第一篇：關于完善風力發電上網電價政策的通知

關于完善風力發電上網電價政策的通知

發改價格[2009]1906號

國家發展改革委關于

完善風力發電上網電價政策的通知

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為規范風電價格管理，促進風力發電產業健康持續發展，依據《中華人民共和國可再生能源法》，決定進一步完善我委印發的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定。現就有關事項通知如下：

一、規范風電價格管理

（一）分資源區制定陸上風電標桿上網電價。按風能資源狀況和工程建設條件，決定將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。具體標準見附件。

今后新建陸上風電項目，包括沿海地區多年平均大潮高潮線以上的潮上灘涂地區和有固定居民的海島地區，統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。跨省區邊界的同一風電場原則上執行同一上網電價，價格標準按較高的風電標桿上網電價執行。

（二）海上風電項目上網電價，今后將根據建設進程，由國務院價格主管部門另行制定。

（三）省級投資及能源主管部門核準的風電項目，要向國家發展改革委、國家能源局備案。

二、繼續實行風電價格費用分攤制度

風電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。脫硫燃煤機組標桿上網電價調整后，風電上網電價中由當地電網負擔的部分要相應調整。

三、有關要求

（一）上述規定自2009年8月1日起實行。2009年8月1日之前核準的風電項目，上網電價仍按原有規定執行。

（二）各風力發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存風電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查。各級價格主管部門要加強對風電上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，確保風電上網電價政策執行到位。

附件：全國風力發電標桿上網電價表

國家發展改革委

二○○九年七月二十日 全國風力發電標桿上網電價列表

Ⅰ類資源區

【電價】0.51元

【地區】內蒙古自治區除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外其他地區；新疆維吾爾自治區烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市

Ⅱ類資源區

【電價】0.54元

【地區】河北省張家口市、承德市；內蒙古自治區赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市；甘肅省張掖市、嘉峪關市、酒泉市

Ⅲ類資源區

【電價】0.58元

【地區】吉林省白城市、松原市；黑龍江省雞西市、雙鴨山市、七臺河市、綏化市、伊春市，大興安嶺地區；甘肅省除張掖市、嘉峪關市、酒泉市以外其他地區；新疆維吾爾自治區除烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市以外其他地區；寧夏回族自治區

Ⅳ類資源區

【電價】0.61元

【地區】除Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區以外的其他地區

第二篇：國家發展改革委關于完善風力發電上網電價政策的通知

發改價格[2009]1906號

國家發展改革委關于

完善風力發電上網電價政策的通知

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為規范風電價格管理，促進風力發電產業健康持續發展，依據《中華人民共和國可再生能源法》，決定進一步完善我委印發的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定。現就有關事項通知如下：

一、規范風電價格管理

（一）分資源區制定陸上風電標桿上網電價。按風能資源狀況和工程建設條件，決定將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。具體標準見附件。

今后新建陸上風電項目，包括沿海地區多年平均大潮高潮線以上的潮上灘涂地區和有固定居民的海島地區，統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。跨省區邊界的同一風電場原則上執行同一上網電價，價格標準按較高的風電標桿上網電價執行。

（二）海上風電項目上網電價，今后將根據建設進程，由國務院價格主管部門另行制定。

（三）省級投資及能源主管部門核準的風電項目，要向國家發展改革委、國家能源局備案。

二、繼續實行風電價格費用分攤制度

風電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。脫硫燃煤機組標桿上網電價調整后，風電上網電價中由當地電網負擔的部分要相應調整。

三、有關要求

（一）上述規定自2009年8月1日起實行。2009年8月1日之前核準的風電項目，上網電價仍按原有規定執行。

（二）各風力發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存風電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查。各級價格主管部門要加強對風電上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，確保風電上網電價政策執行到位。

附件：全國風力發電標桿上網電價表

國家發展改革委 二○○九年七月二十日

主題詞：電價 政策 通知

附件：

全國風力發電標桿上網電價表

資源區 標桿上網電價 各資源區所包括的地區 Ⅰ類資源區

Ⅱ類資源區

Ⅲ類資源區

Ⅳ類資源區

(元/kWh)0.51 0.54 0.58 0.61 內蒙古自治區除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外其他地區；新疆維吾爾自治區烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市

