2009年度电价执行监管报告

2009年度电价执⾏及电费结算监管报告国家电⼒监管委员会⼆○⼀○年九⽉⽬录引⾔ (2)

第⼀部分电价⽔平及⼚⽹电费结算基本情况 (3)⼀、电价⽔平情况 (3)⼆、⼚⽹电费结算情况 (11)

第⼆部分电价及⼚⽹电费结算规定执⾏情况 (14)⼀、电价调整情况 (14)⼆、重点电价执⾏情况 (19)三、⼚⽹电费结算规定执⾏情况 (22)专栏⼀：⼚⽹电费结算规定介绍 (23)专栏⼆：陈⽋电费介绍 (24)

专栏三：⼚⽹电费结算信息报送规定介绍 (24)第三部分监管职责履⾏情况 (25)

⼀、积极推进电价改⾰，促进电⼒市场化建设 (25)⼆、切实履⾏监管职能，充分发挥电⼒监管作⽤ (26)第四部分监管评述 (29)⼀、总体评价 (29)⼆、存在问题 (31)

第五部分整改措施和建议 (39)⼀、整改措施 (39)⼆、建议 (40)引⾔

根据《电⼒监管条例》（令第432号）和国家有关规定赋予的电⼒价格和财务监管职能，按照《电⼒监管报告编制发布规定》（电监会令第23号）的程序和要求，我们对全国主要电⼒企业2009年度电价执⾏情况和⼚⽹电费结算情况进⾏统计和汇总分析，并对内蒙、吉林、⽢肃、江苏、河南、湖南、⼴西、云南等8省（区）2009年度电价执⾏和电费结算情况进⾏了重点检查，与国家发展改⾰委、国家能源局联合对清理优惠电价等情况进⾏了督查。在上述⼯作基础上，形成本报告。由于⾃治区尚未实⾏⼚⽹分开，价格不具有可⽐性，因此本报告中未包括的情况。第⼀部分电价⽔平及⼚⽹电费结算基本情况

⼀、电价⽔平情况（⼀）上⽹电价

2009年发电企业（与省级及以上电⽹企业结算）平均上⽹电价为381.99元/千千⽡时，⽐2008年增长6.01%。其中，跨区跨省

送电平均上⽹电价为310.84元/千千⽡时，⽐上年略有增长，增长率为0.37%。

从企业看，发电企业平均上⽹电价为365.32元/千千⽡时，⽐2008年增长2.66%；地⽅及外资发电企业平均上⽹电价为417.76元/千千⽡时，⽐2008年增长8.77%。五⼤发电集团平均上⽹电价情况见表1。表1 五⼤发电集团平均上⽹电价统计表

从区域看，华东区域平均上⽹电价最⾼，为446.79元/

千千⽡时，依次为南⽅、东北、华北、华中，西北最低，为260.30元/千千⽡时（见表2）。六⼤区域平均上⽹电价的增长额在5.09—28.76元/千千⽡时之间。其中，华中增长率最⾼，为8.71%，西北最低，为2%。各省（区、市）发电企业平均上⽹电价见表3。

表2 各区域发电企业平均上⽹电价统计表

表3 各省（区、市）发电企业平均上⽹电价统计表

从机组类型看，风电机组平均上⽹电价较⾼，为553.61

元/千千⽡时，依次为核电429.39元/千千⽡时、⽕电377.15元/千千⽡时，⽔电机组平均上⽹电价较低，为245.18元/千千⽡时，其他机组（包括太阳能、⽣物质能发电等）平均上⽹电价为570.11元/千千⽡时。（⼆）输配电价

由于输配环节尚未独⽴定价，省级电⽹输配电价按照平均销售电价扣除平均购电价计算，即购销差价。2009年，电⽹企业平均输配电价（含线损，以下同）为150.56元/千千⽡时。全国电⽹输配电线路损失率为6.39%，⽐2008年下降0.25%。从企业看，国家电⽹公司平均输配电价为152.61元/千千⽡时，南⽅电⽹公司为153.62元/千千⽡时，内蒙古电⼒公司为88.35元/千千⽡时（见表4）。

表4 各电⽹企业平均输配电价统计表

从区域看，东北区域平均输配电价最⾼，为182.00元/千千⽡时，依次为华东、南⽅、华中、西北，华北最低，为128.87元/千千⽡时（见表5）。六⼤区域中平均输配电价增长率最⾼的是华中，为15.15%，最低的是南⽅，为-9.73%。表5 各区域平均输配电价统计表

