发改委上网电价补贴政策（含五篇）

第一篇：发改委上网电价补贴政策

国家发展改革委关于完善 太阳能光伏发电上网电价政策的通知

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：

为规范太阳能光伏发电价格管理，促进太阳能光伏发电产业健康持续发展，决定完善太阳能光伏发电价格政策。现将有关事项通知如下：

一、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。

（一）2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、我委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元（含税，下同）。

（二）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。

二、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。

三、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。

四、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。

国家发展改革委 二○一一年七月二十四日

第二篇：关于光伏上网电价、补贴、及其它政策

关于光伏上网电价、补贴、及其它

史珺

2010-03-08

一、中国政府对光伏补贴的进展

关于对于光伏产业的补贴，中国一大批仁人志士从十多年前就开始奔走呼吁。其中的代表人物，有中国可再生能源学会光伏专委会主任赵玉文先生，上海太阳能学会理事长崔荣强教授，还有石定寰为代表的一批政府官员、闻立时、陈立泉等为代表的一批院士，当然还有施正荣、瞿晓桦等为代表的企业代表。他们十余年来，像老僧传道似的，一遍又一遍四处宣讲，不厌其烦。

他们的奔走，直到2008年年底，似乎都还没有任何结果，中国政府对于光伏，始终是“八风吹不动，端坐紫金莲”的态度。

从2001年到2008年，中国的光伏产业的发展，很大程度上要感谢以赵玉文为首的一批可再生能源学会的专家们。他们从1995年开始，向联合国和世界银行申请对光伏发电的补贴，用了六年的时间，申请到了2500万美元，然后，在联合国相关机构和中国政府的监督下，又用了7年的时间，从2002年到2008年将这笔资金花出去，一共支持了数百个项目，包括在西藏、青海、新疆、云南等地建的光伏示范电站，包括一大批学校和研究所的研究支持。无锡尚德、常州天合、江苏林洋、交大泰阳、天威英利等现在的光伏巨头，还包括一大批中小光伏企业，当年都是从这批经费所支持的项目中开始起步的。

2008年6月，在上海召开的国际光伏会议上，赵玉文向两千多名代表汇报了这笔经费的使用情况，当他宣布该笔经费全部发放完毕时，如释重负，唏嘘不已。全场两千多名代表起立，对他老人家和他带领的团队报以了长时间的热烈掌声。赵老先生对于中国光伏的贡献，是不可估量的。虽然这2500万美元现在可能不算什么，但当时，不少公司都是依赖其中的几十万甚至几万美元，才生存下来的。可以说，没有这笔钱，可能施正荣、高纪凡、苗连生都不可能起步。

但这笔钱虽然在国内申请和发放，毕竟还是世界银行给的钱。中国的光伏产业界也对中国政府何时能够开始对光伏产业进行补贴，提出了激烈的意见,尤其是施正荣等企业代表。由于市场始终依赖出口，而且中国2008年已然成为全球第一大光伏生产国，产量占全球近40%，而中国的光伏发电装机容量才占全球装机容量的2%，不得不令人汗颜。也引发了欧盟对中国光伏企业“倾销”的猜疑。

到2008年底，坚冰似乎被打破了。11月份，传出了上海崇明、内蒙鄂尔多斯两个项目得到了每度四元的电价补贴。发改委文件上注明，对类似项目的补贴，仍将采取一事一议的方式。

2009年三月，财政部与住房建设部突然发文，决定对屋顶光伏系统，按装机容量补贴每瓦15~20元，这个文件的出台，连国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝都不知道，时值他正在台湾访问，被台湾媒体问及，只能说不知道，引起不少境外媒体对于中国政府部门间合作状况的猜测。

也是在三月，举世瞩目的敦煌10MW光伏发电特许权招标，曾一度被认为将是中国政府对上网电价补贴的标杆电价，3月22日开标，结果最低价是0.69元/度，引起轩然大波，当时不能宣布中标结果，直到7月份才确定，将最低价废除，次低价1.09元/度中标，为了产业健康发展，发改委不惜自己把自己确定的“最低价中标”的规则给废了。

