反补贴视角下的上网电价合法性分析

第一篇：反补贴视角下的上网电价合法性分析

反补贴视角下的上网电价合法性分析

[摘要] 上网电价制度是否构成补贴，这一问题目前在WTO项下已经产生但尚无结论。欧盟在国家援助审查当中对此进行了回答。欧盟在十余起裁决当中先后树立了“资金来源”、“国家权力”、“国私企业是否一视同仁”三项标准。在欧盟项下，上网电价即便构成补贴，也会因特别法规定而获得合法性豁免。但在WTO项下，即便上网电价未必合法，目前各国也仍然通过“君子协定”维持其默示合规性。对于中国而言，目前可以充分利用上网电价制度，但应同时注重可再生能源激励机制的市场化。

[关键词] 上网电价；反补贴；国家援助；合法性审查

[中图分类号]D9961[文献标识码]A[文章编号] 1673-5595（2014）02-00-06

一、概述

上网电价（feedin tariff），是世界上很多国家普遍采用的一种鼓励新能源发电的价格手段。政府通常通过立法规定，使用新能源（通常是可再生能源）生产电力的一方，有权以一个固定的价格将电力销售给电力公司。由于新能源发电的成本往往高于传统的火力发电成本，因此，这一固定价格通常会高于电力市场价且高于新能源发电成本，以此保证新能源发电者有利可图。目前，世界上已有70余个国家采用了上网电价政策，且诸如国际能源署、欧洲可再生能源联合会等国际能源组织均对此政策的积极作用表示赞同。[1]

作为一种政府措施，上网电价政策为新能源电力生产者带来的好处是显而易见的。然而，正是由于“政府措施”和“某些企业因而受益”这两个特性，上网电价政策不免引发一些人的质疑：此种政府措施是否构成WTO项下《补贴与反补贴协定》意义上的政府补贴？2012年3月，由日本和欧盟先后提起的加拿大可再生能源争议正式在WTO进入实体审理阶段。此案核心问题之一，是加拿大将使用本土设备作为获得上网电价的前提。欧盟与日本指责此种行为构成禁止性补贴。造成补贴具有“禁止性”的原因是“当地成分要求”，但上网电价本身是否构成补贴，则是必须解决的首要问题。

在WTO项下，上网电价是否构成补贴这一问题，并无现成的答案，更无判例可供援引。不过，在另一个国家间组织――欧盟内部，却在十余年前就已经讨论过一个类似的问题：上网电价是否构成国家援助（State Aid）。欧盟法中的国家援助并不完全等同于补贴认定，但区别主要在于专向性要求，[2]二者构成要件基本一致。欧盟竞争委员会竞争专员Joaquin Almunia在一次OECD举办的政府间论坛当中，也将“国家援助”解释为“国家给予企业的补贴”。①因此，欧盟对其成员国实施的上网电价政策的国家援助审查，对于从反补贴角度分析上网电价的合法性具有相当重要的参考意义。

二、欧盟上网电价合法性审查综述

（一）合法性审查的欧盟法律渊源

《欧盟条约》第87条第1款对国家援助进行了定义。该条款指出：“国家给予或者通过国家财政资源给予的援助，不论方式如何，凡优待某个企业或者某个生产部门，以致破坏竞争或者对竞争产生威胁，从而对成员国间的贸易有不利影响时，被视为与共同体市场相抵触。”

这一条款可以分为三个部分：“国家给予或者通过国家财政资源给予的援助”，是对国家援助的定义；“优待某个企业或者某个生产部门”，是对专向性的要求；而“破坏竞争、对成员国间贸易不利”则是禁止此种国家援助的原因。换句话讲，欧盟对国家援助的态度并非一概否定，而是仅仅在不利于成员国间贸易的情况下才否定其合法性。

根据笔者的不完全统计，德国、荷兰、匈牙利、英国、奥地利、意大利、葡萄牙、丹麦、斯洛文尼亚、塞浦路斯等国，均已向欧盟委员会提出上网电价合法性审查的申请，有的国家申请次数不止一次。②从结果上讲，目前搜集到的、与上网电价相关的申请无一被欧盟否决，这似乎意味着欧盟本身并不反对通过上网电价的手段对可再生能源生产者进行补贴。然而，将这些申请进行详细分析就会发现，欧盟批准申请又会分为两种情形：其中一种，是认定成员国申报的措施不属于国家援助，因而更无所谓合法与否。另一种情形，则是认定国家援助存在，但因为不会干扰共同市场而加以批准。这更多是一个政策上的考量而非法律上的判断。而上网电价的制度设计是否构成国家援助，则是本文需要关注的问题。事实上，制度设计上的差异，将直接关系到国家援助是否成立。欧盟委员会对此作出的十余起裁决，就是针对不同情况给予了不同对待。

（二）判断标准之一：资金来源

判断上网电价合法性最值得关注的问题，是支持上网电价的资金来源如何。如果上网电价的资金直接来源于政府财政，那么国家援助的存在是毋庸置疑的。与之相对应，如果支持上网电价的资金与政府财政毫无关联，那么，即便某一国家实施了上网电价制度，此种制度也仅仅构成国家对经济的宏观调控而非国家援助。其中范例之一就是英国。

中国石油大学学报（社会科学版）2014年4月第30卷第2期赵海乐：反补贴视角下的上网电价合法性分析具体来讲，英国的上网电价制度，是要求电力供应商必须以政府规定的价格从可再生能源发电者处购进电力，但可再生电力与普通电力之间的价格差并非由政府买单，而是在英国六大私营电力供应商之间按照市场份额均摊。这些电力供应商有权通过自行对最终用户进行加价或者开源节流，以弥补高价收购可再生电力的利润差。③英国的政策方案虽然构成了对可再生电力生产者的扶持，但资金来源是最终消费者而非政府，如何征收资金也完全是企业基于商业判断的决策。因此，此种融资系统不构成国家援助，④尽管英国政府的其他行为――例如，为鼓励投资可再生能源产业而给予的投资补贴仍然属于国家援助。

（三）判断标准之二：国家权力是否介入

由政府财政直接作出的价格支持，无疑属于国家援助。然而，当开支并不直接源于政府财政时，国家援助的认定就存在着相当的难度。例如，塞浦路斯的上网电价出资，并不直接来源于政府财政，而是由塞浦路斯电力部门向全体消费者征收每千瓦时00022欧元的费用，再将资金汇集起来，由一家名为“RES FUND（直译为可再生电力供应基金）”的国有企业负责管理并分配给以上网电价收购可再生电力的企业。⑤

