2015年11月中国电力价格

⑴ 国家能源局全国电力价格情况监管通报 电网企业平均销售电价和居民用电平均电价统计是怎么测算的

具体如何规定，要问发表通报的单位。
从统计学的角度看，如居民电价A省是A，居民用电量是M1，B省的居民电价是B，居民用电量是M2，⋯则电网企业居民平均电价为（AM1+BM2＋⋯）／（M1＋M2＋⋯）。
至于平均销售电价，同样可以用这思路演祘。

⑵ 全国电费价格哪里最低

现在微信钱包里面还有城市服务看到没，以前只知道可以订票 交费，现在才知道连查账单都可以了，可以到微信城市服务里面咨询一下，应该可以查到。毕竟城市服务里面连社保、公积金、出入境、公安户政、教育等业务都可以咨询办理了。这点只能说小事

⑶ 历年全国人均用电量统计数据

11月份全国用电量同比增长-8.33%，这是在10月份用电量增长-2.18%的基础上出现大幅下滑。有专家预计，12月份用电量还会继续下降。电力向来被视为国民经济的“晴雨表”，透过用电量的增长可以准确把握产业、行业的发展状况及宏观经济的走势。全国月度用电量增长率在2007年3月曾高达23.88%，全行相关报告
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<<更多相关报告业（一、二、三产）月度用电量增长率也达到23.48%。此后便呈起伏式下滑，全国用电量10月份同比增长-2.18%，11月份同比增长-8.33%。其中纺织业的用电增速在2007年基本维持在10%左右，从今年3月份起开始下滑，7月份为-0.4%，8月份为-0.7%，9月份为-0.79%，10月份为-9.49%，11月份达到-12.34%，已经连续5个月为负增长。服装鞋帽及其制品业和木材加工家具制造业的用电量也在10月份分别出现-11.17%和-2.98%的负增长，11月份分别为-7.8%和-14.6%的负增长。国际金融危机已经直接影响到我国部分行业的生产经营。尽管我国政府在今年下半年陆续调整出口退税政策，但从目前看很难扭转这种下滑的局面。受国内市场影响较大的黑色、有色行业的用电量也呈现大幅度下降。黑色、有色行业的用电量增长今年10月份分别为-16%及-8.9%，到11月份更分别降至-24.5%及-14.5%。黑色、有色行业的发展与房地产有直接的关联。房地产业的不景气导致对钢材、铝等产品的需求不旺。此外，今年10月份用电负增长的行业还有：印刷、文体用品制造业用电增速分别为-6.5%和-10.5%；化工业为-8.57%，其中氯碱为-28.9%，电石为-27.7%；医药制造、化纤制造、橡胶塑料制造业也是负增长。11月份用电负增长的行业已扩大到采矿业为-12.5%，及占全国当月用电量的一半的制造业中的20个行业均为负增长。但建筑、交通、信息服务、住宿餐饮、服务及机关等行业用电增速还是正的

⑷ 国电电力今年目标价是多少

从合理估值来讲，4.5元左右已经很好了，但是从资产注入预期、电价改革等方面题材考虑，加上A股市场炒作的习惯，5元甚至6元都可能。本人是最近在3.3元进了10万股，准备每跌15%等额资金加仓，最多100万元。强烈看好长期前景，预计明年内能达到4.5元，之上我也计划分批减仓，就算持有2年，每年也有20%。我现在只做这种稳赚的钱。比如中国银行在3.4元以下，中国神华在21元以下，都是可以考虑的。这样一点都不累，有分红，有差价。何必天天盯盘？

⑸ 现在一度电多少钱

2019年广东省广州市居民阶梯电价按每月用电量划分：

1、居民夏季（5月－10月）阶梯电价调整：

阶梯电量（度）调整前调整后第一档（0－260）0.61元/度0.5921元/度第二档（261－600）0.66元/度。

2、居民非夏季（11月－次年4月）阶梯电价调整：

阶梯电量（度）调整前调整后第一档（0－200）0.61元/度0.5921元/度第二档（200－400）0.66元/度。

(5)2015年11月中国电力价格扩展阅读：

按实际用电量计算的电费部分。电度电费用以补偿电力企业随发供电量变化而变化的变动成本支出部分。对居民等小用户，电度电费即为其全部应交电费；

对执行两部制电价的用户，电度电费仅为应交电费的一部分，再加上基本电费才为其全部应交电费。电度电费是按照电力企业在用户处安装的计费电能计量装置中有功电能表读数为基数计算的。由于电能表计数是累计值，因此在计算一个规定期限内的用电量时，应是期末读数与期初读数之差。

