前言：中文期刊网精心挑选了北京电价调整通知范文供你参考和学习，希望我们的参考范文能激发你的文章创作灵感，欢迎阅读。
北京电价调整通知范文1
这意味着6月1日后，电动车车主在北京公共充电站充电的成本，除了以往的电费，还需要增加一个服务费。据记者了解，目前在某些公共充电桩充电，车主还需交停车费。
电动车动力成本仍保持优势
北京市发改委副主任高朋介绍，为保持电动汽车使用的成本优势，充电服务收费标准实行与燃油价格挂钩机制，充电服务费上限标准随油价变动自行动态调整。如，4月29日北京市92号汽油最高零售价为6.46元/升，则充电服务收费上限标准为6.46元的15%，即0.97元/度。
公共充电桩充电电费的收取标准以国家发改委的定价为准。根据《国家发展改革委关于电动汽车用电价格政策有关问题的通知》，对向电网经营企业直接报装接电的经营性集中式充电设施用电执行大工业用电价格。2020年前暂免收基本电费。其他充电设施按其所在场所执行分类目录电价。
其中，居民家庭住宅、居民住宅小区、执行居民电价的非居民用户中设置的充电设施用电，执行居民用电价格中的合表用户电价;党政机关、企事业单位和社会公共停车场中设置的充电设施用电执行“一般工商业及其他”类用电价格。电动汽车充换电设施用电执行峰谷分时电价政策。
目前国家电网公共充电设备充电量的收费为0.8745元/度。以此为基准计算，在6月1日后，电动车车主在北京公共充电站充电，每度电需付出的电费和服务费合计约1.7元左右。
据此测算，电动汽车动力成本远远低于燃油汽车。以北京市销售相对较好的北汽E150EV电动汽车为例（100公里平均耗电16度），百公里动力成本为（0.8745+0.97）×16=29.512元，普通型号燃油车百公里平均油耗8.5升，百公里动力成本则为6.46×8.5=54.91元。相较之下，汽车动力成本约为同款燃油汽车的53%，仍有较大优势。 6月1日后，电动车车主在北京公共充电站充电，每度电需付出的电费和服务费合计约1.7元左右
收取服务费是落实国家政策
对于北京市的充电服务费政策，行业内出现了不同的声音，比如有人担心增加服务费会降低消费者对电动汽车的购买欲望，有人则认为此政策利好充电桩经营企业，有利于补足充电短板，利好行业长远发展。更有人质疑收取服务费是否合理，时机是否成熟。
高朋表示，北京征收充电服务费有着明确的政策依据。2014年7月30日，为贯彻落实国务院办公厅《关于加快新能源汽车推广应用的指导意见》精神，利用价格杠杆促进电动汽车推广应用，国家发展改革委下发了《关于电动汽车用电价格政策有关问题的通知》。《通知》提出，要按照确保电动汽车使用成本显著低于燃油（或燃气）汽车使用成本原则，合理制定充换电服务费。在充换电设施经营企业向用户收取的电费、充换电服务费这两项收费中，电费按照国家规定的电价政策执行，充换电服务费由地方按照“有倾斜、有优惠”原则实行政府指导价管理。北京此次出台充电服务费标准，正是落实这一《通知》精神的具体行为。
北京并不是国内第一个公布充电服务费标准的地区。在2014年5月国家电网公布将引入社会投资参与电动汽车充换电设施建设政策之后，2014年下半年包括江苏南京、河北、上海、广东佛山、江西等地均公布了充电服务费收取标准。
刺激充电桩投资
充换电设施建设一直是制约新能源汽车推广的重要因素，而充换电设施建设的核心问题是盈利模式不清晰。北京市发展改革委相关负责人表示，根据前期调研情况，收取充电服务收费能够在一定程度上引导经营企业进入充电服务市场。从长远看，服务供给的增加，也将有利于充电服务市场的均衡。
分析认为，除了建桩给予相应的财政补贴外，充电服务费是目前充电桩经营企业最主要的盈利渠道。按照国家发改委的相关规定，这一服务费的收入也将归“各经营单位”所有。而最高充电服务费标准的公布将一定程度上增加充电桩企业的盈利能力，这被认为有利于加快充电桩的普及。
2012年以来，为加快新能源汽车的推广应用，有效缓解能源和环境压力，促进汽车产业转型升级，国家及各省市陆续出台了一系列优惠扶持政策，鼓励使用新能源汽车。截至目前，全国新能源汽车保有量已超12万辆，但城市中的公共充电设施仍相对匮乏。虽然国家已经放开社会资本投资新能源汽车充电设施，真正愿意付诸行动的投资者还是少数。
诚如充电站运营商北京富电科技有限公司总裁庞雷所言，公共场所充电桩的投资是种市场行为，回收成本是企业投资基本的考虑要素，收费标准不明、企业难以获得明确预期是此前阻碍社会资本投资充电桩的主要原因。
北京市的充电设施建设水平及规模居全国前列，但充电难的短板依然十分突出。截至今年4月，北京市虽累计建成约7500根充电桩，但社会公用充电桩只占1500根，且50%以上都设立在四环路以内。
记者从北京市发展改革委了解到，公共专用充电站主要用于公交、环卫、出租等新能源汽车专用。目前，除特斯拉等进口车外，北京市新能源小客车运行规模已达到4000余辆，车辆推广与充电桩建设数量比例约为1.6：1。
高朋表示，今年北京市将加大力度推进社会公用充电设施建设，计划新建2000根充电桩，实现六环内公用充电设施平均服务半径5公里的建设目标。目前已建成约200根，在建约1000根。北京市电力公司、首发集团正在北京市的10处共18个高速公路服务区开展充电设施建设。
业内分析人士认为，北京市此时出台充电服务费政策，主要有三点考虑：第一，引导社会资本进入充电服务行业，从而加快公用充电桩建设。目前北京公用充电设施建设，主体仍然是国家电网，出现了一定社会资本的进入，包括中国普天、富电科技、特锐德等，甚至连能源巨头中石化也在广泽桥试水建设充电桩，但这些充电桩大多处于试营业状态，富电科技免收充电及服务费用，中石化免收服务费，普天征收1元左右的充电服务费等等，目前还没有形成规范化的价格体系。充电服务费政策的出台，无疑为公共充电服务行业明确了价格体系，只规定上限的收费标准，也为差异化征收充电服务费埋下了伏笔。但更为主要的是为有相关意愿的社会资本明确了一条盈利路线。
