北京电价调整通知
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北京电价调整通知范文第1篇
《财经》记者获悉，在国家发改委两次下达电煤“限价令”后，国家电监会、发改委都派出调研组，赶赴各省调研电煤的价格及供需情况。几部委也在讨论奥运会后电煤危机应对方案，正在研究的方案包括实施财税补贴政策、再次上调电价、加大运输协调力度、加强中间流通环节的监管等。其中，电价调整的方案是“第一候选方案”。
8月初，国务院一位副总理视察大唐电力集团期间，曾召集五大电力集团和两大电网公司的主要负责人召开了电力生产情况座谈会。
“会上讨论过电价调整方案。当时倾向于选择上网电价上调2分左右，终端电价不动的方案。”中国电力企业联合会（下称中电联）的一位专家透露，“不过，即使方案通过，电价调整也在奥运会后了。”
7月全国居民消费价格同比上涨6.3％，涨幅连续三个月出现回落。“这说明7月的电价调整对CPI的影响不大，有可能推动政府再次上调电价的决心。”上述专家说。
今年上半年以来，煤价高企之下，火电行业陷入了全行业亏损。8月10日，国资委主任李荣融指出，今年上半年中央企业中的电力企业全部亏损。“亏损的原因是煤电价格扭曲，这个问题的解决取决于价格体制改革。”
年中，国家已三次出手干预煤电价格。6月19日，国家发改委发出电价上调通知，同时为了防止煤电轮番涨价，发改委对电煤的出矿价（车板价）作出了限制。7月24日，发改委再次颁布“限价令”，将限价的范围扩大至秦皇岛等主要港口和集散地的动力煤。8月5日，国务院《全民节能行动通知》（下称《通知》），提出地方政府可以扩大差别电价实施范围。
不过，上述措施并未能缓解“市场煤”和“计划电”之间的矛盾，“电荒”呈逐步蔓延之势。国家电监会价财部一位官员诉《财经》记者：“现在不论是电力还是煤炭，都是在保奥运。我们预计奥运会过后，‘电荒’的形势会更严峻，而冬季用电高峰也很快会来临。必须出台新的政策了。在电价改革还没有到位的情况下，也只能采取煤电联动这个方法。”
正在研究的电煤危机应对方案中，多次小幅上调电价是最为可能的选择之一。中电联最近在一次向国务院的汇报中，就提出了这样的政策建议。
“我们建议政府采取‘小步走、不停步’的方式，继续疏导电煤价格矛盾，尽快扭转电力企业全行业亏损的局面。”一位负责人向《财经》记者透露。
煤价“罗生门”
8月10日清晨，薄雾之中的秦皇岛港正在一片繁忙之中。
秦皇岛是中国煤炭运输专线大秦铁路的终点，这里每年输出煤炭占全国沿海港口下水煤炭总量的近50％。中国煤炭主产地“三西”地区的煤炭，相当大一部分沿大秦铁路运至秦皇岛港口，再装船运至南方。秦皇岛的电煤到港价格，也成为中国电煤价格的标杆。
今年3月以来，全国市场煤炭价格快速上涨。4月底到6月末，秦皇岛地区主流动力煤品种的交易价格整体上涨幅度达300元/吨以上，发热量5500大卡/千克的煤炭价格达到920元/吨以上。
6月19日，国家发改委在调高电价的同时，出台了煤炭价格放开后第一个临时干预政策――要求全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，出矿价均以6月19日实际结算价格为最高限价。6月下旬，发改委限价后，秦皇岛的煤价再次创出新高，最高报价超过1000元/吨，价格已较年初翻倍。
7月24日，发改委发出二次限价令，主要针对中间流通环节，对主要港口和集散地动力煤实行最高限价，明确要求秦皇岛港、天津港、唐山港等港口动力煤平仓价格不得超过6月19日价格水平，即发热量5500大卡/千克动力煤限价水平分别为每吨860元、840元和850元。
第二次限价令发出后，秦皇岛海运煤炭市场的官方网站停止每日的煤炭价格行情监测。在相应的位置上，取而代之的是发改委的限价通知。
8月4日，秦皇岛港成为国家发改委规定的三个电煤价格直报监测点之一，开始每日上报电煤的价格情况。在直报过程中，国家发改委的负责人反复强调，煤炭生产企业的电煤合同要“不折不扣”地兑现直供电厂合同。未按合同执行的，不但要相应削减次年合同运力计划，还要按价格违法所得收缴相应差价款。
“限价以来，已经有几个部委和研究机构的调研组来调研，主要就是了解价格的情况。”秦皇岛港一位工作人员向《财经》记者透露，“可是，实际情况是，限价以后，我们想问真实的价格也问不出来了。企业报的是一个价，超出的部分不入账，我们也没办法。”
“限价以后，去各大港口调研的人，都问不出动力煤真正的价格了。”中国投资协会能源经济研究中心副理事长陈望祥告诉《财经》记者。
国家发改委也承认，自6月19日对全国电煤实施临时价格干预以来，出现了合同兑现率下降、部分非重点合同电煤价格上涨的情况。
中国煤炭运销协会专家李朝林告诉《财经》记者，据中国煤炭市场网市场调查现，不少煤炭企业实际执行的煤炭价格根本就不上报。在秦皇岛等发改委确定的电煤价格监测点，供求双方都不愿说出真实的交易价格。“这个价格是有价无市，煤炭贸易企业要是执行限价会出现大范围亏损，电力企业按照这个价格又难以买到电煤。因此，有些地方，交易双方的真实交易价格和上报价格是两个价。交易不开票，或者只开一部分的票，这导致煤炭交易价格进入隐秘状态。”李朝林说。
国家电监会一位官员也在调查中发现，除了“阴阳合同”的交易方式，以低价拿到的动力煤有不少掺入了大量煤矸石，质量下降情况比较严重。
