电企买单促节能改造
“2012年至今的可再生能源补贴，合计有一个多亿，直到现在都被拖欠。”在甘肃玉门市，一家大型风电央企的负责人向记者颇为无奈地道出了电价补贴不能及时到位的困扰。
然而，电价补贴却成为近期电价调整的突破口。国家发改委近日一纸通知，要求9月25日起将可再生能源电价附加标准由0.8分/千瓦时提高到1.5分/千瓦时。本次通过调整上网电价来提高可再生能源附加的调整幅度虽还没有公布，但业内预计电价将下调1.5分/千瓦时左右。
常州光伏行业协会秘书长邱第明在接受记者采访时表示，随着本次上调，新能源最多可获得约300亿元的补贴资金。
弥补新能源补贴缺口
200亿元！按照不同的口径计算，目前国内可再生能源补贴缺口都在这个数额左右。
早在2006年6月通过的《可再生能源法》中，明确电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源，超出常规火电上网标杆价格的部分，附加在销售电价中分摊。可再生能源电价附加的征收标准最初为0.1分/千瓦时。随后，这一标准提高到0. 2分/千瓦时，2009年11月起调高至0. 4元/千瓦时，2011年12月调高至0.8分/千瓦时。
虽然电价附加标准在2011年底已经翻番，但不少新能源企业能够按时按额拿到补贴并不是易事。
“我们是央企，同时也是甘肃省的新能源示范项目，补贴都不能及时到位，更何况一些小型的新能源企业。”上述甘肃玉门大型风电企业的负责人告诉记者，此前国家已经明确发电补贴可以按季度结算，但是公司在2012年和2013年上半年未拿到的补贴已经超过了1亿元。
发电企业的补贴没能及时到位，也影响到下游的装备企业。西安一家风机制造企业的技术员告诉记者，公司将生产好的设备交付给发电企业，最初只能收到约1/3的货款，剩余的款项则被发电企业长期拖欠，拖欠的一个理由就是补贴还没有到位，需要再等一等。
据此前有公开数据统计，全国可再生能源补贴2011年年底缺口已达107亿元，2012年缺口在200余亿元。随着新能源的发展，补贴缺口将越来越大。
近期记者在甘肃酒泉市到玉门、瓜州、敦煌等地实地采访中发现，在中国的西部地区新能源虽然起步较晚，但由于本身具有的风电和太阳能发电的优势，新能源装机呈现出急速扩张之势。根据各地出台的新能源“十二五”相关规划，新能源的装机容量都将有大规模的增长。
以甘肃省为例，规划预计到2015年年底，风电装机将达到1700万千瓦，太阳能发电装机将达到600万千瓦以上。而目前，甘肃风电和光伏装机容量分别只有640万千瓦和60万千瓦。同样，在宁夏、陕西、新疆、青海等西部地区都在酝酿着新能源的扩张。
邱第明表示，虽然可再生能源电价附加经过了多次调整，但近年来中国的新能源装机则呈现出飞速发展之势，原来的电价补贴已经远远不够覆盖整个行业。从今年可再生能源的发电量预估来看，电价附加标准由0.8分/千瓦时提高至1.5分/千瓦时，每年至少能够筹集500亿元，这比现在征收的200亿元左右增加了一倍多。
利好电企环保改造
“总体来说，这次‘新政’的目标就是鼓励发展新能源，支持传统能源企业进行节能减排。”中煤远大行业战略管理咨询中心分析师张志斌表示。
在此次同步出台的政策中，除了可再生能源电价附加调整，本次新政中将燃煤发电企业的脱硫脱硝补偿标准由每千瓦时0.8分提高到1分钱；另外新增了对燃煤发电企业的除尘补偿，实行每千瓦时0.2分。
一位电力行业人士告诉记者，发电企业进行脱硫脱硝的改造成本主要分两方面，一部分是新增装置成本，一部分是脱硫脱硝的运营成本。据其透露，一个中型机组的装置费用为4000余万元，运营过程中还需要使用催化剂、定期更新设备，一台机组的脱硫脱硝成本改造超过1亿元。
