭的燃运加价可能会在销售电价中单独列出，而燃料成本将在上网电价中单列出来，从而实现销售电价随燃运价格变化而同步联动。

　　煤电联动是电改系列的第一步，预计将在今年4月~5月前后推出。

多方激活电价改革 (4)

2009年03月23日10:55

　　破除电网垄断：输配电价是核心

　　在上游煤电联动理顺后，必然涉及到上网电价环节和与之相关的中游电网。目前电网分国家电网和南方电网，且收入固定——即销售电价与上网电价的价差。

　　具体来讲：电网以每度电0.2~0.34元的价格从发电企业买电，并以每度0.5~1元的价格卖给下游用户。电网每千瓦投资仅为水电站的8~12分之一，火力发电厂的5~7分之一。

　　对此，国家电网内部人士却表示，“2008年国家电网利润总额仅为96.6亿元，相比2007年的470.98亿元大幅下降了75.9%。”3月10日，吉林省电力有限公司总经理张羡崇则表示，受制于电价未能理顺， 2009年国家电网预计亏损将达450亿元。

　　数据显示，从“一五”到“八五”期间， 我国电网投资仅为电源投资的1/ 8～1/ 4。虽然“九五”期间输变电投资占到了电力基本建设投资的24.2%，但投资比例仍然偏低，直接导致电网建设滞后、供电能力不足、经济效益低下等问题。

　　去年8月20日，国家发改委上调上网电价，平均每千瓦时提高2分钱，但销售电价未作调整，这被电网认为大幅影响其利润，并要求上调销售电价。

　　一边是稳定的高收入；一边却是利润偏低和亏损的预期。电网到底赚了多少钱？没有人知道。原因就在于输、配电价并不透明，没有公开的成本核算。

　　去年国家电监会公布《2007年电价执行情况监管报告》时就对跨地区电能交易中的“不公正、不透明、不合理”作了披露，被列为全国电价执行中存在的“突出问题”。

　　国家电监会总监谭荣尧公开表示，“从检查监管情况看，我国跨地区电能交易价格机制不合理、不完善，在交易中存在明显的上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题。”以国内最大的发电企业华能集团为例，其2007年跨区域交易电量逾105亿千瓦时，但平均结算电价仅为241.29元/千千瓦时，这一价格远低于当年全国平均336.28元/千千瓦时的上网电价。

多方激活电价改革 (5)

2009年03月23日10:55

　　输配电价的透明化已势在必行。对此，电监会内部人士表示，输配电价改革是此次电价改革的核心内容，主要采取两手策略：一是对电网资产和成本进行财务独立核算，并分别核定输电电价和配电电价。输电电价要独立出来，为电力供需双方提供直接面谈的条件。先做好这一步，然后再算配电电价。具体核定方法是先确定有效资产范围, 即什么资产可以作为核定电网准许成本和准许收益的基础，然后再确定资产价值。

　　另一策略是加紧进行电网企业主辅分离改革。此次改革将渐次执行，针对辅业和主业在人员与业务上的双关联特点，重点是将电网旗下的施工企业、设备制造企业等辅业单位划归为竞争领域企业，让其全部走向市场，同时大力开拓完全市场化的业务。

　　电力改革的根本是要进行输配分离。“省为实体，输配分离”，先把配电交给地方，电价地方自己定。不过，此次输配电价核定后，可能暂时不完全分开，因为输配分开后的最大问题在于无法做到同网同价，配网之间的经济性相差很大。“但在运行一段时间后，输配分离最终仍要实现。”

　　而输配电价一旦规定，就将实施上网电价和销售电价的适当松动，即“抓住中间，放开两头”，这与当前“抓着两头，不管中间”的方式刚好相反。

　　电网公司的身份也由此发生变化，他们更像一个高速公路的运营商。“即用高速公路的收费办法，电力产品通过电网输送收过网费，根据输送的电能多少、距离远近、经过的时段等质量、技术指标收取过网费，至于过网费的高低由国家有关部门按照有关规定测算后确定。”这样一来，解决了两个以前不透明的问题：监管机构和用户有权知道定价依据；投资、运行者和用户可以知道总输电费用及变化情况，以便进行决策。

扩大直购电：央企、电企受益

　　电网输配电价的制定为下一步扩大用户直购电的实施提供了基础与依据。直购电也是此次电力改革的一项重要内容，目的是针对下游用电单位，通过电价实惠刺激用电量，以扩大内需。该举措已经提前试行，据称下一步将扩大试点范围。

　　3月6日，工信部、发改委、电监会和国家能源局联合发布了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》，遴选了15家电解铝企业进行直购电试点，总产能约为 429.2万吨，占市场份额的23.84%。

　　所谓直购电，即用电企业与发电企业直接谈判商定电力价格，不再执行统一的工业电价标准，使得用电企业用到更便宜的电价，从而降低生产成本。之前，这些没有自备电厂的企业用电都是按照国家标准“统购统销”，致使在经济危机情况下普遍亏损严重。

　　选择铝行业进行试点，是因为在铝行业内，电力成本占总成本的35%~40%。国内生产一吨电解铝平均要耗费1.45万度电，据此测算，电力成本每降低1分钱，每吨电解铝加工就能够节省145元。若一个电解铝企业一年用电超过50亿千瓦时，电价每降低0.01元都会使企业成本降低超过5000万元。