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12月9日,国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》,与《输配电定价成本监审办法》类似的,升级电网输配电价要求与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围,如电动汽车充换电服务等辅助性业务单位、抽水蓄能电站、电储能设施、已单独核定上网电价的电厂资产、独立核算的售电公司资产等均不得纳入可计提收益的固定资产范围。文件指出省级电网输配电价在每一监管周期开始前核定,监管周期为三年。本办法自发布之日起实施,有效期 5 年。
同日,国家发改委发布《区域电网输电价格定价办法》 (修订征求意见稿)指出,可计提收益的有效资产及准许收益率计算方法参照《省级电网输配电价定价办法》执行。
国家发展改革委关于向社会公开征求对
《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》
意见的公告
为贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于推进价格机制改革的若干意见》精神,持续深化电价改革,进一步提升输配电价核定的规范性、合理性,我委对2016年发布的《省级电网输配电价定价办法(试行)》(发改价格〔2016〕2711号)进行了修订。现予以公告,向社会公开征求意见。欢迎各界人士踊跃参与,积极建言献策。
此次公开征求意见的时间为2019年12月9 日至12月16 日。欢迎各界人士通过网络、传真等方式提出意见。请登陆国家发展改革委门户网站()首页“意见征求”专栏,进入“《省级电网输配电价定价办法》公开征求意见”栏目,提出意见建议。传真请发至(010)68502730。
感谢您的参与和支持!
附件:1.《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》
2.《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》起草说明
国家发展改革委
2019年12月9日
附件 1
《省级电网输配电价定价办法》(修订征求意见稿)
第一章 总则
第一条 为科学合理核定省级电网企业输配电价,健全输配电定价制度,根据《中华人民共和国价格法》《中华人民共和国电力法》《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(中发〔2015〕28 号)《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)的相关规定,制定本办法。
第二条 本办法适用于省级电网输配电价的核定。省级电网输配电价,是指省级电网企业在其经营范围内为用户提供输配电服务的价格。
第三条 核定省级电网输配电价遵循以下原则:
(一)促进电网企业高质量发展。立足保障电力安全可靠供应,强化电网企业成本约束,以严格的成本监审为基础,按照“准许成本加合理收益”方法核定输配电准许收入;健全激励约束机制,促进电网企业加强管理降低成本,为用户提供安全高效可持续的输配电服务,助力行业和用户提高能效降低能耗。
(二)实现用户公平分摊成本。基于各类用户对输配电系统成本的耗费,兼顾其他公共政策目标,确定输配电价格,优化输配电价结构。
(三)严格规范政府定价行为。明晰定价规则,规范定价程序,科学确定方法,最大限度减少自由裁量权,提高政府定价的法治化、规范化、透明度。
第四条 核定省级电网输配电价,先核定电网企业输配电业务的准许收入,再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。
第五条 省级电网输配电价在每一监管周期开始前核定,监管周期为三年。
第六条 电网企业应对各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度等与输配电价相关的基础数据,按相关规定进行统计归集,并于每年 5 月底之前将上一年有关数据及材料报送国务院价格主管部门和省级政府价格主管部门。对未按要求及时报送的电网企业,国务院价格主管部门和省级价格主管部门可以视情况进行通报和约谈。
第二章 准许收入的计算方法
第七条 省级电网输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。
其中:准许成本=基期准许成本+监管周期预计新增(减少)准许成本
准许收益=可计提收益的有效资产×准许收益率
第八条 准许成本的计算。
(一)准许成本由折旧费和运行维护费构成,区分基期准许成本、监管周期预计新增和减少准许成本分别核定。
(二)基期准许成本,是指根据输配电定价成本监审办法等规定,经成本监审核定的历史成本,包括区域电网分摊的容量电费和按销售电量分摊到各省级电网的电网总部调度中心、交易中心费用。
