北京電價調整通知
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北京電價調整通知范文第1篇
《財經》記者獲悉，在國家發改委兩次下達電煤“限價令”后，國家電監會、發改委都派出調研組，趕赴各省調研電煤的價格及供需情況。幾部委也在討論奧運會后電煤危機應對方案，正在研究的方案包括實施財稅補貼政策、再次上調電價、加大運輸協調力度、加強中間流通環節的監管等。其中，電價調整的方案是“第一候選方案”。
8月初，國務院一位副總理視察大唐電力集團期間，曾召集五大電力集團和兩大電網公司的主要負責人召開了電力生產情況座談會。
“會上討論過電價調整方案。當時傾向于選擇上網電價上調2分左右，終端電價不動的方案。”中國電力企業聯合會（下稱中電聯）的一位專家透露，“不過，即使方案通過，電價調整也在奧運會后了。”
7月全國居民消費價格同比上漲6.3％，漲幅連續三個月出現回落。“這說明7月的電價調整對CPI的影響不大，有可能推動政府再次上調電價的決心。”上述專家說。
今年上半年以來，煤價高企之下，火電行業陷入了全行業虧損。8月10日，國資委主任李榮融指出，今年上半年中央企業中的電力企業全部虧損。“虧損的原因是煤電價格扭曲，這個問題的解決取決于價格體制改革。”
年中，國家已三次出手干預煤電價格。6月19日，國家發改委發出電價上調通知，同時為了防止煤電輪番漲價，發改委對電煤的出礦價（車板價）作出了限制。7月24日，發改委再次頒布“限價令”，將限價的范圍擴大至秦皇島等主要港口和集散地的動力煤。8月5日，國務院《全民節能行動通知》（下稱《通知》），提出地方政府可以擴大差別電價實施范圍。
不過，上述措施并未能緩解“市場煤”和“計劃電”之間的矛盾，“電荒”呈逐步蔓延之勢。國家電監會價財部一位官員訴《財經》記者：“現在不論是電力還是煤炭，都是在保奧運。我們預計奧運會過后，‘電荒’的形勢會更嚴峻，而冬季用電高峰也很快會來臨。必須出臺新的政策了。在電價改革還沒有到位的情況下，也只能采取煤電聯動這個方法。”
正在研究的電煤危機應對方案中，多次小幅上調電價是最為可能的選擇之一。中電聯最近在一次向國務院的匯報中，就提出了這樣的政策建議。
“我們建議政府采取‘小步走、不停步’的方式，繼續疏導電煤價格矛盾，盡快扭轉電力企業全行業虧損的局面。”一位負責人向《財經》記者透露。
煤價“羅生門”
8月10日清晨，薄霧之中的秦皇島港正在一片繁忙之中。
秦皇島是中國煤炭運輸專線大秦鐵路的終點，這里每年輸出煤炭占全國沿海港口下水煤炭總量的近50％。中國煤炭主產地“三西”地區的煤炭，相當大一部分沿大秦鐵路運至秦皇島港口，再裝船運至南方。秦皇島的電煤到港價格，也成為中國電煤價格的標桿。
今年3月以來，全國市場煤炭價格快速上漲。4月底到6月末，秦皇島地區主流動力煤品種的交易價格整體上漲幅度達300元/噸以上，發熱量5500大卡/千克的煤炭價格達到920元/噸以上。
6月19日，國家發改委在調高電價的同時，出臺了煤炭價格放開后第一個臨時干預政策――要求全國煤炭生產企業供發電用煤，包括重點合同電煤和非重點合同電煤，出礦價均以6月19日實際結算價格為最高限價。6月下旬，發改委限價后，秦皇島的煤價再次創出新高，最高報價超過1000元/噸，價格已較年初翻倍。
7月24日，發改委發出二次限價令，主要針對中間流通環節，對主要港口和集散地動力煤實行最高限價，明確要求秦皇島港、天津港、唐山港等港口動力煤平倉價格不得超過6月19日價格水平，即發熱量5500大卡/千克動力煤限價水平分別為每噸860元、840元和850元。
第二次限價令發出后，秦皇島海運煤炭市場的官方網站停止每日的煤炭價格行情監測。在相應的位置上，取而代之的是發改委的限價通知。
8月4日，秦皇島港成為國家發改委規定的三個電煤價格直報監測點之一，開始每日上報電煤的價格情況。在直報過程中，國家發改委的負責人反復強調，煤炭生產企業的電煤合同要“不折不扣”地兌現直供電廠合同。未按合同執行的，不但要相應削減次年合同運力計劃，還要按價格違法所得收繳相應差價款。
“限價以來，已經有幾個部委和研究機構的調研組來調研，主要就是了解價格的情況。”秦皇島港一位工作人員向《財經》記者透露，“可是，實際情況是，限價以后，我們想問真實的價格也問不出來了。企業報的是一個價，超出的部分不入賬，我們也沒辦法。”
“限價以后，去各大港口調研的人，都問不出動力煤真正的價格了。”中國投資協會能源經濟研究中心副理事長陳望祥告訴《財經》記者。
國家發改委也承認，自6月19日對全國電煤實施臨時價格干預以來，出現了合同兌現率下降、部分非重點合同電煤價格上漲的情況。
中國煤炭運銷協會專家李朝林告訴《財經》記者，據中國煤炭市場網市場調查現，不少煤炭企業實際執行的煤炭價格根本就不上報。在秦皇島等發改委確定的電煤價格監測點，供求雙方都不愿說出真實的交易價格。“這個價格是有價無市，煤炭貿易企業要是執行限價會出現大范圍虧損，電力企業按照這個價格又難以買到電煤。因此，有些地方，交易雙方的真實交易價格和上報價格是兩個價。交易不開票，或者只開一部分的票，這導致煤炭交易價格進入隱秘狀態。”李朝林說。
國家電監會一位官員也在調查中發現，除了“陰陽合同”的交易方式，以低價拿到的動力煤有不少摻入了大量煤矸石，質量下降情況比較嚴重。
“對于電煤的限價情況，我們有兩種看法，一種觀點是完全沒有效果；另一種觀點則認為，對于國有重點煤礦的電煤，還是起到一些作用的。”電監會一位參與電煤項目調研的官員告訴《財經》記者。
“電力危機”再現
根據中電聯統計，2008年全社會用電增長預計將保持在11％左右的水平上，全年電煤消耗量在16億噸左右，比上年大約增長11.5％。下半年，中國將存在1500萬千瓦左右的電力供應缺口。