河北省張家口市、承德市；內蒙古自治區赤

峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市；甘肅省張掖市、嘉峪關市、酒泉市

吉林省白城市、松原市；黑龍江省雞西市、雙鴨山市、七臺河市、綏化市、伊春市，大興安嶺地區；甘肅省除張掖市、嘉峪關市、酒泉市以外其他地區；新疆維吾爾自治區除烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市以外其他地區；寧夏回族自治區

除Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區以外的其他地區

第三篇：發改委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知

《發改委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》

解

讀

一、《發改委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》發改價格[2011]1594號

(一)、制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及中國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價。

(二)2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省(區、市)上網電價均按每千瓦時1元執行。

二、通過特許權招標確定業主的太陽能光伏發電項目，其上網電價按中標價格執行，中標價格不得高于太陽能光伏發電標桿電價。

三、對享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發電項目，其上網電價按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。

四、太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》(發改價格[2006]7號)有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

按照發改委的這個政策

1》 發改委的文件中并未規定每千瓦時1元的上網電價是僅針對西部地面集中式大型光伏電站的。只是說“非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價“，所以應該對分布式光伏電站也適用。

2》 國網應該是作為分布式發電投資方(業主)的唯一發電結算接口。結算計量以用戶側上傳電表為準。國網按照上網電價每千瓦時1元執行上傳發電的收購。

3》 對于個人居民分布式光伏并網，由于無法申請金太陽等財政補貼，國網不應該按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價收購用戶的光伏發電。而應該是全國統一上網電價按每千瓦時1元執行。

4》 國網不應該只給分布式發電投資方(業主)部分上網電價，比如地脫硫燃煤機組標桿上網電價，然后讓其自行去發改委或者財政部另行申請剩余補貼部分差額。也就是說國網必須是唯一結算接口。

5》 至于光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，按有關規定通過全國征收的可再生能源電價附加解決。至于國網如何與財政部等相關部門之間結算差額部分，和分布式發電投資方(業主)無關。

只有這樣，才能減少分布式發電投資方(業主)的投資風險和審批負擔，促進國內分布式光伏并網市場的發展。

第四篇：風力發電技術與電價分析

風力發電技術與電價分析

本文主要介紹風電電價的構成，發展風力發電的必要性和現階段我國發展風電面臨的論難和機遇。通過對國內外的電力來源，能源結構，風能儲量及分布，風電的社會價值等方面的評價入手闡述我國發展風電的必要性和緊迫性。

通過對風電場建設規模，風力發電成本要素，風電電價構成，減低成本途徑，政府現行對風電的稅收鼓勵政策，現行風電產業特點和風電設備制造技術以及風電的社會效益等方面的分析，為政府，風電產業，融資領域和社會關注層面為解決風電產業中得各種矛盾以及為促進和發展風電產業建設提供理論依據和解決方案。

闡明我國積極發展風力發電事業，風電技術國產化和提高風電市場競爭力在我國具備著巨大的潛力。積極利用和發展風電這一再生能源，推動我國走可持續發展的能源之路，在我國已是勢在必行。

關鍵詞:風力發電，能源結構，政府鼓勵，風電電價

1.緒論

1.1 引言

能源，是人類生存的基本要素，也是國民經濟發展的主要物質基礎。隨著國際工業化的進程，全球未來能源消耗預計仍將以3的速度增長，常規能源資源面臨日益枯竭的窘境。進入20世紀，由于對能源的渴求，人們無節制地開采石油，煤炭，天然氣等這些埋在地層深處的維系人類生存的“能源食糧”，不僅嚴重地污染了我們的生存空間，惡化了自然環境，而且帶來了更可怕的惡果 — 能源枯竭。進入70年代，世界能源發生危機，石油價格劇烈上漲，極大的刺激了那些能源消耗大國，使他們把研究開發其他能源放到了重要位置，要生存就必須尋求開發新能源。為此，各國政府紛紛制定自己的能源政策，給新能源開發以特殊優惠政策和政府稅收補貼，從而使風能，原子能，太陽能，潮汐能，地熱能等的開發利用得以迅速發展。進入21世紀，可再生能源的發展與研究將在全球的資源利用中得到越來越多的重要，可再生能源在資源消耗中也將占據越來越高的比例。

