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国家发改委出台北方地区清洁供暖价格政策意见

2017-9-25 17:18| 发布者: crystal| 查看: 283| 评论: 0|来自: CSPPLAZA光热发电网

      CSPPLAZA光热发电网讯:近日,国家发展改革委印发《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》(以下简称《意见》)的通知。《意见》指出,要建立有利于清洁供暖价格机制,综合运用完善峰谷价格、阶梯价格,扩大市场化交易等价格支持政策,促进北方地区加快实现清洁供暖。

  在上述总体要求的基础上,意见提出要完善“煤改电”电价政策,具体来说将完善峰谷分时价格制度,优化居民用电阶梯价格政策,大力推进市场化交易机制;完善“煤改气”气价政策,明确“煤改气”门站价格政策,完善销售价格政策,灵活运用市场化交易机制;因地制宜健全供热价格机制:完善集中供热价格政策,试点推进市场化原则确定区域清洁供暖价格,加强供热企业成本监审和价格监管;统筹协调相关支持政策,加大财政支持力度,探索多元化融资方式,扩大市场准入,做好供应保障。

     9月6日,住建部、发改委、财政部和国家能源局四部委联合下发《关于推进北方采暖地区城镇清洁供暖的指导意见》,意见指出,要大力发展可再生能源供暖,大力推进风能、太阳能、地热能、生物质能等可再生能源供暖项目,将可再生能源供暖作为城乡能源规划的重要内容,重点推进,建立可再生能源与传统能源协同的多源互补和梯级利用的综合能源利用体系。

  目前,北方广大农村地区、一些城镇以及部分大中城市的周边区域,还在大量采用分散燃煤和散烧煤取暖,既影响了居民基本生活的改善,也加重了北方地区冬季雾霾天气。此次国家发改委明确推进北方地区冬季清洁取暖意见,将有利于改善居民生活环境和质量,推进能源消费革命和农村生活方式变革。

      以下为通知全文:

  国家发展改革委关于印发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知

  发改价格〔2017〕1684号

  各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司,中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司,国家电网公司、内蒙古电力公司:

  为贯彻落实党中央国务院关于推进北方地区清洁供暖的决策部署,加快推动清洁供暖工作,按照“企业为主、政府推动、居民可承受”的方针,我们制定了《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》,现予印发,请按照执行。

  为贯彻落实党中央国务院关于推进北方地区清洁供暖的决策部署,经研究,现就有关价格政策提出以下意见。

  一、总体要求

  北方广大农村地区、一些城镇以及部分大中城市的周边区域,还在大量采用分散燃煤和散烧煤取暖,既影响了居民基本生活的改善,也加重了北方地区冬季雾霾天气。推进北方地区冬季清洁取暖,是重大民生工程、民心工程,关系北方地区广大群众温暖过冬,关系雾霾天能不能减少,是能源生产和消费革命、农村生活方式革命的重要内容。

  要按照“企业为主、政府推动、居民可承受”的方针,遵循因地制宜、突出重点、统筹协调的原则,宜气则气,宜电则电,建立有利于清洁供暖价格机制,综合运用完善峰谷价格、阶梯价格,扩大市场化交易等价格支持政策,促进北方地区加快实现清洁供暖。

  二、完善“煤改电”电价政策

  具备资源条件,适宜“煤改电”的地区,要通过完善峰谷分时制度和阶梯价格政策,创新电力交易模式,健全输配电价体系等方式,降低清洁供暖用电成本。

  (一)完善峰谷分时价格制度

  鼓励利用谷段低价电供暖,提高电力系统利用效率,降低“煤改电”用电成本。一是推行上网侧峰谷分时电价政策。鼓励北方地区省级价格主管部门按照当地大容量主力燃煤机组的边际发电成本确定谷段上网电价,在上网电价平均水平不变的前提下确定峰段上网电价,报国家发展改革委同意后实施。二是完善销售侧峰谷分时时段划分。对采暖用电部分,适当延长谷段时间(原则上不超过2小时),优化峰、平、谷价格时段划分。三是适当扩大销售侧峰谷电价差。在销售侧平均水平不变的情况下,进一步扩大采暖季谷段用电电价下浮比例。

  (二)优化居民用电阶梯价格政策

  合理确定采暖用电量,鼓励叠加峰谷电价,明确村级“煤改电”电价政策,降低居民“煤改电”用电成本。一是合理确定居民采暖用电量。相关省份根据当地实际,合理确定居民取暖电量。该部分电量按居民第一档电价执行;超出部分计入居民生活用电,执行居民阶梯电价。二是鼓励叠加峰谷电价。鼓励省级价格主管部门在现行居民阶梯价格政策基础上,叠加峰谷分时电价政策,并在采暖季适当延长谷段时间。三是明确村级“煤改电”电价政策。农村地区以村或自然村为单位通过“煤改电”改造使用电采暖或热泵等电辅助加热取暖,与居民家庭“煤改电”取暖执行同样的价格政策。

  (三)大力推进市场化交易机制

  鼓励清洁供暖用电电量积极参与电力市场交易,在缓解弃风弃光扩大用电的同时,降低电采暖用电成本。一是推动可再生能源就近直接消纳。鼓励北方风电、光伏发电富集地区,在按有关规定完成保障性收购的前提下,鼓励电蓄热、储能企业与风电、光伏发电企业开展直接交易,建立长期稳定且价格较低的供用电关系。二是促进跨省跨区电力交易。北京、天津等行政区域内电力资源不足的,要在确保电网安全的前提下,打破省间壁垒,通过跨省跨区电力交易的方式扩展低成本电力资源。三是探索市场化竞价采购机制。