值得注意的是，今年上半年，全國規模以上發電廠發電量完成2934億千瓦時，同比增長僅為8.3％。
“這是2005年以來單月增速首次低于10％。”虎杰咨詢首席分析師張寅對《財經》記者說，“此外，中國還第一次出現了經濟增速回落，但‘電荒’仍持續蔓延的局面。這說明有更深層次的矛盾。”
在電煤供不應求的局面下，對電煤“限價”加深了危機的程度。中電聯在一份報告中指出，在限價之后，許多煤礦提出各種理由減少和延緩合同電煤供應，導致電廠電煤庫存銳減。一些電廠存煤僅能維持兩三天的生產用量，已經嚴重影響到正常的電力供應。
7月3日，山西省經貿委了電力供應“紅色”預警，因電煤供應嚴重短缺，電力缺口已突破460萬千瓦。對山西煤炭供應依存度高達50％左右的長三角地區，幾乎都籠罩在缺煤的陰影之下。
七八月間，山西省經貿委多次召集省物價局、省煤管局、太原鐵路局以及山西省內的各大電廠召開“迎峰度夏奧運保電”的會議，討論解決山西省內幾家電廠燃煤庫存低的問題。
“省政府的協調力度非常大，經過幾次搶運，暫時化解了山西省內電廠電煤的庫存危機。不過煤礦特別是小煤礦的意見非常大。”山西省一家大型發電企業的內部人士告訴《財經》記者。
中國電力投資集團（下稱中電投）華北分公司的一位人士告訴記者，目前山西省內很多電廠的供煤，基本是靠地方政府協調。“奧運會以后怎么辦，我們非常擔心。”這位人士說。
“煤電聯動”何時休
2004年年底，國家發改委下發《關于建立煤電價格聯動機制的意見》。方案規定，以不少于六個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5％，相應調整電價，以化解因電煤價格上漲帶來的成本壓力。
然而，自方案出臺后，煤電之間的矛盾反而愈演愈烈。國家電監會一位專家認為，按照這種煤電方式聯動，最終形成的是市場不愿看到的價格螺旋式上升局面。
“縱觀歷次煤電聯動，已經形成了電價、煤價交替上漲的惡性循環。而最大的危害在于，由于‘市場煤、計劃電’這種結構不對等，反而使得煤價也脫離了供需關系的作用，每次漲電價都會引發一輪煤價上漲。在‘計劃電’的體制下，只要成本上漲，政府就會繼續上調電價，電煤的漲價等于是實報實銷了。”這位專家指出，“政府現在發現，煤電聯動機制已經把自己給捆死了。”
對于計劃的電力企業，特別是國有發電企業來說，無法因為成本高而停機不發，所以煤價多高也得承受。“如果電力也是市場經濟，煤價過高，電價可以順出去。電價高了，電力消費減少，也會相應減少煤炭的購買。”中國投資協會能源經濟研究中心副理事長陳望祥指出。
隨著電煤供需形勢的變化，這一矛盾越來越明顯。今年7月底，國家電監會在最新一次調研中發現，7月1日電價上調以后，發電企業虧損局面仍然無法得到扭轉，因為電價上調后，電煤的價格出現了更為劇烈的上漲。
8月10日，國資委主任李榮融公開表示，國務院已經成立了專門小組，正在研究油價和電價的改革。
“電力企業有不少企業搞煤電聯營，我也鼓勵。現在他們的子公司中大概10％左右的企業不虧損，不虧損的主要原因就是煤電聯營。”李榮融稱。
他表示，鼓勵煤電聯營、煤電一體化、電力投資辦煤，這對穩定和平衡電煤市場化帶來的煤價波動、減少電力企業經營風險和困難，具有非常重要的意義。
“我們也認為，化解煤電矛盾的根本辦法，是對電價進行市場化改革以及實施煤電一體化，但遠水畢竟解不了近渴，”國家電監會一位官員透露，“下半年可能出臺多種措施解決電荒的問題。不過在所有的措施中，提高電價仍是擺在首位的。”
中電聯在一份報告中指出，在電價調整難以到位的情況下，為維持電力企業的簡單再生產和安全生產，建議可以在下半年這個特定條件下盡快研究出臺財政補貼政策，如對電力企業適當減免增值稅或實施增值稅先征后返政策，同時適當增加對發電企業流動資金貸款。
北京電價調整通知范文第2篇
北京石油交易所分析師于鵬告訴《中國經濟信息》記者，這一漲一落可以看出國家政策正傾向于使用清潔能源發電，鼓勵電企減少排放，保護環境。伴隨政策實施，將極大地刺激天然氣發電項目投資快速發展。但天然氣發電仍然面臨供氣瓶頸、熱電聯產設備技術不足以及上網電價無法匹配聯動問題，致使在運電廠大多運營成本偏高，產業大規模發展亦將無從談起。
政策利好引發期待
“在霧霾圍城、環保政策加碼背景下，我國天然氣電廠投資亦將提速。”于鵬說。
自從十月中旬，我國東北地區進入采暖季節，重度霧霾就一直籠罩東北地區。這也讓人們再次將目光鎖定于汽車尾氣排放、工業生產、施工揚塵，特別是燃煤污染上來。
對于日益嚴重空氣污染，2014年9月，國家環保部下發了《京津冀及周邊地區落實大氣污染防治行動計劃實施細則》，要求在2017年底前，山東省、北京市、河北省和天津市四省市需壓縮煤炭消費總量合計約8300萬噸，其中河北任務最重，需壓縮四千萬噸煤炭消費；天津市壓縮一千萬噸；北京市一千三百萬噸；山東省兩千萬噸。
北京市的煤炭消費占能源消費比重將下降至10%以下，電力和天然氣等清潔能源比重將達到90%以上。而新增的清潔能源將優先供給保證居民使用、分布式能源高效利用項目、以及替代自備電站、工業窯爐和普通鍋爐的燃煤。
“不難想象，以上地區在政策的強力引領下，天然氣發電產業步入發展快車道是完全值得期待的。”大宗商品交易平臺金銀島天然氣行業分析師馬季認為。據統計，我國現在已經建成的天然氣發電廠約有50家，他們都位于天然氣氣源富集區，包括廣東、江蘇和福建等LNG接收站和天然氣產地及運輸通道上。
此外，就是前文提到的天然氣發電企業標桿上網電價的上調，作為“適當疏導部分地區燃氣發電價格矛盾”的舉措，將刺激上海、江蘇、浙江、廣東、海南、河南、湖北、寧夏等省區、市的天然氣發電行業的發展。
據了解，天然氣在中國一次能源消費總量中所占比例僅為4%，按照現在的增長速度，達到8%將會到2015年，而這看似些微的能源結構調整將為中國節約總計5萬億元環保成本，即每年可以節約接近4千億元環保開支，占GDP的千分之五，規模甚至與兩個青海省的經濟總量持平。
