主题(精华): 投资长电应该知道的基本事实
2016-10-23 18:44:19          
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国务院办公厅关于印发贫困地区水电矿产资源开发资产收益扶贫改革试点方案的通知
日期:2016-10-20 来源: 本站
国办发〔2016〕73号

各省、自治区、直辖市人民政府,国务院各部委、各直属机构:

  《贫困地区水电矿产资源开发资产收益扶贫改革试点方案》已经国务院同意,现印发给你们,请认真贯彻执行。
     国务院办公厅
  2016年9月30日
  (此件公开发布)

贫困地区水电矿产资源开发
资产收益扶贫改革试点方案


  《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》和《中共中央 国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定》提出,对在贫困地区开发水电、矿产资源占用集体土地的,试行给原住居民集体股权方式进行补偿,探索对贫困人口实行资产收益扶持制度。为推动资源开发成果更多惠及贫困人口,促进共享发展,逐步建立贫困地区水电、矿产等资源开发资产收益扶贫制度,制定本方案。

  一、总体要求

  (一)指导思想。全面贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中全会精神,深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神,认真落实党中央、国务院决策部署,紧紧围绕“五位一体”总体布局和“四个全面”战略布局,牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念,坚持精准扶贫、精准脱贫基本方略,以保障农村集体经济组织合法权益为中心,以增加贫困人口资产性收益为目标,以改革试点为突破口,以严格保护生态环境为前提,发挥资源优势,创新贫困地区水电、矿产资源开发占用农村集体土地补偿方式,探索建立集体股权参与项目分红的资产收益扶贫长效机制,走出一条资源开发与脱贫攻坚有机结合的新路子,实现贫困人口共享资源开发成果。

  (二)基本原则。

  政府引导,群众自愿。将入股分红作为征地补偿的新方式,坚持政府组织引导、统筹推动和监督检查,建立公平、公正、公开的项目收益分配制度,推动实现共享发展。充分尊重贫困地区农村集体经济组织及其成员意愿,保障其知情权、选择权和参与权。

  精准扶持,利益共享。把水电、矿产资源开发与脱贫攻坚紧密结合,瞄准建档立卡贫困户,让贫困人口更多分享资源开发收益。统筹兼顾企业、农村集体经济组织及其成员等各方利益,充分调动利益相关方参与改革的积极性和主动性。

  封闭运行,控制风险。试点项目严格按照国家审核通过的省级试点方案组织实施、封闭运行,享受试点政策,未经批准不得扩大试点区域和范围。预估预判各类风险,建立风险防范和控制机制,做到风险可控。

  探索创新,有序推进。鼓励试点地方和项目单位结合实际,在股权设置、资产管理、收益分配、精准扶持、退出机制等方面进行探索创新。按照生态优先、绿色发展的要求,稳妥选择试点项目,密切跟踪试点进展,及时总结试点经验。

  (三)试点目标。在贫困地区选择一批水电、矿产资源开发项目,用3年左右时间组织开展改革试点,探索建立农村集体经济组织成员特别是建档立卡贫困户精准受益的资产收益扶贫长效机制,形成可复制、可推广的操作模式和制度。

  二、试点范围、期限与项目选择

  (一)试点范围。在集中连片特困地区县和国家扶贫开发工作重点县(以下统称贫困县)开展试点,优先选择革命老区和民族地区贫困县。

  (二)试点期限。2016年底启动,2019年底结束。

  (三)项目选择。以精准扶贫、精准脱贫为导向,在全国范围内选择不超过20个占用农村集体土地的水电或矿产资源开发项目开展试点。试点项目不限企业所有制性质,但应符合相关规划和产业政策及环境保护要求,并满足以下条件:

  1.水电开发应选择建设周期较短、经济性较好、征地面积和移民人数适量的项目;矿产资源开发应选择以露天开采方式为主、预期盈利能力较强的项目。

  2.2017年内完成审批核准程序并开工建设。

  3.征地范围不跨省(区、市)。

  4.征地及影响范围内的原住居民,应包括一定比例建档立卡贫困户。

  5.出具项目影响区域内原住居民同意参与试点、农村集体经济组织承诺优先分配给建档立卡贫困户集体股权收益等证明材料。

  三、试点内容

  重点围绕界定入股资产范围、明确股权受益主体、合理设置股权、完善收益分配制度、加强股权管理和风险防控等方面开展试点。

  (一)准确界定入股资产范围。依法依规准确界定水电、矿产资源开发项目征收、征用的农村集体土地范围。按照“归属清晰、权责明确、群众自愿”的原则,合理确定以土地补偿费量化入股的农村集体土地数量、类型和范围,并将核定的土地补偿费作为资产入股试点项目,形成集体股权。入股资产应限于农村集体经济组织所有的耕地、林地、草地、未利用地等非建设用地的土地补偿费。