(三)监管周期新增和减少准许成本,是指电网企业在监管周期前一年及监管周期内预计合理新增和减少的准许成本。
1. 监管周期新增准许成本(1)折旧费。
折旧费的计算公式为:
折旧费=预计新增输配电固定资产投资额×预计新增投资计入
固定资产比率×定价折旧率
预计新增输配电固定资产投资额参照有权限的省级发展改革、能源主管部门预测的、符合电力规划的电网投资计划,按年度间等比例原则确定,有明确年度投资完成时间的,按计划要求确定。未明确具体投资项目和资产结构、监管周期内无投运计划或无法按期建成投运的,不得计入预计新增输配电固定资产投资额。
预计新增投资计入固定资产比率,指预计新增输配电固定资产投资额可计入当期预计新增输配电固定资产原值的比率,原则上不超过上一监管周期新增投资计入固定资产比率,最高不得超过75%。
预计新增输配电量,参考上一监管周期输配电量平均增速,以及有权限的省级发展改革、能源主管部门根据电力投资增长和电力供需形势预测的电量增长情况等因素核定。
预计新增单位电量固定资产=预计新增输配电固定资产原值÷预计新增输配电量
预计新增输配电固定资产基于提高投资效率的要求,按照不高于历史单位电量固定资产的原则核定(国家政策性重大投资除外),低于历史单位电量固定资产的,按预计数核定。
定价折旧率,根据输配电定价成本监审办法规定的残值率、附表《电网企业固定资产分类定价折旧年限表》中所列折旧年限和新增输配电固定资产结构核定。
(2)运行维护费。运行维护费由材料费、修理费、人工费、其他运营费用组成,按以下方法分别核定。
人工费,参考国务院国有资产管理部门核定的职工工资总额;材料费和修理费,参考电网经营企业上一监管周期费率水平,以及同类型电网企业的先进成本标准,且材料费、修理费和人工费三项合计按不高于监管周期新增输配电固定资产原值的 2%核定。
其他运营费用,按照不高于成本监审核定的上一监管周期电网企业费率水平的 70%,同时不高于监管周期新增输配电固定资产原值的 2.5%核定。其中:电网经营企业费率水平为其他运营费用占输配电固定资产原值的比重。
2. 监管周期减少准许成本。
监管周期内退役、报废的固定资产和摊销完毕的无形资产,相
应减少的成本费用。成本费用率标准参照上一监管周期费率水平。
监管周期内已计提完折旧仍在使用的固定资产,不再计提定价折旧费。
第九条 准许收益的计算。
(一)可计提收益的有效资产,是指电网企业投资形成的输配电线路、变电配电设备以及其他与输配电业务相关的资产,包括固定资产净值、无形资产净值和营运资本。
1. 以下资产不得纳入可计提收益的固定资产范围:
(1)与输配电业务无关的固定资产。包括但不限于:电网企业宾馆、招待所、办事处、医疗单位、电动汽车充换电服务等辅助性业务单位、多种经营企业及“三产”资产;抽水蓄能电站、电储能设施、已单独核定上网电价的电厂资产;独立核算的售电公司资产;与输配电业务无关的对外股权投资;投资性固定资产(如房地产等);其他需扣除的与输配电业务无关的固定资产等。
(2)应由有权限的政府主管部门审批或认定而未经批准或认定投资建设的固定资产,或允许企业自主安排,但不符合电力规划、未履行必要核准、备案程序投资建设的固定资产。
(3)单独核定输电价格的跨省跨区专项输电工程和配套工程固定资产。
(4)已纳入区域电网输电价格核算的固定资产。
(5)用户或地方政府无偿移交,由政府补助或者社会无偿投入等非电网企业投资形成的输配电资产。
(6)其他不应计提收益的固定资产。
2. 可计提收益的无形资产,主要包括软件、土地使用权等。
3. 可计提收益的营运资本,指电网企业为提供输配电服务,除固定资产投资以外的正常运营所需要的周转资金。
(二)可计提收益的有效资产的计算公式为:
可计提收益的有效资产=基期可计提收益的有效资产+监管周期预计新增可计提收益的有效资产-监管周期减少可计提收益的有效资产
1. 基期可计提收益的有效资产。固定资产净值和无形资产净值根据监审期间最末一年可计提折旧、可摊销计入定价成本的固定资产和无形资产原值所对应的账面净值,通过成本监审核定;营运资本按不高于成本监审核定的上一监管周期运行维护费的 1/12 加上月购电费的 1/6 核定。
2. 监管周期预计新增可计提收益的有效资产。根据预计新增输配电固定资产原值扣减监管周期相应折旧费核定。
3. 监管周期减少有效资产。根据监管周期内预计退役、报废或已计提完折旧的固定资产核定。
(三)准许收益率的计算公式为:
准许收益率=权益资本收益率×(1-资产负债率)+债务资本收益率×资产负债率
其中:权益资本收益率,原则上按不超过同期国资委对电网企业经营业绩考核确定的资产回报率,并参考上一监管周期省级电网企业实际税后平均净资产收益率核定。在总体收益率控制的前提下,考虑东西部差异,对涉及互助帮扶的省级电网企业收益率可作适当调整。