世界能源危機為風電發展提供了機遇，但由于起步較晚，存在很多不確定因素阻礙風電行業的發展。我國風電行業發展比較迅速，但與國際風電行業的發展水平還有很大差距，國內的風電發動設備主要依靠進口，對外依賴性強，雖然風電成本已下降很多，但相比火電成本的優勢在短期內并不會明顯突出，風電行業的發展還有很多的阻礙因素。正是風電行業投資的高風險，必然為風電行業發展帶來高收益，不論是風電產業的經濟效益、對社會的效益，還是我國目前奉行的可持續發展和節約戰略，這些都為發電行業提供了很大的發展空間。

《中國風電產業市場發展研究及投資分析報告》根據國家統計局、國家發改委、國研網、歐洲風能協會和其他的一些權威渠道，內容豐富、翔實。在撰寫過程中，運用了大量的圖、表等分析工具，結合相關的經濟學理論，綜合運用定量和定性的分析方法，對風電行業的運行及發展趨勢做了比較詳細的分析，對影響行業發展的基本因素進行了審慎的剖析，報告還對國外風電行業發展迅速的國家相關政策進行了介紹和分析判斷，為我國風電行業的發展提供依據和選擇，是能源企業以及相關企事業單位、計劃投資于風電行業的企業和風電設備業行業準確了解目前我國風電市場動態，把握風電行業發展趨勢，制定企業戰略的重要參考依據 1.2 風力發電的歷史和現狀

風能是人類最早利用的能源之一。早在公元前 2000 年，埃及，波斯等國就己出現帆船和風磨，中世紀荷蘭與美國已有用于排灌的水平軸風車。中國是世界上最早利用風能的國家之一，早在 1800 年前，中國就有風車提水的紀錄。下面簡單介紹一下國內外現代風力機研制的歷史和現狀。

1.2.1中國風電的歷史和現狀

中國對現代風力機的研制可以追溯到二十世紀 50 年代，但有系統地研究還是從二十世紀 70 年代開始的。中國為了解決西部草原牧區，東部海島及邊遠山區的用電問題，國家鼓勵開發離網型風力機，國內各風電科研機構主要從事離網型的研制，并形成了一定的規模。根據中國的具體情況，重點推廣了戶用微型發電機，功率一般為 1001000W，目前已形成了一個生產，銷售，維修服務較完善的體系，部分產品出口。這為電網不能通達 3的地區約 60 萬居民解決了基本用電問題。電燈，電視進入千家萬戶，提高了人民群眾的生活質量。據世界能源組織統計，世界上十個最大的小型風力發電機生產企業中，中國占七個。截至 2000 年底，全國累計生產了離網型風力發電機組近二十萬臺。

1.3 中國風電電價定價機制的演變過程

中國的并網風電從 20 世紀 80 年代開始發展，尤其是“十一五”期間，風電發展非常迅速，總裝機容量從1989 年底的4200kW增長到2008年的 1,200 萬 kW，躍居世界第四位，標志著中國風電進入了大規模開發階段。總體看來，中國并網風電場的發展經歷了三個階段，即初期示范階段、產業化建立階段、規模化及國產化階段。各階段的電價特點及定價機制概括如下：

1.3.1 初期示范階段（1986-1993 年）

中國并網型風電發展起步于 1986 年。1986 年 5 月，第一個風電場在山東榮成馬蘭灣建成，其安裝的Vestas V15-55/11風電機組，是由山東省政府和航空工業部共同撥付外匯引進的。此后，各地又陸續使用政府撥款或國外贈款、優惠貸款等引進了一些風電機組，建設并網型風電場。由于這些風電場主要用于科研或作為示范項目，未進入商業化運行，因此，上網電價參照當地燃煤電價，由風力發電廠與電網公司簽訂購電協議后，報國家物價部門核準，電價水平在 0.28 元/kWh 左右，例如 20世紀90 年代初期建成的達坂城風電場，上網電價不足0.3元/kWh總體來說，此階段風電裝機累積容量為4200kW，風電發展的特點是利用國外贈款及貸款，建設小型示范電場。政府的扶持主要是在資金方面，如投資風電場項目及風力發電機組的研制。風電電價水平基本與燃煤電廠持平。

