上网电价管理暂行办法

第一篇：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。

第二篇：销售电价管理暂行办法

【发布单位】国家发展和改革委员会 【发布文号】发改价格[2005]514号 【发布日期】2005-03-28 【生效日期】2005-05-01 【失效日期】

【所属类别】国家法律法规

【文件来源】法律图书馆新法规速递

销售电价管理暂行办法

(发改价格[2005]514号)

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电力企业：

根据《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）要求，为了推进电价改革的实施工作，促进电价机制的根本性转变，我委会同有关部门制定了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，现印发给你们，请按照执行。

请各地和有关部门根据国家关于电价改革的统一部署，结合本地实际和电力市场的建设情况，按照上述三个管理办法的规定和要求，加快电价改革步伐，积极稳妥做好电价改革的各项工作，促进电力工业与国民经济的协调、健康发展。

中华人民共和国国家发展和改革委员会

二○○五年三月二十八日

销售电价管理暂行办法

第一章 总 则

第一条 为建立健全合理的销售电价机制，充分利用价格杠杆，合理配置电力资源，保护电力企业和用户的合法权益，根据国家有关法律、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 本办法所称销售电价是指电网经营企业对终端用户销售电能的价格。

第三条 销售电价实行政府定价，统一政策，分级管理。

第四条 制定销售电价的原则是坚持公平负担，有效调节电力需求，兼顾公共政策目标，并建立与上网电价联动的机制。

第五条 本办法适用于中华人民共和国境内依法批准注册的电网经营企业。

第二章 销售电价的构成及分类

第六条 销售电价由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成。

购电成本指电网企业从发电企业（含电网企业所属电厂）或其他电网购入电能所支付的费用及依法缴纳的税金，包括所支付的容量电费、电度电费。

输配电损耗指电网企业从发电企业（含电网企业所属电厂）或其他电网购入电能后，在输配电过程中发生的正常损耗。

输配电价指按照《输配电价管理暂行办法》制定的输配电价。

政府性基金指按照国家有关法律、行政法规规定或经国务院以及国务院授权部门批准，随售电量征收的基金及附加。

第七条 销售电价分类改革的目标是分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格三类。

第八条 销售电价分类根据用户承受能力逐步调整。先将非居民照明、非工业及普通工业、商业用电三大类合并为一类；合并后销售电价分为居民生活用电、大工业用电、农业生产用电、贫困县农业排灌用电、一般工商业及其它用电五大类，大工业用电分类中只保留中小化肥一个子类。

第九条 每类用户按电压等级定价。在同一电压等级中，条件具备的地区按用电负荷特性制定不同负荷率档次的价格，用户可根据其用电特性自行选择。

第三章 销售电价的计价方式

第十条 居民生活、农业生产用电，实行单一制电度电价。工商业及其它用户中受电变压器容量在100千伏安或用电设备装接容量100千瓦及以上的用户，实行两部制电价。受电变压器容量或用电设备装接容量小于100千伏安的实行单一电度电价，条件具备的也可实行两部制电价。

第十一条 两部制电价由电度电价和基本电价两部分构成。

电度电价是指按用户用电度数计算的电价。

基本电价是指按用户用电容量计算的电价。

第十二条 基本电价按变压器容量或按最大需量计费，由用户选择，但在一年之内保持不变。

第十三条 基本电价按最大需量计费的用户应和电网企业签订合同，按合同确定值计收基本电费，如果用户实际最大需量超过核定值5％，超过5％部分的基本电费加一倍收取。用户可根据用电需求情况，提前半个月申请变更下一个月的合同最大需量，电网企业不得拒绝变更，但用户申请变更合同最大需量的时间间隔不得少于六个月。