在運企業困難重重
看似一派熱鬧光景，其實在運燃氣發電企業發展仍然受限，主要是由于氣源短缺制約產能，而高昂的發電成本很難與上網電價相匹配，加之熱電聯產設備等技術問題都制約著他們的發展。
燃氣發電企業標桿上網電價的上調已近兩個月，有燃氣發電企業負責人表示，“具體電價上調多少，企業仍未接到通知。”浙江某燃氣發電企業負責人介紹道，公司的一期工程2×180兆瓦級燃機熱電聯產工程是在2012年3月投產并網并進入商業化運營。據悉，他們所使用的氣源是由中石油“西氣東送”，年用氣量約5億立方米。
據該負責人介紹，自從兩年前投產以來，公司氣源時常不能保證，無法維持機組全部開動，滿負荷運轉。在產能受限的同時，其所在地的天然氣上網電價僅為0.581元/千瓦時，這就導致上網電價根本無法達到成本，企業入不敷出。時至今日，仍看不到盈利的希望。
海南某大型天然氣發電企業也遇到前述問題，該企業負責人說：“經營上的問題還是很多的，但都導致一個結果，就是企業無法盈利或者微利。企業正式投產已經6年有余，但盈利情況卻一直不好。”
另據該負責人介紹，“公司的氣源主要是從澳大利亞進口LNG，他們在2002年就與澳大利亞簽署了一項25年的供氣合同，那時的氣價還很便宜，只有2元/立方米。”但自從2012年國際天然氣氣價大幅上漲，澳方就開始以檢修、停電和停產等原因為由單方面減少了一半的供氣量。這也極大限制了發電量。
有廣東某天然氣發電企業負責人表示，跟某些地區的燃氣電廠已經獲得財政補貼不同，除了進口天然氣可以得到一部分出口退稅，他們至今仍然未能拿到財政補貼。而且受到2010年以來國際碳交易停滯的影響，公司原本已經通過CDM（清潔發展機制），可以通過碳交易獲得兩千多萬元收益，但現在這一塊也沒有收益。
于鵬說：“熱電聯產設備國產化核心部件剛剛起步。進口設備依然是目前天然氣設備的主力，一旦損壞停產維修費用高。而且非正常檢修時間多。現在國產化的機芯故障率和效率還和國外的設備有些差距。而且天然氣價格改革后，企業或許面臨比現在更高的成本壓力。”
籌謀進取需過三關
由于各地工業用氣價格不同，目前中國的燃氣發電成本約為每千瓦時0.6元人民幣～1元人民幣不等，燃氣發電成本是火力發電的2～3倍。這導致天然氣發電在與煤電的競爭中一直處于劣勢。
但若從全局看待成本問題則會得出相反的結論。從表面看，燃氣發電的確虧損，但若將各種發電燃料所體現出的資源稀缺、環境等外部性成本計算在內，天然氣發電依靠其環境效應以及調峰效應價值將略勝一籌。
于鵬說：“天然氣看上去價格高，不如煤合算。但其實很多正在運行的老舊燃煤發電廠環保設施缺乏，后期脫硫、脫銷和除塵方面的技術改造費用和后期運行費用巨大，如果算上這筆費用，二者差距會大幅縮小，而大多數人并未將這些潛在成本計算其中。”
以現在的技術水平，燃煤電廠使用何種清潔方式發電，其排放對環境的影響都很大。以美國為例，2012年，美國約40%的二氧化碳排放來自電力部門，燃煤電廠以約40%的發電量，卻獨占了75%的碳排放。而燃氣電廠的表現明顯優于燃煤，每兆瓦時碳排放量只有燃煤電廠的40%左右。
國家對燃氣發電產業的態度顯然是積極的，但仍有三關擋在產業發展面前。
首先是上網電價。國家發改委的態度其實很明確，在天然氣發電上網電價的有關文件中，其早就強調上網電價具體標準由各省價格主管部門從緊制定，并上報國家發改委。據業內人士分析，“從緊”兩個字已經表明了國家發改委放權給地方后，在這一輪上網電價上調過程中，上調幅度不會有企業預想的大，更不可能全額補貼燃氣發電企業的成本損失。
北京電價調整通知范文第3篇
關鍵詞：電力需求側管理；中央空調電力用戶；動力機制
中圖分類號：F407.61 文獻標識碼：A 文章編號：1001-828X（2013）12-00-03
一、引言
十一五期間，我國經濟年均增長率為11.2%，遠高于同期3.5%的世界平均水平。經濟總量突破五萬億美元，成為僅次于美國的第二大經濟體，我國的能源消耗已成為世界第二大消費國。以單位GDP能耗計算，我國萬元GDP能耗是世界平均水平的3.4倍，可以看出我國的經濟增長仍是以大量的資源消耗為代價的。國際經驗表明，通過實施電力需求側管理，可以有效降低單位GDP能耗。我國也于上世紀90年代初開始研究并實施電力需求側管理項目，如移峰填谷、無功補償等，取得了一定的效果。但總的來看，目前我國仍處于零散的項目探索階段，沒有呈現大規模實施的局面，這與發達國家還有相當差距。
我國實施電力需求側管理的效果尚不如意，其原因是多方面的。比如，對電力需求側管理概念的認識不夠全面，一些地方僅將電力需求側管理作為供需矛盾解決的手段等，但更為關鍵的原因是，我國實施電力需求側管理缺乏有力的經濟激勵政策和資金來源，沒有建立實施電力需求側管理的系統并具有針對性、可操作性的動力機制。因此，本論文通過對中央空調電力用戶進行抽樣調查，對我國實施電力需求側管理的動力機制進行研究，并嘗試著提出建立適應我國實施電力需求側管理的動力機制的思路。
二、電力用戶調研情況
鑒于中央空調電力消耗較大，相關的電力需求側管理應用技術較為成熟，如通過中央空調蓄冷實施移峰填谷等，對中央空調電力用戶調研具有典型意義。筆者通過對30家中央空調電力用戶進行調研，反映的情況如下：
1.調查樣本
調研樣本分布在我國中東西部各省，具體為廣東7家、廣西7家、江蘇5家、湖北4家、上海2家、北京2家、河北山東天津各1家。樣本單位如下：
2.調查基本結論
對中央空調電力用戶調查樣本反饋的問卷和訪談情況進行分析，初步得出以下結論：
（1）30家中央空調電力用戶中，16家已經實施過移峰填谷蓄冷改造，14家還未實施，反映了蓄冷改造等節能技術的推廣還有很大的市場空間。具體比例如下圖所示：