  支持具备条件的地区建立采暖用电的市场化竞价采购机制,由电网企业或独立售电公司代理用户采购市场最低价电量,予以优先购电保障。具体方案由省级价格主管部门、电力运行主管部门商能源部门、电网企业制定。四是合理制定电采暖输配电价。参加电力市场交易的采暖用电,峰段、平段执行相应电压等级的输配电价,谷段输配电价按平段输配电价的50%执行。

  三、完善“煤改气”气价政策

  天然气资源有保障,适宜“煤改气”的地区,要通过完善阶梯价格制度,推行季节性差价政策,运用市场化交易机制等方式,综合降低清洁供暖用气成本,重点支持农村“煤改气”。

  (一)明确“煤改气”门站价格政策。实行政府指导价的陆上管道天然气供农村“煤改气”采暖用气门站价格,按居民用气价格执行;供城镇“煤改气”采暖用气门站价格,按现行价格政策执行。

  (二)完善销售价格政策。居民“煤改气”采暖用气销售价格,按居民用气价格执行。同时,进一步完善居民阶梯气价制度,可对采暖用气单独制定阶梯价格制度。

  (三)灵活运用市场化交易机制。鼓励供热企业与上游供气企业直接签订购销合同,通过交易平台确定或协商确定购气价格。

  四、因地制宜健全供热价格机制

  科学合理制定供热价格,协调好不同供暖方式的比价关系,既让企业有积极性开发清洁供暖项目,也让居民可承受,保障清洁取暖顺利推进。

  (一)完善集中供热价格政策。适宜采取集中供暖的地区,通过热电联产、大型燃煤锅炉、燃气锅炉、生物质锅炉、地热供暖等方式集中供暖的,必须按照超低排放要求进行环保改造并达到规定的排放(回灌)标准后供热。地方价格主管部门要统筹考虑改造运行成本、居民承受能力,合理制定居民供热价格。采用背压式热电联产机组供热的,在认真核定成本的基础上,科学合理确定热力或供热价格。加快推进供热计量收费,推行两部制热价。大型燃煤锅炉环保改造、燃煤锅炉改为燃气锅炉,导致热力生产成本增加较多的,可以通过适当调整供热价格的方式疏导,不足部分通过地方财政予以补偿。

  (二)试点推进市场化原则确定区域清洁供暖价格。区域性集中清洁供暖,原则上由政府按照供暖实际成本,在考虑合理收益的基础上,科学合理确定供热价格。在具备条件的地区,试点推进市场化原则确定区域清洁供暖价格,由供暖企业按照合理成本加收益的原则,在居民可承受能力范围内自行确定价格。

  (三)加强供热企业成本监审和价格监管。有权限的价格主管部门,根据成本监审办法的要求,加强对属于网络型自然垄断环节的热力管道输送环节成本监审,剔除不合理成本,逐步推行成本公开,强化社会监督,合理制定热力输送价格。

  五、统筹协调相关支持政策

  清洁供暖是一项系统工程,在实行价格支持政策的同时,其他相关政策要协同推进,形成合力。

  (一)加大财政支持力度。以“2+26”城市为重点,开展北方地区冬季清洁取暖试点。中央财政通过现有资金渠道,支持试点城市推进清洁方式取暖替代散煤燃烧取暖,鼓励地方政府创新机制,完善政策,引导企业和社会加大投入,实现试点地区散煤供暖“销号”,并形成示范带动作用。各地应结合本地实际,研究出台支持清洁取暖的政策措施,统筹使用相关政府资金,加大对清洁取暖工作的支持力度,并向重点城市倾斜。落实供暖企业向居民供暖相关增值税、房产税、城镇土地使用税优惠政策。

  (二)探索多元化融资方式。大力发展绿色金融,在风险可控的前提下,加大对清洁供暖企业和项目的支持力度。支持通过企业债、低息贷款等方式解决清洁供暖项目融资问题。鼓励社会资本通过政府和社会资本合作(PPP)模式参与清洁供暖项目投资建设运营,多渠道解决项目融资问题,降低融资成本。

  (三)扩大市场准入。进一步放开供暖市场准入,大力支持有实力、有信誉的民营企业进入清洁供暖领域,不断挖掘具有发展前景、经济性良好的新型清洁供暖技术。

  (四)做好供应保障。电网企业要合理调整投资结构,加大与清洁供暖相关的配电网改造力度,保障清洁供暖用电稳定。上游供气企业要及早谋划部署,确保气源充足供应,同时根据居民用气实际情况重新核定居民用气比例,确保居民气量充足稳定供应。各级供气企业要切实承担分级储气责任,加快储气设施建设进度,保障冬季用气高峰天然气安全稳定供应。

  北方地区各级价格主管部门要切实增强对推进“煤改电”“煤改气”重要性的认识,加强组织领导,科学制定本地区具体政策方案,周密部署,精心实施,为加快推动北方地区清洁取暖,保障和改善民生,营造良好的价格政策环境。

       国家发展改革委

  2017年9月19日

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