2009年7月，发改委又颁发了“金太阳”补贴，仍然按照装机容量给与50%~70%的补贴。

以上步骤，拉开了中国政府对于光伏补贴的序幕。事实上，这些补贴政策也起到了一定的作用。2009年中国本土的光伏装机容量，从2008年的40MW，猛升到600MW，年增长率达到1500%。

有人说是金融海啸催生了中国政府的光伏补贴政策，这话有一定道理。但一个政策不是一时一日说出台就出台的，2009年的政策，也许已经酝酿了数年，是否与金融海啸有关系，不得而知。不过，数万亿的刺激经济的支出，至少给了相关政策以充裕的资金支持。

二、光伏产业为何需要补贴？

光伏产业之所以需要补贴，理由其实很简单，只有两个。

理由一：现在光伏发电的成本过高，如果没有补贴，就没有人安装。

那么，既然煤炭发电那么便宜，为什么要政府要花钱求人来安装光伏发电？

这个答案才是许多人从心底质疑光伏发电的问题。

许多人说什么气候变化，其实那个问题可能存在，可能根本不存在。2009年末的哥本哈根会议就说明了这一点。现在连全球变暖这个问题，也已经有人质疑了。

问题是，就算煤炭没有二氧化碳排放，就算二氧化碳不污染环境，就算污染环境也不会造成全球变暖，就算全球变暖和二氧化碳一点关系都没有，人们也必须寻找新的替代能源。尤其是中国。

为什么？

目前，中国的煤炭储量，只够中国用二十多年了，中国的石油储量，只够中国使用十多年了，中国的铀矿石储量，只够中国用四十年了。如果没有了石油，没有了煤炭，没有了铀矿，中国靠什么发电？要知道，现在的中国，70%的能源是煤炭，20%是石油。

中国的水电只够满足中国百分之几的电量。不要指望水电能够救中国。

风力发电，是一个有前景的企业，不过，现在全国好的风电场，几乎全部都被圈了。不要以为自己的前瞻力强，不光是沿海，连新疆、内蒙、西藏那么偏远的地方，好的风电场都被圈起来，开始规划了。而所有的风能，同样也是需要补贴的。而且，风力有风力的问题。

光伏是一个最佳的替代能源。论证的话可以写一大本书，这里就不展开了。

那么，国家需要拿出多少钱来进行补贴呢？能否拿得出那么多钱呢？

这就是下面要说的第二个理由了。

理由二：只有补贴，形成大规模使用，才能将光伏发电的价格降下来，最终降到比煤发电还要便宜。

许多人质疑这个论点。其实，如果考虑的远一点，即便光伏发电的成本丝毫不降，最后，光伏发电的成本也会比煤炭低。因为，当煤炭用完的时候，煤炭发电的价格会飙升上去。而且，这一天不会太久。石油，只需要等十年，煤炭，最多二十年。正在开的“两会”已经预测，今年，2010年，煤炭就要涨价40%。40%，想想吧，两年后，火电价格就超过光伏发电了（假使光伏一点都不降价的话）。

问题是，我们的政府能不能坐等那一天的到来和发生？我们能不能对光伏发电一分钱都不补，等那一天到来的时候，自然大家就都用光伏了。

那样的话，政府的支出更大，而且大到中国政府付不起的程度。因为，煤炭价格不可能二十年不变，到二十年后，突然就涨它几十倍一百倍的。

大多数时候，我们买东西，会因为太贵而买不起。买不起东西就不买，至少不会破产。

但有时候，我们会因为不买某样东西，而付不起钱，甚至破产。

光伏就是这样一个东西。

而一旦开始补贴，光伏发电的规模就会上升，光伏发电的价格就可以下降。国家近年来对风电的补贴已经证实了这一点。最开始，风电的价格高达1.5元人民币/度，现在，绝大多数的风电补贴已经下降到了六毛多。2008年下半年以来，光伏发电的价格下降，也证实了这一点。

2008年，中国的光伏发电仅占了全国总发电量的万分之几，2009年也只占到千分之几。光伏发电的目标是占到总装机容量的百分之十。也就是说，如果现在开始对光伏进行补贴，就算光伏电价是火力发电的十倍，到那个时候，所补贴的总金额，与火力电价上升一倍的购电所增加的金额是相同的。