（2）在蓄冷改造資金來源方面，已經實施蓄冷改造的16家企業中，有11家由節能服務公司投資，只有5家由用戶使用自有資金進行改造。具體比例如下圖所示：
（3）蓄冷動因方面， 在已經實施蓄冷改造的16家電力用戶中，有13家選擇了節約成本，有2家選擇了節約成本+政府補助，剩余1家選了節約成本+優先供電；未實施蓄冷改造的14家電力用戶中，其動因選擇更為豐富，有11家選擇節約成本，1家選擇綠色建筑，1家選擇符合政府強制要求、剩余1家選擇優先供電。這反映中央空調電力用戶，實施蓄冷改造的動因主要是節約成本，但也出現多樣化選擇，如建筑物要達到綠色建筑要求、符合政府強制性要求、獲得優先供電等。具體數據如下：
（4）從蓄冷的實施效果來看，已經實施蓄冷改造的企業中，有5家表示好于預期，有8家表示與預期相當，剩余3家反映效果還可以。這表明蓄冷改造技術已經相對成熟，用戶一般都能實現蓄冷改造的主要動因，取得較好的經濟效益。具體如下圖所示：
（5）稅收優惠方面，按合同能源管理方式改造的，稅收優惠由節能服務公司享受，用戶不再重復享受，節能補貼也是如此。用戶自己出資改造的5家企業中，只有1家享受了節能設備投資抵免企業所得稅的優惠（上海某機場），其余企業均沒有享受。這些企業明確反映，未能享受的原因是由于目前國家沒有明確移峰填谷的能效折算系數，導致節能量難以確定，從而無法享受國家節能減排的激勵政策，無法獲得國家財政的節能補貼。
（6）中央空調電力用戶從電網企業獲得的支持很少，只有3家用戶表示獲得過電網公司落實蓄冷電價、蓄冷技術推廣兩個方面的支持。
（7）電價政策方面，均沒有享受優惠電價，具有實施蓄冷改造的積極性。但是也反映了以下問題，一是夜間蓄冷增加的最大需量電費減少了部分節能收益，二是部分地區近年電價差越來越小，節能收益變小，蓄冷積極性不高，三是一些地區的電價差偏小，例如廣西的電價差低于發達地區（如江蘇）的水平，四是提出峰平時段間隔多，需頻繁開停機，會加速空調主機損耗，同時也帶來操作不便的問題。
（8）調查對象提出的建議方面，提的最多的還是進一步增大峰谷電價差，蓄冷電價應低于谷段電價。一些企業提出，依據地區的具體情況應制定鼓勵發展電蓄熱供暖的政策。
三、我國電力用戶實施電力需求側管理的動力激勵機制現狀
我國對電力用戶實施電力需求側管理的激勵機制，在配套財政政策方面，除《電力需求側管理城市綜合試點工作中央財政獎勵資金管理暫行辦法》（財建〔2012〕367號）專門針對電力需求側管理外，再沒有其它激勵政策。
在配套稅收政策方面，2008年，財政部、國家發展改革委員會、國家稅務總局聯合下發了《節能節水設備所得稅優惠目錄》對三項電動機、空氣調節設備、通風機、水泵四大類用電設備制定了國家節能標準。對購買符合節能標準產品的企業可將購置該專用設備投資額的10%，從企業的購置稅中抵免。雖然這是在電力需求側管理中稅收激勵手段的一大進步，但其范圍過小，僅包含發電企業和四類產品，遠不能滿足電力用戶進行電力需求側管理的需求。我國目前仍然缺乏相對完善的電力需求側管理稅收激勵制度，更是缺少適用于電力需求側管理的稅種。這些激勵政策的欠缺，使得電力用戶沒有積極性參與電力需求側管理項目。
四、電力用戶實施電力需求側管理的動力激勵機制存在的問題
1.激勵機制不健全、手段單一
我國實施電力需求側管理的動力激勵機制不健全，并且手段單一，具體表現在：
①過分依賴電價手段。電價手段是實施電力需求側管理的基礎性手段，但是絕不是唯一手段。雖然在《節能減排綜合性工作方案》、《國家發展改革委關于加強用電側管理的通知》等電力需求側管理法律法規中關于手段的概述，基本都已各種電價手段為主。《電力需求側管理辦法》第十一條也規定“各級價格主管部門推動并完善峰谷電價制度，鼓勵低谷蓄能，在具備條件的地區實行季節電價、高可靠性電價、可中斷負荷電價等電價制度，支持實施電力需求側管理”，但是因其缺乏相配套的法律法規和執行細則，使其執行效果大打折扣。
②缺乏稅收、財政手段。《電力需求側管理城市綜合試點工作中央財政獎勵資金管理暫行辦法》（財建〔2012〕367號）是專門針對電力需求側管理的財政激勵政策，《節約用電管理辦法》中雖然也規定了要采取稅收、財政等綜合手段。但是都由于缺乏配套的執行細則，而被束之高閣。
2.激勵力度難以抵消對應的市場成本
電力需求側管理牽涉面很廣，實施電力需求側管理項目前期投入較大，風險也大，應當兼顧電網公司、終端用戶自身的利益，使這些企業有能力回避實施電力需求側管理的制度風險和政策風險。
根據調研，對于終端電力用戶而言，其動力首要來源是通過實施電力需求側管理節約電費支出，其次是獲得其他額外的利益，比如優先供電、財政補助、稅收優惠等。但目前廣大電力用戶面臨的問題是，參與電力需求側管理雖然可以降低用電成本但卻面臨著高額的前期投入。由于缺乏激勵性機制及相應的政策，以及現有的激勵力度不大，使得電力終端用戶在實施電力需求側管理項目后往往難以抵消對應的市場成本，這對于很多處于轉型期的企業或者已經享受優惠電價的企業，電力需求側管理變成了棄之可惜，食之無味的雞肋。
3.電價形成機制障礙
電價對于電力需求側管理能否成功實施是一個關鍵因素。能夠正確、及時反映成本和供求關系的電價體系是吸引電力用戶積極參與電力需求側管理的有效激勵手段，同時電力需求側管理項目的投資也將通過電價調整予以回收。不能反映電力生產實際成本的電價，或電價存在跨消費者群體、跨地區的“交叉補貼”現象都會阻礙電力需求側管理的發展。
我國在電價政策的研究、制定和實施方面已取得一定的成績，但離形成合理的電價體系還有很大的距離。我國發電企業與電網企業分離以后，上網電價與銷售電價也脫鉤，都由政府定價管制，具體由國家發改委主管全國的電價（基準電價）、各省級政府的物價局會同經貿委分管各省的電價（階梯電價、分時電價等）。這導致電價結構，電價的形成與監管機制，電價水平的審批均存在不適應市場化改革需要的環節，給廣泛推行季節性電價、分時電價、可中斷負荷電價造成阻礙。電價結構的不合理，缺乏價格的誘導，使得電力需求側管理項目的經濟效益難以體現，用戶對電力需求側管理興趣不大，給實施電力需求側管理項目帶來困難。