第二，将公用充电桩建设的主体由政府行为变为市场行为。在前期，公用充电桩建设的主体是国家电网，其基础设施的投入并没有考虑投资回报，而是以行政命令的方式，在北京市内选择了一批地点建设充电桩。这种模式显然是不可持续的。如果不开放社会资本，国家投入是有限的，没有盈利，最后国有资本必然丧失建设充电桩的积极性，最终受伤的反而是消费者自己。可以说，社会资本进入后，将改变这种政府行为，这种只设立最高限价，由企业自主选择，开放充电桩建设市场，也是简政放权的一种体现。
第三，利用价格杠杆，推动充电桩分布更为合理。在充电桩建设之初，很多地方的选点是“拍脑袋”决策，但主要原因是并没有科学方法判断电动车未来分布，以及充电桩位置的合理性。经过一段时间摸索后，大家也渐渐发现，越来越多的充电桩分布更合理了，排队充电的也多了，方便了消费者。一方面，现在社会资本开放进入后，必将更在为意资金的效率，不可能盲目投入，所选择的地点必然是交通更为便利，电动车充电频率较大的地方。这样的网点越密，消费者充电也更方便。另一方面，在最高限价下，充电服务提供者可以自由定价，对于一些使用频率低的充电桩，大可以通过减免充电服务费的方式，吸引消费者前来充电，从而提高充电设施的使用效率。
对消费者是长期利好
那么出台这一政策后，对消费者有什么影响呢？最直接的结果是提升了消费者的使用成本，一定程度上降低了潜在消费者的购买热情，同时将导致消费者更多使用家庭充电或单位充电的模式。不过从长远来看，这一政策对市场和用户是有益的。
北京电价调整通知范文2
发展改革委指出，近一段时期以来，国际市场油价持续大幅度攀升，特别是今年2月中旬以来涨速加快。国内成品油与原油价格倒挂矛盾加剧，企业加工和进口亏损严重，大部分地方炼厂处于停产、半停产状态，供求矛盾突出。为逐步理顺价格关系，保证国内成品油供应，促进石油资源节约，决定适当提高成品油价格。
发展改革委表示，为减少调价对群众生活的影响，控制调价连锁反应，对此次成品油调价增加的支出，采取以下综合配套措施：（一）对种粮农民、渔业（含远洋渔业）、林业实行财政补贴。其中，对种粮农民在今年已增加的农资综合直补的基础上，财政每亩再增加5元补贴；（二）对城市公交、农村道路客运（含岛际和农村水路客运）实行财政补贴，运输价格不提高；（三）从7月份起，城市低保人口每人每月增加补助15元，农村增加10元；（四）成品油价格调整对出租车行业的影响，通过增加财政补贴、进一步清理不合理负担解决，价格暂不调整；（五）液化气、天然气、铁路客运价格不作调整。各项补贴资金中央财政即日下拨各地。
发展改革委同时明确，此次电价调整，对城乡居民用电和农业、化肥生产用电价格不作调整，四川、陕西、甘肃三省受地震灾害影响严重的县（市）用电价格也不作调整。
发展改革委还指出，为防止煤、电价格轮番上涨，促进煤炭和电力行业协调、稳定、健康发展，根据《价格法》第三十条规定，决定自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施：
一、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，其出矿价（车板价）均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价；当日没有交易的，以此前最近一次实际结算价格作为最高限价。临时价格干预期间，煤炭生产企业供发电用煤出矿价（车板价）一律不得超过最高限价。
为稳定非重点合同电煤的市场销售价格，省级价格主管部门要采取限定差价率等措施，控制流通环节费用。
二、煤炭供需双方已签订合同的，要严格按照合同约定的数量、质量和价格履行电煤合同。禁止将重点合同煤转为市场煤销售。煤炭运输等流通企业要执行规定的收费标准，不得擅自提价或价外加价。
三、各煤炭生产企业要严格执行上述临时价格干预措施。各地价格主管部门要加强检查，重点查处违反政府限价、擅自提高价格的行为；通过降低煤质、以次充好等欺诈手段变相涨价的行为；不执行电煤供应合同、将重点合同煤转为市场煤销售的行为等。对违反电煤价格临时干预措施的企业将依照《价格法》、《价格违法行为行政处罚规定》予以严肃处理。对查处的典型案件，在有关媒体上予以曝光。
人民日报北京6月20日讯，为确保成品油价格改革顺利实施，有效缓解成品油调价对部分困难群众和社会公益性行业的增支压力，中央财政已于成品油价格调整当日紧急拨付补贴资金198亿元，对渔业、林业、城市公交、农村道路客运、城市出租车和种粮农民给予补贴。其中：对渔业、林业、城市公交、农村道路客运、城市出租车五类补贴对象增加补贴资金120亿元；对种粮农民再次增加农资综合直补资金78亿元。
记者从财政部获悉，为应对成品油等价格调整对城乡低保家庭基本生活的影响，中央财政当晚间再次宣布下拨补助资金37.8亿元，其中城市低保为18.5亿元，农村低保为19.3亿元。
财政部表示，从今年7月1日起城市低保对象将按每人每月15元、农村低保对象每人每月10元提高补助水平。
当天，国管局和中直管理局组织召开中央和国家机关节油节电工作会议，会议指出，中央和国家机关要把节油节电作为节能减排工作的重点，确保今年公务用车油耗降低20%，办公区用电降低5%，以实际行动节约能源资源，减少公用经费支出，支援抗震救灾，服务北京奥运会，在建设节约型社会中发挥表率作用。
北京电价调整通知范文3
■如果不加快能源行业体制改革的步伐，不打破垄断，构建政府监管下的开放、竞争、有序的能源市场体系，就会给低效率、高污染的能源建设项目提供发展的空间，带来不利于社会效益和环境保护的后果.