1.3.2產業化建立階段（1994-2003 年）

1994年起，中國開始探索設備國產化推動風電發展的道路，推出了“乘風計劃”，實施了“雙加工程”，制定了支持設備國產化的專項政策，風電場建設逐漸進入商業期。這些政策的實施，對培育剛剛起步的中國風電產業起到了一定作用，但由于技術和政策上的重重障礙，中國風電發展依然步履維艱。每年新增裝機不超過十萬千瓦。到2003年底，全國風電裝機容量僅56.84 萬千瓦。

這一階段，風電電價經歷了還本付息電價和經營期平均電價兩個階段。1994 年，國家主管部門規定，電網管理部門應允許風電場就近上網，并收購全部上網電量，上網電價按發電成本加還本付息、加合理利潤的原則確定，高出電網平均電價部分的差價由電網公司負擔，發電量由電網公司統一收購。隨著中國電力體制改革的深化，電價根據“廠網分開，競價上網”的目標逐步開始改革。

總體來說，這一時期的電價政策呈現出如下特點：上網電價由風力發電廠與電網公司簽訂購電協議，各地價格主管部門批準后，報國家物價部門備案，因此，風電價格各不相同。最低的仍然是采用競爭電價，與燃煤電廠的上網電價相當，例如，中國節能投資公司建設的張北風電場上網電價為 0.38 元/千瓦時；而最高上網電價每千瓦時超過 1 元，例如浙江的括蒼山風電場上網電價高達每千瓦時1.2元。

由此可見，從初期示范階段到產業化建立階段，電價呈現上升趨勢。

1.3.3規模化及國產化階段（2003 后）

為了促進風電大規模發展，2003年，國家發展改革委組織了第一期全國風電特許權項目招標，將競爭機制引入風電場開發，以市場化方式確定風電上網電價。截至2007年，共組織了五期特許權招標，總裝機容量達到880萬千瓦。

為了推廣特許權招標經驗，2006年國家發展改革委頒布《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）文件，提出了“風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院價格主管部門按照招標形成的價格確定”。根據該文件，部分省（區、市），如內蒙古、吉林、甘肅、福建等，組織了若干省級風電特許權項目.1.3.4目前中國風電電價政策

隨著風電的快速發展，“招標加核準”的模式已無法滿足風電市場發展和政府宏觀引導的現實需要。因此，在當前各地風電進入大規模建設階段，從招標定價加政府核準并行制度過渡到標桿電價機制，是行業發展的必然，也將引導風電產業的長期健康發展。

2009年 7月底，國家發展改革委發布了《關于完善風力發電上網電價政策的通知》(發改價格[2009]1906號)，對風力發電上網電價政策進行了完善。文件規定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區，相應設定風電標桿上網電價。

1.4中國政府對風電的補貼政策

中國政府一直大力支持風電的發展，從2002 年開始，要求電網公司在售電價格上漲的部分中拿出一定份額，補貼可再生能源發電（即高出煤電電價的部分）。，電網和中國政府對風電的政策性補貼力度逐年加大，由 2002 年的 1.38 億元上升到 2008 年的 23.77 億元1（見圖 4）。由此可見，中國政府的政策是鼓勵可再生能源發展的，因此，中國風電迅速發展，三年間裝機容量翻番。盡管如此，由于風電運行的不確定性，技術操作能力和管理水平的限制，中國風電企業的盈利仍然是微薄的。結論