“对于电煤的限价情况，我们有两种看法，一种观点是完全没有效果；另一种观点则认为，对于国有重点煤矿的电煤，还是起到一些作用的。”电监会一位参与电煤项目调研的官员告诉《财经》记者。
“电力危机”再现
根据中电联统计，2008年全社会用电增长预计将保持在11％左右的水平上，全年电煤消耗量在16亿吨左右，比上年大约增长11.5％。下半年，中国将存在1500万千瓦左右的电力供应缺口。
值得注意的是，今年上半年，全国规模以上发电厂发电量完成2934亿千瓦时，同比增长仅为8.3％。
“这是2005年以来单月增速首次低于10％。”虎杰咨询首席分析师张寅对《财经》记者说，“此外，中国还第一次出现了经济增速回落，但‘电荒’仍持续蔓延的局面。这说明有更深层次的矛盾。”
在电煤供不应求的局面下，对电煤“限价”加深了危机的程度。中电联在一份报告中指出，在限价之后，许多煤矿提出各种理由减少和延缓合同电煤供应，导致电厂电煤库存锐减。一些电厂存煤仅能维持两三天的生产用量，已经严重影响到正常的电力供应。
7月3日，山西省经贸委了电力供应“红色”预警，因电煤供应严重短缺，电力缺口已突破460万千瓦。对山西煤炭供应依存度高达50％左右的长三角地区，几乎都笼罩在缺煤的阴影之下。
七八月间，山西省经贸委多次召集省物价局、省煤管局、太原铁路局以及山西省内的各大电厂召开“迎峰度夏奥运保电”的会议，讨论解决山西省内几家电厂燃煤库存低的问题。
“省政府的协调力度非常大，经过几次抢运，暂时化解了山西省内电厂电煤的库存危机。不过煤矿特别是小煤矿的意见非常大。”山西省一家大型发电企业的内部人士告诉《财经》记者。
中国电力投资集团（下称中电投）华北分公司的一位人士告诉记者，目前山西省内很多电厂的供煤，基本是靠地方政府协调。“奥运会以后怎么办，我们非常担心。”这位人士说。
“煤电联动”何时休
2004年年底，国家发改委下发《关于建立煤电价格联动机制的意见》。方案规定，以不少于六个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5％，相应调整电价，以化解因电煤价格上涨带来的成本压力。
然而，自方案出台后，煤电之间的矛盾反而愈演愈烈。国家电监会一位专家认为，按照这种煤电方式联动，最终形成的是市场不愿看到的价格螺旋式上升局面。
“纵观历次煤电联动，已经形成了电价、煤价交替上涨的恶性循环。而最大的危害在于，由于‘市场煤、计划电’这种结构不对等，反而使得煤价也脱离了供需关系的作用，每次涨电价都会引发一轮煤价上涨。在‘计划电’的体制下，只要成本上涨，政府就会继续上调电价，电煤的涨价等于是实报实销了。”这位专家指出，“政府现在发现，煤电联动机制已经把自己给捆死了。”
对于计划的电力企业，特别是国有发电企业来说，无法因为成本高而停机不发，所以煤价多高也得承受。“如果电力也是市场经济，煤价过高，电价可以顺出去。电价高了，电力消费减少，也会相应减少煤炭的购买。”中国投资协会能源经济研究中心副理事长陈望祥指出。
随着电煤供需形势的变化，这一矛盾越来越明显。今年7月底，国家电监会在最新一次调研中发现，7月1日电价上调以后，发电企业亏损局面仍然无法得到扭转，因为电价上调后，电煤的价格出现了更为剧烈的上涨。
8月10日，国资委主任李荣融公开表示，国务院已经成立了专门小组，正在研究油价和电价的改革。
“电力企业有不少企业搞煤电联营，我也鼓励。现在他们的子公司中大概10％左右的企业不亏损，不亏损的主要原因就是煤电联营。”李荣融称。
他表示，鼓励煤电联营、煤电一体化、电力投资办煤，这对稳定和平衡电煤市场化带来的煤价波动、减少电力企业经营风险和困难，具有非常重要的意义。
“我们也认为，化解煤电矛盾的根本办法，是对电价进行市场化改革以及实施煤电一体化，但远水毕竟解不了近渴，”国家电监会一位官员透露，“下半年可能出台多种措施解决电荒的问题。不过在所有的措施中，提高电价仍是摆在首位的。”
中电联在一份报告中指出，在电价调整难以到位的情况下，为维持电力企业的简单再生产和安全生产，建议可以在下半年这个特定条件下尽快研究出台财政补贴政策，如对电力企业适当减免增值税或实施增值税先征后返政策，同时适当增加对发电企业流动资金贷款。
北京电价调整通知范文第2篇
北京石油交易所分析师于鹏告诉《中国经济信息》记者，这一涨一落可以看出国家政策正倾向于使用清洁能源发电，鼓励电企减少排放，保护环境。伴随政策实施，将极大地刺激天然气发电项目投资快速发展。但天然气发电仍然面临供气瓶颈、热电联产设备技术不足以及上网电价无法匹配联动问题，致使在运电厂大多运营成本偏高，产业大规模发展亦将无从谈起。
政策利好引发期待
“在雾霾围城、环保政策加码背景下，我国天然气电厂投资亦将提速。”于鹏说。
自从十月中旬，我国东北地区进入采暖季节，重度雾霾就一直笼罩东北地区。这也让人们再次将目光锁定于汽车尾气排放、工业生产、施工扬尘，特别是燃煤污染上来。
对于日益严重空气污染，2014年9月，国家环保部下发了《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》，要求在2017年底前，山东省、北京市、河北省和天津市四省市需压缩煤炭消费总量合计约8300万吨，其中河北任务最重，需压缩四千万吨煤炭消费；天津市压缩一千万吨；北京市一千三百万吨；山东省两千万吨。