五、建立實施電力需求側管理的動力機制思路
（一）建立市場化的電力價格機制，形成合理的電價體系
雖然我國已經在電價政策的運用上進行了有益的探索和實踐，但現時執行的峰谷分時電價結構不合理，峰電價只為谷電價的2-3倍，對電力用戶移峰填谷的激勵作用不大。另外，兩部制電價使用面很窄，兩部制電價的基本電價嚴重偏低，電度電價偏高，僅靠電度電價拉開差距，對用戶激勵作用也不大。實行峰谷分時電價是推進電力需求側管理的核心，工業發達國家在兩部制電價的基礎上，實行峰谷分時電價和季節性電價，峰谷價之比可以拉大到8～10倍。季節性電價對抑制高峰用電負荷、緩解季節性的供需矛盾有很大作用，避峰電價是削減電網高峰負荷、改善電網負荷特性的重要手段，但這些科學合理的電價政策還沒有得到廣泛應用。應當本著“權責一致、收益風險共擔”的原則，在電價結構上對各個利益環節有所反應。也就是說，上網電價要反映發電機組的發電小時數，電網銷售電價則須反映負荷容量及負荷波動，在現有電價體制下，可以考慮容量電價和最大需量電價的加權電價，使電力價格能夠反映電力需求側管理實施過程中各要素的成本費用、供求關系、資源稀缺性，形成合理的電價體系，才能有助于DSM的實施和推進。
（二）完善電力需求側管理的財稅政策和執行細則
經驗證明，在價格難以覆蓋的要素環節，通過財政和稅收政策，可以消減項目風險增加收益，有效調動參與要素的積極性，鼓勵各方探索DSM實施模式。我國實施DSM的激勵機制，在配套財政政策方面，除《電力需求側管理城市綜合試點工作中央財政獎勵資金管理暫行辦法》（財建〔2012〕367號）專門針對電力需求側管理外，其它的均為節能補貼類財政政策，如《節能技術改造財政獎勵資金管理辦法 》（財建〔2011〕367 號）、《合同能源管理項目財政獎勵資金管理暫行辦法》（財建〔2010〕249號）和《財政部國家發展改革委關于開展節能產品惠民工程的通知》（財建〔2009〕213號）。在稅收政策方面，當前電力需求側管理中稅收激勵手段范圍過小，更是缺少針對電力需求側管理的稅種，但在節能減排領域內的稅收政策卻較為成熟和完善，如《企業所得稅法》第三十四條、《企業所得稅實施細則》第一百條的規定企業購置用于環境保護、節能節水、安全生產等專用設備的投資額，可以按該專用設備投資額的10%實行稅額抵免以及主要針對節能服務公司的《關于促進節能服務產業發展增值稅營業稅和企業所得稅政策問題的通知》（財稅〔2010〕110號）。
北京電價調整通知范文第4篇
關鍵詞： 智能電網； 調度支持系統； 用電側管理； 自動需求響應
中圖分類號： TN915.5?34； TN911 文獻標識碼： A 文章編號： 1004?373X（2017）10?0172?03
Abstract： In order to optimize the management of the residential electricity consumption and total generating capacity of the electrical power system， a automatic demand response system supported by smart power grid scheduling for the residential electricity consumption was constructed. Relying on the advanced smart power grid technology and smart power grid dispatching support platform， the demand response system framework was constructed. The price demand response mode and incentive demand response mode are used to control the peak electricity price， peak electricity price discount， time?of?use electricity price and real?time electricity price， and realize the market incentive and plan incentive. The distributed online learning algorithm is used to reduce the electricity cost and improve the electricity efficiency in the situation of low user′s satisfaction. The comprehensive analysis results show that the automatic demand response system supported the smart power grid scheduling for the residential electricity consumption can optimize the generating capacity better， and satisfy the demand of the residential electricity consumption.