此种情形的复杂之处在于，资金的来源同时具有政府性质与非政府性质。政府性质表现在向消费者课征的费用，是国家法律规定的；而征收的资金也汇集到了一家国有企业手中。但非政府性质在于，这笔资金既不来源于政府财政，也并没有实际进入国库，而是直接从消费者到国有企业再到电力企业。表面上看，这与上述英国的情形有些类似，只不过多了一个中间机构。然而，欧盟委员会最终裁决，虽然政府没有额外付出资金，但“由国家法律要求、从法定机构处流转的征收费用”构成《欧盟条约》第88条意义上的“政府资源”，⑥因此此种资金来源仍然构成政府付出的财政资助。在欧盟先前对奥地利和斯洛文尼亚的两起裁决当中，也都遵循着同样的思路。⑦

上述分析表明了两个问题。第一，在欧盟委员会看来，政府给予的财政资助，并不必然来源于政府预算，通过政府权威征收并分配的资金同样属于财政资助。第二，对于名为“RES FUND”的国有企业，欧盟委员会并未因为其具有“企业”性质就放弃关注其服务于政府目标这一特性。该企业分配征收资金的行为同样视为政府行为。这与WTO上诉机构在DS379案中判断“国有企业补贴”问题的标准如出一辙。

（四）判断标准之三：国企私企是否一视同仁

最为复杂的一种上网电价定性问题同样与国有企业相关，但此种情形当中，国有企业承担的并非仅仅是分配资金的职能，而是作为上网电价所需资金来源的提供者。欧盟委员会对德国、丹麦与比利时的上网电价合法性裁决当中，都曾先后存在这样一种情形：与英国类似，上网电价的承担者，是电力供应商而非政府财政，而这些电力供应商也自行消化了此部分额外开支。不过，与英国的六大私营电力企业分别负担上述费用不同，这些国家的电力供应商一部分是国有企业，另一部分则是私营企业。这就带来了一个问题：国有企业因为上网电价的实施而承担了费用，可再生能源发电者因而受益，此种行为是否构成“政府”的财政资助？欧盟委员会在三起裁决中不约而同地表明，即便承担上网电价的电力供应商同时包括国营和私营企业，只要此种义务是不区分企业所有制形态一律加以实施的，就仍然不构成国家援助。⑧

应当说，对于这三个国家而言，正是国内电力企业多元的所有制结构，导致了欧盟委员会对国企与私企承担上网电价的行为一视同仁，统一视为市场行为而非国家行为。当然，此种情形的定性，也与这些国家并未强制规定电力企业如何收回成本有紧密的关联。

（五）一个潜在的问题

以上四种情形，已经涵盖了欧盟委员会现今作出裁决当中上网电价的所有制度安排。然而，欧盟诸国的上网电价安排仍然存在其他形式。在法国与丹麦，国内电力供应商均为国有企业。这些国有企业也同样承担了上网电价负担，但至今仍未向欧盟委员会提出过上网电价合法性审查申请，⑨欧盟委员会也至今没有处理过类似的问题。然而，此种情形已然引发了学者的关注与讨论。[3]国有企业高于市场价格收购货物的行为，是WTO项下明确规定的一种补贴种类。⑩由此类推，欧盟委员会如何处理国有企业承担上网电价的问题也因而存在相当的不确定性。这一问题同时存在学理与实践基础，因而值得继续关注。

三、欧盟上网电价合法性裁决的规则总结

概括来讲，欧盟各国实施上网电价的具体操作流程既存在共性也存在差别。上网电价的制度设计基本原理在各国都是相同的，均为利用价格激励措施鼓励可再生电力的生产。这一原理可用图1表示：

图1欧盟各国实施上网电价流程不论各国政策如何设置，这一模式都不会改变。

与此同时，各国制度设计的差异主要体现在上网电价的资金支持从何而来。这又直接决定了国家援助存在与否的认定。上述四类案件，对此形成了明确的印证。见表1。

表1上网电价制度设计与国家援助认定的关联

上网电价的资金支持来源是否构成

国家援助私营电力企业有权直接向消费者征收（国家并未规定如何征收、征收金额）否 政府规定向消费者课征的附加电价金额，课征资金由国有企业统一调配是 国有电力企业和私营电力企业都有权直接向消费者征收（国家并未规定如何征收、征收金额）否 国内仅有国有电力企业，且电力企业有权向消费者征收附加电价？

表1阐明了两方面问题：第一，决定上网电价是否构成国家援助的一个重要条件，是上网电价的资金来源。此种资金来源的政府意味越浓，国家援助的存在就越肯定。如果资金如何征收由企业独立决定、资金也直接汇集到企业手中，那么，资金来源就不具有政府意味。第二，电力企业的身份同样是需要关注的一个因素。即便上网电价资金来源与政府没有关联，但在国有电力企业被视为政府的情况下，它的任何行为，不论是对外支付上网电价还是收取消费者的附加电价，都会被认定为政府行为。此种情况下国家援助的存在就是不言而喻的。这一问题目前在欧盟也仍然处于蓄势待发状态。

四、欧盟“国家援助”规则与WTO补贴规则比较

（一）“国家援助”与“补贴”的认定：实质规则基本一致

上文所总结的欧盟对上网电价是否构成国家援助的认定，与WTO项下补贴规则并不存在根本上的冲突。

一方面，在“财政资助”的认定上，国家有权要求企业承担某种义务，企业也完全有权在承担义务后将负担转嫁至消费者身上。此种行为只不过是国家正常的管理商业行为。在此种情形下，国家要求企业对外支付上网电价，与要求企业必须提供“三包服务”并无任何差异。但是，当国家以税费的形式强制从消费者处征收款项、并将该款项划拨给某些企业时，那么，来源于消费者的款项就因为政府成分的参与而具有了国家“财政资助”的性质。这同样也是《补贴与反补贴协定》项下的题中之义。

另一方面，对上网电价合法性审查当中较有争议的国有企业问题，欧盟与WTO的处理基本一致。在《补贴与反补贴协定》项下，“政府”或者说“公共机构”可能包含狭义的政府机关，也可能包含行使国家职责的企业，不论国有企业还是私营企业均是如此。对于如何判断国有企业是否在执行国家职责，欧盟曾经关注了国有企业是否在执行政府命令干预经济，以及是否与私营企业处于同样的地位。这与WTO上诉机构在DS379案中确立的“国有企业补贴”判定标准是异曲同工的。[4]