■在经济体制改革没有到位，环境成本、社会成本不能内部化的情况下，要探索新的机制保证新投产的项目符合节能和环保标准，是我们必须解决的一大难题。
2004年上半年能源形势回顾
2002年下半年以来，我国能源供求关系发生了重大变化，能源供不应求的局面再度出现。据统计，2003年全国有21个省市拉闸限电，今年第一季度，我国拉闸限电的省市扩大到23个，预计今年夏天拉闸限电现象还将更严重；受运输能力的限制，陕西、山西等产煤大省出现供煤不足的情况，也加剧了能源供求矛盾；煤炭供应不足，使得缺煤少油的东南沿海地区不得不依靠柴油机组发电，又使一些地方的油品供应紧张起来。上述连锁反应已对我国经济的稳定持续增长带来了很大冲击。
当前我国能源供求紧张主要表现在电力上。2003年，全社会用电量达18910亿千瓦时，比上年增长15.8%；2004年上半年，我国电力需求继续高速增长，1－4月份全社会用电量达6500亿KWH，同比增长16.1%，用电紧张进一步加剧。随着夏季用电高峰的临近，全国用电负荷仍持续攀升。预计全年电力需求为20910亿KWH，比上年增长11%左右；而同期电源投产容量将相对不足，估计全年有2000万KW以上缺口，全国电力供需形势将比2003年更为严峻。
造成我国能源供求紧张的原因是多方面的，一方面在于近两三年拉动我国经济增长的钢铁、水泥、电解铝等高能耗行业发展过于迅猛，这些行业的电力消费占全国电力总消费的30%左右，而符合新型工业化要求的产业投资增速不快或不足；居民消费结构升级换代，使得"住"、"行"能源消耗增多，如2003年北京地区电力负荷833万千瓦，而盛夏季节的总空调负荷约300－400万千瓦，空调用电占全市总用电量的7－10%；另一方面，与前几年能源建设速度趋缓也有相当关系。如2000年以来我国电力工业开始提速发展，2003年全国发电装机容量达到38450万千瓦，与2000年相比，增长了20.4%，但同期电力需求却增长40.4%。
上半年政府在能源消费领域
采取的新举措及其效果
（一）举措
为了保证国民经济的长期、平稳、快速发展，2003年下半年以来，我国政府适时进行宏观调控，与能源消费领域相关的政策措施和活动主要包括：
1、自去年以来，我国政府进一步强化了土地审批手续和银行贷款条件，充分利用土地政策和金融政策。如：国务院4月份通知，决定适当提高钢铁、电解铝、水泥、房地产开发固定资产投资项目资本金比例。钢铁由25%及以上提高到40%及以上；水泥、电解铝、房地产开发（不含经济适用房项目）均由20%及以上提高到35%及以上。提高市场准入门槛，抑制部分高耗能行业的盲目投资和低水平重复，目的是减少不合理的能源需求。国家发改委等9部委2004年5月联合发文，要求各地暂停审批新的焦炭生产项目，遏制焦炭行业的无序扩张。
2、2003年10月12日我国政府《财政部、税务总局关于调整出口退税率的通知》，规定自2004年1月1日起，降低一般性出口产品退税率，调低或取消国家限制出口产品和部分资源性产品出口退税率。继《通知》之后，2004年5月24日，财政部和国家税务总局又发出紧急通知，宣布从即日起对出口的焦炭及半焦炭、炼焦煤一律停止增值税出口退税。
3、针对能源（电力）供应紧张的局面，我国政府一方面出台政策加快煤、电、油、运项目的建设力度，另一方面也在加快制定和实施煤、电、油、运建设规划，保证能源供应的延续性。同时把节能和提高能源效率提到重要的议事日程上。今年4月，国务院了《关于开展资源节约活动的通知》，把2004－2006年定为"资源节约年"，明确提出了今后三年节能节电的具体目标。
4、针对我国能源供应紧张主要体现在电力供应紧张的状况，并考虑到我国用电效率低，浪费严重的实际，国家有关部门把"倡导和实施电力节约，努力缓解电力瓶颈制约，支持国民经济平稳快速发展"作为今年节能工作的重点。5月底，国家发改委和电监会赶在夏季用电高峰到来之前，联合了《加强电力需求侧管理工作的指导意见》，要求各地政府组织制订有关电力需求侧管理的法规、政策、标准和规划，并积极筹措资金，推动需求侧管理工作。
5、今年6月中旬，经国务院批准，国家发改委出台了电价调整方案，将全国销售电价平均提高2.2分／KWH，以发挥价格杠杆调节电力供需平衡的作用，并对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁等6个高耗能行业按照国家产业政策要求，区分为淘汰类、限制类、允许和鼓励类企业，试行差别电价。为缓解季节性、时段性缺电矛盾，上海、江苏、北京等9个省（市）进一步完善了分时电价办法。