债务资本收益率。参考电网企业实际融资结构和借款利率,以及不高于同期人民币贷款市场报价利率核定。如电网企业实际借款利率高于市场报价利率,按照市场报价利率核定;如实际借款利率低于市场报价利率,按照实际借款利率加二者差额的 50%核定。
资产负债率。按照国资委考核标准并参考上一监管周期电网企业资产负债率平均值核定。
第十条 税金是指除增值税外的其他税金,包括所得税、城市维护建设税、教育费附加,依据现行国家相关税法规定核定。
其中:所得税=可计提收益的有效资产×(1-资产负债率)×权益资本收益率÷(1-所得税率)×所得税率
所得税率。按照税法有关规定核定。
城市维护建设税及教育费附加=(不含增值税的准许收入×增值税税率-准许成本进项税抵扣额)×(城市维护建设税税率+教育费附加计征比率)
第十一条 通过输配电价回收的准许收入,是指通过省级电网输配电价向所有使用共用网络的用户(包括省内和“网对网”省外购电用户)回收的准许收入。应扣除以下项目:
1. 通过其他独立或专门渠道向特定电力用户回收的收入,包括但不限于:自备电厂备用容量费收入、高可靠性供电收入、一省两贷或多贷农网还贷资金收入;
2. 特定项目或特殊情况的政府补贴收入,如国家对农村电网维护费免征的增值税及其附加等;
3. 其他未在准许成本中扣除的项目,如涉及省级电网输配电业务关联交易在其他业务或公司形成的不合理收益等;
4. 其他应予扣除的项目。
第十二条 已经明确为区域电网输电服务的省级电网输电资产,应当纳入区域电网准许收入由区域用户共同负担。
区域电网分摊给各省级电网的容量电费作为上级电网分摊费用纳入省级电网准许收入,通过省级电网终端销售价格(含市场化电量)收取。
第十三条 经国务院价格主管部门同意,具备条件的地方,可对按照功能定位明确界定为单个或少数省内自用电源点服务的发电接网工程制定单独的发电接入价,相关成本费用不纳入省级电网输配准许收入回收。
第三章 输配电价的计算方法
第十四条 省级电网平均输配电价的计算公式为:
省级电网平均输配电价(含增值税)=通过输配电价回收的准许收入(含增值税)÷省级电网输配电量
其中,省级电网输配电量,按照省级电网公司销售电量计算,参考成本监审核定的历史电量及其增长情况以及有权限的省级政府主管部门根据电力投资增长和电力供需情况预测的电量增长情况等因素核定。
第十五条 依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构,分别制定分电压等级、分用户类别输配电价。
(一)电压等级分为 500 千伏(750 千伏)、220 千伏(330 千伏)、110 千伏(66 千伏)、35 千伏、10 千伏(20 千伏)和不满 1 千伏等 6 个电压等级。用户数较少的电压等级电价标准,可与相邻电压等级归并核定。
(二)用户类别分类,以现行销售电价分类为基础,原则上分为大工业用电、一般工商业及其它用电、居民用电和农业用电类别,有条件的地方可实现工商业同价。
第十六条 分电压等级输配电价的计算公式为:
各电压等级输配电价=该电压等级总准许收入÷本电压等级的输配电量某一电压等级总准许收入由本电压等级准许收入和上一电压等级传导的准许收入构成。
各电压等级准许成本、准许收益、税金构成。准许成本按固定资产原值、输送电量等因素归集、分摊至各电压等级,准许收益、税金按固定资产净值等因素归集、分摊至各电压等级。
第十七条 “网对网”省外购电用户承担的输电价格,按照与省内用户公平承担相应电压等级准许收入的原则确定,不承担送出省省内用户间交叉补贴的责任。
第十八条 分用户类别输配电价,应以分电压等级输配电价为基础,综合考虑政策性交叉补贴、用户负荷特性等因素统筹核定。根据各省具体情况,逐步缩减不同地区、不同电压等级、不同类型用户间的交叉补贴。
第十九条 两部制电价的容(需)量电价与电度电价,原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定。探索结合负荷率等因素制定输配电价套餐,由电力用户选择执行。
第二十条 省级电网综合线损率参考成本监审核定的上一监管周期实际综合线损率平均值核定,最高不得超过上一监管周期核定线损率。
第二十一条 结合电力体制改革进程,合理测算政策性交叉补贴规模,妥善处理政策性交叉补贴问题。
第二十二条 由于区域和省级电网功能划分、送省外用户承担相应电压等级准许收入、发电接网工程接入成本单独核价等原因,导致测算的省级电网准许收入和输配电价与上一监管周期变动较大的,可在不同监管周期平滑处理。
第四章 输配电价的调整
第二十三条 建立准许收入平衡调整机制。对一个监管周期内因新增投资、电量增长、电量结构变化等引起电网企业实际收入的变化,由省级价格主管部门组织进行年度统计,在下一监管周期统筹处理。上一监管周期实际收入超过或低于准许收入的部分,在本监管周期或今后的监管周期定价时平滑处理,或根据国家政策调整使用。
第二十四条 监管周期内遇有国家重大政策调整、发生重大自然灾害、不可抗力等因素造成的成本重大变化,电网企业可以建议政府价格主管部门对准许收入和输配电价作适当调整。