（二）二者对待补贴的态度存在差异

虽然欧盟的国家援助与WTO项下的补贴认定实体规则非常接近，但二者对待补贴的态度存在重大的区别。WTO对于可诉性补贴和禁止性补贴的态度是坚决禁止的，至少在《补贴与反补贴协定》当中并未留下例外。然而，欧盟对国家援助的态度却宽松得多。至少在可再生能源接受国家援助方面，欧共体曾于2001年专门发布了名为《关于环境保护国家援助的共同体指南》，专门规定了“环境援助”的合法性如何认定。更加确切地说，是在确定了某种环境措施属于国家援助之后，通过该《指南》确定这些环境措施的必需性，以及存续的必要性。该《指南》也一再出现在欧盟委员会的上网电价合法性审查裁决当中，并成为确定上网电价合法性的重要依据。欧盟委员会对上网电价的合法性审查最终均以肯定性结论终局，该《指南》在其中的功能自是功不可没。换句话讲，欧盟内部已经在合法性审查之前，保证了对上网电价的容许。这就直接鼓励了成员国利用这一制度促进可再生能源发电行业的发展。

与之相对比，WTO项下对补贴的态度就严厉得多。与欧共体《指南》类似，环境保护补贴也曾一度成为WTO项下的不可诉补贴之一。然而，随着绿灯补贴的失效与无法延期，从理论上讲，不论是服务于环境保护还是相关技术研发的补贴都是一概禁止的。

（三）个中原因探析

上述差异的产生并无一个官方的答案。笔者认为，个中原因或许能够归结为欧盟“船小好调头”，容易在十几个成员之间达成一致，而WTO上百个成员各有自己的利益安排，众口难调也十分正常。特别是考虑到多哈回合谈判的缓慢进程，在WTO补贴问题上通过决议的形式开设例外无疑将是遥遥无期的。因此，虽然上网电价在全球目前已有数十个国家正在实施，前文提及的日本、欧盟诉加拿大案，却是第一次在WTO项下提出的关于上网电价的诉讼，日本和欧盟关心的重点还是“当地成分”问题，而非要求全面禁止上网电价补贴的施行。这就意味着，在世界范围内，上网电价这一非常可能构成补贴的措施，默示地被赋予了有实无名的合法性。世界各国即便同时采用绿色证书、配额制度、投资激励、税收减免等其他方式鼓励可再生能源的实施，也不能完全替代上网电价这一措施。因此，各国共同的需求使得上网电价问题在欧盟项下体现为书面豁免，而WTO项下事实上具有了“君子协定”的意味。

五、中国的上网电价制度分析与前景预测

（一）中国的上网电价制度法律框架

目前，中国同样实施了若干可再生能源的鼓励措施，其中的一种就是上网电价措施。具体来讲，中国的上网电价制度包括如下几个方面：

首先，中国上网电价制度的两大特点是政府定价与全额收购。具体来讲，2005年发布的《可再生能源法》第19条规定，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门确定、公布；该法2009年底的修订稿第14条中同时规定，对可再生能源发电，国家将实施全额保障性收购。

其次，上网电价与电力市场标准价格之间的价差来源，由全国可再生能源发展专项资金支付。这笔资金的来源之一是“在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿”，一部分来源则是中央财政的年度公共预算。这就意味着，支付上网电价的资金来源，既包含最终消费者，也包含政府财政开支。

再次，中国的上网电价制度政府干预的成分仍然较浓，蕴含的市场化成分并不高。上网电价固然是政府制定的，但法律同时允许地方通过招投标确定的、低于标杆价格的电价作为政府指导价。这或许是目前能够寻到的唯一的市场化踪迹。一些学者指出，可再生能源市场化的一个重要路径，是国家为各类电网公司、省级政府确定可再生能源生产配额，并允许各主体间进行配额交易。这是一个类似于碳排放交易的制度，在欧洲一些国家已经开始实施。目前，中国的学界和实务界一直在呼唤可再生能源发电配额制的实施。相关政府文件中早在2007年就已经不乏此种提法，而相当数量的学者也已经意识到了“从政府支持到市场调节的转变”的重要性，但真正具备可实施性的细则至今仍未出现。

（二）中国上网电价制度的合规性分析

如果套用上述欧盟“国家援助”审查的结论，中国上网电价制度虽然具备了一定的市场化趋势，但是，仍然会被认定为补贴的存在。首先，可再生能源电价附加补偿的金额是由政府制定的，且负责收购可再生电力的电网企业均为国有电力公司。其次，全国可再生能源发展专项资金的另一部分来源是政府财政支出。这两点的共同作用，使得中国的情形相当类似于上文提及的塞浦路斯上网电价实施方法。此外，中国经济目前依然是国有企业为主体，在电力行业尤其如此。美、加等国对华反补贴的历史表明，西方国家对中国国有企业存在着默示认定为公共机构的“惯性”。

当上网电价的补偿金额、补偿方法、实施主体均与政府具有千丝万缕的联系时，中国实施的上网电价很有可能被认定为补贴。此前，美国已经先后关注过中国的风能补贴与光伏补贴问题。在上网电价问题上，由于中国的制度设计本身容易予人以口实，因此，同样存在着隐患。尤其是当上网电价与当地成分要求相结合时更是如此。

（三）上网电价问题的对策研究

虽然中国目前的上网电价制度设计严格来讲很可能构成补贴，但是，必须注意的是，上网电价问题目前并非一个简单的违法或者合法问题。全球范围内事实上存在的君子协定表明，在目前一段时间内，上网电价仍然是安全的。但安全期间会有多长仍然是个疑问。或许可以预见的是，只要主要发达国家仍然需要使用这一措施，这些国家就会投鼠忌器，尽量避免贸然对此提出挑战。然而，当这些发达国家不再需要上网电价措施促进本国可再生能源产业或者有了足够的替代措施时，就要谨防这些国家“过河拆桥”。在本国废止了某种贸易支持措施后转而大谈该措施的违法性是以美国为代表的若干发达国家常用的手段之一。一个典型的例子，就是美国在将本国出口贸易公司私有化之后，马上大力反对加拿大国营贸易企业管制贸易的行为。[5]在目前阶段，各国的可再生能源利用机制都在发展阶段，可再生能源的使用所付出的高昂代价，迫使各国不得不使用补贴以避免这一产业中途夭折。而当可再生能源利用技术日渐成熟，即便取消财政支持也会在市场机制当中继续成长时，就很难说各国是否会以可再生能源补贴违法为由，阻碍后进国家以补贴促生产之路。尤其是在碳交易机制比较完善的某些国家，如果这些国家普遍鼓吹建立“可再生能源配额交易机制”，并使用类似于碳排放交易的方式取代目前的“上网电价”补贴，那么，补贴的存在就很有可能授人以柄。