6、国家有关部门把一年一度的"全国节能周"活动从以往的11月份提前到6月份，并且提出"节约用电、缓解瓶颈制约"的针对性宣传主题，以期在夏季空调负荷迅猛增长的情况下，广泛宣传和大力倡导节约用电。北京等地提出"公用建筑中将空调温度提高1℃"的倡议；包括北京市在内的不少城市已决定采取轮流周休、高温放假、避峰用电、负荷控制、空调轮停等调控措施，应对即将来临的用电高峰。
（二）实施效果
从实施效果看，有些政策措施已取得预期成效，有的政策出台不久，效果尚不明显，预计今年下半年会逐步明朗，具体而言：
1、新的出口退税政策实施效果明显。2004年1月份，全国出口总额357.2亿美元，比全年同期同比增长了19.8%，相对于去年全年34.6%的增速，下降了15个百分点。其中，国家限制出口的资源性和高耗能产品如焦碳和半焦碳出口总值同比下降52.3%；煤炭出口下降28.6%；成品油下降48%；钢坯下降49.5%；国家鼓励出口的机电产品出口总值同比增长27.9%，高新技术产品同比增长42.8%。
2、电价调整方案及其与其它高耗能行业调控政策措施的协同作用，预期将对钢铁等高耗能行业的盲目发展和电力需求增长起到有效抑制作用，2004年钢铁、有色金属工行业用电量的增长可能分别回落14%、10%左右。
3、据初步分析，各项电力需求侧管理支持政策措施的综合作用，将会减少1000万KW左右的电力需求。
4、"全国节能宣传周"活动期间，明显感受到普通老百姓对"节电小窍门"等大众节能科普资料的兴趣。
5、今年夏季家电市场明显以"节能"作为厂商的主要营销策略，特别是空调和冰箱等耗电高的家用电器。
问题和建议
（一）存在问题
从目前终端能源消费情况看，出现了一些不利于今后节能和提高能源效率的因素，如：
1、一些省市上网电价较高，而电网供电可靠性下降，使企业建自备电厂的积极性明显提高。企业应对能源供应紧缺的表现为，新增自备能源供应能力的动力大于采取节能措施的动力。
2、一些地方借"热电联产为名"上了不少小火电项目，这些项目的上马虽然暂时缓解了电力紧缺的状况，但小火电无论是能源效率水平，还是环保措施方面，都明显弱于大火电，给今后的可持续发展、环境控制埋下隐患。小火电之所以发展较快，在一定程度上与目前的行政审批制度有关，30万千瓦规模以上的电力项目需要上报有关部门审批。虽然大电厂"效率高、污染小"，但审批时间长、工期长，在电力供应紧张时往往感到"远水解不了近渴"；小火电虽见效快，但效率低，污染高。如何解决能源短缺的近期利益与保护环境、可持续发展的长远利益之间的矛盾，是中长期能源发展战略必须面对的问题。
3、尽管2003年底我国政府提出加强宏观调控，避免盲目追求GDP高速增长，对高耗能产品增长迅猛的势头要予以遏制，但今年年初在市场驱动下，仍然有不少小钢铁厂、小水泥厂、小炼焦厂、小电解铝厂在一些地方上马。规模小的高耗能生产企业发展的背后，隐藏着低效率、高污染的严重问题。高消耗、高污染的粗放式生产模式再次回头。
4、由于电力供应紧张，各地纷纷采用能源需求侧管理（DSM）的方式，利用价格杠杆，实施差别电价，移峰避峰，引导科学用电，调整负荷曲线，减少限电、拉闸的现象发生。缺电在一定程度上促进了能源需求侧管理机制的发展。但总体看，需求侧管理的经济激励政策仍嫌薄弱，特别是长效激励机制较为缺乏，这使得需求侧管理能否得到长期有效实施有较大不确定性。
（二）建议
1、建立能源供需预警系统，设定社会可持续能源需求目标
尽管住房、汽车等新一轮消费热点的出现客观拉动了钢铁、水泥、电解铝等相关产业的发展，而盲目追求GDP增长也是使这些高耗能行业出现非常态增长的另一个原因。因此，建立能源供需预警系统，建立全社会可持续发展能源需求目标管理系统，探索一条适合可持续发展的能源消费模式，对能源需求进行合理引导和管理，合理控制能源消费总量，是落实全面、协调、可持续的科学发展观的具体体现。
2、加快能源行业体制改革，建立有利于全社会经济、社会、环境效益最优的能源发展体系
能源行业的垄断会造成不合理竞争及不合理的定价，从而导致不完整的市场信号，引导不合理的投资行为，最终造成社会效益的缺失和环境受损。如果不加快能源行业体制改革的步伐，不打破垄断，构建政府监管下的开放、竞争、有序的能源市场体系，就会给低效率、高污染的能源建设项目提供发展的空间，带来不利于社会效益和环境保护的后果。
3、建立政府宏观调控与企业发展相协调的行政管理运行机制
出现"电荒"的深层次原因之一是目前的电力行政审批体系存在问题，造成电力投资结构不合理，大量规模小、效率低、污染大的"小热电"纷纷上马。当前正在推进投融资体制改革，减少行政审批手续，发挥市场配置资源的作用。但在经济体制改革没有到位，环境成本、社会成本不能内部化的情况下，要探索新的机制保证新投产的项目符合节能和环保标准，是我们必须解决的一大难题。从长远看，我们必须建立一种能源效率和环境保护公示制度，象环保审查一样，将项目的节能审查也作为项目开工建设的必要前提条件，这样才能处理好政府宏观调控与企业发展相协调的关系。