宁夏火力发电的上网电价是三毛八（不是有人说的两毛钱），但国家购买火力发电的成本真的是那么便宜吗？

国际原子能署、国家发改委、国家环保总局早已分别进行过测算，一个火电厂，每发出一度电，政府（无论是德国、法国还是中国）要拿出六毛钱到1.2元的额外成本来处理这个电厂所发出的电力所造成的环境问题，包括二氧化碳，二氧化硫，氮氧化物，烟尘污染，林木污染和冷却水排放的污染。也就是说，就算上网电价只有三毛钱，国家为一个电厂所支付的电价最低达到九毛钱。而在沿海等离煤炭产区较远的地方，这个价格达到1~1.6元人民币/度。

因此，如果光伏发电降到每度电一元，实际上就已经低于火电了。这就是国家发改委目前为何愿意接受敦煌的1.09元/度，但对更高的补贴有些迟疑的原因。因为，如果光伏发电的价格是1.09元，其实，国家是不需要额外拿钱的，只要将另外一个口袋的钱，放到这个口袋里就行了。而那个口袋，因为有了光伏，已经不需要装钱了。

既然是如果不补贴光伏，政府为此付出的钱会比补贴更多，那么，早补贴一天，政府拿出的钱越少。这个道理只要坐在那里想一想就会明白的。

但是，这样做，需要的是一个“负责任的”政府。而做一个“负责任的”政府，是需要一定条件的。比如，1949年的国民党政府，如果遇到现在的问题，是不可能来做这个“负责任的”角色的。他们会想，把这个烂摊子留给共产党，让他们折腾去吧。

做一个“负责任的”政府，还需要一个条件，就是要拿得出钱。

将今后电价上涨可能的支出的一部分，甚至是一小部分，用来补贴现在的新能源发电，有一个问题，今后的钱还没有收上来，但现在的支出，确实要从财政收入里实实在在地往外拿的，从哪里出？

幸运的是，中国政府现在有能力解决这个问题。也就是说，这个问题，在中国不是一个问题了。

那么剩下来的问题是，什么时候开始补贴，是最佳时机？

2005年，德国开始对光伏发电补贴，每度电的电价是屋顶0.57欧元/度，地面电站0.48元/度。到2009年，地面电站下降到了每度电0.33欧元，下降了31%。而光伏电站的成本，2004年是每千瓦1万欧元，到2009年，降到了3000欧元，下降了70%。

也就是说，如果2005年在德国建光伏电站按0.57欧元能够赚钱的话，那么，现在，在德国建地面电站的电价，只要有0.15欧元，就够了。也就是说，德国可以在目前的补贴电价的基础上，再下降55%。所以，我说，前一段德国政府宣布将光伏补贴下降16%，对光伏产业不是坏消息，而是好消息，因为他们可以将补贴下降55%，结果才下调了16%，这不是好消息，是什么？

而这个成本的下降，有一些偶然因素。这个因素就是金融海啸。在2008年6月份，所有人都还预测需要十年后，中国的光伏组件才能降到每瓦十元。但2009年，这个价格已经实现了。也就是说，金融海啸，使本来需要补贴十年才能达到的降幅，一年就实现了。

所以，2009年是政府开始补助的最佳时机。这就是为什么中国政府在2009年将补贴政策陆续出台的原因。谁说中国政府没高人？有的是。

三、补贴到底以何种形式为好？

光伏补贴，有多种方式。

1991年，日本政府开始对光伏进行补贴。日本这个国家煤炭现在就已经枯竭了。所以，他们拚了老命从中国的山西、内蒙、陕西买煤，买了后，全部用来填海，一方面扩大了岛国的土地面积，另一方面，等到二十年后，中国的煤挖完了，他们至少还有煤烧。

另一方面，他们也想发展新能源。他们制定了一个补贴方式，就是动员老百姓在屋顶安装光伏电池，每装一户，按每千瓦多少钱来补贴(大约70000日元)。

这个政策就是所谓的百万屋顶计划，也就是光伏补贴的日本模式。实施了十年，不能说没有作用，但日本的光伏产业并没有大的飞跃。当然，这与日本刚好从九十年代初期步入长期衰退有关。