宁省输配电价⼤幅度提⾼，从⽽影响东北区域输配电价较⼤提⾼。

从分省平均输配电价情况看，海南、、上海、辽宁、北京等省区市较⾼，超过了200元/千千⽡时。⽽河南、内蒙古（西部）、河北（北⽹）等省区较低，不到100元/千千⽡时（见表6）。表6 各省（区、市）电⽹企业平均输配电价统计表

（三）销售电价

2009年，电⽹企业平均销售电价为530.72元/千千⽡时（未含性基⾦及附加，下同），⽐2008年增长1.46%，平均购电价为382.59元/千千⽡时，⽐2008年增长4.81%。

从区域看，华东区域平均销售电价最⾼，为598.68元/千千⽡时，依次为南⽅、东北、华中、华北，西北最低，为401.59元/千千⽡时（见表7）。

表7 各区域平均销售电价统计表

从分类销售电价看，商业电价最⾼，为842.9元/千千⽡时，依次为⾮⼯业、普通⼯业⽤电747.91元/千千⽡时，⾮居民照明⽤电736.16元/千千⽡时、⼤⼯业⽤电555.32元/千千⽡时、居民⽣活⽤电467.4元/千千⽡时、农业⽣产⽤电398.47元/千千⽡时，贫困县农排⽤电电价最低，为165.24元/千千⽡时。

从分省平均销售电价⽔平看，⼴东、上海、北京、海南、浙江等省市较⾼，超过了600元/千千⽡时。青海、内蒙古（西部）、⽢肃、宁夏、云南等省区较低，不到400元/千千⽡时（见表8）。

从分省居民⽤电类别平均电价⽔平看，排在前5位的分别是：⼴东、海南、江西、湖南、湖北，排在后5位的分别是：青海、内蒙古（西部）、河北（北⽹）时、河北（南⽹）、内蒙古（东部）（见表8）。表8 各省（区、市）平均销售电价和平均居民电价统计表

未含性基⾦和附加。

2、平均居民电价是各省居民⽤电到户价的平均值，含性基⾦和附加。

3、蒙东地区因营业区范围变化较⼤，故数据⽆同期可⽐性。（四）性基⾦及附加

2009年，随销售电价征收的性基⾦及附加，全国平均⽔平为26.83元/千千⽡时（电⽹企业售电量⼝径平均值）占销售电价的⽐重为5.06%。

性基⾦及附加主要有5项，即国家重⼤⽔利⼯程建设基⾦、⽔库移民后期扶持基⾦、农⽹还贷资⾦、城市公⽤事业附加、可再⽣能源电价附加。

从分省平均性基⾦及附加⽔平看，湖北、上海、陕西、重庆、⼭西较⾼，超过45元/千千⽡时。⽽⽢肃、贵州、宁夏、、内蒙古（东部）不到10元/千千⽡时。（见表9）表9 各省（区、市）性基⾦及附加平均⽔平统计表

⼆、⼚⽹电费结算情况

2009年，省级以上电⽹与发电企业应结算电费10524.06亿元，实际结算电费10522.03亿元，电费结算率99.98%。全国39家省级以上电⽹企业，除⽢肃、⼴西、贵州电⽹公司以外，⼚⽹电费结算率均达到100%；2009年，省级以上电⽹企业以承兑汇票结算购电费3.01亿元，占实际结算电费总额的5.16%。承兑汇票结算电费⽐重较⼤的有：宁夏、、青海、贵州、湖南、⽢肃、天津及华中区域电⽹本部，均超过了20%。具体见表10：表10：各省（区、市）⼚⽹电费结算情况统计表

第⼆部分电价及⼚⽹电费结算规定执⾏情况

⼀、电价调整情况（⼀）提⾼销售价格

为疏导电价⽭盾，完善电价结构，促进可再⽣能源发展，2009年11⽉，国家对各类电价进⾏了适当调整。主要内容：1、销售电价

全国销售电价平均每千千⽡时提⾼28元。各区域销售电价平均每千千⽡时提⾼标准分别为：华北32.5元，东北27.2元，西北22.2元，华东30.9元，华中30.1元，南⽅20.5元。各省（区、市）销售电价调整情况见表11。表11：各省（区、市）销售电价调整情况统计表

2、标杆上⽹电价

全国标杆上⽹电价总⽔平基本保持不变，⼀些省份标杆电价进⾏了有升有降的调整。其中，陕西、⽢肃、青海、⼭西、江西、四川、重庆、云南、贵州、海南等10个省（区、市）燃煤机组标杆上⽹电价进⾏上调，每千千⽡时2—15元；浙江、福建、江苏、上海、辽宁、河南、⼴东等7个省（区、市）下调了燃煤机组标杆上⽹电价，每千千⽡时3—9元。在原脱硫加价标准上，根据煤炭含硫率不同，⿊龙江、吉林、内蒙古东部脱硫加价标准每千千⽡时下调2元；重庆和贵州脱硫加价标准每千千⽡时分别上调5元和2元。标杆上⽹电价调整情况见表12。表12：各省（区、市）标杆上⽹电价调整情况统计表