因此，对于中国而言，一方面，需要密切关注他国可再生能源发电政策的动向变化，并从中寻求蛛丝马迹，谨防他国以贸易救济为名行贸易保护之实。另一方面，最根本的办法，还是坚持与完善可再生能源利用政策的市场化，不论是采用电价补偿机制还是配额激励机制都应如此。

注释：

① Joaquin Almunia，European Commissioner for Competition Competition，Speech on State aid and Subsidies in the European Union，9th Global Forum on Competition Paris 18 February 2010.② 需说明的是，这一统计结果很可能小于其真正数值。欧盟国家援助合法性审查的公布语言可能是任何一成员国的官方语言（通常是申请方的官方语言或者通用语言）。因此，部分国家援助合法性审查是以非英语公布的。由于笔者语言技能所限，此部分无法计入统计结果之内。此外，还有一部分国家实施了上网电价制度但并未向欧盟委员会提出合法性审查申请。因此，即便统计了欧盟委员会全部的裁决，也难以包含全部的上网电价实施情况。

③ European Commission，State aid N 94/2010，United Kingdom，Feed in Tariffs to support the generation of renewable electricity from low carbon sources，paras.4952.④ Id，paras.7475.⑤ 此种征收确切的名称应为“parafiscal levy”。

⑥ European Commission，State aid N 143/2009 ― Cyprus，Aid scheme to encourage electricity generation from large commercial wind，solar，photovoltaic systems and biomass，para.45.⑦ 相关裁决参见：European Commission，State aid NN 162/A/2003 and State aid N 317/A/2006 ― Austria，Support of electricity production from renewable sources under the Austrian Green Electricity Act（feedin tariffs），paras.5558.⑧ European Commission，on the State aid scheme implemented by Slovenia in the framework of its legislation on qualified energy producers ―― Case No C 7/2005（notified under document number C（2007）1181），paras.6172.德国上网电价相关裁决参见：Decision on State Aid Case NN27/2000，Decision on State Aid Case NN68/2000.另参见：ECJ，PreussenElektra AG v Schhleswag AG，Judgment of the Court of 13 March 2001，Case C379/98.丹麦上网电价相关裁决参见：Decision on State Aid Case N342/2003，Decision on State Aid Case N448/2003，Decision on State Aid Case N618/2003.比利时上网电价相关裁决参见：Decision on State Aid Case N149/2000.⑨ 本文先前曾经援引过丹麦的案例，当时，丹麦同时具有私营和国有电力企业。然而，该起案例的裁决日期是2003年。在2005年，丹麦对国内的电力公司实施了国有化。而法国的情形是虽然一直在实施上网电价措施，但并未向欧盟提出过国家援助合法性审查的申请。

⑩ Appellate Body Report on US――Softwood Lumber IV.Commission：1 Commission communication： Community guidelines on state aid for environmental protection [Official Journal C 37 of 03022001].上述《指南》通过之时，欧盟仅有15个成员。

参见《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》第3条、第4条。

参见《可再生能源法（2009年修订稿）》第20条。

参见《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》第5条。

参见《可再生能源中长期发展规划》（发改能源[2007]2174号）。

相关学者论述参见：刘京和《浅析我国可再生能源配额制政策的实施及对小水电产生的影响》（《中国水利》，2001（4）：4950）；顾树华、王白羽《中国可再生能源配额制政策的初步研究》（《清华大学学报（哲学社会科学版）》，2003（S1）：2733）；李艳芳、张牧君《论我国可再生能源配额制的建立》（《政治与法律》，2011（11）：29）；任东明《关于引入可再生能源配额制若干问题的讨论》（《中国能源》，2007（11）：1013）。

根据笔者的搜索，早在2010年，新闻中就有关于配额制即将实施的预期。但直至2013年3月，此制度仍然处于征求意见当中；在此论文发表前夕（2013年12月），新闻当中仍无可再生能源配额制正式实施的报道。此外，必须说明的是，虽然早在2007年、2008年，中国相关文件中即出现了“配额交易”字样，但此种交易是在各省级电力公司之间进行的，目的是在全国范围内分配可再生能源电价附加。

[参考文献]

[1] 李威.日本诉加拿大可再生能源产业措施案预判[J].世界贸易组织动态与研究，2011（9）：47.[2] ClausDieter Ehlermann，Martin Goyette.The Interface between EU State Aid Control and the WTO Disciplines on Subsidies [J].European State Aid Law Quarterly，2006（4）：695718.[3] Michael Sanchez Rydelski，EC State Aid Regime： Distortive Effects of State Aid on Competition and Trade[M].London： Cameron May，2006：358.[4] 廖诗评.中美“双反措施案”中的“公共机构”认定问题研究[J].法商研究，2011（6）：1824.[5] 郝思.简析美国农产品“出口贸易公司”模式的优越性――兼与WTO体制下国营贸易的比较[EB/OL].（20111207）[20131213].http：//www.xiexiebang.com/News_view.aspx？id=369.[责任编辑：陈可阔]

第二篇：云南上网电价探讨

云南上网电价探讨

徐振铎，云南省怒江州水电企业协会秘书长，最近一直比较忙，周末还在去外地出差的路上。

8月10日，徐踏上从昆明开往重庆的火车，隔日，转乘汽车抵达目的地，参加8月12日召开的关于小水电生存和发展的研讨会。

这样的舟车劳顿对于年逾古稀的徐振铎来说并非是今年的头一次。前不久他才刚参加完在贵阳举办的共商小水电生存和发展研讨会，随后还将应企业之邀前往沈阳。9月份将参加在云南省德宏州召开的德宏、怒江、保山、漾濞滇西四水电协会的联谊会。

最近中国的小水电行业协会负责人们开始密集地参与各种形式的研讨会和联谊会，与会者普遍反映，中小水电企业普遍亏损运营，多家微小电站倒闭，显现生存难题。

矛头直指上网电价

10年前还是“跑水圈河”争抢不及的小水电项目近日为何成了急于转手的“烫手山芋”?江西一位不愿意透露姓名的小水电站负责人说，“建设成本在翻番，物价在上涨，人力成本也在涨，可上网电价这么多年来才动了几厘钱，还不够支付银行利息，大家都在吃着折旧的钢筋混凝土。”