美国，从2000年开始，从加利福尼亚这个“阳光灿烂的地方”，开始了光伏补贴。他们吸收了日本的不成功的经验，除了固定补贴之外，同时又开辟了一个新的选择，规定安装了光伏屋顶的，支出费用能够从当年的收入中扣除，按扣除后的金额来缴纳个人所得税。要知道，能够安装屋顶的人，每年的收入至少在6万美元以上，这时候的美国个人所得税率基本在30%以上，也就是说，剩余部分，政府又补贴了30%。如果对于年收入在10万美元以上的家庭，税率基本在40%以上。所以，美国的动静比日本要大些。似乎比日本要成功。

除了装机补贴外，美国政府还对研究机构、光伏公司从科研、投资、装备等各个方面给了名目繁多的补贴。

这就是光伏补贴的美国模式。

2004年，德国政府开始讨论光伏补贴的问题。他们吸收了日本和美国的经验和教训，决定，除了装机、抵税、政府研发资助、投资优惠等方式外，还确立了一个具有划时代意义的政策，那就是对于光伏发电给以上网电价补贴。并按地面电站和屋顶电站的不同，制定了不同的补贴额度，地面为0.48元/度，屋顶为0.57元/度。而当时，德国的火力发电上网电价才0.03欧元/度。

这个政策出台后，一下子使德国的光伏装机容量迅速上升，很快就超过日本、美国，成为光伏第一大国。这个政策，也促使了中国的尚德、林洋、阿特斯、天威、赛维、昱辉、天合等公司的迅速崛起，一举成为世界光伏前几十强的地位，而且纷纷在海外上市。

这就是光伏补贴的德国模式。也称为上网电价补贴模式（Feed-in-tariff）。

无疑，从日本ZF开始，到美国、德国ZF，关于对于光伏产业的补贴方式，采取的都是不一样的。而从效果上看，德国模式是最好的。为什么，下面会说。

但是，中国ZF为何反而先选取了日本模式和美国模式，而对于德国模式，虽然先有崇明、鄂尔多斯，后有敦煌，但作为一个立法形式的文件，始终未出台，这是由中国复杂的国情决定的。它主要涉及到光伏发电企业与电网企业的利益分摊问题。但这还不是最根本的原因，最难办的，是现在的ZF掏钱，为将来的ZF买单。虽然“前人栽树、后人乘凉”的道理大家都懂，但是，不当家不知柴米贵，当家的有当家的难处。让你现在从工资中每月掏钱为你孙子的孙子盖一栋楼，你是否愿意？所以，ZF的一切犹豫和迟钝，都是可以理解的。作为产业界的人，要有耐心。要相信ZF，最终一定会做出正确的决策出来的。

四、为何各地的补贴电价不同？

虽然中央ZF的政策没有出台，但各地已经出台了各自的政策。甘肃，既然敦煌项目已经被发改委定了价，就顺势按照1.09元/度定出了自己的标杆电价。宁夏，立志要发展新能源，改善环境，定出了1.3元/度，定出了自己的电价，江苏，则定出了2.15元的最高电价，当然，2010年就降到了1.7元/度，2011年会降到1.4元。据说云南也定出了电价，但我现在还没有得到数据。

为什么各地的电价差异这么大？这是因为，同样对于一个装机容量一定的电站来说，在各地的每天的发电量是不同的。这是由于各地的日照时间不一样。我国西北、云南、华南，日照时间较长，而华北、东北华东次之。最差的是四川，古人云“蜀犬吠日”，太阳好不容易出来一下，连狗都吓得乱叫，可见阳光是稀缺资源。不过，四川的西昌、二滩、攀枝花，由于地势高，年日照时间也能达到2900小时以上，不比昆明少多少。

大家如果关心各地的年日照时间，在气象资料和许多太阳能发电的书籍里都有，这里不罗嗦了。这里想和大家澄清一下年日照时间与年满负荷发电时间的关系。由于我看过宁夏发电集团的330KVA的光伏电站的两年的运行数据，因此，举银川的例子。