⑹ 股票中国电力发行价是多少

1、中国电力（股票代码为02380）的发行价格未知。根据中国证监会公布了IPO预披露名单，中国核能电力股份有限公司拟上交所上市，本次发行不超过36.51亿股，发行后总股本不超过146.0377亿股。
2、中国电力投资集团公司（简称中电投集团）组建于2002年12月29日，是集电力、煤炭、铝业、铁路、港口各产业于一体的综合性能源集团，是国家五大发电集团之一。中电投集团注册资本金人民币120亿元，在全国唯一同时拥有水电、火电、核电、新能源资产，是国家三大核电开发建设运营商之一。

⑺ 国电电力有长期投资价值吗现在进价格怎么样

新电改致电力央企混改加速

分析师认为，新电改后，发电行业将趋于市场化，国有发电公司也将成为混合所有制改革的主要领域

随着2014年年报披露进入密集期，电企的业绩也逐渐清晰。根据Wind数据统计，30家发布年报和年报预报的电力上市公司，有超过九成的公司实现盈利，但有一半左右的公司净利润增长率下降。
分析师认为，电力需求放缓，电企利润下滑的几率增大。但是，随着新电改的公布，将打破电力行业传统运行机制，撬动行业长期估值上行。
同时，值得注意的是，在新电改的背景下，国企改革正在大刀阔斧的进行，电力央企的资产注入也必将加速。
目前，大唐集团和华电集团已经启动向旗下上市公司资产注入的工作。
分析师表示，2015年电力行业将迎来国企改革实质性推进，集团公司资产注入将在今年不断出现。同时，新电改后，国有发电公司也将成为混合所有制改革的主要领域。
超九成电企实现盈利
根据Wind数据统计，截至4月7日，30家发布年报和年报预报的电力上市公司中，只有华银电力和*ST乐电两家公司净利润亏损。
其中，长源电力、黔源电力、桂冠电力等公司净利润增长幅度超过100%。
对于业绩大增的原因，多家公司都提到，是由于煤价下跌，公司成本下降。
需要一提的是，尽管大部分电企净利润大增，但是净利润增长率却没有那么乐观，相比去年，有16家公司净利润增长率下降。
分析师认为，因宏观经济活动疲弱以及产业结构中重工业比重下降、服务业比重提升，预计中国电力需求增速将持续下滑。在电力过剩时期，电企利润下滑几率增大。
瑞银证券更是预计，2015年电力需求增速分别为4.4%，低于2008年金融危机时5%的增速。
但是，尽管如此电企的长期投资价值还是被业内看好。前不久，新电改方案对外公布。根据新电改方案，将放开新增配售电市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节性以外的发电计划。
分析师认为，新电改打破电力行业传统运行机制，撬动行业长期估值上行。而国企改革更是提供电力企业外延式扩张机遇。
此外，电力改革和国企改革为电力行业开启了新的经营模式和景气周期，有望摆脱“煤-电”博弈的传统格局。电力新常态下,有竞争力的，优秀的公司有望脱颖而出。
电力央企混改将加速
在新电改的背景下，电力国企改革也有望不断加速。
今年2月份，华银电力发布了重组公告，大股东大唐集团终于兑现了股改承诺，拟将旗下两处火电以及一处水电资产注入上市公司。
可以说，大唐集团拉开了资产注入的序幕。
大唐集团还表示，对于位于河北省的火电业务资产，集团不迟于2015年10月份左右在该等资产盈利能力改善并且符合相关条件时注入大唐发电。
此前，华电集团也称，正全面推进国企改革，已经制定出改革路线图：公司将着力推进资产运营改革，以公司整体上市为方向，推动上市公司对集团资产的整合，最终让符合条件的资产全部进入上市公司平台。
同时，华电国际也在今年年初发布公告称，拟向母公司华电集团购买500万千瓦火电资产，占上市公司合并口径装机的14%，占上市公司净利润10%-20%（14年上半年）
据了解，华电集团已明确将公司作为集团整合常规能源发电资产的最终整合平台和发展常规能源发电业务的核心企业，并承诺原则上以省(或区域)为单位，在非上市常规能源发电资产满足资产注入条件后三年内，完成向公司的注资工作。
除了华银电力和华电国际，国电电力在去年也称，公司控股股东国电集团将对其拥有的发电业务资产，在满足资产注入条件后三年内，注入国电电力。国电集团将继续坚持整体上市战略，国电电力作为其常规发电业务整合平台，集团公司的火电及水电业务资产将逐步注入给国电电力。
今年以来，国企改革正在大刀阔斧的进行。电力央企的资产注入也必将加速。
有电力分析师向《证券日报》记者表示，资产注入和整体上市将成为今年乃至较长时期内电力行业的投资主题之一，五大发电集团的整合行为影响最大，最可行的整合方向是集团持续向上市公司注入资产，实现“分步整体上市”或“分区域整体上市”。
民生证券还指出，2015年电力行业将迎来国企改革实质性推进，集团公司资产注入将在今年不断出现，央企控股上市公司“小公司，大集团”将迎来质变。同时，电力央企混合所有制值得期待。
新电改下的电企混改有望在今年迎来破局。值得注意的是，随着国企改革的推进，混合所有制改革作为改革主题，可以说，国企混改是大势所趋，电力央企的混改也有望加速。
国泰君安分析师王威表示，新电改后，发电行业将趋于正规市场化，趋于商业一类，国有发电公司也将成为混合所有制改革的主要领域。当前电力股估值适宜增量混合，符合大股东的“心理预期”，国企改革将提供电力公司外延式增长空间和盈利质量改进。