第十四条 实行两部制电价的用户，按国家有关规定同时实行功率因数调整电费办法。

第十五条 销售电价实行峰谷、丰枯和季节电价，具体时段划分及差价依照所在电网的市场供需情况和负荷特性确定。

第十六条 具备条件的地区，销售电价可实行高可靠性电价、可中断负荷电价、节假日电价、分档递增或递减电价等电价形式。

第四章 销售电价的制定和调整

第十七条 按电价构成的因素确定平均销售电价。以平均销售电价为基础，合理核定各类用户的销售电价。

第十八条平均销售电价按计算期的单位平均购电成本加单位平均输配电损耗、单位平均输配电价和政府性基金确定。

第十九条 各电压等级平均销售电价，按计算期的单位平均购电成本加该电压等级输配电损耗、该电压等级输配电价和政府性基金确定。

第二十条 居民生活和农业生产电价，以各电压等级平均电价为基础，考虑用户承受能力确定，并保持相对稳定。如居民生活和农业生产电价低于平均电价，其价差由工商业及其它用户分摊。

第二十一条 各电压等级工商业及其它类的平均电价，按各电压等级平均电价加上应分摊的价差确定，并与上网电价建立联动机制。

第二十二条 各电压等级工商业及其它用户的单一制电度电价分摊容量成本的比例，依据实行单一制电度电价用户与实行两部制电价用户负荷比例确定。

第二十三条 各电压等级工商业及其它用户的两部制电价中的基本电价和电度电价，按容量成本占总成本的比例分摊确定。

第二十四条 条件具备的地区，在10千伏及以上电压等级接入且装接容量在一定规模以上的工商业及其它用户，按用电负荷特性制定不同用电小时或负荷率档次的价格。

第二十五条 各电压等级工商业及其它用户两部制电价中,各用电特性用户应承担的容量成本比例按峰荷责任确定。

第二十六条 不同用电特性的用户基本电价和电度电价的比例，考虑用户的负荷率、用户最高负荷与电网最高负荷的同时率等因素确定。

第二十七条 销售电价的调整，采取定期调价和联动调价两种形式。

定期调价是指政府价格主管部门每年对销售电价进行校核，如果间成本水平变化不大，销售电价应尽量保持稳定。

联动调价是指与上网电价实行联动，适用范围仅限于工商业及其它用户。政府价格主管部门核定销售电价后，实际购电价比计入销售电价中的购电价升高或下降的价差，通过购电价格平衡帐户进行处理。当购电价格升高或下降达到一定的幅度时，销售电价相应提高或下降，但调整的时间间隔最少为一个月。

第二十八条输配电价及政府性基金的标准调整后，销售电价相应调整。

第五章 销售电价管理

第二十九条各级政府价格主管部门负责对销售电价的管理、监督。在输、配分开前，销售电价由国务院价格主管部门负责制定；在输、配分开后，销售电价由省级人民政府价格主管部门负责制定，跨省的报国务院价格主管部门审批。

第三十条 政府价格主管部门在制定和调整销售电价时，应充分听取电力监管部门、电力行业协会及有关市场主体的意见。

第三十一条 居民生活用电销售电价的制定和调整，政府价格主管部门应进行听证。

第三十二条 各级政府价格主管部门和电力监管部门按各自职责对销售电价进行监督和检查，价格主管部门对违反法律、法规和政策规定的行为依法进行处罚。

第六章 附 则

第三十三条 上级电网经营企业对下级独立核算电网经营企业的趸售电价，以终端销售电价为基础，给予合理的折扣制定。折扣的价差由电网直供用户分摊。

第三十四条 对农村用户的销售电价，已实行城乡用电同网同价的，按电网的终端销售电价执行;尚未实行城乡用电同网同价的，以电网的终端销售电价为基础，加上农村低压电网维护费制定。

第三十五条 发电企业向特定电压等级或特定用电容量用户直接供电，销售电价由发电企业与用户协商确定，并执行规定的输配电价和基金标准，具体办法另行制定。

第三十六条 各省、自治区、直辖市人民政府价格主管部门根据本办法的要求制定实施细则，报国家发展和改革委员会同意后执行。

第三十七条 本办法由国家发展和改革委员会负责解释。

第三十八条 本办法自2005年5月1日起执行。

本内容来源于政府官方网站，如需引用，请以正式文件为准。

第三篇：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

第四篇：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。