4、建立节能专项资金用于节能机制的持续运行
从国外经验看，通过建立专项资金来支持能源需求侧管理等节能机制长期而有效地实施，不失为一条成功之道，同时也是一种趋势。有鉴于此，建议有关部门就此进行专项研究，尽快建立节能专项资金，用于保证节能机制的有效运行。
北京电价调整通知范文4
“任何一种上调电价的方案都遇到了不同的意见。在经济尚在恢复的时机，地方政府不支持涨价。”中国能源网信息总监韩晓平表示随着通胀预期的增加，显然更加不利于电价调整。自2008年8月北京奥运会以来，中国尚未调整过电价。与之相比，中国汽油和柴油指导价今年已经调整过8次。“今年12月，新一轮电煤谈判将重启，如果电价上调的时间太接近谈判，有可能会引发电煤价格的回圈上涨。煤电联动会尽早进行。”
电价改革先行
意识到“现行机制还存在许多矛盾和问题”之后，停滞多时的电力体制改革得以重新启航，而突破点选择了电价改革。
10月16日，国家发改委和电监会联合制定《关于加快推进电价改革的若干意见(征求意见稿)》，“这项改革能在‘十二五’开始实施就已经不错了。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强表示，方案修改完并报国务院批准后，还得细化分工安排，确定各项任务的牵头单位和配合单位，“没有哪项任务是单个部委能够独立完成的”。
此前，国家发改委价格司、中电联等部门一直主张继续实施煤电联动来理顺价格，国务院高层也提出了这方面的要求。但眼下要实施煤电联动，有一个前提是首先要把“政府对电网企业的2分钱欠账还上”。一年前，国家发改委通知，要求自2008年8月20日起，全国火力发电上网电价平均每度提高2分钱，以缓解煤价不断上涨对发电企业的压力。但考虑到当时CPI上涨迅速，因此同时又规定，电网企业对电力用户的销售电价暂不做调整。电网企业因上网电价提高而增加的购电成本支出，纳入下次销售电价调整统筹解决。这便是政府“欠电网公司2分钱”的由来。
中国的电价改革在眼下变成了一个“涨价还账”的问题。国家发改委在煤炭、发电、电网三个利益方之间来回腾挪，试图通过价格手段疏导矛盾，但实际上却步步为难。
中国的电价改革，只要涉及终端销售电价，不管在任何时候都很困难。但是任何一种形式的电价改革都必然要传递到终端市场，否则，堵在任何一个环节都只会给以后造成更大的困难。“进行电价改革，政府首先需要建立理顺电价的体制，建立起来后，该怎么动就怎么动，然后是相关方面进行电价调整的决心。”林伯强表示，在电力巨头的强大公关之下，很多政策最后都执行不下去，这才是最大的问题。
去年底以来，煤电“顶牛”现象进一步升级，尽管有关部委多次协调，但2009年的重点电煤购销合同至今没有签订。对深处亏损困境的电力企业而言，电价改革“远水解不了近渴”，他们急切希望通过完善煤电联动来调整电价，并尽快理顺煤电关系。但是煤电联动机制这种模式与市场供求基本脱节，与电力市场化改革的方向相去甚远。但如何完善这一机制，目前尚没有明确说法。
尽管各项任务何时落实和推进尚无时间表，但《意见》的出台，仍被业界视为政府加快电力体制改革特别是电价改革的信号。“多年前提出的改革意见，终于要开始落实了。”多年关注电力改革的杨名舟庆幸“电改没有被遗忘”。
“电价改革事关体制问题早晚都得改，是必走之路，不然，电力领域的众多矛盾永远无法理顺。”杨名舟表示电价改革推进不利，也使得发电企业怨言颇多。“计划电”与“市场煤”的矛盾，在2007和2008年集中爆发，煤价高涨而又无法向下游传导，电力企业的盈利与亏损完全靠政府的电价调整。
在电价改革停滞多年后，此次重启电价改革，只能代表政府推进改革的决心，但困难依然存在。韩晓平认为改革也必然打破原有电网的利益格局，改革预期将会引起电网企业的反弹，决策层的决心和电网的妥协程度，将决定改革的进程。由于各项改革尚没有明确的时间表或量化指标，且没有一项任务能单靠一个部门就能完成改革，所以“推进起来不可能很快”。
在韩晓平看来，最好的办法，就是把电价的定价权下放给地方政府，价格由地方政府自己和发电企业、电网企业划定。“中国电价改革首先应该是电力体制的改革，如果体制变化不大，所有的政策都是政府和企业一起弄，难免就牵扯到利益划分的问题，价格改革推进任何一步都很困难。”
电改严重滞后
有人形容中国的电力体制改革如老牛拉破车，十年磨不成一剑。因牵扯诸多利益，从启动之初就一直争议不断。
一直以来，中国对电力实行全额收购，价格由政府确定的方式。2002年，中国开始以市场化为最终目标的电力体制改革。同年，国务院正式印发新一轮电改方案，业内称为“5号文”。这是一场涉及电力行业所有环节的改革，从市场交易主体到交易模式，都要发生根本性的变化，因而工程浩大，难度很大，耗时较长。