⑻ 电价上涨的原因及其对中国物价的影响

现在有一种说法叫做“改革就涨价”，给人的印象似乎是电力改革引发了涨价。而在许多西方国家，电力体制改革，往往伴随着电价下降。我们则相反，原因何在？本文试图作一简要分析。
一、经济转轨是电价不能降低的体制原因
1993年，在中国电力行业改革战略选择国际研讨会上，世界银行工业能源局局长对发展中国家和发达国家电力行业特征进行了比较：“就电力消费而言，发展中国家水平低，发达国家水平高。就人均电力消耗来讲，前者仅为后者1/80；这对政策有影响，发展电力工业是发展中国家非常关注的问题，而发达国家则不同。就发展速度来讲，发达国家年增长率很低，仅1%左右，可以用提高用电效率来解决，而发展中国家则不同，经济发展速度高，不增加能源和电力消耗是不可能的。就价格而言，发展中国家能源价格低廉，由政府给予补贴；发达国家的能源价格是市场决定的。在能源生产方面，发展中国家能源工业是政府垄断经营的，采用指令性和控制性的法规条例；而发达国家采取政府和私人经营并存，公开透明的法规条例，由企业自我控制和平衡。发展中国家存在信息障碍，技术和融资水平低；发达国家按市场规律、价值规律和供求规律办事，信息流畅、技术水平高、效率和效益高。”当然，发展中国家由政府垄断经营改为市场化经营后有可能提高效率，降低成本；但发展中国家的电力价格偏低，市场化改革就要提高电价；总的说来，发达国家的电力工业由于原来定价较高，引入竞争机制后可以降低成本，降低电价。而发展中国家的电力工业引入竞争机制后，可以降低成本，由于原来价格不到位，要使价格符合市场化改革的需要，必然要提高价格。这是由发展中国家和发达国家原来电力工业不同特征造成的。
二、电价长期偏低是电价不能降低的根本原因
世界银行工业能源局局长说：“发展中国家的改革紧紧地控制着公用电力事业，政府要求电力企业承担过重的社会义务，许多国家认为便宜的电力对社会经济发展有好处，人为压低电价。据1988年的统计，63个发展中国家电费加权平均仅为0.043美元／千瓦时，只相当于经合组织（OECD）国家平均电价的50%，OECD国家电费加权平均为0.08美元／千瓦时。发展中国家和发达国家同样是消耗能源生产电力，发达国家电力生产的技术水平高、效率高、消耗低，价格反而比发展中国家高。主要原因是发展中国家以大大低于成本的电价出售电力。据估计，发展中国家实际平均边际成本为0.10美元／千瓦时或更多。也就是说，发展中国家电力工业如果按边际成本定价，发展中国家的平均电价应当高于发达国家。”
可能有不少人对于中国电价是否偏低心存疑虑。或者说，许多人对于中国在计划经济年代和改革开放初期电价偏低是承认的，但对于中国近几年的电价是否偏低心存疑虑。其实一个明显的事实是：中国电力工业在改革开放以后，是依靠价外加价，一部分供电企业靠乱加价、乱收费来维持发展的。自1998年电力供求缓和以后，逐步取消各种价外加价，价外收费，后来甚至连计划经济年代就已存在的供电工程贴费也都取消了，中国的目录电价还是偏低的。总的来说，中国电价是偏低的，其中居民电价偏低是非常突出的。电力工业要走上竞争性市场化改革的道路，电价必然是要上涨的。
在发展中国家里，认为低电价对社会经济发展有好处的观点根深蒂固，中国同样存在这种思想，总认为居民生活用电价格不能高，否则将影响低收入家庭和贫困户用电，而且要求电力企业承担过重的社会义务。人为压低电价结果是电力使用不合理，经济效益不高，电力工业资金紧张，无法保证足够的电力供应，出现缺电；人为压低电价，使得电力工业无法取得电力投资，甚至连老电厂的维护检修也难维持，更谈不上更新改造。这就是发展中国家和中国走计划经济年代长期缺电的根本原因。要解决电价偏低和电力工业缺电问题，首先要解决那种认为低电价对社会经济发展有好处的观念，要给电力工业以合理的价格，使电力工业能够维持简单再生产和扩大再生产的资金需求。
三、供应侧电价结构失调亟待电价的合理回归