Keywords： smart power grid； scheduling support system； electricity management； automatic demand response
隨著社會用電量和發電容量大幅度提升，能源消耗問題和環境污染問題日益嚴重，世界各國逐漸重電力需求側管理技術。電力系統早期依據用電負荷預測結果來制定發電容量的大小，以使社會用電需求得到完整的供應，但這種發電容量確定方式存在發電量大于電力需求用量的問題[1]。基于智能電網調度支持系統的居民用電側自動需求響應系統，能改變傳統電力規劃中發電容量的確定方式，從而使得一次能源損耗和環境污染程度得到降低。
1 居民用電側需求響應
需求響應（Demand Response）即電力需求響應，是需求側管理的具體解決方法之一[2]，其指的是在電力供應市場價格升高或電力系統可靠性受到威脅時，電力消費端在收到供電系統發出的指導性減少用電負荷的相關通知或電力費用價格上升的通知信號之后，與之相對應轉變其固有的習慣用電模式，對某一時間段中電力負荷進行降低或向后推移，進而使電網保持穩定，實現對電價上升抑制目的的短期行為[3]。
需求響應根據來源可分為價格類需求響應和激勵類需求響應兩種類型。價格類需求響應指的是電力消費用戶針對各種價格信號來安排和分配用電負荷、用電時間及電力消費方式，如圖1所示。價格類需求響應主要以用電價格作為表現形式，電價種類有分時電價、實時電價和尖峰電價等類型，電力系統使用端的電價波動與供電方的成本情況的變化保持一致，是與時間變化相關的，價格類需求響應注重電力用戶的主動參與，電力用戶內部經濟調整和負荷的變化決定了電力響應行為[4]。
圖2所示的框圖為激勵類需求響應的框架構造，激勵類需求響應分為市場激勵類型和計劃激勵類型兩種。需求響應管理機構采用價格補償的方式使電力用戶降低用電需求來緩解電力系統緊張的需要[5]。一般會在需求響應計劃實施之前，需求響應管理機構與電力用戶之間，就用電補償的相關事宜進行相應的約定[6]。
2 智能電力網絡
智能電力網絡集領先的電力設備技術、領先的控制方法、領先的傳感與測量技術以及領先的決策技術于一體，以建立可靠、經濟、高效、安全的電力網絡為目標，能夠自愈、激勵、抵御攻擊、容許新能源電力引入、可啟動電力市場化和資產優化高效可靠的運行[7?8]。
智能電力網絡能適應大規模新型能源的接入，有效鞏固提升了電力網絡的堅強性。電力網絡基礎設施與先進的信息技術、傳感器技術和自動控制技術相互融合，能夠及時有效地獲取信息、發現故障。
3 智能電網調度支持系統
從組織構成方面分析，智能電網調度支持系統是智能電網的重要環節。智能電網調度支持系統能實現實時調度運行，日前計劃校核和年月用電方式分析的功能，具有數據傳輸網絡化、調度決策精細化、運行控制自動化、源網協調最優化、運行監控全景化、安全評估動態化等特點[9]。
智能電網調度支持平臺是智能電網調度支持系統最重要的組成部分，該平臺具有在線化、精細化、實用化和一體化的特點，可實現調度計劃應用、調度管理應用、安全校核應用和實時監控預警應用等功能[10]，見圖3。
智能電網調度支持系統依托智能電網調度支持平臺，通過應用調度計劃、調度管理、安全校核和實時監控預警的方式，從而實現實時調度運行、日前計劃校核和年月用電方式分析的功能。
4 分布式在線學習自動需求響應系統
在智能電網調度支持平臺硬件基礎之上，建立的智能電網調度支持系統能通過應用調度計劃、調度管理、安全校核實時監控預警的方式實現用電側電能應用管理。為了完成用電設備調度控制的優化管理，需要選擇一種搜索式最優化策略，分布式在線學習算法具有運算魯棒性穩定、冗余性較低、無需分析響應系統模型中的轉移概率等優點，被廣泛應用于最優控制系統中。
在最優策略問題分析之中，最優參數[*]需要滿足的必要條件如下：
只有在用戶用電請求的概率分布信息和用電價格已知的情況下，才可解決式（1）的相關問題，但用戶用電請求和用電價格受到多種因素的影響，較難估計。針對這一問題，采用分布式在線學習的方法進行處理。設置[Mk]為用電設備的本地狀態，[Nk]表示為用電設備的執行策略。[ft=kfk（Mk，Nk）]表示在時刻[t]的立即回報。則在線學習算法的表示形式如下：
首先進行算法的初始化，設定每一臺用電設備的本地初始化參數為[θk]，當某個時間[t]的起始時刻到來時，用電設備根據其觀測到的狀態[sk]，依照其參數所決定的隨機控制策略[Ωk]，完成相應動作[Mk]。然后在每個時間段[t]的終止時刻，用電設備上傳其執行策略和成本[f（Mk，Nk）]以及參考狀態指示因子[τk]。最后，根該算法，更新用電設備的本地狀態。
針對某區域電力用戶設備使用狀態、用戶用電請求和電力價格等因素，在智能電網調度支持平臺的基礎之上，應用分布式在線學習算法，進行分析處理，得到電力用戶購電成本、用戶不滿意度及總體成本的情況，并與最小用電成本貪婪算法、用電成本粒子群追蹤算法進行比較，得到結果如圖4所示。
從圖4中可知，與其他兩種算法相比較，分布式在線學習算法可在用戶不滿意度最低的狀態下，通過降低用電成本，而減少用戶的用電總成本，從而提高了電力用戶的效益。
5 結 語