北京市的煤炭消费占能源消费比重将下降至10%以下，电力和天然气等清洁能源比重将达到90%以上。而新增的清洁能源将优先供给保证居民使用、分布式能源高效利用项目、以及替代自备电站、工业窑炉和普通锅炉的燃煤。
“不难想象，以上地区在政策的强力引领下，天然气发电产业步入发展快车道是完全值得期待的。”大宗商品交易平台金银岛天然气行业分析师马季认为。据统计，我国现在已经建成的天然气发电厂约有50家，他们都位于天然气气源富集区，包括广东、江苏和福建等LNG接收站和天然气产地及运输通道上。
此外，就是前文提到的天然气发电企业标杆上网电价的上调，作为“适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾”的举措，将刺激上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省区、市的天然气发电行业的发展。
据了解，天然气在中国一次能源消费总量中所占比例仅为4%，按照现在的增长速度，达到8%将会到2015年，而这看似些微的能源结构调整将为中国节约总计5万亿元环保成本，即每年可以节约接近4千亿元环保开支，占GDP的千分之五，规模甚至与两个青海省的经济总量持平。
在运企业困难重重
看似一派热闹光景，其实在运燃气发电企业发展仍然受限，主要是由于气源短缺制约产能，而高昂的发电成本很难与上网电价相匹配，加之热电联产设备等技术问题都制约着他们的发展。
燃气发电企业标杆上网电价的上调已近两个月，有燃气发电企业负责人表示，“具体电价上调多少，企业仍未接到通知。”浙江某燃气发电企业负责人介绍道，公司的一期工程2×180兆瓦级燃机热电联产工程是在2012年3月投产并网并进入商业化运营。据悉，他们所使用的气源是由中石油“西气东送”，年用气量约5亿立方米。
据该负责人介绍，自从两年前投产以来，公司气源时常不能保证，无法维持机组全部开动，满负荷运转。在产能受限的同时，其所在地的天然气上网电价仅为0.581元/千瓦时，这就导致上网电价根本无法达到成本，企业入不敷出。时至今日，仍看不到盈利的希望。
海南某大型天然气发电企业也遇到前述问题，该企业负责人说：“经营上的问题还是很多的，但都导致一个结果，就是企业无法盈利或者微利。企业正式投产已经6年有余，但盈利情况却一直不好。”
另据该负责人介绍，“公司的气源主要是从澳大利亚进口LNG，他们在2002年就与澳大利亚签署了一项25年的供气合同，那时的气价还很便宜，只有2元/立方米。”但自从2012年国际天然气气价大幅上涨，澳方就开始以检修、停电和停产等原因为由单方面减少了一半的供气量。这也极大限制了发电量。
有广东某天然气发电企业负责人表示，跟某些地区的燃气电厂已经获得财政补贴不同，除了进口天然气可以得到一部分出口退税，他们至今仍然未能拿到财政补贴。而且受到2010年以来国际碳交易停滞的影响，公司原本已经通过CDM（清洁发展机制），可以通过碳交易获得两千多万元收益，但现在这一块也没有收益。
于鹏说：“热电联产设备国产化核心部件刚刚起步。进口设备依然是目前天然气设备的主力，一旦损坏停产维修费用高。而且非正常检修时间多。现在国产化的机芯故障率和效率还和国外的设备有些差距。而且天然气价格改革后，企业或许面临比现在更高的成本压力。”
筹谋进取需过三关
由于各地工业用气价格不同，目前中国的燃气发电成本约为每千瓦时0.6元人民币～1元人民币不等，燃气发电成本是火力发电的2～3倍。这导致天然气发电在与煤电的竞争中一直处于劣势。
但若从全局看待成本问题则会得出相反的结论。从表面看，燃气发电的确亏损，但若将各种发电燃料所体现出的资源稀缺、环境等外部性成本计算在内，天然气发电依靠其环境效应以及调峰效应价值将略胜一筹。
于鹏说：“天然气看上去价格高，不如煤合算。但其实很多正在运行的老旧燃煤发电厂环保设施缺乏，后期脱硫、脱销和除尘方面的技术改造费用和后期运行费用巨大，如果算上这笔费用，二者差距会大幅缩小，而大多数人并未将这些潜在成本计算其中。”
以现在的技术水平，燃煤电厂使用何种清洁方式发电，其排放对环境的影响都很大。以美国为例，2012年，美国约40%的二氧化碳排放来自电力部门，燃煤电厂以约40%的发电量，却独占了75%的碳排放。而燃气电厂的表现明显优于燃煤，每兆瓦时碳排放量只有燃煤电厂的40%左右。
国家对燃气发电产业的态度显然是积极的，但仍有三关挡在产业发展面前。
首先是上网电价。国家发改委的态度其实很明确，在天然气发电上网电价的有关文件中，其早就强调上网电价具体标准由各省价格主管部门从紧制定，并上报国家发改委。据业内人士分析，“从紧”两个字已经表明了国家发改委放权给地方后，在这一轮上网电价上调过程中，上调幅度不会有企业预想的大，更不可能全额补贴燃气发电企业的成本损失。
北京电价调整通知范文第3篇
关键词：电力需求侧管理；中央空调电力用户；动力机制
中图分类号：F407.61 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2013）12-00-03
一、引言
十一五期间，我国经济年均增长率为11.2%，远高于同期3.5%的世界平均水平。经济总量突破五万亿美元，成为仅次于美国的第二大经济体，我国的能源消耗已成为世界第二大消费国。以单位GDP能耗计算，我国万元GDP能耗是世界平均水平的3.4倍，可以看出我国的经济增长仍是以大量的资源消耗为代价的。国际经验表明，通过实施电力需求侧管理，可以有效降低单位GDP能耗。我国也于上世纪90年代初开始研究并实施电力需求侧管理项目，如移峰填谷、无功补偿等，取得了一定的效果。但总的来看，目前我国仍处于零散的项目探索阶段，没有呈现大规模实施的局面，这与发达国家还有相当差距。