宁夏的日照时间为每年2900~3000小时，每天大约从早上6~8点到晚上7~9点（冬夏季不同）。但早上和中午的日照强度当然是不同的，晴天的中午日照强度大约每平方米0.9~1.2KW，日出日落时分则接近于零。所以，虽然每天日照时间有八九个小时，但日照的能量大约只有每平方米5~6KWH，如果折算到最大的日照强度对应的时间，则只相当于5个小时左右，这就是当天的所谓的“有效发电时间”，一年平均的每天的有效发电时间（要考虑四季的区别和阴雨晴天的平均）乘以365天，就是一年的有效发电时间。这个时间乘以光伏电池的功率，就是每年能够发出的电度数（不能用日照时间乘以电池功率！）。也就是说，如果安装1KW的电池，而每天的有效发电时间是5小时，则一天可发5度的电量。宁夏的每年的有效发电时间大约是1700小时，也就是说，1KW的光伏电池组件，每年大约可以发出1700度左右的电量。这不仅是理论计算，也是经过实践检验的。

再说说上海。上海的日照时间为2300小时，年满负荷发电时间大约为1200小时（南汇和外滩可能也不一样），也就是说，一个1KW 的组件，每年可以发电1200度电。

这样，如果同样装机10MW的电站，宁夏一年可以发出1700万度电，上海则只能发出1200万度电，所以，上海的电价肯定不能和银川一样。如果一样，就不会有人到上海来发电，而是一窝蜂都跑到银川去了。这可能就是宁夏、甘肃等阳光资源较好的省份愿意发展光伏的原因，这也是一种资源优势吧。除了阳光资源外，西北的土地价格比较低，也是优势之一。这就是为什么宁夏、甘肃对光伏如此积极的原因。

不过，上海家大业大，不一定看得上这区区几百个亿的小产业。否则，上海的光伏起步那么早，为何不仅不如临近的江苏，连江西、河北，甚至阳光稀缺的四川也比不上？非不能也，是不为也。

总之，江苏和宁夏的电价补贴一定有差异，这个差异，不是宁夏贫穷江苏富裕的原因，而是因为阳光，在宁夏更多一些。

五、补贴电价随时间的变化

既然光伏产业补贴的目的，是为了今后的不补，那么，就存在一个随时间递减的过程。

德国初期的电价为0.57%欧元，2004年制定的期限为四年，当时约定每年递减7%。2008年决定继续延续，但由于金融海啸，不少项目实际上停顿。2009年又重新启动，但决定一次性将2010年补贴下调16%。

中国的上网电价补贴政策尚未出台，因此，随时间如何递减当然是未知。但江苏的电价前三年为：2.15，1.70，1.40。西北，有不少专家认为应该定在1.40元，然后每年减5分钱，8年降到1元，就是与火电齐平。这样对光伏产业的发展最好。但也有人认为这样慢了一些，觉得一年能降一毛。

无论快慢，下调是肯定的，因为补贴的目的是为了今后的不补。既然这样，价格当然要逐年下降。至于下降的速度，取决于这样三个因素，一个，是光伏发电随着补贴引发的规模增加所导致的成本下降的速度；第二，是国家财政需要发放的补贴额；第三，是火力发电的成本上升速度，也就是石油和煤炭涨价的速度。

这三个因素虽然都可以预测，但谁都无法预测的十分准确，即便鬼谷子下山也不行。如果价格定高了，那么今后会有人说官员没有水平，如果定低了，对产业反倒是副作用，同样会被人骂没有水平。

所以，就招标吧。

招标，不是一个科学的办法。敦煌招标已经证实了。但它是一个推卸所有人责任的好办法。招标招出来的，那不是比天还大？高了，没办法；低了，谁让你们报那么低的；你做啊，做吧，你不是愿意当刁民嘛，做不死你！我一直纳闷，为什么他们在敦煌不让报六毛九的人中标。但今年，再招一百次，也不会有人报这个价了。机会一去不复返，光阴流逝不再回。