“全国水电上网电价最低的地区在云南怒江”，徐振铎说，当地年平均上网电价每千瓦时只有0.1705元，年平均发电成本每千瓦时0.256元，中小水电企业长期处于亏损状态。云南省的小水电平均上网电价每千瓦时0.1866元，同2011年《中国小水电发展报告》中披露的全国平均上网电价0.265元相比低了0.078元。在当地存在多种水电电价，且差额不小，“同网同价”并没有落实到位。

与同样是水电开发利用大省的四川、江西、广西、贵州等邻近省市相比，云南的上网电价处于行业洼地，不到行业较高点浙江的一半，一些小水电站比浙江每度低3毛。

“几厘钱差额看似很少，但对小水电企业来说很重要，甚至可以决定是否能够盈利。”贵州民营水电行业商会副会长张德华透露，在贵州临近重庆的地区，小水电企业会为了高出的几厘钱电价自掏腰包架线向高电价的省外输电。

据记者调查，在贵州、云南、江西等水电资源丰富的省份，多家小水电企业急欲转手，尤其是省外投资者。更有甚者，资不抵债，企业负责人跑路的更比比皆是。

中小水电站入不敷出，不仅直接影响到水电企业的生存与发展，还影响了民营资本的投资回报和再投资的积极性、电站的正常运行和维护保养、技改和环评的积极性、国家和地方的财政税收以及生态的恢复和保护。

电价缘何参差不齐

受地方政府发布的有关政策影响，新建水电站基本实行“一厂一价”，由于电站规模较大，上网电价普遍高于2008年之前建设的电站的电价。虽然这项优惠政策的出台是基于新建设电站的建设成本高于老电站考虑，但与“同网同价”的原则相违背。

但这类优惠政策中对于何时建设的电站为新建电站却并无明确说法。以云南省为例，云南省物价局云价格？2009？2483号文件中的“新投产的中小型水电站”并无明确的时间界定，物价局的有关领导口头解释为“从文件下达执行日期开始”，即2009年11月20日后投产发电的电站为“新投产的电站”，但这种解释难以说服小水电企业们。

而云南省物价局今年3月份出台的云价格201228号文件中规定“2008年1月1日以后建成投产的中小水电站，上网电价按照云发改物价？2009？2483号文件规定的上网电价执行”，但其中又排除了德宏、怒江、迪庆、文山四州，其时间点的界定也引起了水电企业的争议。即便同一个省份，不同规模、不同装机容量的小水电站的上网电价也不相同，地方的物价监管部门在确定上网电价时，甚至还要考虑到电网建设状况，各个地方的监管政策差别很大，最突出的是新旧电站之间的上网电价差异。

山西省水利厅农村水电及电气化发展局的工作人员在接受记者采访时说，考虑到投资主体、成本等因素，山西省内的小水电上网电价和大水电电价相差0.1元左右。

记者在调查的过程中发现，大水电站的电价普遍要高于中小水电，差额在0.1-0.3元不等。因此，大水电能在雨季过上“好日子”，小水电却难以“揭锅”。

“上网电价的定价=投资成本+运营+税收+合理利润。”社科院的一位研究员在接受记者采访时说，目前水电行业，尤其是中小水电企业，由于行业不规范，大小规模差异较大，投资主体不同，财务结算不明，成本难以有效统计，所以致使水电上网电价难以公平合理地制订标杆电价。

建议提高电价

小水电的日子日渐艰难，“水火同价”的呼声此起彼伏。

今年6月份，水利部发布《关于调查农村水电上网电价及定价机制有关情况的通知》，对有农村水电的省份进行调查，调查的内容包括各地农村水电上网电价政策及执行情况，上网电价定价方式、定价程序、电费结算情况，其他各类电能上网电价情况。有关结果将在8月10日前报送水利部水电局。

在此之前，包括云南怒江州在内的诸多水电企业协会已经在通过各种途径，向地方发改委、政府部门上报。截至目前贵州、重庆、福建等省市的水电上网电价进行了不同程度的调整，包括提高电价水平和调整定价结构，云南并未收到正式回复。

社科院的这位研究员表示，水电电价的确应该有所提高，但不应该在短时间内达到“水火同价”。他分析说，提高电价有利于引导清洁可再生能源开发利用及消费，但将水电电价从0.1元多直接提高到0.5元，这会使投资者认为小水电是一暴利行业，短时间内大量资本涌入，可能造成无序开发，对水资源、生态环境都有可能造成破坏。此外，我国水电已经达到2.3亿千瓦，“十二五”期间将会较前10年有较快的发展，在协调经济发展速度的基础上适当加快即可，至少现在没必要出台一些列激励措施来引进投资开发。

多位水电协会负责人也表示赞同，短时间内很难“水火同价”。但“同网同价”“优先上网”等政策应该保障落实，而且同一地区的电价水平应该出台标杆电价，保证公平。

云南省发展和改革委员会关于调整云南电网上网电价的通知

发布日期：2010-12-26 16:28:05 云南电网公司、各有关发电企业：

根据《国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知》（发改价格〔2009〕2926号）精神，为缓解电力企业生产经营困难，保障电力供应，以及解决老机组脱硫加价、燃煤电厂上网电价调整等问题，经省政府同意，现将调整提高云南电网上网电价的有关问题通知如下：

一、适当提高云南电网统调燃煤机组标杆上网电价为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化，适当调整统调燃煤机组标杆上网电价水平。云南电网统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调0.7分钱（含税，下同），现行上网电价高于调后标杆电价的机组，此次不做调整。电价调整后，云南电网公司统一调度范围内，安装脱硫设施的新投产燃煤机组上网电价每千瓦时调整为0.330元。未安装脱硫设施的机组，上网电价在上述电价基础上每千瓦时扣减1.5分。

二、疏导燃煤机组脱硫加价。对2004年以前投产的老机组加装脱硫设施，上网电价每千瓦时提高1.5分。本次安排脱硫电价的机组为宣威电厂7、8号两台机、曲靖电厂4台机，自省环境保护厅验收批复的投产日期起执行（即宣威电厂7号、8号机分别于2009年3月10日、3月19日起执行，相应扣减今年上半年已给的脱硫电价补贴；曲靖电厂4台机于2009年11月1日起执行）。实施脱硫改造的发电企业要切实运行脱硫设施；如环保部门在线监测结果显示电厂脱硫设施未正常运行，我委将依据有关规定扣减脱硫电价，并予以相应处罚。

三、为促进水电站库区和移民安置区经济社会发展，缓解水电企业生产经营困难，适当提高部分水电企业的上网电价。云南电网单机容量25万千瓦以下中小水电站上网电价每千瓦时提高0.7分钱。凡执行云南电网目录电价的县级电力公司，当地中小水电上网电价相应调整。