面對日益嚴重的能源消耗與環境污染問題，電力系統根據用電負荷預測結果制定發電容量大小的方式逐漸暴露不足。基于智能電網調度支持系統的居民用電側自動需求響應系統應用先進的智能電網技術，依托智能電網調度支持平臺，采用價格需求響應方式和激勵需求響應方式，并應用分布式在線學習算法可優化發電容量且滿足居民用電側用電需求，減少用電總成本，進而降低一次能源損耗和環境污染程度。
參考文獻
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北京電價調整通知范文第5篇
一、預付費電表在中國的成長歷程
眾所周知，預付費電表在中國的發展歷史不過20余年左右的時間，而真正實現國產化并開始大面積推廣使用也不過是近十年來的事情。使用的電表類型由最早的機電式預付費電表逐步發展為現在的全電子式預付費電表;采用的預付費方式更是各種各樣，投幣、代碼交換、IC卡、電鑰匙、存儲鈕扣、紅外方式等等;表計相關的性能和功能更是逐步完善，日新月異。
中國最早的預付費電表的應用可以追溯到八十年代初，當時的東北電管局為了解決收費困難的問題，投入大量資金從國外進口了一批投幣式預付費電表給用戶安裝。推廣過程中，曾有人發出警告：由于投幣口向用戶開放，所以存在著用戶作弊偷電的可能，但也有領導和專家認為，如果用戶向投幣箱中投其它東西偷電的話，年底管理部門開箱收幣時，可以發現異物并給以處罰。而事實上有的用戶將冰凍成幣狀投入電表，結果電被用了，錢卻沒收回來，最后電業部門不得不將耗費巨資安裝的投幣式預付費電表全部拆除，損失巨大。預付費投幣電度表就此退出市場。
到了九十年代初，IC卡技術的進步推動了預付費電表的發展。當時的第一代預付費電表為機電結合式IC卡預付費電表，采用的還是存儲器卡，連電子顯示器也沒有，剩余電量的多少是通過一排發光二極管指示的;但由于能還好地解決困擾電業局多年的伙表糾紛問題和收費難的問題，很快就在天津地區、東北地區得到了普及。
到了1997年，北京市城網的一戶一表改造工程（9950工程），由北京電力局與預付費表生產廠家進行了方案論證，確定了北京市的戶表改造方案的預付費電表方案，北京城網開始大規模使用預付費電表，對全國預付費電表的廣泛使用起到了極大地推動作用。
到了1999年，國家電力公司向系統內的電力企業發出了通知，明確提出：在城鄉居民一戶一表改造工程中，不宜選用IC卡預付費電表。當時，此通知的也是不無道理的，有些專家學者針對IC卡預付費電表提出了的安全性的質疑，并列舉了多種通過IC卡口對預付費電表進行攻擊的手段以及IC卡的破譯手段。面對技術難題，很多地區紛紛停止了剛剛啟動的預付費電表項目。但是北京的戶表改造工程選擇了迎難而上，在一戶一表指揮中心的帶動下，聯合各廠家組成了北京一戶一表工程表計聯合設計小組，攻克技術難題，成功地設計出了卡口防攻擊的電路，并推出了中國首款CPU卡的預付費電表，從而又一次推動了預付費在中國的發展。
2001年，經過兩年多的工作，中國的預付費電表國家標準《預付費售電系統》了，該標準包含了三個部分：第1部分《總則》（GB/T18460.1-2001），第2部分《介質管理》（GB/T18460.2-2001），第3部分《IC卡預付費電能表》（GB/T18460.3-2001）。該標準和原機械行業標準《預付費電度表》（JB/T 8382-1996）相比，無論在功能上還是在性能上的要求都有了很大的提高。可以說該標準的誕生對預付費電表的發展又一次起到了積極的推動作用。
2008年國家電網制定預付費表的技術規范，2009年進行統一招標，標志著預付費電度表進入新的發展時期。
在中國預付費電表的發展過程中，影響較大的工程有北京市的“一戶一表”工程和天津市的“一戶一表”工程。截至2004年底，北京市的“一戶一表”工程共安裝了400萬只單、三相預付費電表，天津市的“一戶一表”工程共安裝了300萬只單、三相預付費電表。其他有影響的工程由南京、重慶、遼源、安徽、新疆等。
二、采用預付費電表給電力公司和供電管理部門帶來的變革
1.改變了傳統的抄表和收費模式
現行抄表收費管理模式有以下幾種：
（1）人工抄表收費方式：為用戶安裝普通計量儀表，按固定的時間由管理人員上門抄表和收費。需要管理人員多，工作量大;優點是計量儀表成本低，采用付費方式容易被用戶接受，基本不存在用戶能源被切斷問題。
（2）抄表器抄表方式：抄表員拿著抄表器到現場接收抄表數據，回到營業所將數據自動傳輸到電腦收費系統，完成抄表工作。此方式主要適用于電表分散區域，如郊區，農村。
（3）自動抄表收費方式：為用戶安裝具有通訊能力的計量儀表，通過通訊網絡系統自動完成用戶計量儀表的數據抄收，再通過金融網點方式以自動或人工方式完成繳費。這種方式技術難度高，通訊網絡建設及維護成本大;優點是自動化程度高，節省人力，并很容易實現系統的實時監控，也可以進行遠程切斷用戶能源的操作。
（4）預付費收費方式：為用戶安裝預付費電表，通過IC卡作為傳輸介質，在用戶和管理部門之間傳輸信息，自動實現計量儀表的抄收以及繳費工作。這種方式成本較高，信息傳輸不及時，同時讓用戶充當了信息通道的角色，未體現管理部門服務的宗旨。優點是實現了抄表、收費、控制的三位一體，徹底杜絕了欠費現象的發生，管理人員和管理費用少。