但自从5号文面世的2002年实现了“厂网分开”之后，改革似乎就停滞了0受到广泛认同的“5号文”就是得不到执行。“这是利益各方冲突所致，10年来一直没有停止过。”林伯强表示，“电改的难点之一就在于各方利益的平衡。”在一个市场里，各方都在寻求自身利益的最大化，因此需要有一个很好的制约机制使利益均衡化，从而形成良性有序的市场。但是电力商品的特殊性导致机制的形成错综复杂，“要想理顺太不容易了”。
如果说“厂网分开”是上一阶段电力改革的标志，那么令外界期待的新一轮电力改革标志又是什么?安邦咨询集团高级分析师贺军认为，现在的电力体制改革偏离改革的初衷，渐渐成为利益集团利益再分配的过程。
从超发电价的上涨，到上网电价的上涨，以及预期的销售电价的上涨，所有这些的承受者不是发电公司，更不会是电网公司，而是所有的终端电力消费者。
从目前来看，虽然电力体制改革已经持续了7年多的时间，目前的电价调整仍然不符合“5号文”的要求，“电价的上涨，只是协调了利益集团间的利益分配”。在电价轮番上涨的过程中，发电企业、电网企业在降低运营成本，提高经营效率上，又取得了多少的成果?而这，“才是电力体制改革的初衷”。
出路在能源部?
目前电力改革涉及的部门就有国资委、国家发改委、环保部、电监会等十多家，如此模式带来的直接后果就是管理效率低下、缺乏长远战略、政策缺乏协调等弊端。对于电力改革未来走向，众多电力专家还是冀望在国家能源宏观管理上做出重大变革，电价
改革，电改模式等都只是表面，整个管理体制的混乱才是症结所在。
“但是在中国目前的现实条件下，成立能源部并不是简单一句话的事情，涉及的问题方方面面，相关部门很难达成共识。”国家行政学院汪玉凯教授表示，很大的一个问题便是部门之间的职权分配调整，“要成立能源部，必然要把很多部门已有的权限拿掉，谁愿意啊?各部门间的利益很难平衡协调”。
此一语击中了能源部为何呼吁10多年而未能成形的症结所在。从建国自今，中国能源管理部门机构设置上经历了前后三次分合之变，每一次都需要有些部门和利益集团做出让步和权力让渡。在目前涉及能源管理内容的中央部门中，不乏像国家发改委、国资委这样的强势部门。该如何向它们要权?但如果少了它们目前掌握的一些关键权力，一个仅有空壳的能源部也就不可避免地成为摆设。
这样的担忧是很有必要的，第一个能源部的“短命”便是很好的前车之鉴。据当时的能源部长黄毅诚介绍，成立能源部首先遭到了煤炭部的反对。“到20世纪80年代末，煤炭部已经发展成为管几百人的大部，多位煤炭部的高级领导都是有很深资历的老革命战士。撤销煤炭部，首先就从他们心理上难以接受。”但是，中央最终还是撤销了煤炭部。组建了能源部。而事情发展到最后的结果是，“原煤炭部20几位部长级的干部甚至要求恢复煤炭部”。于是在1993年，能源部被撤销，煤炭部恢复。
国务院曾专门组织人力反思总结1988年能源部的经验教训，后得出的结论是：当时能源部流产的原因至今还存在，如果直接上能源部，很可能还是和当年一样的结果。所以，最终国务院2008年选择了更稳妥的两步走方案。先成立能源委和能源局，待体制理顺后，再升格为能源部，不“毕其功于一役”。先将包括煤炭、电力、石油、天然气、核电以及可再生能源在内的所有能源宏观管理职能，都归口到能源局。为理顺能源管理体制，再度升格打下良好的基础。
不过也有专家对此不乐观，“未来如果直接成立一个和发改委平行的能源部，还是要面对这个问题，宏观管理职能都在发改委，这块不划出来给能源部，能源部没法管，而且市场经济运行到今天，微观管理更加没法做。”
北京电价调整通知范文5
“提前一年”，意味着高耗能、高污染行业与企业落后产能淘汰进入了“倒计时”。
而从总理到总理，从2009年到2013年，横跨“十一五”与“十二五”，这已是中央连续5年给高耗能、高污染行业与企业上“紧箍咒”。
值得注意的是，从措辞与表态看，“要求”也一次比一次严厉，一次比一次清晰。
显然，高耗能、高污染行业与企业的“大限”将至。只是不知道这些行业与企业做好了准备没有？
两任总理、连续5年的“要求”
事实上，纵向来看，近期向高耗能、高污染行业落后产能“动真格”，是“十一五”“十二五”相关政策的一贯延续，只不过，如今已经接近“收官阶段”。
早在2009年，国务院办公厅向各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构印发的《节能减排工作安排》通知中就强调，组织修订《产业结构调整目录》，在抓紧组织实施钢铁、汽车、造船、石化、轻工、纺织、有色金属、装备制造、电子信息、物流等重点产业调整振兴规划过程中，严格执行国家产业政策和项目审核管理规定，强化用地审查、节能评估审查、环境影响评价，“从严控制高耗能、高排放行业盲目扩张”。