我国实施电力需求侧管理的效果尚不如意，其原因是多方面的。比如，对电力需求侧管理概念的认识不够全面，一些地方仅将电力需求侧管理作为供需矛盾解决的手段等，但更为关键的原因是，我国实施电力需求侧管理缺乏有力的经济激励政策和资金来源，没有建立实施电力需求侧管理的系统并具有针对性、可操作性的动力机制。因此，本论文通过对中央空调电力用户进行抽样调查，对我国实施电力需求侧管理的动力机制进行研究，并尝试着提出建立适应我国实施电力需求侧管理的动力机制的思路。
二、电力用户调研情况
鉴于中央空调电力消耗较大，相关的电力需求侧管理应用技术较为成熟，如通过中央空调蓄冷实施移峰填谷等，对中央空调电力用户调研具有典型意义。笔者通过对30家中央空调电力用户进行调研，反映的情况如下：
1.调查样本
调研样本分布在我国中东西部各省，具体为广东7家、广西7家、江苏5家、湖北4家、上海2家、北京2家、河北山东天津各1家。样本单位如下：
2.调查基本结论
对中央空调电力用户调查样本反馈的问卷和访谈情况进行分析，初步得出以下结论：
（1）30家中央空调电力用户中，16家已经实施过移峰填谷蓄冷改造，14家还未实施，反映了蓄冷改造等节能技术的推广还有很大的市场空间。具体比例如下图所示：
（2）在蓄冷改造资金来源方面，已经实施蓄冷改造的16家企业中，有11家由节能服务公司投资，只有5家由用户使用自有资金进行改造。具体比例如下图所示：
（3）蓄冷动因方面， 在已经实施蓄冷改造的16家电力用户中，有13家选择了节约成本，有2家选择了节约成本+政府补助，剩余1家选了节约成本+优先供电；未实施蓄冷改造的14家电力用户中，其动因选择更为丰富，有11家选择节约成本，1家选择绿色建筑，1家选择符合政府强制要求、剩余1家选择优先供电。这反映中央空调电力用户，实施蓄冷改造的动因主要是节约成本，但也出现多样化选择，如建筑物要达到绿色建筑要求、符合政府强制性要求、获得优先供电等。具体数据如下：
（4）从蓄冷的实施效果来看，已经实施蓄冷改造的企业中，有5家表示好于预期，有8家表示与预期相当，剩余3家反映效果还可以。这表明蓄冷改造技术已经相对成熟，用户一般都能实现蓄冷改造的主要动因，取得较好的经济效益。具体如下图所示：
（5）税收优惠方面，按合同能源管理方式改造的，税收优惠由节能服务公司享受，用户不再重复享受，节能补贴也是如此。用户自己出资改造的5家企业中，只有1家享受了节能设备投资抵免企业所得税的优惠（上海某机场），其余企业均没有享受。这些企业明确反映，未能享受的原因是由于目前国家没有明确移峰填谷的能效折算系数，导致节能量难以确定，从而无法享受国家节能减排的激励政策，无法获得国家财政的节能补贴。
（6）中央空调电力用户从电网企业获得的支持很少，只有3家用户表示获得过电网公司落实蓄冷电价、蓄冷技术推广两个方面的支持。
（7）电价政策方面，均没有享受优惠电价，具有实施蓄冷改造的积极性。但是也反映了以下问题，一是夜间蓄冷增加的最大需量电费减少了部分节能收益，二是部分地区近年电价差越来越小，节能收益变小，蓄冷积极性不高，三是一些地区的电价差偏小，例如广西的电价差低于发达地区（如江苏）的水平，四是提出峰平时段间隔多，需频繁开停机，会加速空调主机损耗，同时也带来操作不便的问题。
（8）调查对象提出的建议方面，提的最多的还是进一步增大峰谷电价差，蓄冷电价应低于谷段电价。一些企业提出，依据地区的具体情况应制定鼓励发展电蓄热供暖的政策。
三、我国电力用户实施电力需求侧管理的动力激励机制现状
我国对电力用户实施电力需求侧管理的激励机制，在配套财政政策方面，除《电力需求侧管理城市综合试点工作中央财政奖励资金管理暂行办法》（财建〔2012〕367号）专门针对电力需求侧管理外，再没有其它激励政策。
在配套税收政策方面，2008年，财政部、国家发展改革委员会、国家税务总局联合下发了《节能节水设备所得税优惠目录》对三项电动机、空气调节设备、通风机、水泵四大类用电设备制定了国家节能标准。对购买符合节能标准产品的企业可将购置该专用设备投资额的10%，从企业的购置税中抵免。虽然这是在电力需求侧管理中税收激励手段的一大进步，但其范围过小，仅包含发电企业和四类产品，远不能满足电力用户进行电力需求侧管理的需求。我国目前仍然缺乏相对完善的电力需求侧管理税收激励制度，更是缺少适用于电力需求侧管理的税种。这些激励政策的欠缺，使得电力用户没有积极性参与电力需求侧管理项目。
四、电力用户实施电力需求侧管理的动力激励机制存在的问题
1.激励机制不健全、手段单一
我国实施电力需求侧管理的动力激励机制不健全，并且手段单一，具体表现在：
①过分依赖电价手段。电价手段是实施电力需求侧管理的基础性手段，但是绝不是唯一手段。虽然在《节能减排综合性工作方案》、《国家发展改革委关于加强用电侧管理的通知》等电力需求侧管理法律法规中关于手段的概述，基本都已各种电价手段为主。《电力需求侧管理办法》第十一条也规定“各级价格主管部门推动并完善峰谷电价制度，鼓励低谷蓄能，在具备条件的地区实行季节电价、高可靠性电价、可中断负荷电价等电价制度，支持实施电力需求侧管理”，但是因其缺乏相配套的法律法规和执行细则，使其执行效果大打折扣。