中国长期存在“重发轻供不管用，重新建轻既有”的状况，改革开放以后进行的电力改革同样是重发电、重新建。1985年，国务院决定实行多家办电和多渠道集资办电的政策，无论是对集资新建电厂实行还本付息电价还是实行燃运价加政策和电力建设基金政策，主要是照顾发电工程；后来实行经营期电价，也只是将“经营期电价”替代原来的“还本付息电价”政策，这些改革政策实行的结果是独立发电公司的资产回报率达7.1%，股本回报率9.5%；国家电网公司的资产回报率仅1.65%，股本回报率仅0.55%。2002年电力体制改革时，发电公司的上网电价：凡是原来有上网电价的按原上网电价执行，原来国家电力公司所属的老电厂，没有上网电价的按补偿成本原则核定临时上网电价，销售电价减去发电厂上网电价之后的剩余部分就是输配电的电价。按照这个办法，继续维持了原有的发电上网价高，利润高，输配电低，利润低；新电厂上网电价高，利润高，老电厂上网价低，利润低。
据统计，中国20世纪90年代末之前，发电、输电、配电的投资比例大约是1∶0.21∶0.12，而美国是1∶0.43∶0.7，英国是1∶0.45∶0.78，日本是1∶0.47∶0.68，也就是中国输配电投资长期低于发电投资，而美英日等国家输配电投资要大于发电投资。如果电力工业总投资是1，中国的输配电工程投资占25％，其中相当一部分投资还是靠向用户征收供电工程贴费筹集的，而美、英、日等国的输配电投资占电力工业总投资的55％-60％。
我国输配电价无论从绝对水平还是从输配电价的比例来看，都是非常之低的。2002年，我国的输配电价是占销售电价的26.7％，而发达国家可以达到60％左右。在我国销售电价本身偏低的情况下，输配电价占销售电价的比例又偏低，而与其他国家的输配电价格相比就显得更加偏低。中国的输配电价只有英国的1/3，德国的1/4，日本的1/6。这样低的输配电价使得电网公司盈利率严重偏低，负债率上升，建设资金筹措发生困难。因此，当电力工业进行市场化改革时，必然要提高输配电价，促使销售电价水平上升。
四、销售电价结构扭曲也使电价须适度调高
中国销售电价存在的问题：一是销售电价分类不合理，二是各类电价之间的比价关系不合理，三是优惠电价种类繁多，四是价外加价收费。
由于销售电价分类不合理，各类电价之间比价不合理，优惠电价种类繁多价外加价收费多，使得电价严重扭曲。凡是能从公共电网中获取低价和优惠电价的用户，都会赖在公共电网中购电；凡是要负担交叉补贴的用户就会千方百计修建自备电厂，自建自管自供逃避补贴责任。结果是小煤电，假热电盛行，公用电网的优越性彻底丧失，由于这些问题的存在还严重影响大用户向发电厂直购工作的开展。在厂网分开的条件下，大用户建自备电厂和直购逃离公用电网，公用电网只剩下优惠供电的各类用户，公用电网就会出现高价购电，低价卖出，严重亏损，难以为继。
电力行业市场化改革的目的是为了电力行业的可持续发展，电力行业的效率和公平。在市场经济条件下，消费者面临的价格是社会生产的边际成本。如果对价格人为扭曲，那么资源的有效配置将无法实现。我们对居民生活用电、农业用电、支农产品用电电价等进行交叉补贴，就是对销售电价进行人为扭曲。根据福利经济学的研究可以知道，对特定人群给予收入补贴，优于通过价格扭曲进行补贴。我们要下决心取缔一切扭曲电价的做法，适当调高价格是必要的。
五、能源资源短缺迫使煤电联动势在必行
近年来，世界石油，天然气价格居高不下，煤炭价格也大幅度上涨，电力工业作为能源转换行业，继续维持低价供电，用户为逃避承担高价能源，趋向多用电力。凡是能用电力替代石油和天然气的都尽可能用电力替代，在这些能源替代中，有的替代是合理的，既可节约投资和费用，又可节约能源资源，有些替代是不合理的，会造成能源资源的浪费，如用电烧热水和采暖，电力利用效率极低。最近几年电力消费的增长率不仅高于能源，而且高于国内生产总值的增长速度，电力消费已经连续6年弹性系数大于1。
造成这种状况的根本原因在于石油、天然气和煤炭价格已经远远超出了成本＋合理利润＋税金范畴，石油、天然气已经获得暴利，但时至今日对电力工业却要求微利或者亏损，不能够反映其稀缺的情况。在能源大幅度涨价的情况下，作为能源转换行业的电力，惟一的办法只能是电价随能源价格浮动，即中国实行的煤电联动。
为保持终端能源的合理比价，促进能源合理利用，节约能源资源，应当随着油、气、煤的价格上升，合理提高电价，当然，提价要适度，要考虑到国民经济多方面的承受能力，要使石油、天然气、电价和热价保持合理的比价关系。但是从已印发的《电价改革方案》和上网电价、输配电价和销售电价等三个管理办法来看，离这种要求还很远。
以上说明在改革过程中，往往导致电价上涨。笔者认为，中国要进行电力体制改革，应当引入发电竞争、售电竞争和在大用户直购之前先理顺电价，先把电价分类，电价水平合理化，取消优惠电价、取消价外加价。