此前电力企业一直以环保成本的增加为由反对下调电价。中国电力企业联合会曾在一份分析报告中指出，目前发电企业同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.2分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.5分/千瓦时，而0.8分/千瓦时的补贴难以弥补脱硝运营成本和投资，因此电厂建设运营脱硝设施积极性不高，很多电企即使上马了脱硫脱硝装置，但仍然不进行运营。
国电集团、大唐电力集团等电力巨头的负责人曾在多个场合公开“哭穷”：脱硝电价补贴难以弥补脱硝成本。
2013年上半年，国家环保部组织完成了对去年中央企业主要污染物总量减排核查工作，其中发现15家企业存在脱硫监测数据作假，其中不乏神华集团、华电集团等央企。
对于上述企业，环保部表示将挂牌督办、责令限期整改，不仅追缴二氧化硫排污费和脱硫电价补贴，并予以最高达5倍的经济处罚。
“实际上这次环保部重罚脱硫脱硝造假，也给了业内不少的反思。”金银岛分析师戴兵告诉记者，除了脱硫脱硝补贴制度上的缺陷需要改进外，一个重要的原因还是补贴力度不够，企业的运营积极性受到阻碍，而本次燃煤企业的环保电价合计上调了计0.4分钱/千瓦时，对企业来说是很大的利好。
数据显示，2012年全年中国火力发电量产量为3.79万亿千瓦时。以此计算，本次环保电价补贴上调之后，燃煤发电企业可新增获得约152亿元的环保改造补贴。随着补贴的落实，企业的环保改造成本也将大幅下降。
实际上不仅仅是发电企业，在环保政策加码背景下，煤炭供给方也企图通过环保改造来占有市场。
记者独家获悉，“煤老大”神华集团正在酝酿一项新政：只要是神华的山东发电客户，煤炭使用量能达到一定水平，神华集团将会出资帮助这些电厂完成节能减排改造。
销售电价年底下调可期
国家发改委相关负责人明确表示，此次电价调整主要通过对燃煤发电企业上网电价进行结构调整来实现，不提高销售电价水平，不是煤电价格联动，销售电价不会做调整。“实际上就是让电力企业压缩一部分利润，专门用于环保改造。”戴兵认为，9月25日新政实施后，燃煤企业的上网电价将进行下调，而终端的销售价格不变，按流程电网企业将征收其中的多余部分，最后再补贴给电厂。
“现在煤炭价格降了很多，下调燃煤企业的上网电价也完全合情合理，但这样做显然较复杂，最直接的做法仍然是进行煤电联动。”戴兵表示。
按照2012年12月25日，国务院办公厅印发的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，其中规定以年度为周期，当电煤价格波动幅度超过5%时，实施煤电价格联动。
截至2013年9月12日，环渤海地区发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格为536元/吨，而在今年年初这一价格还在640元/吨水平，跌幅已经超过16%。
“虽然大部分地区电煤价格波动幅度已超过5%，但在时间上尚未达到一年的联动周期。”国务院发改委相关负责人的表态，让此前传言10月下调电价的幻想破灭。
国家电网一位内部人士告诉记者，过去十年间煤炭价格上涨了数倍，但销售电价基本维持不变，发电企业此前却是承受了不小的负债，今年以来发电企业刚过上了好日子，所以电价下调本身就面临着五大发电集团等电企的阻力。因而除了一年的周期没有达到之外，实际上更为重要的是销售电价的调整涉及到电力企业、电网企业和下游用户的多方利益，调价也不可能一蹴而就。
“虽然国家层面的政策不好预测，但年底的电价下调依然极有可能。”该人士也表示，综合国内煤炭价格中期仍将低迷的形势来看，终端电价下调仍是大势所在。