②缺乏税收、财政手段。《电力需求侧管理城市综合试点工作中央财政奖励资金管理暂行办法》（财建〔2012〕367号）是专门针对电力需求侧管理的财政激励政策，《节约用电管理办法》中虽然也规定了要采取税收、财政等综合手段。但是都由于缺乏配套的执行细则，而被束之高阁。
2.激励力度难以抵消对应的市场成本
电力需求侧管理牵涉面很广，实施电力需求侧管理项目前期投入较大，风险也大，应当兼顾电网公司、终端用户自身的利益，使这些企业有能力回避实施电力需求侧管理的制度风险和政策风险。
根据调研，对于终端电力用户而言，其动力首要来源是通过实施电力需求侧管理节约电费支出，其次是获得其他额外的利益，比如优先供电、财政补助、税收优惠等。但目前广大电力用户面临的问题是，参与电力需求侧管理虽然可以降低用电成本但却面临着高额的前期投入。由于缺乏激励性机制及相应的政策，以及现有的激励力度不大，使得电力终端用户在实施电力需求侧管理项目后往往难以抵消对应的市场成本，这对于很多处于转型期的企业或者已经享受优惠电价的企业，电力需求侧管理变成了弃之可惜，食之无味的鸡肋。
3.电价形成机制障碍
电价对于电力需求侧管理能否成功实施是一个关键因素。能够正确、及时反映成本和供求关系的电价体系是吸引电力用户积极参与电力需求侧管理的有效激励手段，同时电力需求侧管理项目的投资也将通过电价调整予以回收。不能反映电力生产实际成本的电价，或电价存在跨消费者群体、跨地区的“交叉补贴”现象都会阻碍电力需求侧管理的发展。
我国在电价政策的研究、制定和实施方面已取得一定的成绩，但离形成合理的电价体系还有很大的距离。我国发电企业与电网企业分离以后，上网电价与销售电价也脱钩，都由政府定价管制，具体由国家发改委主管全国的电价（基准电价）、各省级政府的物价局会同经贸委分管各省的电价（阶梯电价、分时电价等）。这导致电价结构，电价的形成与监管机制，电价水平的审批均存在不适应市场化改革需要的环节，给广泛推行季节性电价、分时电价、可中断负荷电价造成阻碍。电价结构的不合理，缺乏价格的诱导，使得电力需求侧管理项目的经济效益难以体现，用户对电力需求侧管理兴趣不大，给实施电力需求侧管理项目带来困难。
五、建立实施电力需求侧管理的动力机制思路
（一）建立市场化的电力价格机制，形成合理的电价体系
虽然我国已经在电价政策的运用上进行了有益的探索和实践，但现时执行的峰谷分时电价结构不合理，峰电价只为谷电价的2-3倍，对电力用户移峰填谷的激励作用不大。另外，两部制电价使用面很窄，两部制电价的基本电价严重偏低，电度电价偏高，仅靠电度电价拉开差距，对用户激励作用也不大。实行峰谷分时电价是推进电力需求侧管理的核心，工业发达国家在两部制电价的基础上，实行峰谷分时电价和季节性电价，峰谷价之比可以拉大到8～10倍。季节性电价对抑制高峰用电负荷、缓解季节性的供需矛盾有很大作用，避峰电价是削减电网高峰负荷、改善电网负荷特性的重要手段，但这些科学合理的电价政策还没有得到广泛应用。应当本着“权责一致、收益风险共担”的原则，在电价结构上对各个利益环节有所反应。也就是说，上网电价要反映发电机组的发电小时数，电网销售电价则须反映负荷容量及负荷波动，在现有电价体制下，可以考虑容量电价和最大需量电价的加权电价，使电力价格能够反映电力需求侧管理实施过程中各要素的成本费用、供求关系、资源稀缺性，形成合理的电价体系，才能有助于DSM的实施和推进。
（二）完善电力需求侧管理的财税政策和执行细则
经验证明，在价格难以覆盖的要素环节，通过财政和税收政策，可以消减项目风险增加收益，有效调动参与要素的积极性，鼓励各方探索DSM实施模式。我国实施DSM的激励机制，在配套财政政策方面，除《电力需求侧管理城市综合试点工作中央财政奖励资金管理暂行办法》（财建〔2012〕367号）专门针对电力需求侧管理外，其它的均为节能补贴类财政政策，如《节能技术改造财政奖励资金管理办法 》（财建〔2011〕367 号）、《合同能源管理项目财政奖励资金管理暂行办法》（财建〔2010〕249号）和《财政部国家发展改革委关于开展节能产品惠民工程的通知》（财建〔2009〕213号）。在税收政策方面，当前电力需求侧管理中税收激励手段范围过小，更是缺少针对电力需求侧管理的税种，但在节能减排领域内的税收政策却较为成熟和完善，如《企业所得税法》第三十四条、《企业所得税实施细则》第一百条的规定企业购置用于环境保护、节能节水、安全生产等专用设备的投资额，可以按该专用设备投资额的10%实行税额抵免以及主要针对节能服务公司的《关于促进节能服务产业发展增值税营业税和企业所得税政策问题的通知》（财税〔2010〕110号）。
北京电价调整通知范文第4篇
关键词： 智能电网； 调度支持系统； 用电侧管理； 自动需求响应
中图分类号： TN915.5?34； TN911 文献标识码： A 文章编号： 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
随着社会用电量和发电容量大幅度提升，能源消耗问题和环境污染问题日益严重，世界各国逐渐重电力需求侧管理技术。电力系统早期依据用电负荷预测结果来制定发电容量的大小，以使社会用电需求得到完整的供应，但这种发电容量确定方式存在发电量大于电力需求用量的问题[1]。基于智能电网调度支持系统的居民用电侧自动需求响应系统，能改变传统电力规划中发电容量的确定方式，从而使得一次能源损耗和环境污染程度得到降低。