四、适当疏导原厂网分离、电价偏低的水电厂经营困难矛盾。鲁布革、以礼河、大寨、西洱河、绿水河、六郎洞等原厂网分离电厂在上网电价每千瓦时提高0.7分的基础上，平水期（5月和11月）和枯水期（12月至次年4月）上网电价的上浮幅度由10%提高至20%，丰水期电价保持不变。

五、核定新投产大型水电站上网电价。由于水电项目开发的政策环境变化较大，新建大型水电站暂停执行水电标杆电价。小湾水电站暂按每千瓦时0.30元结算，正式上网电价待电站全部投产后另行报国家发展和改革委员会核定。

六、云南电网新投产的中小型水电站原则上仍执行统一的上网电价政策。即：单机装机在5万千瓦及以上的上网电价为0.222元；单机装机在5万千瓦以下的机组，实行丰枯季节上网电价，枯水期上网电价0.247元，平水期0.222元，丰水期0.197元。

七、以上电价调整自2009年11月20日上网电量开始执行。

八、云南电网公司和有关发电企业要严格执行本通知规定，确保各项措施及时得到贯彻落实。执行中如有问题，请及时报告我委。

我市上调3万千瓦以下小水电站

上网电价

为适当缓解小水电企业经营困难，保障电力供应，促进经济社会可持续发展，经市政府同意，省物价局批准，从2012年2月1日起，我市对单机容量在3万千瓦以下（含3万）的小水电上网电价实行统一并适当提高，即丰水季节0.18元/千瓦时，枯水季节0.22元/千瓦时。苏帕河水库坝后电站上网电价与该流域苏帕河公司的其他3级电站的上网电价同价。对单机容量在3万千瓦以上的水电站仍执行原来的上网电价。调整后的具体电价如下：

3万千瓦以下装机（含3万）丰水季节（5月-10月）0.18元/千瓦时，枯水季节（11月至次年4月）0.22元/千瓦时。

3万千瓦至5万千瓦（含5万）丰水季节0.197元/千瓦时，枯水季节0.247元/千瓦时。

5万千瓦以上不分丰枯季节，全年执行0.222元/千瓦时。小水电上网电价调整后，3万以下小水电站每年新增售电收入1495.82万元，可以部分缓解发电企业的经营压力

第三篇：上网电价的请示格式

关于XXXXXX水电站上网电价的请示

XXXXXX物价局：

理县一颗印水电站地处理县朴头乡一颗印村，电站总装机容量13.6MW，设计全年发电量6258万kw.h，静态总投资9299.08万元。

一级电站通过35kv线路接入二级电站，两电站通过三圈变压器汇流后经3公里110kv红—线接入红叶二级变电站（红房子），并入国电四川省电力公司电网运行。

一颗印水电站2006年10月23日经阿坝州发改委、州水利局审批了初步设计（含可行性研究）报告，2007年5月26日阿坝州发改委进行了项目核准，2007年3月1日四川省电力公司批复同意并入四川电网运行，2007年8月14日四川省电力公司、阿坝公司审批了接入系统方案，2008年2月29日四川省电力公司阿坝公司审批了一颗印电站—红叶二级电站110KV线路及间隔初步设计，2008年7月4日四川省经济委员会将一颗印水电站纳入了全省统调统分。目前，一颗印二级水电站灾后恢复和建设已基本完工，预计2009年10月底发电，一级电站预计2010年4月并网发电。

现特向贵局请示我公司一颗印水电站上网电价按川价发[2005]123号精神0.288元/kw.h（不含税）执行，请予以批准为荷!特此请示

附件：

二零零九年八月十八日

主题词：理县一颗印水电站 上 网 电 价 请 示 抄 报：理县物价局

XXXXXXX 2009年8月18日

第四篇：上网电价管理暂行办法

上网电价管理暂行办法 发改价格〔2005〕514号

目录

第一章 总则

第二章 竞价上网前的上网电价

第三章 竞价上网后的上网电价

第四章 上网电价管理

第五章 附则

第一章 总则

第一条 为完善上网电价形成机制，推进电力体制改革，依据国家有关法律、行政法规和《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）、《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》（国办发〔2003〕62号），制定本办法。

第二条 上网电价是指发电企业与购电方进行上网电能结算的价格。

第三条 上网电价管理应有利于电力系统安全、稳定运行，有利于促进电力企业提高效率和优化电源结构，有利于向供需各方竞争形成电价的改革方向平稳过渡。

第四条 本办法适用于中华人民共和国境内符合国家建设管理有关规定建设的发电项目并依法注册的发电企业上网电价管理。

第二章 竞价上网前的上网电价

第五条 原国家电力公司系统直属并已从电网分离的发电企业，暂执行政府价格主管部门按补偿成本原则核定的上网电价，并逐步按本办法第七条规定执行。

第六条 电网公司保留的电厂中，已核定上网电价的，继续执行政府价格主管部门制定的上网电价。未核定上网电价的电厂，电网企业全资拥有的，按补偿成本原则核定上网电价，并逐步按本办法第七条规定执行；非电网企业独资建设的，执行本办法第七条规定。

第七条 独立发电企业的上网电价，由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。其中，发电成本为社会平均成本；合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期国债利率加一定百分点核定。通过政府招标确定上网电价的，按招标确定的电价执行。

第八条 除政府招标确定上网电价和新能源的发电企业外，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格，并事先向社会公布；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。

第九条 在保持电价总水平基本稳定的前提下，上网电价逐步实行峰谷分时、丰枯季节电价等制度。

第十条 燃料价格涨落幅度较大时，上网电价在及时反映电力供求关系的前提下，与燃料价格联动。

第十一条 跨省、跨区电力交易的上网电价按国家发展改革委印发的《关于促进跨地区电能交易的指导意见》有关规定执行。

第三章 竞价上网后的上网电价 第十二条 建立区域竞争性电力市场并实行竞价上网后，参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价。其中，容量电价由政府价格主管部门制定，电量电价由市场竞争形成。容量电价逐步过渡到由市场竞争确定。