⑼ 电费多少钱一度

国内各地的电价不是统一的，中国城市居民用电一般价格：0.52元-0.62元一度电，工业用电贵一点，价格：0.86-1.80元一度电。 此外还有一种就是租房子的电价，很多外出打工的人租住的房子电费一般是 1.00元一度电。

一度电多少钱并不是固定的，现在很多地方都开始试行阶梯电价，就是根据使用的电量档次来决定电价，下面我们以北京为例，了解下电量分档和电价标准情况：

第一档电量：不超过2刊千瓦时的电量，电价标准维持现价不变;对城乡“低保户”和农村“五保户’，设置每户每月15千瓦时的免费用电量。

第二档电量：241一400千瓦时之间的电量，电价标准比第一档电价提高0.05元/千瓦时。

第三档电量：超过400千瓦时的电量，电价标准比第一档电价提高0.3元/千瓦时。
希望这个回答对你有帮助

⑽ 中国是哪一年放开煤炭价格的

真正的煤电博弈始于1993年煤炭价格放开

按照政府当时的理念，要进行市场经济改革，首先要有市场化的企业，而企业市场化的关键则在于“自负盈亏”。在这一思路指导下，煤炭企业所获得的财政性补贴日渐减少，相反，各地政府对所属煤炭企业的利税标准却越来越高。再加上计划经济模式下的定价机制，使得煤炭业顿时陷入全面亏损的状态。

在当时的环境下，电力价格的弹性远远不如石油产品，电力价格的变动对整个国民经济的影响也难以预计。出于种种原因的考虑，主管部门最终采取了折衷的态度，即部分放开煤炭价格，采取“价格双轨制”的政策，从此，电煤市场就一直处于“计划煤”与“市场煤”的双重价格体系之下。也正是从这一年，煤电两大产业之间的关系由“煤从属于电”转变为“煤电互搏”。

2001年以后，煤炭价格改成由政府协调下的企业协商，但是由于中国电力正处在改革的敏感时期，为保证电力改革的平稳过渡，国家“有形的手”依然操控着煤炭市场。

据统计，自1993年放开煤炭价格以来的13年里，绝大部分时间段是市场煤价高于重点煤炭合同价，这期间电力部门与煤炭企业以国家重点电煤合同形式签订的煤炭供应量为20亿吨，由于这20亿吨煤是煤炭企业以低于市场煤炭的价格销售，仅此一项，13年来煤炭企业实际少收入约328亿元。在2003年的长沙煤炭订货会上，这一多年的“积怨”终于全面爆发。电力部门自始至终坚持“三个不能改变”--按2002年煤炭订货合同“价格不能改变、合同条款不能改变、订货基数不能改变”，而由于供应紧缺获得发言权的煤炭企业并不买账，致使煤电矛盾不断升级。

尽管由于煤电的特殊性不可能完全纳入市场“无形之手”的操控之中，但是就我国目前现状，价格双轨制非但没有将市场与国家调控有机结合起来，反而形成了“有形之手”与“无形之手”双手互搏的尴尬局面。