1 居民用电侧需求响应
需求响应（Demand Response）即电力需求响应，是需求侧管理的具体解决方法之一[2]，其指的是在电力供应市场价格升高或电力系统可靠性受到威胁时，电力消费端在收到供电系统发出的指导性减少用电负荷的相关通知或电力费用价格上升的通知信号之后，与之相对应转变其固有的习惯用电模式，对某一时间段中电力负荷进行降低或向后推移，进而使电网保持稳定，实现对电价上升抑制目的的短期行为[3]。
需求响应根据来源可分为价格类需求响应和激励类需求响应两种类型。价格类需求响应指的是电力消费用户针对各种价格信号来安排和分配用电负荷、用电时间及电力消费方式，如图1所示。价格类需求响应主要以用电价格作为表现形式，电价种类有分时电价、实时电价和尖峰电价等类型，电力系统使用端的电价波动与供电方的成本情况的变化保持一致，是与时间变化相关的，价格类需求响应注重电力用户的主动参与，电力用户内部经济调整和负荷的变化决定了电力响应行为[4]。
图2所示的框图为激励类需求响应的框架构造，激励类需求响应分为市场激励类型和计划激励类型两种。需求响应管理机构采用价格补偿的方式使电力用户降低用电需求来缓解电力系统紧张的需要[5]。一般会在需求响应计划实施之前，需求响应管理机构与电力用户之间，就用电补偿的相关事宜进行相应的约定[6]。
2 智能电力网络
智能电力网络集领先的电力设备技术、领先的控制方法、领先的传感与测量技术以及领先的决策技术于一体，以建立可靠、经济、高效、安全的电力网络为目标，能够自愈、激励、抵御攻击、容许新能源电力引入、可启动电力市场化和资产优化高效可靠的运行[7?8]。
智能电力网络能适应大规模新型能源的接入，有效巩固提升了电力网络的坚强性。电力网络基础设施与先进的信息技术、传感器技术和自动控制技术相互融合，能够及时有效地获取信息、发现故障。
3 智能电网调度支持系统
从组织构成方面分析，智能电网调度支持系统是智能电网的重要环节。智能电网调度支持系统能实现实时调度运行，日前计划校核和年月用电方式分析的功能，具有数据传输网络化、调度决策精细化、运行控制自动化、源网协调最优化、运行监控全景化、安全评估动态化等特点[9]。
智能电网调度支持平台是智能电网调度支持系统最重要的组成部分，该平台具有在线化、精细化、实用化和一体化的特点，可实现调度计划应用、调度管理应用、安全校核应用和实时监控预警应用等功能[10]，见图3。
智能电网调度支持系统依托智能电网调度支持平台，通过应用调度计划、调度管理、安全校核和实时监控预警的方式，从而实现实时调度运行、日前计划校核和年月用电方式分析的功能。
4 分布式在线学习自动需求响应系统
在智能电网调度支持平台硬件基础之上，建立的智能电网调度支持系统能通过应用调度计划、调度管理、安全校核实时监控预警的方式实现用电侧电能应用管理。为了完成用电设备调度控制的优化管理，需要选择一种搜索式最优化策略，分布式在线学习算法具有运算鲁棒性稳定、冗余性较低、无需分析响应系统模型中的转移概率等优点，被广泛应用于最优控制系统中。
在最优策略问题分析之中，最优参数[*]需要满足的必要条件如下：
只有在用户用电请求的概率分布信息和用电价格已知的情况下，才可解决式（1）的相关问题，但用户用电请求和用电价格受到多种因素的影响，较难估计。针对这一问题，采用分布式在线学习的方法进行处理。设置[Mk]为用电设备的本地状态，[Nk]表示为用电设备的执行策略。[ft=kfk（Mk，Nk）]表示在时刻[t]的立即回报。则在线学习算法的表示形式如下：
首先进行算法的初始化，设定每一台用电设备的本地初始化参数为[θk]，当某个时间[t]的起始时刻到来时，用电设备根据其观测到的状态[sk]，依照其参数所决定的随机控制策略[Ωk]，完成相应动作[Mk]。然后在每个时间段[t]的终止时刻，用电设备上传其执行策略和成本[f（Mk，Nk）]以及参考状态指示因子[τk]。最后，根该算法，更新用电设备的本地状态。
针对某区域电力用户设备使用状态、用户用电请求和电力价格等因素，在智能电网调度支持平台的基础之上，应用分布式在线学习算法，进行分析处理，得到电力用户购电成本、用户不满意度及总体成本的情况，并与最小用电成本贪婪算法、用电成本粒子群追踪算法进行比较，得到结果如图4所示。
从图4中可知，与其他两种算法相比较，分布式在线学习算法可在用户不满意度最低的状态下，通过降低用电成本，而减少用户的用电总成本，从而提高了电力用户的效益。
5 结 语
面对日益严重的能源消耗与环境污染问题，电力系统根据用电负荷预测结果制定发电容量大小的方式逐渐暴露不足。基于智能电网调度支持系统的居民用电侧自动需求响应系统应用先进的智能电网技术，依托智能电网调度支持平台，采用价格需求响应方式和激励需求响应方式，并应用分布式在线学习算法可优化发电容量且满足居民用电侧用电需求，减少用电总成本，进而降低一次能源损耗和环境污染程度。
参考文献
[1] 王冬容.电力需求侧响应理论与实证研究[D].北京：华北电力大学，2011.
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[3] 曾鸣.综合资源规划及其激励理论与应用[M].北京：中国经济出版社，2000.
[4] 郜U.基于用户响应的峰谷分时电价决策优化模型的应用研究[D].合肥：合肥工业大学，2010.