2010年国务院召开的全国节能减排工作电视电话会议上，国务院总理要求，严控高耗能、高排放行业过快增长，加大淘汰落后产能力度。必须严格控制“两高”和产能过剩行业新上项目，严把项目审核管理关、项目审批程序关、“两高”产品出口关。他还强调，“采取铁的手腕”淘汰落后产能，并提出了具体指标要求。
2011年国务院总理主持召开国家应对气候变化及节能减排工作领导小组会议，审议并原则同意“十二五”节能减排综合性工作方案，完善节能减排长效机制。
会议首次提出，推进资源税费和环境税改革，通过调整进出口关税，“遏制高耗能、高排放产品出口”。
2012年，国务院了《关于印发节能减排“十二五”规划的通知》，明确提出，对违规在建的高耗能、高排放项目，“有关部门要责令停止建设，金融机构一律不得发放贷款；对违规建成的项目，要责令停止生产，金融机构一律不得发放流动资金贷款，有关部门要停止供电供水”。《通知》还明确提出，将目标评价考核作为领导干部综合考核的重要内容，纳入政府绩效管理，并实行“问责制”。
2013年，新任总理的表态显然更为具体直接。而就在宣布“倒计时”的一个月前，按国务院部署，国家发展改革委会同有关部门已在全国范围内开展了清理高耗能高排放行业专项大检查，这被广泛视为一场“决战”前的摸底行动。
节能减排“大势”与中国经济“升级”内因
今年1月末，主持召开的国务院常务会议，研究部署了控制能源消费总量工作。会议提出，为切实改变过度使用能源的状况，确保国家能源安全，促进经济社会持续健康发展和生态文明建设，要立足于转方式、调结构，充分发挥市场机制作用，优化产业结构和布局，推动能源生产和消费革命，加快形成能源消费强度和消费总量双控制的新机制。
会议同意国家发展改革委提出的预期目标：到2015年，全国能源消费总量控制在40亿吨标准煤左右，用电量控制在6.15万亿千瓦时左右。
而此前就多次强调，要坚持节能与发展相促进，开发与节约相协调，政府调控与市场机制相结合，综合运用经济、法律、技术和必要的行政手段，抓好节能减排工作。
总理也要求，强化节能环保指标约束，对未通过能评、环评的项目，不得批准开工建设，不得提供土地，不得提供贷款支持，不得供电供水。同时，完善配套政策、措施，用法律、标准“倒逼”产业转型升级。
从世界范围来看来看，发达国家已经逐步淘汰了高耗能高污染行业及相关企业的落后产能。而中国一度是这些落后产能的“承接地”，不过，伴随着中国经济的发展与民生要求，显然已经到了必须做出改变的时候了。
不过现实中，有的地方特别是欠发达地区仍有盲目上高耗能、高排放项目的苗头，有的地方擅自出台高耗能行业电价优惠政策；政府工作层面也还存在着认识不到位、激励政策不完善、机制不健全、监管不到位、基础工作薄弱等问题。
这些问题是被动解决还是主动解决，无疑值得相关部门深思。
民生工程打造与光伏产业脱困
从更具体的现实观察，今年年初北京等地空前严重的雾霾天气及国内新能源光伏产业陷入困局，似乎更坚定了高层包括严控高耗能、高污染行业在内的节能减排的决心与信心。
将此冠以“重大民生问题”。国务院今年新推出的一些举措，如强制公开重污染行业企业环境信息，公布重点城市空气质量排名，加大违法行为处罚力度，建立环渤海包括京津冀、长三角、珠三角等区域联防联控机制，加强人口密集地区和重点大城市PM2.5治理，构建对各省（区、市）的大气环境整治目标责任考核体系，将重污染天气纳入地方政府突发事件应急管理，由地方政府对当地空气质量负总责等，无不都极富针对性。
北京电价调整通知范文6
事实上，在一张张居民水、电、汽油的缴费单里，均含有多项“附加”的费用：每一吨生活用水的价格里，有公共事业费、排污费等“附加费”;每度城乡居民电价里，至少包括5种“附加费”，各地规定普遍占电价的5%左右;而在海南等一些地方，一升汽油的售价里，还有1块多钱的“车辆通行附加费”……
记者调查发现，在关涉民生的水、电、汽油价格中，“附加费”现象普遍存在，且各地标准不同，项目易增难减。按2013年全国用电量初步估算，仅电价“附加费”一年可达2000多亿元，其中居民生活用电的“附加费”就达270多亿元。这些“附加费”到底该不该收？它们最终流向了哪里？
电价“附加费”各地标准最多相差近一倍
张女士发现的电价“附加费”是怎么回事呢？“附加费”究竟是什么？收取名目从何而来？记者拨打上海、北京、海南、四川四个省市的国家电网“95598”热线了解到，销售电价里的“附加费”现象在各地普遍存在，其中一些已收取多年。“目前，电价里附加的主要是政府性基金及附加资金，全国性的就有5项。”国家能源委员会专家咨询委员会委员、厦门大学中国能源研究中心主任林伯强介绍，其中有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。此外，还有各种部分地方性基金。