  (二)明确入股主体和受益主体。农村集体经济组织为股权持有者,其成员为集体股权受益主体,建档立卡贫困户为优先受益对象。探索建立以组、村、乡镇不同层级农村集体经济组织为入股单位的集体股权制度。

  (三)规范集体股权设置办法。农村集体经济组织选择以全额或者部分集体土地补偿费入股试点项目,并以农村集体经济组织为单位设置集体股权。股权设置方法、程序等具体事项由试点项目所在地省级人民政府研究确定。股权设置结果须经项目所在地县级人民政府、项目投资建设单位、被占地农村集体经济组织共同确定。鼓励有条件的地方通过设立项目公司等方式,探索对集体股权实行专业化管理。

  (四)保障集体股权收益。试点项目所在省份根据试点项目情况,探索建立集体股权收益保障制度,集体股权保障收益水平由项目投资建设单位和被占地农村集体经济组织根据项目实际情况共同协商确定。项目运行期结束、项目法人解散或破产清算时,应保障集体股权持有者享有对按照公司法和企业破产法有关规定清偿后剩余财产的优先分配权。试点期间,集体股权原则上不得用于质押、担保,对依法转让的集体股权,项目投资建设单位享有优先回购权。集体股权持有者不参与项目经营管理和决策,但应享有知情权、监督权等股东基本权利。

  (五)健全收益分配制度。农村集体经济组织要制定经成员认可并符合相关财务制度的收益分配方案,明确分配范围、顺序和比例,纳入村务公开范畴,接受成员监督。收益分配方案应明确建档立卡贫困户享有优先分配权益,并保证其收益不得以任何方式被截留、挪用、扣减。建档立卡贫困户额外享有的集体股权收益分配权益,在其稳定脱贫后应有序退出,由农村集体经济组织重新分配。已脱贫农户享有与本集体经济组织其他成员平等的收益分配权。

  (六)保障农村集体经济组织成员权益。依法保障农村集体经济组织成员特别是建档立卡贫困户参与集体股权管理、分享集体股权收益的权利。科学确认农村集体经济组织成员身份,建立健全农村集体经济组织成员登记备案、收益权证书管理等制度。集体股权收益分配制度的制定、调整、废止等,须经本集体经济组织成员会议或成员代表会议讨论通过后方可生效。探索建立农村集体经济组织成员对集体股权收益权的转让、继承、质押、担保等机制。加强集体股权民主监督管理,防止被少数人控制,发生侵蚀、侵吞原住居民利益的行为。

  (七)建立风险防控机制。按照政府领导、分级负责、县为基础、项目法人参与的管理体制,强化政府在试点工作中的组织协调、监督管理、风险防控等作用,建立农村集体经济组织及其成员的利益申诉机制,密切关注建档立卡贫困户权益,妥善解决利益纠纷,确保试点工作顺利开展。有关地方和部门要依法加强对项目运营情况的监督,发现项目投资建设单位弄虚作假、隐瞒收益的,要责令其限期整改并依法严肃追究有关人员责任。切实做好试点项目对生态环境影响的跟踪评估与风险防控工作,避免破坏生态环境。

  四、保障措施

  (一)加大政策支持力度。在安排水电、矿产资源开发领域项目中央补助等资金时,对符合条件的试点项目予以优先支持。农村小水电扶贫工程中央预算内投资优先支持试点项目,中央投资收益专项用于扶持建档立卡贫困户和贫困村相关公共设施建设。试点过程中,利用财政投入形成的相关资产,应折股量化到农村集体经济组织,并在收益分配时对建档立卡贫困户予以倾斜支持,帮助其进一步分享资源开发收益。

  (二)加强项目运行保障。依法依规简化试点项目前期工作程序,加快项目核准进度。对水电开发试点项目,优先保障其所发电量全额上网。对矿产资源开发试点项目,降低试点区域矿业企业用地成本,适当延长矿区和尾矿库等依法占用临时用地的使用期限。