在發達國家：以人工或自動抄表收費方式為主。原因是金融業高度發達，發生欠費的情況較少，同時管理部門有資金實力可以建立抄表網絡系統，具有較強的自動化管理水平。在發展中國家：人工抄表收費方式和預付費收費方式并存。原因是人口眾多，人工管理方式已逐漸無法管理，而管理部門還不具備資金和技術實力推行網絡化的自動抄表收費管理系統，金融業的發展已經初具規模，預付費收費方式恰好成為較佳的選擇，既可以實現電表數據的抄讀，也避免了欠費，可以說是一舉兩得。
2.提高了電力公司的整體水平
伴隨著預付費電表的推廣，供電公司的整體水平也得到提高。供電公司必須建立一套人馬，熟悉計算機操作，掌握智能卡密鑰的發行和分配，和銀行和營業網點之間建立可靠的網絡連接，有能力維護擁有數百萬用戶的數據庫，及時有效地處理用戶故障，提供多種售電的模式以及網絡查詢的便利等等，把電力公司的信息化建設和管理水平提高到了一個新的層次，這在傳統的人工抄表時期是無法做到的。
三、預付費電表主要功能分析
（1）用電控制功能：當用戶購電量或購電金額用完時，自動切斷用戶用電;當用戶購買新的電量或金額后，輸入到電表中之后可以恢復供電。
（2）顯示功能：可以清晰地顯示用戶的用電量和剩余電量或剩余金額等信息，便于用戶使用。
（3）報警功能：當用戶預付費電表中所剩電量小于報警電量時，能夠給予聲或光的報警提示，以便用戶盡快購電。
（4）返讀功能：用戶每次將電卡插入預付費電表后，電表將自動把用電信息回寫到電卡中，以供售電管理系統查詢。
（5）補卡功能：當用戶購電卡丟失時，可以通過售電網絡為用戶補發電卡。
（6）透支功能：當電表中的剩余電量或剩余金額用盡后，可以插卡啟動透支功能，允許用戶在緊急的情況下繼續使用一定的電量。
（7）檢查功能：售電網絡可以發行檢查卡，定期對用戶預付費電表運行情況進行檢查。
（8）自檢功能：電表應能在運行過程中進行故障自檢，發現故障時進行提示，便于供電管理部門及時排查。
（9）超負荷控制功能：電表應能檢測到用戶是否在超負荷用電，超負荷時應能切斷用戶的供電;用戶插卡后應能恢復供電。
（10）通訊功能：售電部門可以通過建立一定的數據通訊信道，對居民使用的電表中的運行數據及時進行抄收。
四、預付費電表的技術熱點
1.安全性問題
安全性問題是預付費電表的一個最重要的問題，也是電力公司最關心的問題。所謂道高一尺，魔高一丈，安全永遠是相對的，沒有絕對的安全，現在安全也并不等于能永遠安全，就像世界上的任何事物的矛盾永遠存在的規律是一樣的，一旦你采用了預付費電表，安全性問題就會永遠存在。
預付費電表系統的安全性，一方面肯定要靠管理，嚴厲打擊各種竊電行為，另一方面必須靠技術來保證，也就是說預付費方案必須在一段時間內具備足夠的安全機制，同時還應隨著技術的發展，不斷地改進和升級換代。
CPU卡，從應用角度上講，在很大程度上比存儲卡和加密卡提供了更多的安全機制，但也應密切關注其安全性。
首先，計算機的速度越來越快，網絡功能日益強大，由于CPU卡使用的加密算法絕大多數都是公開的，集群破解一組密鑰所需的時間也越來越短。其次，即使采用了CPU卡作為介質，也可以通過卡口捕獲其進行安全認證的全過程，分析后進行破解，在適當時候將非法的數據輸入電表中。因此，首先必須制定一套嚴謹周密的設計方案，增加破譯的難度，其次電表中對每次交易的數據要記錄，售電系統應具備進行異常分析和統計的功能。
2.卡口防攻擊問題
卡接口的安全性，采用接觸式還是非接觸式的IC卡？非接觸式的安全性優于接觸式的接口，且沒有機械磨損，是最佳的選擇，但成本較高。采用接觸式的接口，必須加防攻擊的電路，保證能抵御來自外界的一定程度的攻擊。
3.斷電裝置的選擇
預付費電表中，斷電裝置是一個關鍵部件。早期的預付費電表往往采用的是繼電器，有人就采用大電流將繼電器的觸電燒融結，使之無法斷電。因此，斷電裝置一定要采用可靠的脫扣開關或斷路器。
4.電價調整的問題
預付費電表在使用過程中，由于政策性電價上漲調整，會導致用戶在調整前期形成搶購電量的短暫現象;同時預售的電量，當遇到電價調整后將會造成電費的損失。因此，預付費電表在設計上應考慮電價調整后的對策，一般有以下幾種對策：（1）設計限購電量，限制用戶囤積電量;（2）采用金額方式，電價調整后將新的電價下裝到電表中。
5.多費率電表的預付費問題
多費率預付費電表由于無法預先知道各費率的用電量，因此無法實現按電量進行預售，因此針對擬實行分時電價政策的預付費管理模式需采用金額的方式控制用電。
6.預付費電表的抄表問題
預付費電表本身的數據傳輸介質IC卡，已是一種抄表方式，但是無法完全滿足用電監管的需要，需要新的配套抄表方式，例如紅外抄表，485抄表，電力線載波等自動抄表等等。
7.預付費電表的換表問題
預付費電表由于故障而需要換表時，表內的用電數據和設置的參數如何傳遞到新表中。另外，用戶搬遷時如何將電表中的剩余電量返還給用戶。因此，預付費電表在設計時應考慮換表時對表內數據的處理問題。
8.售電系統的便利性問題
預付費電表的售電系統應便于用戶就近購電，隨時購電的需要，因此應充分利用銀行和郵局營業網點多，發展代收電費和充值的業務。
同時，應設立自主購電設備，24小時售電，還應開設網上售電業務，使用戶不出家門就可以購電。另外，為了進一步提升服務水平，還可以提供為行動不方面的老人或傷殘人員代購電業務。
五、預付費電表未來的市場預期
我國是電能表生產大國，據有關資料，我國電能表生產廠家已有800多家，年產電能表的生產能力達2億只。正常情況下，我國的電能表市場年需求量大約只有5000萬只左右，其中民用單相表約占總量的90%～95%。