“2012年至今的可再生能源补贴，合计有一个多亿，直到现在都被拖欠。”在甘肃玉门市，一家大型风电央企的负责人向记者颇为无奈地道出了电价补贴不能及时到位的困扰。
然而，电价补贴却成为近期电价调整的突破口。国家发改委近日一纸通知，要求9月25日起将可再生能源电价附加标准由0.8分/千瓦时提高到1.5分/千瓦时。本次通过调整上网电价来提高可再生能源附加的调整幅度虽还没有公布，但业内预计电价将下调1.5分/千瓦时左右。
常州光伏行业协会秘书长邱第明在接受记者采访时表示，随着本次上调，新能源最多可获得约300亿元的补贴资金。
弥补新能源补贴缺口
200亿元！按照不同的口径计算，目前国内可再生能源补贴缺口都在这个数额左右。
早在2006年6月通过的《可再生能源法》中，明确电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源，超出常规火电上网标杆价格的部分，附加在销售电价中分摊。可再生能源电价附加的征收标准最初为0.1分/千瓦时。随后，这一标准提高到0. 2分/千瓦时，2009年11月起调高至0. 4元/千瓦时，2011年12月调高至0.8分/千瓦时。
虽然电价附加标准在2011年底已经翻番，但不少新能源企业能够按时按额拿到补贴并不是易事。
“我们是央企，同时也是甘肃省的新能源示范项目，补贴都不能及时到位，更何况一些小型的新能源企业。”上述甘肃玉门大型风电企业的负责人告诉记者，此前国家已经明确发电补贴可以按季度结算，但是公司在2012年和2013年上半年未拿到的补贴已经超过了1亿元。
发电企业的补贴没能及时到位，也影响到下游的装备企业。西安一家风机制造企业的技术员告诉记者，公司将生产好的设备交付给发电企业，最初只能收到约1/3的货款，剩余的款项则被发电企业长期拖欠，拖欠的一个理由就是补贴还没有到位，需要再等一等。
据此前有公开数据统计，全国可再生能源补贴2011年年底缺口已达107亿元，2012年缺口在200余亿元。随着新能源的发展，补贴缺口将越来越大。
近期记者在甘肃酒泉市到玉门、瓜州、敦煌等地实地采访中发现，在中国的西部地区新能源虽然起步较晚，但由于本身具有的风电和太阳能发电的优势，新能源装机呈现出急速扩张之势。根据各地出台的新能源“十二五”相关规划，新能源的装机容量都将有大规模的增长。
以甘肃省为例，规划预计到2015年年底，风电装机将达到1700万千瓦，太阳能发电装机将达到600万千瓦以上。而目前，甘肃风电和光伏装机容量分别只有640万千瓦和60万千瓦。同样，在宁夏、陕西、新疆、青海等西部地区都在酝酿着新能源的扩张。
邱第明表示，虽然可再生能源电价附加经过了多次调整，但近年来中国的新能源装机则呈现出飞速发展之势，原来的电价补贴已经远远不够覆盖整个行业。从今年可再生能源的发电量预估来看，电价附加标准由0.8分/千瓦时提高至1.5分/千瓦时，每年至少能够筹集500亿元，这比现在征收的200亿元左右增加了一倍多。
利好电企环保改造
“总体来说，这次‘新政’的目标就是鼓励发展新能源，支持传统能源企业进行节能减排。”中煤远大行业战略管理咨询中心分析师张志斌表示。
在此次同步出台的政策中，除了可再生能源电价附加调整，本次新政中将燃煤发电企业的脱硫脱硝补偿标准由每千瓦时0.8分提高到1分钱；另外新增了对燃煤发电企业的除尘补偿，实行每千瓦时0.2分。
一位电力行业人士告诉记者，发电企业进行脱硫脱硝的改造成本主要分两方面，一部分是新增装置成本，一部分是脱硫脱硝的运营成本。据其透露，一个中型机组的装置费用为4000余万元，运营过程中还需要使用催化剂、定期更新设备，一台机组的脱硫脱硝成本改造超过1亿元。