  (三)做好试点组织实施。省级人民政府是试点工作的责任主体,要建立试点工作机制,组织申报试点项目,制定试点实施方案,统筹协调推进试点工作。县级人民政府是试点工作的实施主体,要明确工作职责,做好试点政策宣讲和工作督导,推动加强试点项目所在地基层党组织建设,确保试点工作稳妥有序推进。由国家发展改革委牵头,会同国土资源部、水利部、农业部、国务院国资委、国家林业局、国家能源局、国务院扶贫办等部门建立改革试点工作协调机制,审核省级试点实施方案,指导和支持各地开展试点工作。改革试点中遇到的重大问题,要及时向国务院报告。

  (四)强化跟踪评估指导。国家发展改革委要建立试点项目定期调度机制,会同有关部门加强对试点工作的检查、评估和指导,及时总结推广试点经验。省级人民政府要加强对试点项目的动态跟踪和工作督导,组织试点项目投资建设单位定期上报进展情况,协调解决试点工作中出现的困难和问题,研究制定配套政策措施,确保完成改革试点目标任务。2020年1月底前,各试点项目所在地省级人民政府要向国家发展改革委报送改革试点工作情况报告。国家发展改革委会同有关部门在总结各地试点经验基础上,形成全国改革试点工作总结报告和政策建议,上报国务院。
2016-10-26 13:22:29          
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西电东送陷囚徒博弈:西部扩建电厂东部不领情
时间:2016年10月26日 09:30:36 中财网
 
  原标题:西电东送陷囚徒博弈地方争利格局待解

  在近几年国内经济下行压力之下,东部省份的工业用电量出现了下滑趋势,广东等地在未来两年将逐步实现省内电力自给自足。东部的电厂普遍“吃不饱”,而西部省份的电厂尤其是新能源电厂又开足马力加大建设,送电热情高涨。一方高调要卖电,而另一方接受意愿不高,买方市场让西电东送变成了地方政府的利益博弈场。这种吊诡的格局该如何破解?西电东送工程,下一步将走向何方?证券时报·e公司记者近日对此做了梳理和采访。

  西部扩建电厂
  东部不领情
  过去的十几年里,西电东送产生了良好的经济效益和社会效益,形成了东部、西部地区双赢的局面。尝到能源经济甜头的西部诸省,在“十二五”和“十三五”时期继续加大了对建设电厂的投资,地方政府尤其鼓励民营企业参与建设和经营各类电厂,导致各类工程齐齐开工上马。

  2015年10月,国家发展改革委、国家能源局将发布文件,将电力项目核准权限下放至省级发改委。这一利好消息被各地政府热烈响应。一位电力行业分析师告诉证券时报·e公司记者,据不完全统计,这一年来各省核准在建规模达近2亿千瓦的火电项目。

  在2015年,国家发改委就已经提示,目前已核准火电项目的发电能力已超过“十三五”新增电力需求。一方面是煤电严重过剩,一方面是全国各地的火电项目纷纷上马。为何出现如此乱象?华北电力大学葛建宏教授说,因为火电项目是劳动密集型产业,一方面可以增加地方就业,另一方面可以增加地方税收,所以地方政府的建设热情高。但是,在全国火电机组过剩已超过2亿千瓦的大背景下,这些火电厂建设与否,变成了地方政府的利益博弈。

  以广东省为例。在“十一五”以及之前的很长一段时间,广东曾经非常缺电。但是,随着近年来经济下行,广东的外资工厂撤离、大量工厂转移到中部地区以及很多工厂倒闭,广东的工业用电需求与前几年相比自然不可避免地减少。按照国家能源局和有关机构测算,到2018年或2019年,广东可能会富余1000多万千瓦的装机。

  与此同时,西电东送的送电端却急于将更多的电力向外输送。新疆作为我国能源资源大区,近年来电力产能严重过剩,供需矛盾凸出。新疆一位年底前将有新机组投产的发电企业负责人透露,2016年新疆地区投产与在建的火电装机共达3380万千瓦(包括自备电厂和公用电厂),鉴于西电东输的很多地区如山东、河南、安徽等省并不缺电,企业前景不容乐观。