第五章 附则
第二十五条 本办法由国家发展改革委负责解释。以往文件规定与本办法不符的,按本办法执行。
第二十六条 现货市场试点地区,结合实际情况可探索提出符合现货市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案建议。
第二十七条 本办法自发布之日起实施,有效期 5 年。
第二十八条 省属地方电网可参照本办法执行。
附件2
关于《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》的起草说明
为贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)、《关于推进价格机制改革的若干意见》(中发〔2015〕28 号)精神和中央经济工作会议部署,持续深化电价改革,进一步提升输配电价核定的规范性、合理性,在深入总结第一轮输配电价改革实践,反复研究,多次听取地方、相关部门及企业意见的基础上,我们对我委 2016 年发布的《省级电网 输配电价定价办法(试行)》(发改价格〔2016〕2711 号,以下简称《办法》)进行了修订。
与《办法》相比,修订征求意见稿主要作了以下调整完善:
(一)加强对企业的合理约束。包括约束预计新增成本,基于效率指标控制新增投资,适当降低新增成本中的折旧费、材料费、修理费、人工费;完善准许收益率指标,兼顾国资委考核指标和企业实际税后平均净资产收益率,建立东西部电网互相帮扶的规范化、透明化机制,以市场报价利率为债务资本收益率上限, 客观反映国家利率机制变化;严格认定可计提收益的有效资产, 保持与成本监审办法衔接,明确与输配电业务无关、非电网企业投资、有其他收入来源等资产不计提收益,适当压减营运资本, 涉及省级电网输配电业务关联交易形成的不合理收益不纳入输配电价准许收入范围。
(二)优化核价范围和电价结构。按照“谁受益、谁负担”的原则,明确省级电网输配电准许收入由省内用户和“网对网”送电的用户按各自成本责任共同承担;对省内可明确界定为服务于单个或少数电源点的发电接网工程,可单独制定发电接入价,相关成本费用不纳入省级电网输配电准许收入;明确分电压等级输配电价计算公式和分摊方法;明确两部制电价核定原则;现货市场试点地区,可结合实际情况进行探索,提出具有一定弹性的分时输配电价方案建议。
(三)加强输配电价执行情况监测。完善电网企业每年需报送资料的内容、时间以及未按要求报送的处理措施;建立准许收入变化年度统计机制。
(四)建立准许收入平滑处理机制。省级电网准许收入和输配电价变动较大的,上一监管周期实际收入超过或低于准许收入的,在本监管周期或今后的监管周期定价时平滑处理,或根据国家政策统筹使用。
国家发展改革委关于向社会公开征求对
《区域电网输电价格定价办法(修订征求意见稿)》
意见的公告
为贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《关于推进价格机制改革的若干意见》精神,持续深化电价改革,进一步提升输配电价核定的规范性、合理性,我委对2017年发布的《区域电网输电价格定价办法(试行)》(发改价格﹝2017﹞2269号)进行了修订。现予以公告,向社会公开征求意见。欢迎各界人士踊跃参与,积极建言献策。
此次公开征求意见的时间为2019年12月9日至12月16日。欢迎各界人士通过网络、传真等方式提出意见。请登陆国家发展改革委门户网站()首页“意见征求”专栏,进入“《区域电网输电价格定价办法》公开征求意见”栏目,提出意见建议。传真请发至(010)68502730。
感谢您的参与和支持!
附件:1.《区域电网输电价格定价办法(修订征求意见稿)》
2.《区域电网输电价格定价办法(修订征求意见稿)》起草说明
国家发展改革委
2019年12月9日
附件 1
《区域电网输电价格定价办法》(修订征求意见稿)
第一章 总则
第一条 为科学合理核定区域电网输配电价,健全输配电定价制度,根据《中华人民共和国价格法》《中华人民共和国电力法》《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(中发〔2015〕28 号)《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)的相关规定,制定本办法。
第二条 本办法适用于区域电网输电价格的核定。
区域电网输电价格,是指区域电网运行机构运营区域共用输电网络提供的电量输送和系统安全及可靠性服务的价格。
第三条 核定区域电网输电价格遵循以下原则。
(一)提升电网效率。强化电网企业成本约束,以严格的成本监审为基础,按照“准许成本+合理收益”方法核定输电准许收入;健全激励约束机制,促进电网企业加强管理降低成本。