据介绍，目前，各地电价“附加费”的收取标准各异。其中，四川省发改委在2013年11月下发的《关于调整可再生能源电价附加征收标准等有关事项的通知》中明确了现行征收标准：以城市“一户一电”居民生活用电为例，四川每度电均含农网还贷资金2分钱;国家重大水利工程建设基金0.7分钱;城市公用事业附加费1分钱;大中型水库移民后期扶持资金0.83分钱，以及地方水库移民后期扶持资金0.05分钱;还有可再生能源电价附加0.1分钱。这意味着，以上“附加费”合计一户普通居民用1度电，需缴纳的“附加费”共4.68分钱――即使按照该省居民生活用电每度0.8224元的“封顶标准”计算，“附加费”也已约占电价的5.6%，而工商业用电收取标准更高。
“各地电价里的‘附加费’标准差别很大，相差可以近一倍。少的2分多，多的5分多。”林伯强说。
事实上，据多位专家估算，如果按4分钱一度的平均水平计算，2013年，我国全社会用电量累计53223亿度，电价里一年“加收”的费用达2100余亿元。“仅按6793亿度的居民生活用电量计算，这笔收费也达270多亿元。”上海市流通经济研究所所长汪亮说。
“附加费”过时收取和违规加价频频
记者调查发现，“附加费”在水、电、成品油价格中普遍存在。在江南水务、重庆水务等上市公司近年的公告中，其所在地水价包含南水北调基金、污水处理费等常规附加，公用事业“附加费”在每立方米0.05元―0.1元不等，一些地方还有垃圾费和省级专项费。
而从2008年末起，海南省在汽油销售环节中价外征收机动车辆通行“附加费”，2011年后，这一“附加费”已涨至每升1.05元。尽管收取标准看似不高，但“聚沙成塔”的最终结果却很可观：比如，按海南省加油站行业“十二五”发展规划，到2015年，该省成品油销售量将达250万吨。专家测算，保守估计，仅“车辆通行附加费”一年收取可上10亿元。
记者调查发现，“附加费”存在的问题主要包括以下几种：
――名为临时性工程投入，但“过时”仍收取。比如，1992年起征收的三峡水利建设基金在2009年停止征收，但继续新设国家重大水利建设基金，仍按每度电0.7分钱的标准收取。
――以“价中费”代替其他收费，催生不公平均摊。据了解，海南成品油价中的车辆通行“附加费”，是在油品销售环节征收。这个规定意味着，所有的消费者都需要交纳这笔额外的“附加费”。对此，一些消费者表示，对油价统一加收“附加费”，意味着机动车不上高速也要交钱，有“雁不过也拔毛”之嫌。海南省交通规费征稽局局长熊志洲表示，“这确实有些不公平，但因为不是在路上设卡收费，能保证交通顺畅。”
――“附加费”通过补贴或结算差价的方式，直接变为电网、供水企业的经营收入。比如，深圳、海南等地均规定，“附加费”中的污水处理费，优先支付排水、污水等设施运营，或通过服务采购向管网、污水处理运营企业补贴。
事实上，很多“附加费”不是供水或者供电企业直接收取的，而是政府相关部门在收取“附加费”后，作为补贴返回给企业。通过这种计划性的机制，来调节供电、供水企业的盈亏，客观造成人为干预因素很大。
在重庆水务季报中，今年前三季度就获得政府补助1034万元。此外，按有关会计处理规定，电网企业取得可再生能源发电项目上网电价补助――明文规定的“附加费”的一种，可直接计入企业的“银行存款”和“主营业务收入”。
――违规加价。在国家电监会2009年―2012年的供电监管报告中，几乎每年都有供电企业借“附加费”自定收费标准，这些“附加费”都是在政策规定之外收取的。例如，内蒙古鄂尔多斯电业局连续两年向用户收取“线路维护费”，未提供收费依据，属超范围经营。
“附加费”变“明白费”改革方向在于市场化
业内人士表示，“附加费”现象源于计划经济时代，主要由政府进行资源定价，造成某些重要资源长期价格偏低。为了支持企业运营，政府额外收取“附加费”，形成专项基金，然后补充公共设施的计划性、临时性投入。随着定价向市场化转型，清理陈旧不合理的附加基金，通过“费改税”规范合理的收费，应是新一轮资源价格及税费改革的题中之意。
实际上，“附加费”种类偏多，增速较快，挤压了价格市场化改革的空间，令资源的价格不能真实准确地反映市场供需。清华大学水业政策研究中心主任傅涛介绍，从我国36个核心城市的调查来看，10年来，供水价格年均增长5%左右，但“附加费”中的污水处理费却年均增幅达15%左右，超过了水价本身的增速。
专家说，水所增加的成本靠“附加费”的方式“暗地里”收取，不仅令公众质疑，也不利于推动企业靠自身效能提高节约成本、提高生产力。
汪亮等专家普遍认为，种种“附加费”问题需要理顺、规范，即使对一些合理并常态化的基金，也应加快“费改税”，减少随意性和寻租空间。