  格局如何打破?
  根据中国电力企业联合会发布的《2016年上半年全国电力供需形势分析预测报告》,预计全年新增电力装机1.2亿千瓦,其中火电5000万千瓦。且由于发电厂建设周期较长,即便停建、缓建一批煤电项目,未来几年仍将有大量煤电项目迎来投产。

  为什么国家发改委三令五申不让再新建电厂,而各省份却暗渡陈仓、违规建设煤电项目?信达证券一位电力分析师透露,一个煤电项目动辄几十亿的投资,不可能一声令下就停下来,否则前期投资无法收回。如果国企投资的煤电尚可执行政策,而目前不少省级政府鼓励民营企业通过融资来建设、运营电厂,如果停下来造成民企的资金链断裂,又有引发社会不安定因素的风险。

  华北电力大学葛建宏教授指出,目前的西电东送新动向,完全是各省级政府间的利益博弈造成的。如果煤炭的价格再继续上涨,国内很多火电厂就会持续亏损、濒临倒闭,东部地区的火电厂也一样。所以,在这种新情况下,再大力提倡西电东送就没有多大意义。他认为,目前国内的高耗能用电量在降低,而低耗能用电量在增加,这说明供给侧改革正在发挥作用。葛建宏建议,目前中央政府应强力执行限制煤电项目以及新能源项目的开工,大家都停下来,等待国内经济形势好转、东部用电量需求增加之后再恢复各类电厂项目。
2016-10-26 14:43:51          
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重要受电省未来5----10年用电增长和电改对长电的影响

一、长电的重要受电省份,按就近原则和送电量划分为如下三类:

1、送电量大的省份有,上海(三峡、向家坝)、浙江(三峡、溪洛渡一部)、广东(三峡、溪洛渡一部)、湖北(三峡、葛洲坝)。
2、就近原则:四川(枯水期送电)、云南(送少量电量)、湖北(葛洲坝、三峡)、重庆(三峡)。
3、长电送其它省份的电量,都是来自三峡和葛洲坝,撒芝麻粒每个省的量都不大,且落地电价显著低于受电省的火电标杆电价,具有较高的安全性,不是分析的重点。

二、重要受电省的电力市场分析

从目前得到的信息综合判断,在未来5----10年内,除了湖北和浙江在“十四五”以后电力需求增长较多外,其它所有省份的电力需求都会不同程度地过剩。具体到省市:
1、上海外来电量比重大,严重挤压了上海本地发电公司的上网电量,且送电与需求匹配程度较差(注:送电与受电省的电力需求匹配度是落地电价最重要的影响因素),已经成为上海电改重点要解决的问题之一,上海现有外来电量将会受限,新增外来电量5----10年内几乎不可能。向家坝的扩机工程投产后,将显著改善送上海电量与本地实际需求的匹配度。
2、浙江已经决定今后不再上煤电项目,并欢迎清洁能源和新能源落户本地,但对省外送电的落地电价不满意,三峡集团在浙江建设的抽蓄电站可以提高长电送电量与本地电力需求的匹配度,有利于未来新增送电量。
3、广东是西电东送的主要用户之一,但由于过去10年来本省的火电装机巨幅增容,以及经济不景气导致部分制造业外迁,未来10年内的电力供应也是过剩的,跨省跨区进入广东的现有电量日子越来越难过(电价问题),新增送电势必登天。如何提高送广东电量与当地电力需求的匹配度,一是依靠三峡、溪洛渡自身的库容调节能力,二是依靠与600098的深化合作。
4、湖北是长电的大本营。长电送湖北的电量最多,且上网电价都是显著低于本省火电标杆价,因此送湖北的电量是有保障的。从长远看,湖北未来电力需求还是比较乐观的,这对长电非常有利。从湖北电改的方案看,未来长电在湖北配售电领域还可有很大的作为。未来增加长电送湖北的电量的主要方向是增加就近区位(如宜昌)的供电量、增加湖北经济开发区的售电量,以及通过介入配售电领域增加供电量。
5、川滇两省的电力市场已经严重过剩,除了在枯水期供电外,长电难有作为。
6、重庆的经济增长多年来一直处于全国第一,用电需求增长有经济高成长的保障,现在成了各方重点争夺的市场。溪向目前未进入重庆电力市场,未来乌白是否能打进重庆市场存在很大的不确定性。目前有迹象显示,三峡和葛洲坝的电量有可能通过600116掌控的重庆万县电力市场进入重庆。
7、从乌白规划的送电省份湖北(华中)和浙江看,三峡集团显然已经对未来的形势有了清晰的判断。