(二)合理分摊成本。区域电网既承担保障省级电网安全运行,又提供输电服务。区域电网输电价格,应在核定准许收入的基础上,按功能定位和服务对象合理分摊的原则制定。
(三)促进电力交易。区域电网输电价格,应有利于促进市场公平竞争和资源合理配置,促进跨省跨区电力市场化交易,促进清洁能源在更大范围内优化配置。
(四)规范定价行为。明晰定价规则,规范定价程序,科学确定方法,最大限度减少自由裁量权,提高政府定价的法治化、规范化、透明度。
第四条 区域电网输电价格,先核定区域电网输电业务的准许收入,再以此为基础核定。区域电网输电价格在每一监管周期开始前核定,监管周期为三年。
第五条 电网企业应对区域跨省交流共用网络的资产、费用、收入、投资计划及完成进度、区域及各省月最大负荷、发电量、用电量,每条输电线路长度、实际平均负荷、稳定限额,输电量、线损率、跨区跨省交易情况等与输电价格相关的基础数据,按相关规定进行统计归集,于每年 5 月底之前报送国务院价格主管部门,并抄送相关省级价格主管部门。
第二章 准许收入的计算方法
第六条 区域电网准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。
第七条 准许成本由基期准许成本、监管周期新增和减少准许成本构成。基期准许成本,根据输配电定价成本监审办法等规定,经成本监审核定。监管周期新增和减少准许成本,按监管周期内预计合理新增和减少的准许成本计算。计算方法参照《省级电网输配电价定价办法》执行。
第八条 准许收益按可计提收益的有效资产乘以准许收益率计算。可计提收益的有效资产,是指电网企业投资形成的输电线路、变电设备以及其他与输电业务相关的资产,包括固定资产净值和无形资产净值和营运成本。
符合电力规划并履行按权限核准等程序的新增区域电网共用网络投资,纳入可计提收益的有效资产范围。具体由国家电网公司进行申报。
可计提收益的有效资产及准许收益率计算方法参照《省级电网输配电价定价办法》执行。
第九条 税金依据现行国家相关税法规定核定执行。包括所得税、城市维护建设税、教育费附加。
第三章 输电价格的计算方法
第十条 区域电网准许收入通过容量电费和电量电费两种方式回收。容量电费与电量电费比例计算公式为:
容量电费:电量电费=(折旧费+人工费): 运行维护费(不含人工费)
第十一条 电量电费随区域电网实际交易结算电量收取,由购电方支付。容量电费按照受益付费原则,向区域内各省级电网公司收取。
第十二条 各省级电网公司向区域电网支付的容量电费,以区域电网对各省级电网提供安全及可靠性服务的程度为基础,综合考虑跨区跨省送(受)电量、年最大负荷、省间联络线备用率和供电可靠性等因素确定。
计算公式为:
各省级电网承担的容量电费比例 = R1×(该省级电网跨区跨省结算送(受)电量 ÷ Σ区域内各省级电网跨区跨省结算送(受)电量) + R2×(该省级电网非同时年最高负荷 ÷ Σ各省级电网非同时年最高负荷)+R3×Σ(该省级电网与区域电网各联络线的稳定限额-实际平均负荷)/〔2×Σ(区域电网各省间联络线稳定限额-实际平均负荷)〕
其中:
R1=(区域电网统调机组跨区跨省结算送电量+Σ区域内各省级电网统调机组跨区跨省结算送电量)÷(区域电网统调机组发电量+Σ区域内各省级电网统调机组发电量) 或者 Σ区域内各省级电网跨区跨省结算受电量÷Σ区域内各省级电网省内售电量
R2=(1-R1)÷2×区域电网紧密程度调整系数
区域电网紧密程度调整系数反映各区域内省级电网联系的紧密程度。计算公式为:
(区域内跨省交易电量÷区域总用电量)÷(Σ各区域内跨省交易电量÷Σ各区域总用电量)
R3=1-R1-R2
第十三条 华北电网容量电费扣除京津唐电网应单独承担部分后,为京津唐电网与华北电网内其他省级电网共同承担部分。
京津唐电网应单独承担部分,按京津唐自用固定资产原值占华北电网固定资产原值的比例核定。
京津唐电网与华北电网内其他省级电网共同承担部分,按第十二条方法分摊。
京津唐电网内各省级电网公司应分摊的容量电费,以京津唐电网单独承担部分加上其应分摊的共同承担部分为基础,按照其与京津唐电网最大负荷的同时负荷比例确定。
第十四条 分摊给各省级电网公司的容量电费作为上级电网分摊费用纳入省级电网准许收入,通过省级电网输配电价回收,按各省级电网终端售电量(含市场化电量)确定标准收取。
第四章 输电价格的调整机制
第十五条 建立准许收入平衡调整机制。对上一监管周期内受新增投资、电量增长等影响区域电网实际收入超过准许收入的部分,在本监管周期或下一监管周期定价时平滑处理。省级电网分摊的容量电费在监管周期之间调整过大、一个周期消化有困难的,可以在两个监管周期内平滑处理。
第十六条 监管周期内遇有国家重大政策调整、发生重大自然灾害、不可抗力等因素造成的成本重大变化,电网企业可以向国家发展改革委申请对准许收入和输电价格作适当调整。
第五章 附 则
第十七条 本办法由国家发展改革委负责解释。