各地也可根据本地实际采取其他过渡方式。

不参与竞价上网的发电机组，上网电价按本办法第七条执行。

第十三条 政府制定的容量电价水平，应反映电力成本和市场供需状况，有利于引导电源投资。

第十四条 在同一电力市场范围内，容量电价实行同一标准。

第十五条 容量电价以区域电力市场或电力调度交易中心范围内参与竞争的各类发电机组平均投资成本为基础制定。计算公式：

容量电价=容量电费/机组的实际可用容量

其中：容量电费=K×（折旧＋财务费用）

K为根据各市场供求关系确定的比例系数。折旧按政府价格主管部门确定的计价折旧率核定。

财务费用按平均投资成本80%的贷款比例计算确定。

第十六条 容量电价保持相对稳定。

第十七条 容量电费由购电方根据发电机组的实际可用容量按月向发电企业支付。

第十八条 电量电价通过市场竞争形成。各区域电力市场选择符合本区域实际的市场交易模式，同一区域电力市场内各电力调度交易中心的竞价规则应保持一致。

第十九条 在电网企业作为单一购买方的电力市场中，可以实行发电企业部分电量在现货市场上竞价上网，也可以实行发电企业全部电量在现货市场上竞价上网。在公开招标或充分竞争的前提下，电网企业也可以与发电企业开展长期电能交易。

第二十条 有条件的地区可建立发电与用户买卖双方共同参与的电力市场，实行双边交易与现货交易相结合的市场模式；鼓励特定电压等级或特定用电容量的用户、独立核算的配电公司与发电企业经批准直接进行合同交易和参与现货市场竞争。

第二十一条 在发电和用户买卖双方共同参与的电力市场中，双边交易的电量和电价由买、卖双方协商确定；现货市场的电量电价，按卖方申报的供给曲线和买方申报的需求曲线相交点对应的价格水平确定；竞价初期，为保证市场交易的顺利实现，可制定相应的规则，对成交价格进行适当调控。

第二十二条 竞价上网后，实行销售电价与上网电价联动机制。

为避免现货市场价格出现非正常涨落，政府价格主管部门可会同有关部门根据区域电力市场情况对发电报价进行限价。

竞价初期，建立电价平衡机制，保持销售电价的相对稳定。

第二十三条 常规水力发电企业及燃煤、燃油、燃气发电企业（包括热电联产电厂）、新建和现已具备条件的核电企业参与市场竞争；风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，适时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。

第二十四条 符合国家审批程序的外商直接投资发电企业，1994年以前建设并已签订购电合同的、1994年及以后经国务院批准承诺过电价或投资回报率的，在保障投资者合理收益的基础上，可重新协商，尽可能促使其按新体制运行。

第二十五条 为维护电力系统的安全稳定运行，发电企业要向电力市场提供辅助服务。有偿辅助服务价格管理办法另行制定。

第四章 上网电价管理

第二十六条 竞价上网前，区域电网或区域电网所属地区电网统一调度机组的上网电价由国务院价格主管部门制定并公布，其他发电企业上网电价由省级政府价格主管部门制定并公布。

第二十七条 竞价实施后，区域电力市场及所设电力调度交易中心的容量电价由国务院价格主管部门制定。不参与电力市场竞争的发电企业上网电价，按第二十六条规定进行管理。

第二十八条 政府价格主管部门和电力监管部门按照各自职责对电力市场价格执行情况进行监督和管理。电力监管部门按照法律、行政法规和国务院有关规定向政府价格主管部门提出调整电价的建议。有关电价信息向社会公开，接受社会监督。

第二十九条 对市场交易主体的价格违法行为，电力监管部门有权予以制止；政府价格主管部门按国家有关规定进行行政处罚。当事人不服的，可依法向有关部门提请行政复议或向人民法院提起诉讼。

第五章 附则

第三十条 本办法由国家发展和改革委员会负责解释。

第三十一条 本办法自2005年5月1日起执行。

第五篇：关于国家统一光伏上网电价（范文模版）

关于国家统一光伏上网电价的解读

在经历了2010年繁荣之后，光伏行业在2011年出现了成长减速的情况。随着过去一年供给的大幅度增加，中国国内光伏业者的压力陡增。

但是，自2011年5月开始，国内利好光伏的政策不断。先是江苏确定1.4元/千瓦时的上网补贴电价，山东也分别对2011年和2012年完成的项目给出了1.4元/千瓦时和1.2元/千万时的上网电价，之后青海省对2011年9月30日前建成的电站给出了1.15元/千瓦时的电价。7月24日，发改委价格司便发出文件，推出了中国首个全国范围内适用的光伏固定上网电价。

一、对发改价格[2011]1594号文件的快速解读

1、制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价。按照社会平均投资和运营成本，参考太阳能光伏电站招标价格，以及我国太阳能资源状况，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价。

上网电价的推出，将之前拖延已久的“路条”项目的盈利途径给出解决方法，一定程度上确保这些项目投资商的利益。

2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。今后，我委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。

新审批的项目上网电价确立，并在原则上规定了今后上网电价将逐步调整，电价的在未来的下调打好政策基础。

2、通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目，其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。

解释特许权项目的电价问题，特许权项目是发改委、能源局、财政部等相关决策机构试探对可再生能源补贴方式与补贴价格的示范性项目。从文件中，我们看到，特许权项目将不会因为此次光伏上网电价的推出而停止开展。从这个角度来讲，相关部委对合理光伏上网电价的探索仍将继续，而此次的光伏上网电价似乎更像是一个“临时”价格。

批特许权项目的招标结果可为最终电价的确定提供指导，但是从特许权项目招标开始，一直都是央企电力公司独揽天下，民企基本不具备与之抗争的能力，避免行业内的恶性竞争是促进光伏发电在中国大规模发展的另一重点。

3、对享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目，其上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。

解释已获审批的金太阳项目的电价问题，各地区根据当地情况，可给予相关的补贴政策。与国家统一上网电价不相冲突。

4、太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）有关规定，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。

再次明确了补贴的资金来源问题，依然来自国家的可再生能源电价附加，并没有提及可再生能源专项资金。在2010年，全国征收的可再生能源附加费约为130亿左右，但大部分资金用于补贴风力发电和生物质发电，用于光伏发电的比例非常低，不到5%，按每度电补贴8毛/千瓦时来算，假定可再生能源补贴的5%用于光伏，则最多可补贴800MW，而仅青海一省的规模就已接近800MW。因此，若扩大补贴规模，需加大可再生能源附加费。

从对政策的解读我们看到了非常积极的信号，即发改委作为国家能源局的上级部门，在千呼万唤之后主导推出了光伏的上网电价，解决了许多“路条”项目投资收益的历史问题，并对新项目的光伏电价作出了初步设计，为将来推出更全面的上网电价作好铺垫。

可以预期的是，凭借着我国从不缺少的“大兵团作战”以及“集中突击”完成项目的经验，各能源集团，光伏企业必将在目前的炎炎夏日，借着这股政策清风抓紧申报，突击建设光伏项目。单以青海格尔木市为例，“930”消息一出，几十个项目同时开工，近500兆瓦项目一起建设（还有不少项目在审批中）。