[5] 翟娜娜.基于用户需求响应的峰谷时段划分研究[D].北京：华北电力大学，2011.
[6] 高建宏，臧宝志.智能电网建设时期的需求侧管理[J].国网技术学院学报，2010，13（2）：64?66.
[7] 李乾.智能电网中的通信网络资源管理关键技术研究[D].北京：北京邮电大学，2015.
[8] 沈瑜，岳园园，袁静伟，等.智能用电新技术与技术储备库管理[J].科学技术与工程，2016，16（9）：125?134.
北京电价调整通知范文第5篇
一、预付费电表在中国的成长历程
众所周知，预付费电表在中国的发展历史不过20余年左右的时间，而真正实现国产化并开始大面积推广使用也不过是近十年来的事情。使用的电表类型由最早的机电式预付费电表逐步发展为现在的全电子式预付费电表;采用的预付费方式更是各种各样，投币、代码交换、IC卡、电钥匙、存储钮扣、红外方式等等;表计相关的性能和功能更是逐步完善，日新月异。
中国最早的预付费电表的应用可以追溯到八十年代初，当时的东北电管局为了解决收费困难的问题，投入大量资金从国外进口了一批投币式预付费电表给用户安装。推广过程中，曾有人发出警告：由于投币口向用户开放，所以存在着用户作弊偷电的可能，但也有领导和专家认为，如果用户向投币箱中投其它东西偷电的话，年底管理部门开箱收币时，可以发现异物并给以处罚。而事实上有的用户将冰冻成币状投入电表，结果电被用了，钱却没收回来，最后电业部门不得不将耗费巨资安装的投币式预付费电表全部拆除，损失巨大。预付费投币电度表就此退出市场。
到了九十年代初，IC卡技术的进步推动了预付费电表的发展。当时的第一代预付费电表为机电结合式IC卡预付费电表，采用的还是存储器卡，连电子显示器也没有，剩余电量的多少是通过一排发光二极管指示的;但由于能还好地解决困扰电业局多年的伙表纠纷问题和收费难的问题，很快就在天津地区、东北地区得到了普及。
到了1997年，北京市城网的一户一表改造工程（9950工程），由北京电力局与预付费表生产厂家进行了方案论证，确定了北京市的户表改造方案的预付费电表方案，北京城网开始大规模使用预付费电表，对全国预付费电表的广泛使用起到了极大地推动作用。
到了1999年，国家电力公司向系统内的电力企业发出了通知，明确提出：在城乡居民一户一表改造工程中，不宜选用IC卡预付费电表。当时，此通知的也是不无道理的，有些专家学者针对IC卡预付费电表提出了的安全性的质疑，并列举了多种通过IC卡口对预付费电表进行攻击的手段以及IC卡的破译手段。面对技术难题，很多地区纷纷停止了刚刚启动的预付费电表项目。但是北京的户表改造工程选择了迎难而上，在一户一表指挥中心的带动下，联合各厂家组成了北京一户一表工程表计联合设计小组，攻克技术难题，成功地设计出了卡口防攻击的电路，并推出了中国首款CPU卡的预付费电表，从而又一次推动了预付费在中国的发展。
2001年，经过两年多的工作，中国的预付费电表国家标准《预付费售电系统》了，该标准包含了三个部分：第1部分《总则》（GB/T18460.1-2001），第2部分《介质管理》（GB/T18460.2-2001），第3部分《IC卡预付费电能表》（GB/T18460.3-2001）。该标准和原机械行业标准《预付费电度表》（JB/T 8382-1996）相比，无论在功能上还是在性能上的要求都有了很大的提高。可以说该标准的诞生对预付费电表的发展又一次起到了积极的推动作用。
2008年国家电网制定预付费表的技术规范，2009年进行统一招标，标志着预付费电度表进入新的发展时期。
在中国预付费电表的发展过程中，影响较大的工程有北京市的“一户一表”工程和天津市的“一户一表”工程。截至2004年底，北京市的“一户一表”工程共安装了400万只单、三相预付费电表，天津市的“一户一表”工程共安装了300万只单、三相预付费电表。其他有影响的工程由南京、重庆、辽源、安徽、新疆等。
二、采用预付费电表给电力公司和供电管理部门带来的变革
1.改变了传统的抄表和收费模式
现行抄表收费管理模式有以下几种：
（1）人工抄表收费方式：为用户安装普通计量仪表，按固定的时间由管理人员上门抄表和收费。需要管理人员多，工作量大;优点是计量仪表成本低，采用付费方式容易被用户接受，基本不存在用户能源被切断问题。
（2）抄表器抄表方式：抄表员拿着抄表器到现场接收抄表数据，回到营业所将数据自动传输到电脑收费系统，完成抄表工作。此方式主要适用于电表分散区域，如郊区，农村。
（3）自动抄表收费方式：为用户安装具有通讯能力的计量仪表，通过通讯网络系统自动完成用户计量仪表的数据抄收，再通过金融网点方式以自动或人工方式完成缴费。这种方式技术难度高，通讯网络建设及维护成本大;优点是自动化程度高，节省人力，并很容易实现系统的实时监控，也可以进行远程切断用户能源的操作。
（4）预付费收费方式：为用户安装预付费电表，通过IC卡作为传输介质，在用户和管理部门之间传输信息，自动实现计量仪表的抄收以及缴费工作。这种方式成本较高，信息传输不及时，同时让用户充当了信息通道的角色，未体现管理部门服务的宗旨。优点是实现了抄表、收费、控制的三位一体，彻底杜绝了欠费现象的发生，管理人员和管理费用少。