從以上分析我們可以看出，中國的風電電價變化和風電行業的發展特點密不可分。風電行業發展經歷了初期示范、產業化建立、規模化及國產化、目前逐漸完善等四個階段。與此相對應，四個階段的風電電價基本情況為：初期示范階段：與燃煤電價持平（不足0.3元/kWh）；產業化建立階段：由風力發電廠和電網公司簽訂購電協議確定，電價各不相同（0.38元/kWh～1.2元/kWh）；規模化及國產化階段：招標電價與核準電價共存，國家招標電價保持上升；目前完善階段：四類標桿電價（0.51元/kWh，0.54元/kWh，0.58元/kWh，0.61元/kWh）。在這期間，中國政府一直努力探索合理的風電電價市場形成機制。不同階段的機制不同，風電電價亦有所波動，國家的指導電價逐年上升，核準電價則略微下降，這都符合中國風電產業和世界風電產業的發展規律，使中國的風電電價更趨理性。同時，可以看到，中國政府在探索風電價格機制和規范風電電價的過程中，一直給予風電行業巨大的支持，2002年至2008年，國家對風電的補貼額從1.38億元上升為23.77億元，每年都在大幅度增長，這極大地提高了投資者的積極性，促使中國的風電裝機容量成倍增加，中國一躍成為風電大國。

因此，我們認為，中國政府是依據風電本身發展的客觀規律、電網的承受能力來確定風電電價，在確定電價時從未考慮 CDM 因素，定價過程完全與CDM無關。但是，也應該看到，在中國風力發展的過程中，CDM對風力發電企業克服資金和技術障礙確實發揮了積極作用，如果沒有CDM，中國風電發展速度不會如此迅速，更不會為減緩全球溫室氣體排放做出如此巨大的貢獻。因此，我們希望EB在審核中國風電項目時能充分考慮和理解中國特殊的定價機制，推動全球范圍內更多高質量 CDM 項目的成功注冊，為減緩全球氣候變化作出更多貢獻。

參考文獻：

1.王雙（作者）《風力發電發展與風電電價分析研究》（文章）2.中國風力發電網（作者）《中國風電及電價發展研究報告》 3.作者不詳 《 中國風電產業市場發展研究及投資分析報告》

第五篇：我國天然氣分布式能源發電上網電價政策匯總(上)

我國天然氣分布式能源發電上網電價政策匯總（上）

2018-01-25 卡布卡讓 來源 閱 346 轉 11

國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知 各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為規范天然氣發電上網電價管理，促進天然氣發電產業健康、有序、適度發展、經商國家能源局，現就有關事項通知如下：

一、根據天然氣發電在電力系統中的作用及投產時間，實行產別化的上網電價機制。

（一）對新投產天然氣熱電聯產發電機組上網實行標桿電價政策。具體電價水平由省級價格主管部門綜合考慮天然氣發電成本、社會效益和用戶承受能力確定。

（二）新投產天然氣調峰發電機組上網電價，在參考天然氣熱電聯產發電上網標桿電價基礎上，適當考慮兩者發電成本的合理差異確定。

（三）鼓勵天然氣分布式能源與電力用戶直接簽訂交易合同，自主協商確定電量和價格。對新投產天然氣分布式發電機組在企業自發自用或直接交易有余，并由電網企業收購的電量，其上網電價原則上參照當地新投產天然氣熱電聯產發電上網電價執行。

（四）已投產天然氣發發電上網電價要逐步向新投產同類天然氣發電上網電價歸并。

二、具備條件的地區天然氣發電可以通過市場競爭或電力用戶協商確定電價。

三、建立氣、電價格聯動機制。當天然氣價格出現較大變化時，天然氣發電上網電價應及時調整，但最高電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格每千瓦時0.35元。有條件的地方要積極采取財政補貼、氣價優惠等措施疏導天然氣發電價格矛盾。

四、加強天然氣熱電聯產和分布式能源建設管理。國家能源局派出機構和省級政府能源主管部門要加強天然氣熱電聯產和分布式能源建設的監督管理，新建企業必須符合集中供熱規劃，同時要落實熱負荷，防止以建設熱電聯產或分布式能源的名義建設純發電的燃氣電廠。

五、對天然氣發電價格管理實行省級負責制。各地天然氣發電上網電價具體管理辦法由省級政府價格主管部門根據上述原則制定，報我委備案，并自2015年1月1日起執行。

國家發展和改革委 2014年12月31日

這是一個統領性的文件，一是明確把價格管理權放給各省，二是規定了天然氣發電最高上網電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價0.35元，對于沒有明確政策的地區可以利用。