第十八条 本办法自发布之日起实施,有效期 5 年。《国家发展改革委关于印发<区域电网输电价格定价办法(试行)><跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)>和<关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见>的通知》(发改价格规〔2017〕 2269 号)中《区域电网输电价格定价办法(试行)》同时废止。
附件2
关于《区域电网输电价格定价办法(修订征求意见稿)》的起草说明
为贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革 的若干意见》(中发〔2015〕9 号)、《关于推进价格机制改革的若干 意见》(中发〔2015〕28 号)精神和中央经济工作会议部署,持续 深化电价改革,进一步提升输配电价核定的规范性、合理性,在深 入总结第一轮输配电价改革实践,反复研究,多次听取地方、相关 部门及企业意见的基础上,我们对 2017 年发布的《区域电网输电 价格定价办法(试行)》(发改价格〔2017〕2269 号,以下简称《办 法》)进行了修订。 与《办法》相比,
修订征求意见稿主要作了以下调整完善:
(一)完善输电价格定义、新增投资认定条件。清晰界定区域 电网输电价格的内涵,即区域电网运行机构运营区域共用输电网络 提供电量输送和系统安全及可靠性服务的价格;与区域电网投资审 批体制相一致,即符合电力规划并履行按权限核准等程序的新增区 域共用网络投资,纳入可计提收益的有效资产范围。
(二)完善电量电费、容量电费比例计算方法。将计算参数从 物理技术指标修改为成本指标,使其与成本加成定价机制一致;明 确电量电费的比例以变动成本为基础、按运行维护费(不含人工费) 的比例确定,促进提升区域电网利用率。
(三)明确各省分摊容量电费计算公式。增加区域电网为各省 级电网提供跨区跨省送(受)电服务安全支撑的因素;明确各项因 素对应权重的计算方法,以及各省级电网间如何分摊的计算公式, 提高分摊的公平性、可操作性和透明度;在上述统一容量电费分摊 方法基础上,考虑华北区域电网下嵌套京津唐二级区域电网的特殊 性,进一步规定华北区域电网容量电费分摊方法,客观反映华北区 域电网网架架构。
(四)建立准许收入平衡调整机制。明确上一监管周期内受新 增投资、电量增长等影响区域电网实际收入超过准许收入的部分, 在本监管周期或下一监管周期定价时平滑处理。省级电网分摊的容 量电费在监管周期之间调整过大、一个周期消化有困难的,可以在两个监管周期内进行平滑处理。
(五)简化准许成本、有效资产和准许收益率计算方法相关内 容。明确相关内容参照《省级电网输配电价定价办法》执行。
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北极星售电网获悉,3月14日,新疆电力交易中心发布关于征求《新疆电力市场管理委员会工作(议事)规则(征求意见稿)》等4个征求意见稿意见建议的通知。其中包括《新疆电力市场结算方案(修订稿)》部分修订条款。补充增加独立储能结算相关条款,明确独立储能充放电分别按照用电侧、发电侧进行结算。第
北极星储能网获悉,3月10日,中煤于田新能源有限公司成立,法定代表人为于建民,注册资本约8.4亿人民币,经营范围包括太阳能发电技术服务、新兴能源技术研发、储能技术服务等,由中国中煤旗下中煤电力有限公司全资持股。今年以来,中煤电力有限公司已成立中煤电力(哈密)新能源投资有限公司、中煤(南
北极星储能网获悉,3月11日,全球产能最大的短流程钒电解液制备项目在内江投运,这是四川发展(控股)公司贯彻落实国家“双碳”战略、加速布局新型储能战略性新兴产业的第一个重大产业化项目,标志着四川省储能产业建圈强链迈出新步伐。此次投产的年产60000m短流程钒电解液制备项目,采用自主研发的新
北极星储能网获悉,3月12日,四川宜宾组织申报2024年度新型储能项目补助。对宜宾市内纳入四川省新型储能示范项目且装机规模10万千瓦/20万千瓦时及以上的电网侧独立储能电站,按年度参与电网统一调度,单个项目每年最高补助400万元。对2024年以来在宜宾市内新建设投运且装机规模不低于100千瓦的用户侧储
2021年以来,储能市场风起云涌、群雄争霸,储能行业进入蓬勃发展阶段。与此同时,储能的“商业模式”与“收益率”也成为大家讨论的热点。而这个热点问题,离不开电力市场,可谓是储能收益“成也电力市场,败也电力市场”。仅凭一纸账单,虽能够得知储能收益情况,但这些数字背后的形成原因更值得我们挖
日前,澳大利亚能源市场运营商(AEMO)透露,在最近进行的新南威尔士州路线图竞争性招标中,将近14GWh长时储能系统成功中标。其中包括两个电池储能系统和一个位于Mudgee镇以西35公里的抽水蓄能发电设施(PHES),总计规模为1.03GW/13.79GWh。三个成功中标的储能项目分别是由Enervest公司拥有并运营的12