全国范围内适用的光伏上网电价政策一出，必将掀起一阵光伏投资“疯”！

二、发改价格[2011]1594号文所带来的疑问

单凭发改价格[2011]1594号文件，仍然让我们对很多问题抱有疑惑： 补贴年限

文件没有对上网电价的补贴年限给出任何说明，但我们都知道，补10年和补20年给投资商带来的投资回报率的差异。没有考虑各地资源差异

没有对不同资源条件给出不同的补贴电价，而是以“一刀切”的方式，给出了一个统一价格。从盈利角度来讲，对于新项目，1元/度电的补贴更适合建立在西部日照资源条件较好的地区的光伏电站。没有考虑安装方式的差异

电价政策同样没有考虑不同的安装方式带来的系统成本差异。而无论是屋顶项目还是光电建筑一体化项目，其单位建设成本往往比大型地面项目要高不少，因此，1元/度电的补贴似乎更倾向于鼓励地面光伏电站的发展。资金来源问题

资金来源问题，文件虽有提及，但不可忽视的一个问题是“可再生能源电价附加”资金账户，由于风电装机容量前几年的突飞猛进，已经在2010年出现亏空。而且在短期内，账户仍将处于亏损状态。在IHS Isuppli今年早些时候做的估算，即使发改委在2012年初将“可再生能源电价附加”从目前的4厘/度提高到8厘/度，由于风电装机容量的增长以及并网条件的改善，该部分资金在2012年~2014年补贴仍将大量被风电占用，处于勉强收支平衡的状态，这还不考虑用这些年的盈余弥补历史遗留的该账户的亏损部分。如果考虑弥补历史遗留的亏损，则“可再生能源电价附加”将一直亏损到2015年底。

另外，补贴光伏装机的另一部分资金来自财政部的“可再生能源专项资金”，“光电建筑”与“金太阳”的补贴就是来于此。文件中没有说明，固定上网电价的缺口资金可以占用国家的“可再生能源专项资金”，当然也没有明确表示不可以占用。问题是，“可再生能源电价附加”已然存在亏损，可如果新建项目的电价补贴通过占用“可再生能源专项资金”的方式弥补，那今年的“金太阳”项目补贴怎么办。当然，也许发改委已经和财政部协调，在2011年给光伏更多的专项资金，解决这个问题。并网问题

并网问题一直是制约我国可再生能源发展的一个重要因素。风电在2010年底已经实现装机44.7GW，但能够实现并网的仅有31.1GW，而且这31.1GW也是出于可控状态，即需要时电网公司可以要求部分风机停运，以保证电网的稳定运行。

当前格尔木的“光伏热”，使电网公司不得不临时决定在格尔木地区架设330千伏的电网以匹配光伏电厂的建设，预计工程赶在9月30日左右突击完工。

“723”动车事故告诉我们，不是所有的工程在赶进度的情况下都能保质保量完成的，工程建设进度有一定的内在规律可循，电网建设同样是这样。格尔木将只会是全国的一个缩影，若全国范围内适用的光伏固定上网电价推行，在下半年的4个月之内全国会出现多少个“格尔木”？新政策导致光伏投资涌向西部地区，又将会给并网造成何等的压力？电网公司又将能“赶工”出多少个保质保量的电网确保电力传输？西部地区太阳能资源丰富、投资收益较高，但是，西部地区却不是我国的主要能源消耗地区，对能源的需求较少，大量的光伏发电需要远距离运输，如果项目并不了网，固定上网电价政策又有什么意义呢？

2011年5月国家电网发布两项企业标准：《光伏电站接入电网技术规定》和《光伏电站接入电网测试规程》，但是亟需解决的是光伏发电的入网标准。从上面的分析，我们可以得到以下的结论：

1．电价出台提前一年，国家表姿态

本次固定上网电价的推出，是一个非常积极的信号，显示国家对国内光伏终端市场发展的支持；

2．配套政策有待完善

固定上网电价的细则有待出台，否则1594号文件将难以有所作为； 3．政策利好，光伏应用大规模扩大 单凭1594号文件提及的解决历史遗留的“路条”项目盈利这一点，国内光伏业者信心将得到很大程度上的提振，国内的“光伏热”将进一步升温，中国2011年的光伏装机容量可能会突破1.5GW（注：不等同于并网容量）；

4．最终电价仍需几经风雨

特许权项目在未来仍将开展，相对较高的固定上网电价（与风电，生物质能相比），处于亏损状态的“可再生能源电价附加”账户以及光伏电站建设成本的不断下降，使得1元/度电的固定上网电价在短期内被调整成为必然。

5．具体情况应具体分析

政策更多的利好西部地区的大型地面光伏电站，而东部，中部地区因受日照辐射资源的限制，在1元/度电的情况下，盈利条件仍然不甚理想。屋顶项目，光电建筑一体化项目因建设成本原因，也将难以充分收益于补贴政策。当然具体项目的盈利状况需要具体分析，相信有许多潜在屋顶项目在1元/度电的情况下，是有能力实现一定利润的。但是，各省可出台相应的补贴政策，与统一标准不相冲突。

6．避免恶性竞争促进良性发展

从过去的经验来看，大型地面电站的投资始终为国有电力集团所主导。从5中可以看到，本次上网电价将更多利好西部地区的大型地面光伏电站，进一步而言，将更多利好身为开发商的电力集团。而民营企业当然也可以收益，不过相信更多的收益将是在于与电力集团的合作上。自行开发电站的民营企业，如果有一定的资金实力并拿到项目，当然也会受益。对于志在自行开发光伏项目的光伏企业，至少电价的推出是企业可以消耗一部分产能，从这个角度来讲电站项目即使无利可图，对光伏企业也是有意义的。

7．道路坎坷，前途光明

1594号文件的成功执行需要跨部门的协作，不单单是发改委，能源局，财政部与电网公司也是政策能否被落实，使得光伏电站相关企业收益的关键。相信发改委价格司在推出1594号文件前，已经会同发改委其他司局，能源局广泛征求过相关部委与企业，如：财政部，电网公司的意见并得到了各相关方的支持。

但是在这里，仍然有一些隐忧，不知实际情况会发展成怎样。希望发改价格[2011]1594号文能真正成为国内光伏终端市场的一针强心剂，让我们国家的光伏市场得到快速启动。也稍稍改变我们国内光伏企业长期以来面临的市场受制于人的局面，实现两条腿走路，而不是单单依靠产品出口这一条路解决的企业生存问题。