北京市發展和改革委員會 關于疏導本市燃氣電價矛盾的通知（京發改〔2014〕118號）各有關單位：

為促進能源結構調整，逐步改善大氣污染狀況，根據《國家發展改革委關于疏導京津滬燃氣電價矛盾的通知》（發改價格[2014]112號），現就本市電價疏導有關事項通知如下：

一、本市天然氣發電企業臨時結算上網電價調整為每千瓦時0.65元。

二、本市電網企業銷售電價平均每千瓦時提高4.64分錢。其中，居民用電價格不作調整，其他用電價格平均每千瓦時提高6分錢。同時，進一步優化銷售電價結構，本市非居民用戶（中小化肥生產及亦莊經濟開發區用戶除外）統一執行《北京市非居民峰谷分時銷售電價表》，調整后的銷售電價表詳見附件。

三、以上價格調整自2014年1月20日起執行。

四、各電力企業要抓好政策落實，做好供電服務保障工作。特此通知。

北京市發展和改革委員會 2014年1月20日

天津市發展改革委

關于調整發電企業上網電價的通知 津發改價管〔2015〕309號

市電力公司、華北電網公司，各有關發電企業：

根據《國家發展改革委關于降低燃煤發電上網電價和工商業用電價格的通知》（發改價格〔2015〕748號）規定，現就調整發電企業上網電價有關事項通知如下：

一、我市燃煤發電上網電價平均每千瓦時降低2.34分錢，調整后的燃煤發電標桿上網電價為每千瓦時0.3815元。

二、電網企業與可再生能源發電企業結算電價標準，按照調整后的燃煤發電標桿上網電價執行。

三、我市從華北電網購電價格平均每千瓦時降低1.31分錢。

四、燃氣發電上網電價每千瓦時調整為0.73元。

五、對超低排放達標并經環保部門驗收合格的燃煤發電機組，自驗收合格之日起，上網電價每千瓦時加價1分錢。

六、以上電價調整自2015年4月20日起執行。

七、電網公司和各發電企業要嚴格執行國家規定的電價政策。各級價格主管部門要加強電價檢查，依法查處價格違法行為，確保電價政策落實到位。附件：天津市燃煤、燃氣發電企業上網電價表

2015年4月18日（此件主動公開）

天津在此文件之后陸續幾次對燃煤上網電價進行調整，但未明確說明燃氣發電上網電價。

河北省物價局

關于發電項目電價管理有關事項的通知

冀價管〔2017〕180號

各市（含定州、辛集市）發展改革委（物價局），國網河北省電力有限公司、冀北電力有限公司，各有關發電企業：

為深入推進價格管理“放管服”改革，改進電價管理方式，簡政放權、優化服務、提高效率，現將我省發電項目電價管理有關事項通知如下：

一、國家發展改革委、省物價局已制定標桿上網電價政策的發電項目，省物價局不再發文明確具體發電項目上網電價。

二、發電項目上網電價及脫硫、脫硝、除塵和超低排放加價，由省級電網企業按照國家發展改革委、省物價局價格政策執行。納入省能源局并網計劃的光伏發電項目按照光伏發電標桿上網電價執行，未納入的執行燃煤發電標桿上網電價。

三、上述發電項目上網電價、環保加價隨國家發展改革委、省物價局價格政策調整相應調整。

四、省級電網企業要嚴格按照國家發展改革委、省物價局電價政策，認真做好發電項目電價執行工作，并于每年1月20日和7月20日前分別向省物價局報送截至上全年和本上半年所有發電項目電價執行情況，執行中遇到問題及時反饋。

五、各地價格主管部門要高度重視價格管理“放管服”改革，做好宣傳解釋工作，及時協調電價執行中出現的問題，并加強監督檢查，依法查處價格違法行為。

六、此通知自2018年1月1日起執行。

河北省物價局

2017年12月14日 河北沒有明確規定文件。

山東省物價局轉發國家發展改革委

關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知 魯價格一發〔2015〕39號

各市物價局，有關發電企業：

現將《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009號）轉發給你們，請遵照執行。

凡在我省投資建設的天然氣熱電聯產發電項目，上網電價最高每千瓦時在我省同期燃煤發電上網標桿電價基礎上加價不超過0.35元。具體電價水平，待機組投產后綜合考慮天然氣發電成本、社會效益和用戶承受能力核定。