三、从煤电机组利用小时看重要受电省的电力需求状况

根据中国电力协会公布的数据,重要受电省市2015年6000KW以上的火电机组利用小时数如下:

省市 2015年煤电机组利用小时 比2014年增减
上海 3716 -37
浙江 3950 -571
湖北 4024 -141
重庆 3708 -1985
四川 2682 -870
云南 1879 -1000
广东 4028 -550

煤电机组的年设计利用小时一般为5000----5500小时,上述数据均大幅度低于设计指标。这些数据说明了这样一个事实:上述省市的电力需求乏力,电力供应严重过剩。
2016年前三季度全国煤电机组利用小时在2015年的基础上继续减少213小时。上述省份的煤电机组利用小时继续下降也是不可避免的。2016年的电力过剩比2015年更加严重。

四、电价市场化对长电的影响

要搞清楚电价市场化,首先要搞清楚市场化的电力市场是个什么模样:在西方发达国家,发电企业在电力市场中处于主体地位,电网企业处于电力市场的从属地位。但在中国,正好相反,这就是为什么要电改的根本原因。
国网和南网的售电量占全社会用电量的77%左右,剩余的是与国网南网没有资产和行政隶属关系的、一定数量的独立电网企业,以及大工业自备电厂自发自用。中国的电力市场是个怪胎,一方面国家要通过电改破除输配电领域的垄断,另一方面按中央做强做大国有企业的精神,国网南网年年玩命增加投资----维持和推高输配电价,不断扩充地盘和强化垄断地位,国家利用国网南网征收各种基金和附加税费,客观上也强化了国网南网的垄断地位。
我看了半天,得到这样一副远景图像:国家试图通过强化对电网企业的监管,降低输配电领域的高额垄断利润(如湖北省,煤电上网电价0.4元/度左右,武汉及周边一般工业用户的用电价格0.9元/度左右),又不动摇国网南网的垄断地位,并顺手从国网南网拿到各种额外的利益。这样的电改怎么改呢?
我的结论是,输配电领域的电改首先要从国家层面取消利用电网企业收取的所有各类基金和附加税费,其次各省电网规划要收归政府主导,不能仍由国网南网任意决定和不受节制地扩大投资,再次要彻底剥离电网企业的附属资产和所有与输配无直接关系的企业。做不到这三点,电改都是治标不治本。
电改已经启动,首先受冲击的是发电企业,这一点也不意外,未来很长一段话时间内发电企业仍然是倒霉蛋。治标不治本的电改可能要继续摸索和折腾10年以上,才能走向正途。或中途夭折。

说了这么多,其实就是说一件事:未来5----10年的电力供需严重失衡,发电企业形势不乐观,尤其是煤电企业。从各省市公布的电改方案看,现有发电计划的寿命还有3----5年,此后发电端的上网电价全面放开(政府公益性购电除外),市场交易。即便在发电计划继续存在的3----5年内,给每个发电企业安排的计划发电量(跨区外送除外)也是逐年减少,企业要争取发电计划以外的电量,需要参与市场竞争。
水电作为清洁能源,按国家政策发电量总体上有保障。但在价格方面,从长远看,逐步与市场价格接轨。在水电中,我预计未来上网电价也会分类:有较强调节能力(可与电力实时需求相匹配,即一日之内电力需求大的时段可多发电,电力需求少的时段能少发电)可继续享受较高电价,调节能力差的电价较低。需要特别指出的是,在电力供大于求的情况下,市场价不会有我们希望或想象的那样高,比如2015年云南澜沧江水电公司的年平均上网电价,已经低于葛洲坝的年平均上网电价,金沙江中游6座电站的年平均上网电价也低于葛洲坝的年均上网电价,四川主汛期跨区跨省外送电量(不含雅砻江)、以及省内市场(发电计划外的部分)的平均上网电价,也低于葛洲坝的年平均上网电价。
长电目前4座电站整体平均上网价大致在0.28元/千瓦时出头。在电力供需平衡时,该价格属于严重偏低,但严重失衡的市场中,该价格总体上是一个能守得住的价格。