在发达国家：以人工或自动抄表收费方式为主。原因是金融业高度发达，发生欠费的情况较少，同时管理部门有资金实力可以建立抄表网络系统，具有较强的自动化管理水平。在发展中国家：人工抄表收费方式和预付费收费方式并存。原因是人口众多，人工管理方式已逐渐无法管理，而管理部门还不具备资金和技术实力推行网络化的自动抄表收费管理系统，金融业的发展已经初具规模，预付费收费方式恰好成为较佳的选择，既可以实现电表数据的抄读，也避免了欠费，可以说是一举两得。
2.提高了电力公司的整体水平
伴随着预付费电表的推广，供电公司的整体水平也得到提高。供电公司必须建立一套人马，熟悉计算机操作，掌握智能卡密钥的发行和分配，和银行和营业网点之间建立可靠的网络连接，有能力维护拥有数百万用户的数据库，及时有效地处理用户故障，提供多种售电的模式以及网络查询的便利等等，把电力公司的信息化建设和管理水平提高到了一个新的层次，这在传统的人工抄表时期是无法做到的。
三、预付费电表主要功能分析
（1）用电控制功能：当用户购电量或购电金额用完时，自动切断用户用电;当用户购买新的电量或金额后，输入到电表中之后可以恢复供电。
（2）显示功能：可以清晰地显示用户的用电量和剩余电量或剩余金额等信息，便于用户使用。
（3）报警功能：当用户预付费电表中所剩电量小于报警电量时，能够给予声或光的报警提示，以便用户尽快购电。
（4）返读功能：用户每次将电卡插入预付费电表后，电表将自动把用电信息回写到电卡中，以供售电管理系统查询。
（5）补卡功能：当用户购电卡丢失时，可以通过售电网络为用户补发电卡。
（6）透支功能：当电表中的剩余电量或剩余金额用尽后，可以插卡启动透支功能，允许用户在紧急的情况下继续使用一定的电量。
（7）检查功能：售电网络可以发行检查卡，定期对用户预付费电表运行情况进行检查。
（8）自检功能：电表应能在运行过程中进行故障自检，发现故障时进行提示，便于供电管理部门及时排查。
（9）超负荷控制功能：电表应能检测到用户是否在超负荷用电，超负荷时应能切断用户的供电;用户插卡后应能恢复供电。
（10）通讯功能：售电部门可以通过建立一定的数据通讯信道，对居民使用的电表中的运行数据及时进行抄收。
四、预付费电表的技术热点
1.安全性问题
安全性问题是预付费电表的一个最重要的问题，也是电力公司最关心的问题。所谓道高一尺，魔高一丈，安全永远是相对的，没有绝对的安全，现在安全也并不等于能永远安全，就像世界上的任何事物的矛盾永远存在的规律是一样的，一旦你采用了预付费电表，安全性问题就会永远存在。
预付费电表系统的安全性，一方面肯定要靠管理，严厉打击各种窃电行为，另一方面必须靠技术来保证，也就是说预付费方案必须在一段时间内具备足够的安全机制，同时还应随着技术的发展，不断地改进和升级换代。
CPU卡，从应用角度上讲，在很大程度上比存储卡和加密卡提供了更多的安全机制，但也应密切关注其安全性。
首先，计算机的速度越来越快，网络功能日益强大，由于CPU卡使用的加密算法绝大多数都是公开的，集群破解一组密钥所需的时间也越来越短。其次，即使采用了CPU卡作为介质，也可以通过卡口捕获其进行安全认证的全过程，分析后进行破解，在适当时候将非法的数据输入电表中。因此，首先必须制定一套严谨周密的设计方案，增加破译的难度，其次电表中对每次交易的数据要记录，售电系统应具备进行异常分析和统计的功能。
2.卡口防攻击问题
卡接口的安全性，采用接触式还是非接触式的IC卡？非接触式的安全性优于接触式的接口，且没有机械磨损，是最佳的选择，但成本较高。采用接触式的接口，必须加防攻击的电路，保证能抵御来自外界的一定程度的攻击。
3.断电装置的选择
预付费电表中，断电装置是一个关键部件。早期的预付费电表往往采用的是继电器，有人就采用大电流将继电器的触电烧融结，使之无法断电。因此，断电装置一定要采用可靠的脱扣开关或断路器。
4.电价调整的问题
预付费电表在使用过程中，由于政策性电价上涨调整，会导致用户在调整前期形成抢购电量的短暂现象;同时预售的电量，当遇到电价调整后将会造成电费的损失。因此，预付费电表在设计上应考虑电价调整后的对策，一般有以下几种对策：（1）设计限购电量，限制用户囤积电量;（2）采用金额方式，电价调整后将新的电价下装到电表中。
5.多费率电表的预付费问题
多费率预付费电表由于无法预先知道各费率的用电量，因此无法实现按电量进行预售，因此针对拟实行分时电价政策的预付费管理模式需采用金额的方式控制用电。
6.预付费电表的抄表问题
预付费电表本身的数据传输介质IC卡，已是一种抄表方式，但是无法完全满足用电监管的需要，需要新的配套抄表方式，例如红外抄表，485抄表，电力线载波等自动抄表等等。
7.预付费电表的换表问题
预付费电表由于故障而需要换表时，表内的用电数据和设置的参数如何传递到新表中。另外，用户搬迁时如何将电表中的剩余电量返还给用户。因此，预付费电表在设计时应考虑换表时对表内数据的处理问题。
8.售电系统的便利性问题
预付费电表的售电系统应便于用户就近购电，随时购电的需要，因此应充分利用银行和邮局营业网点多，发展代收电费和充值的业务。
同时，应设立自主购电设备，24小时售电，还应开设网上售电业务，使用户不出家门就可以购电。另外，为了进一步提升服务水平，还可以提供为行动不方面的老人或伤残人员代购电业务。
五、预付费电表未来的市场预期
我国是电能表生产大国，据有关资料，我国电能表生产厂家已有800多家，年产电能表的生产能力达2亿只。正常情况下，我国的电能表市场年需求量大约只有5000万只左右，其中民用单相表约占总量的90%～95%。