近日,2025年“北极星杯”储能影响力企业评选颁奖典礼在浙江杭州隆重举行。天合光能凭借前瞻性技术创新、卓越的系统集成能力以及出色的市场表现,荣获“储能影响力系统集成商”“储能技术创新企业”两大奖项,充分彰显其在储能全产业链的技术实力与在全球新能源赛道中的领跑地位。天合光能始终将科技创
近期,多座储能电站获最新进展,北极星储能网特将2025年3月10日-2025年3月14日期间发布的储能项目动态整理如下:1GW/2GWh!山东烟台储能中心项目开工近日,山东烟台举办春季高质量发展重大项目建设现场推进会,321个重点项目集中开工,其中包括烟台储能中心(西部)1GW/2GWh项目。据了解,山东烟台储能
国家能源局发布的数据显示,截至2024年年底,全国已建成投运的新型储能项目,累计装机规模达73.8GW/168GWh,较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时,较2023年底增加约0.2小时。从储能时长看,4小时及以上新型储能电站项目逐步增加,截至2024年年底装机占比为15.4%,较2023年底提高约3个百分点。
继订单调价后,赣锋锂电又一则消息引起广泛关注。赣锋锂业3月13日公告,赣锋锂电拟用自有资金以定向减资回购的方式,回购部分股东持有的赣锋锂电股份。本次赣锋锂电实施定向减资回购的股份数量拟不超过4.99亿股,对应的回购资金约16.00亿元。01对赌“败了”的锂王细究下来,赣锋锂电此举与公司上市遇阻
北极星储能网获悉,3月11日,广东肇庆市高要区人民政府印发《肇庆市高要区碳达峰实施方案》。其中提出,因地制宜拓展新型储能多元化应用,推进新能源发电配建新型储能,规划引导独立储能合理布局,鼓励用户侧储能发展。大力推进“新能源+储能”项目建设,落实“新能源+储能”标准配置政策,2023年7月1
北极星售电网获悉,3月10日,四川遂宁市新型工业化工作领导小组办公室发布关于印发《遂宁市提升服务企业效率的工作方案》(以下简称《方案》)的通知。《方案》指出,降低企业输配电价。指导企业直接参与电力市场化交易,用好用足分时电价等政策。加大电网建设投入力度,全年投资不少于10个亿,海棠、
电网输配电业务是典型的网络型自然垄断环节,核定独立的输配电价,一方面建立了对电网企业的激励约束机制,由政府核定独立输配电价,统筹兼顾电网投资、电量、价格的关系;另一方面奠定了电力市场化的基础,将过去的电力统购统销转变为由发电企业、电力用户等市场主体通过竞争形成的电价。2015年启动的
电价,看似简单,其实是一个复杂且多变的体系,受多种因素影响,包括能源类型、供需结构、政策调控等,一头连着国之大计,关系能源安全和“双碳”目标的实现;一头连着社会民生,一分一厘的变化都牵动着百姓的心。“民生无小事”,本文针对工作调研中用电客户提出的电价疑问,结合国家政策进行分析解读
如何定价商品的定价方式中,有“成本#x2B;利润”,“价值定义”,“竞争性电价”三种方式。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)对于输配电价来说,我们习惯于讲按照“准许成本#x2B;合理利润”的方式定义一个监管周期内电网公司可以收取的输配电费总和,然后再根据这个周期内的整体工商业用电量来核定输
输电业务的性质(来源:微信公众号“黄师傅说电”)本章所讨论的输电,专指那些将电源和负荷集中区域进行连接的大容量,长距离输电线路及配套工程,并不包含配电部分。输电线路连接不同电力节点,可输送转移电能,便于不同节点电源和用户进行电力交易。输电业务是一项自然垄断业务,所以需要政府监管,
北极星售电网获悉,广东省2023年国民经济和社会发展计划执行情况与2024年计划草案的报告发布,其中提出到能源资源价格改革不断深化,深入推进输配电价改革,电力现货市场连续结算试运行超两年并顺利转入正式运行。持续增强能源安全保障能力。推动支撑性保障性电源项目建设,科学合理布局调峰、热电联产
自第三监管周期输配电价文件发布后,工商业用户逐步开始同价。很多地方不再以大工业和一般工商业来对工商业用户的电价做区分,而是改为由供电容量所决定的单一制和两部制。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)如果当地依然还有这样的表述,多半是工业和商业用户在执行其它电价政策时依然有分别,比如分
存量单一制用户改两部制缴费方式,目前是一项“全国通用”的改类业务,有点类似之前的基本电费容改需。不过本着改完要省钱的目的,具体地区的具体用户最好还是要一事一议,好好算一下。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)之所以在全国通用打了引号,是因为有个地区比较特殊,大部分用户不存在上述的存
上文《深圳的一市多电价》我们分析了深圳大局、深汕、前海和招商四部分供电区域内不同的用户分类、电价结构以及分时电价政策。而对于单一制和两部制电价,四个地区的用户根据供电容量又可以做如下区分:(来源:微信公众号“黄师傅说电”)深汕地区的规则同全国其它地区,且需量和容量电价比也是1.6。