这就是为什么发改委的官员们希望“再招几次标”后，再来确定上网电价的原因。

其实，要定目前的上网电价，并不难。首先要估算出光伏发电的装机成本。这个成本的确定十分重要，否则，3月份的财政部补贴15~20块，就失去依据了。这个成本的估算，其实自己干一个项目就很清楚了，但不知道发改委为什么觉得那么深奥。

说深奥也确实深奥。“金太阳”的补贴，按装机成本50%~70%，这个成本基数，已经发现有人实际成本做到23元/瓦，但报上来的材料却是38元/瓦。这样，如果补贴50%, 就是19元/瓦，那么，业主只要自己掏出4元/瓦就能够建起一座电站了。如果补贴到手70%，那么，拿到手26.6元/瓦，建一个1MW的电站，不仅不用钱，还能够得到政府倒贴3.6元/瓦，就是360万元，而且，今后每年还坐收100多万（拿了补贴的，都是用户侧并网）。

而且，这个情况不是个别的，几乎99%的项目或多或少都有这种情况。这不奇怪，十年前，日本也有这么做的人了，美国也有这样的人。只不过比例少些。

如果政府的钱这样补贴了出去，那官员的责任该有多大？官员如果参与了，那是要抓起来打靶的，如果没参与，那拿到补贴的人还要骂你猪头的；而那些正经做事拿不到项目补贴的，就更加义愤填膺了。

所以，这个问题的深奥，是在这方面。

反过来，一个好的政策总是要有争议的。需要决策人拍板，担责任。好像周立波说的，有毛ZD那样的气魄，“把导弹统统打到美国去”，管他什么后果反应，反正我是为了中国，为了民族。至少，也要像邓大人那样，“先发他十三颗，在美国的周边地区，试探一哈（下）。”

现在，中国最缺的，就是这样的决策人。但是，也可能最不需要的，也是这种决策人。现在要法制，民主。

这就是德国的上网电价的制度为什么优于按日本、美国装机容量补贴的制度了。其中的奥妙大不一样，大家想想吧。

最新消息，听说本次两会可能要讨论光伏发电的“上网电价法”。也许，以中国人的智慧，能够想出一个全新的“中国模式”来。

第三篇：发改委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知

《发改委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》

解

读

一、《发改委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》发改价格[2011]1594号

(一)、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，以及中国太阳能资源状况，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。

(二)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。

二、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。

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

四、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。

按照发改委的这个政策

1》 发改委的文件中并未规定每千瓦时1元的上网电价是仅针对西部地面集中式大型光伏电站的。只是说“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“，所以应该对分布式光伏电站也适用。

2》 国网应该是作为分布式发电投资方(业主)的唯一发电结算接口。结算计量以用户侧上传电表为准。国网按照上网电价每千瓦时1元执行上传发电的收购。

3》 对于个人居民分布式光伏并网，由于无法申请金太阳等财政补贴，国网不应该按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价收购用户的光伏发电。而应该是全国统一上网电价按每千瓦时1元执行。

4》 国网不应该只给分布式发电投资方(业主)部分上网电价，比如地脱硫燃煤机组标杆上网电价，然后让其自行去发改委或者财政部另行申请剩余补贴部分差额。也就是说国网必须是唯一结算接口。

5》 至于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，按有关规定通过全国征收的可再生能源电价附加解决。至于国网如何与财政部等相关部门之间结算差额部分，和分布式发电投资方(业主)无关。

只有这样，才能减少分布式发电投资方(业主)的投资风险和审批负担，促进国内分布式光伏并网市场的发展。

第四篇：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

第五篇：电价补贴上报材料

电价附加资金补助上报材料

一、并网项目：

1、并网项目电价附加资金补助目录申报表

2、关于可再生能源发电补助项目审核确认的申请

3、核准计划

4、开展前期工作的通知

5、项目核准批复；

6、接入系统审查意见；

7、上网电价批复；

8、并网调度协议；

9、并网协议；

10、可行性研究报告；

11、并网验收报告； 12、240小时验收报告。

二、接网工程

1、接网工程电价附加资金补助目录申报表；

2、关于可再生能源发电补助项目接网工程审核确认的申请 ；

3、线路核准；

4、线路可行性研究报告。