3、提⾼可再⽣能源电价附加标准

为促进可再⽣能源发展，弥补可再⽣能源电价补贴资⾦缺⼝，将可再⽣能源电价附加标准由每千千⽡时2元提⾼⾄每千千⽡时4元。

4、配套推进销售电价结构改⾰

（1）⼯商业⽤电同价。北京、陕西、浙江、⼴西等4个省（区、市）实现了⼯商业⽤电同价，全国实现⼯商业⽤电同价的省份由15个增加到19个；上海、天津、⼴东等10个省（区、市）进⼀步缩⼩了⼯商业⽤电价差。

（2）城乡各类⽤电同价。实现城乡各类⽤电同价的省份由19个增加到20个，9个省份进⼀步推进各类⽤电同价。

（3）适当调整各电压等级价差。全国35千伏以下各电压等级价差每千千⽡时扩⼤了5元左右，两部制电价⽤户基本电费⽐重有所增加。

（⼆）规范电能交易价格

为进⼀步规范电能交易价格⾏为，维护正常的市场交易秩序，促进电⼒资源优化配臵，2009年10⽉，国家发展改⾰委、国家电监会、国家能源局联合下发《关于规范电能交易价格管理有关问题的通知》（发改价格[2009]2474号）。主要内容：1、规范发电企业与电⽹企业的交易价格

⼀是发电机组进⼊商业运营后，除跨省、跨区域电能交易及国家另有规定的以外，其上⽹电量⼀律执⾏价格主管部门制定的上⽹电价。

⼆是发电机组进⼊商业运营前，其调试运⾏期上⽹电价

按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上⽹电价的⼀定⽐例执⾏，其中⽔电按照50%执⾏，⽕电、核电按照80%执⾏。⽔电以外的可再⽣能源发电机组⾃并⽹发电之⽇起执⾏价格主管部门批复的上⽹电价。

三是发电企业启动调试阶段或由于⾃⾝原因停运向电⽹购买电量时，其价格执⾏当地⽬录电价表中⼤⼯业类电度电价标准。2、规范跨省、跨区域电能交易价格

跨省、跨区域电能交易中，送电省（区、市）电⽹企业的输电价格（含损耗）原则上不得超过每千千⽡时30元。3、规范电⽹企业与终端⽤户之间的交易价格

⼀是电⽹企业对电⼒⽤户的销售电价，要严格按照国家颁布的电价标准执⾏，不得⾃⾏以⼤⽤户直购电等名义实⾏电价优惠。⼆是继续加⼤差别电价贯彻落实⼒度，确保差别电价执⾏到位。（三）风电分区域实⾏标杆上⽹电价

为规范风电价格管理，促进风⼒发电产业健康持续发展，2009年7⽉，国家发展改⾰委发布《关于完善风⼒发电上⽹电价的通知》（发改价格[2009]1906号）。主要内容：1、规范风电价格管理

分资源区制定陆上风电标杆上⽹电价。按风能资源状况

和⼯程建设条件，将全国分为四类风能资源区，⼀类资源区标杆上⽹电价为510元/千千⽡时，⼆类资源区0元/千千⽡时，三类资源区580元/千千⽡时，四类资源区610元/千千⽡时。2、继续实⾏风电价格费⽤分摊制度

风电上⽹电价在当地脱硫燃煤机组标杆上⽹电价以内部分，由当地省级电⽹负担；⾼出部分，通过全国征收的可再⽣能源电价附加分摊解决。

（四）⼤⽤户直购电输配电价陆续出台

为进⼀步开放电⼒市场，增加⽤户⽤电选择权，完善电价形成机制，2009年6⽉，国家电监会、国家发展改⾰委、国家能源局联合印发《关于完善电⼒⽤户与发电企业直接交易试点⼯作有关问题的通知》（电监市场[2009]20号），主要内容：1、参与直接交易试点的⼤⽤户⽀付的购电价格，由直接交易价格、电⽹输配电价和性基⾦及附加三部分组成。⼀是直接交易价格，由⼤⽤户与发电企业通过协商⾃主确定，不受第三⽅⼲预；

⼆是电⽹输配电价，在独⽴的输配电价体系尚未建⽴的情况下，原则上按电⽹企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级后执⾏，110千伏（66千伏）输配电价按照10%