宁夏回族自治区的燃煤标杆电价为0.2595元/度。代理购电价格代理购电价格由平均上网电价和历史偏差电费两部分组成。宁夏中长期电力市场按日划分24小时时段进行交易,每个时段有各自的合同总费用及对应的合同电量。同时根据用户侧的分时电价时段,将24小时的分时时段再统计成峰、平、谷时段,进而形成每
讲完了用户侧单一制和两部制电价的历史,我们来聊一聊当前二者的情况。国家第三监管周期输配电价文件已经明确了二者之间的划分,从用电性质调整为供电容量。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)在第三监管周期输配电价526号文里,对于这部分内容有如下的描述:“315千伏安及以上的,执行两部制电价,现
3月10日,广东肇庆浪江抽水蓄能电站机电安装工程迎来重要建设节点—1号机组座环蜗壳实现精准吊装,为项目首台机组混凝土浇筑完成奠定坚实基础。座环蜗壳作为水轮发电机组核心部件,由主机厂在工厂内整体焊接成套,分两瓣到货并在安装间进行组装焊接。1号机组座环蜗壳重达105吨,在安装间经过29天的组装
3月13日,安徽桐城抽蓄500千伏送出工程环评公告。华东电网位于我国东部沿海地区,覆盖区域包括上海、江苏、浙江、安徽和福建四省一市,是一个以火电为主的电网,区域能源资源贫乏,是全国严重缺乏一次能源的地区,区内缺油、少煤,水力资源也不丰富。随着电力需求快速增长,进一步促进了“西电东送”和
长源电力公告称,经研究,鉴于公司于2022年9月20日获得核准的湖北松滋抽水蓄能电站项目(以下简称松滋项目)投资金额较大,建设工期及投资回收期长,为减轻公司投融资压力和财务负担,有效控降资产负债率和财务风险,公司拟退出松滋项目,并将项目整体以协议转让的方式转让给公司关联方国家能源集团湖
3月13日,广东省人民政府发布关于禁止在广东新丰抽水蓄能电站工程占地及淹没区范围内新增建设项目和迁入人口的通告,详情如下:广东省人民政府关于禁止在广东新丰抽水蓄能电站工程占地及淹没区范围内新增建设项目和迁入人口的通告粤府函〔2025〕26号为做好广东新丰抽水蓄能电站工程征地补偿和移民安置
3月10日8点58分,随着起重指挥员一声哨响,广东梅州抽水蓄能电站二期6号机组转子一次落位顺利完成吊装,梅蓄二期机电安装取得又一重大进展。梅蓄二期6号机组转子主要由支架、磁轭和磁极三大部分组成,外径5.96米,最大高度为3.095米,装配后起吊总重量约420吨(含50t吊具),通过桥机采用平衡粱套轴的方
3月12日11时38分28秒,随着交流42千伏电压耐受1分钟的计时铃声结束,天台抽蓄电站首台机组定子一次性通过整体耐压试验,标志着定子组装工作圆满结束,具备整体吊入机坑的条件,为2025年底首台机组投产发电打下坚实基础。天台抽蓄电站共安装4台可逆式抽水蓄能机组,单机容量425兆瓦、为国内第一。定子绕
3月7日,水电四局抽蓄市场再传佳讯,中标河北邢台抽水蓄能电站筹建期道路工程(XT/Q3标)项目。邢台抽水蓄能电站位于河北省邢台市信都区境内,工程区距邢台市中心40km,距石家庄市110km,距北京市直线距离约400km,装机4台,总装机容量为1200MW。本工程等别为一等,工程规模为大(1)型,电站枢纽建筑
2月28日,三明市发展和改革委员会关于印发2025年度市重点项目名单的通知,2025年全市安排重点项目353个(续建项目109个,新建项目244个),总投资1914.3亿元,年度计划投资622.7亿元。其中包括福建省永安抽水蓄能电站项目、220千伏电网项目、35-110千伏电网改造升级工程、10千伏及以下城乡配电网巩固提
3月5日,随着最后一排爆破作业顺利完成,由水电十四局承建的河南鲁山抽水蓄能电站引水系统工程首条超长引水上斜井实现精准贯通,为电站2026年首台机组发电奠定坚实基础。该斜井全长360.719米,倾斜角度60度,开挖洞径7.9米。施工过程中,项目团队采用“定向钻+反井钻+人工扩挖”三级递进式施工体系,运
近日,浙江丽水2024年国民经济和社会发展计划执行情况及2025年国民经济和社会发展计划草案发布。其中提到,2025年围绕打造华东绿色能源基地,聚焦能源绿色低碳发展,增强能源供应保障能力,实施能源项目30个,总投资553亿元,年度计划投资72亿元,带动全市能源领域投资100亿元以上。同时,建成缙云抽水
新疆电力巴州公司滚哈布奇勒水电站与和静抽水蓄能电站工程监理服务公开招标项目招标公告1.招标条件本招标项目名称为:新疆电力巴州公司滚哈布奇勒水电站与和静抽水蓄能电站工程监理服务公开招标,项目招标编号为:CEZB250402011,招标人为国电电力巴州发电有限公司,项目单位为:国电电力巴州发电有限
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