此前电力企业一直以环保成本的增加为由反对下调电价。中国电力企业联合会曾在一份分析报告中指出，目前发电企业同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.2分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.5分/千瓦时，而0.8分/千瓦时的补贴难以弥补脱硝运营成本和投资，因此电厂建设运营脱硝设施积极性不高，很多电企即使上马了脱硫脱硝装置，但仍然不进行运营。
国电集团、大唐电力集团等电力巨头的负责人曾在多个场合公开“哭穷”：脱硝电价补贴难以弥补脱硝成本。
2013年上半年，国家环保部组织完成了对去年中央企业主要污染物总量减排核查工作，其中发现15家企业存在脱硫监测数据作假，其中不乏神华集团、华电集团等央企。
对于上述企业，环保部表示将挂牌督办、责令限期整改，不仅追缴二氧化硫排污费和脱硫电价补贴，并予以最高达5倍的经济处罚。
“实际上这次环保部重罚脱硫脱硝造假，也给了业内不少的反思。”金银岛分析师戴兵告诉记者，除了脱硫脱硝补贴制度上的缺陷需要改进外，一个重要的原因还是补贴力度不够，企业的运营积极性受到阻碍，而本次燃煤企业的环保电价合计上调了计0.4分钱/千瓦时，对企业来说是很大的利好。
数据显示，2012年全年中国火力发电量产量为3.79万亿千瓦时。以此计算，本次环保电价补贴上调之后，燃煤发电企业可新增获得约152亿元的环保改造补贴。随着补贴的落实，企业的环保改造成本也将大幅下降。
实际上不仅仅是发电企业，在环保政策加码背景下，煤炭供给方也企图通过环保改造来占有市场。
记者独家获悉，“煤老大”神华集团正在酝酿一项新政：只要是神华的山东发电客户，煤炭使用量能达到一定水平，神华集团将会出资帮助这些电厂完成节能减排改造。
销售电价年底下调可期
国家发改委相关负责人明确表示，此次电价调整主要通过对燃煤发电企业上网电价进行结构调整来实现，不提高销售电价水平，不是煤电价格联动，销售电价不会做调整。“实际上就是让电力企业压缩一部分利润，专门用于环保改造。”戴兵认为，9月25日新政实施后，燃煤企业的上网电价将进行下调，而终端的销售价格不变，按流程电网企业将征收其中的多余部分，最后再补贴给电厂。
“现在煤炭价格降了很多，下调燃煤企业的上网电价也完全合情合理，但这样做显然较复杂，最直接的做法仍然是进行煤电联动。”戴兵表示。
按照2012年12月25日，国务院办公厅印发的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，其中规定以年度为周期，当电煤价格波动幅度超过5%时，实施煤电价格联动。
截至2013年9月12日，环渤海地区发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格为536元/吨，而在今年年初这一价格还在640元/吨水平，跌幅已经超过16%。
“虽然大部分地区电煤价格波动幅度已超过5%，但在时间上尚未达到一年的联动周期。”国务院发改委相关负责人的表态，让此前传言10月下调电价的幻想破灭。
国家电网一位内部人士告诉记者，过去十年间煤炭价格上涨了数倍，但销售电价基本维持不变，发电企业此前却是承受了不小的负债，今年以来发电企业刚过上了好日子，所以电价下调本身就面临着五大发电集团等电企的阻力。因而除了一年的周期没有达到之外，实际上更为重要的是销售电价的调整涉及到电力企业、电网企业和下游用户的多方利益，调价也不可能一蹴而就。
“虽然国家层面的政策不好预测，但年底的电价下调依然极有可能。”该人士也表示，综合国内煤炭价格中期仍将低迷的形势来看，终端电价下调仍是大势所在。