五、未来长电的最佳售电模式

湖北省电改方案中涉及跨省跨区送电的改革目标是:“按照中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式,开展市场化的跨省跨区电力交易机制研究,以更大程度地参与全国电力市场交易,充分发挥湖北在全国电力市场区位的优势。”未来长电的售电模式具体而言大致就是这样:
1、与国网南网签订长期交易合同,规定合同电量(水电站在来水极差情况下的最小发电量)和年度交易价格。
2、临时交易电量的多少取决于当年来水的情况,来水多临时交易量大,来水少临时交易量小,临时交易的对象是就近地区、经济开发区、自己参与的配售电网等,临时交易电量的价格随行就市。

该贴内容于 [2016-10-30 19:55:33] 最后编辑
2016-11-01 12:16:46          
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对长电第二、第三季度报表的基本判断:

1、川云公司并入长电报表的财务数据,包含了第一季度的运营数据,即收入、成本和费用都包括了第一季度的财务信息,资产负债表亦如此,第一季度归属三峡集团和川滇两省的净利润,直接被扣除掉了。这种并入方式,简单明了,工作量非常小。
2、长电去年同期第二、第三季度的财务数据,同样也包含了溪向2015年第一季度的财务信息。与2016年的财务报表同口径。
3、 前三季度,长电完成发电量 1579.55 亿千瓦时(包含溪洛渡、向家坝前三季度发电量), 其中,三峡及葛洲 坝完成发电量 889.26 亿千瓦时,同比增长 10.35%;向家坝及溪洛渡 完成发电量 690.29 亿千瓦时,同比增长 10.15%。 一季度溪向合计发电量140.42亿千瓦时。
3、长电4座电站2016年上半年的平均上网电价=发电收入19,857,895,635.64/ 总发电量(712.11+140.42) /83%=0.280637元/千瓦时, 考虑厂用电因素,以及与国网南网实际签订合同的电价,降价低于3分钱,实际4座上网电价比上述数据略高。
2016-11-02 21:10:36          
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能源局通报2015年度全国电力价格监管情况
北极星电力网新闻中心 来源:北极星电力网 2016/11/1 11:07:33
http://news.bjx.com.cn/html/20161101/785251.shtml

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二、平均上网电价(含税,下同)
2015年,全国发电企业平均上网电价为388.25元/千千瓦时,同比下降2.61%。
从全国看,2015年燃煤机组平均上网电价为384.20元/千千瓦时,同比下降4.16%。
从全国看,2015年水电机组平均上网电价为286.93元/千千瓦时,同比下降3.64%。
从全国看,2015年风电机组平均上网电价(新能源上网电价含度电补贴,下同。)为594.01元/千千瓦时,同比下降0.61%。
从全国看,2015年燃气发电、太阳能发电平均上网电价分别为789.82元/千千瓦时、1056.89元/千千瓦时,同比分别增长5.2%、3.99%;核电、生物质发电平均上网电价为434.03元/千千瓦时、732.83元/千千瓦时,同比分别下降0.83%、0.07%。

五、平均销售电价(含税,下同)
2015年,电网企业平均销售电价为643.33元/千千瓦时,同比下降0.57%。
从分类销售电价看,一般工商业及其他用电平均电价最高,为825.14元/千千瓦时;大工业用电平均电价为643.97元/千千瓦时;居民用电类别平均电价(到户价)为548.04元/千千瓦时。
六、政府性基金及附加(含税,下同)
2015年,随销售电价征收的政府性基金及附加全国平均水平为39.25元/千千瓦时(电网企业省内售电量口径平均值,下同),同比增长0.74%。
政府性基金及附加主要有5种,即重大水利工程建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源发展基金、城市公用事业附加。

注:
1、以上为2015年数据,2016年1月1日后的发电端和售电端电价下调并没有反应在上述数据中。
2016-11-03 11:16:16          
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长电受电省电改方案主要内容
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2016-11-04 06:19:09          
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白乌项目初略评价

白鹤滩水电移民总投资约570亿
http://www.jrdao.com/topic-527860.html

白鹤滩的移民费用和方案终于审核通过了,不容易,国家发改委核准白鹤滩正式开工前的最后一个难关迈过去了。三峡集团2015年年报披露,白鹤滩投资预算1750亿,本次移民费用570亿确认后,白鹤滩的最终工程总(动态)概算很快就可以确定了,估计略有调整,2016年三峡集团年报或媒体将会披露。
白乌按现有数据,总概算2726.57亿,总装机2620万千瓦,设计总发电量1026.31亿千瓦时,平均造价1.04万元/千瓦。与溪向实际造价0.835万元/千瓦时相比(2026万千瓦),提高了约24.5%,与溪向设计发电量878.67亿千瓦时相比,提高了16.8%。与金沙江上游(含虎跳峡)、雅砻江上游、澜沧江上游水电站动辄2万元/千瓦时以上的造价相比,低50%以上。具体设计指标如下:

四大部分技术经济指标:
项目 装机容量 总/调节/防洪库容 单库设计发电量 总投资
万千瓦 亿立米 亿千瓦时 亿元
乌东德 12X85 74.08/30.2/24.4 401.1 976.57
白鹤滩 16X100 206/104/75 625.21 1750
小计 2620 280.08/134.2/99.4 1026.31 2726.57

溪洛渡 18X77 126.7/64.6/46.5 571.2
向家坝 8X80 51.63/9.03/9.03 307.47
小计 2026 178.33/73.63/55.53 878.67 约1700(实际)

四大合计4646 458.41/207.83/154.93 1904.98 4426.57

上游已投产和规划建设水库的调节库容:
虎跳峡(龙盘) 386/215.2/130(规划)
金沙江中游7座水库 调节库容约14(6座已竣工)
雅砻江全流域 调节库容约150(含两河口,投产时间与乌白基本一致)
四大 调节库容207.83
大渡河全流域 调节库容约61
嘉陵江流域 调节库容约18
岷江干流 调节库容约8
合计 674.03亿立米
上述尚未建成、有调节能力的水库,投产期基本都在2020----2022年。
按正常蓄水位计,四大的总落差595米。

白乌投产时间与其它上游重要水库前后脚,白乌等调节能力强的水库投产后,意义巨大:
1、大幅度增加长电下游机组枯、平期来水和发电量,对改善我国冬季雾霾天气有一定的积极作用。
2、显著改善溪向、三葛的电能质量,即大幅度提高送出电能与终端电力需求的匹配度,灵活的出力调度对径流式水电站、调节库容相对较小的水电站、煤电和核电电站具压倒性优势,在未来参与市场竞争渴望获得最高的上网电价(不含风光)。届时,由于调节库容巨大,四大和三峡在一年的大部分时间里,同一时间点都拥有快速调度出力的能力,溪洛渡、向家坝、三峡快速调度出力的年总时间会显著增加,对改善葛洲坝出力的波动性和与电网需求的匹配度也有较大帮助。
3、上游防洪库容的增加量不小于三峡的防洪库容,对减轻三峡防洪压力帮助很大,可以确保汛期发电量(提高汛限水位势在必行)的持续稳定和增长。

目前全国电力供需严重失衡,供大于求的局面5---8年内难以改观,白乌投产之际,也会面临国内电力过剩的局面,白乌的电能向哪里送?具有很大的不确定性,也是白乌工程最大的难点所在,值得深入研究。
从目前的信息来看,向湖北、浙江送电似乎比较确定。白乌送浙江的距离,比溪洛渡送浙江的距离长100---300公里,大致与向家坝送上海的距离差不多。送湖北的距离大致在1000公里左右,比四大送华东、广东的距离短20%---50%。这两个市场未来电力需求增长有较大潜力。
但是且慢,重庆电力市场也潜力很大,如果送重庆,送电距离大致在600公里左右,比送湖北和浙江短得多,与三峡送重庆相当,重庆电力需求未来有望保持较快的增长速度,且调峰能力严重不足,是一个很好的送电对象。最佳的办法,建一条500KV交流线路,把四大电源点串起来把一部分电量送重庆,这样长电未来6座电站亦可对送华中、华东、华南电能消纳形成一定的制衡和调节作用。在未来激烈的市场竞争中,四大向重庆送一部分电是一招满盘皆活的大妙棋。目前,三峡集团通过大规模投资产业基金的模式加强与重庆政府合作,400亿投资宜昌加强与宜昌市政府的合作,以及三峡资本和长电介入600116介入重庆万县电力市场,东西夹击,两头对进,似有苗头,很有看头。不过,6座水电站电能会师重庆,四川的水电企业要哭爹喊妈了,没办法,要么当儿子(那也要看长电是否愿意),要么在市场上真刀真枪地干。


该贴内容于 [2016-11-04 06:35:13] 最后编辑
2016-11-04 14:40:42          
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