山東省物價局 2015年6月2日

江蘇省物價局關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知 蘇價工〔2015〕323號

為規范我省天然氣發電上網電價管理，促進天然氣發電產業健康發展，根據《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔2014〕3009號）精神，適應天然氣價格市場化改革的方向，結合本省實際，現就我省天然氣發電上網電價的有關問題明確如下：

一、結合天然氣發電機組的特性，區分調峰、熱電聯產機組（含10MW以上天然氣分布式能源），按照天然氣發電平均先進成本、社會效益和承受能力、企業合理回報等原則確定上網電價。

二、根據我省天然氣發電和天然氣利用的實際情況，調峰機組、熱電聯產機組的平均核價利用小時數分別暫定為3500小時和5500小時。符合國家有關規定的分布式機組按實際確定。

三、為適應天然氣價格市場化的改革方向，自2016年1月1日起，天然氣發電上網電價采取與天然氣門站價格聯動的方式，具體聯動公式如下：

天然氣發電上網電價=固定部分（天然氣門站價格平均短管輸費）×稅收調整因素/發電氣耗，其中：

（一）固定部分（含運行維護費用、發電利潤及稅金）：調峰機組、熱電聯產機組分別為0.12元/千瓦時、0.10元/千瓦時;

（二）平均短管輸費：0.04元/立方米；

（三）稅收調整因素：1.035（天然氣稅率13%、電力稅率17%）；

（四）發電氣耗：調峰機組、9F供熱機組取5千瓦時/立方米，熱電聯產機組取4.7千瓦時/立方米。

四、對單機容量不超過10MW（含）的樓宇式分布式機組在熱電聯產上網電價基礎上每千瓦時加0.20元（2015年按每千瓦時0.89元結算）。

五、天然氣發電上網電價在銷售電價中解決后，省電力公司應按照省級價格主管部門確定的上網電價，及時與相關天然氣發電企業結算電費；電價空間不足時，優先解決分布式機組和2015年底前投產的機組，其他機組先按燃煤標桿上網電價進行結算，其余部分在國家發展改革委銷售電價調整后，予以解決。

六、天然氣發電的調試電價按照核定天然氣發電上網電價（2015年按每千瓦時0.69元）的80%結算，自2015年4月1日起執行。

七、熱電聯產機組所在地價格主管部門應按照熱電比合理分攤相應的成本，并取得合理利潤的原則核定熱電聯產機組供熱價格。對供熱價格達不到合理成本的，有條件的地區地方政府應給予補貼或其他政策優惠。

八、考慮到2015年天然氣價格變動較大、企業經營狀況以及電價空間結余情況，調峰機組自2015年1月1日、熱電聯產機組自2015年4月1日起上網電價在原電價基礎上每千瓦時提高0.026元。

九、我局將根據國家政策調整、省內天然氣發電發展、政策實施效果等情況，對天然氣發電上網電價政策實施動態管理。江蘇省物價局 2015年11月26日

上海市

關于調整本市天然氣發電上網電價的通知 滬價管〔2015〕14號

上海市電力公司、各有關天然氣發電企業：

根據《國家發展改革委關于降低非居民天然氣門站價格并進一步推進市場化改革的通知》（發改價格〔2015〕2688號）和上海市物價局《關于實施本市非居民用戶天然氣銷售價格聯動調整的通知》（滬價管〔2015〕11號），本市下調了非居民用戶天然氣銷售價格，天然氣發電上網電價相應聯動調整，現就有關事項通知如下：

一、本市天然氣調峰發電機組與天然氣熱電聯產發電機組容量電價保持不變，電度電價調整為每千瓦時0.4856元。

二、本市天然氣分布式發電機組臨時結算單一制電價調整為每千瓦時0.726元。

三、以上電價調整自2015年12月1日起執行。

上海市物價局

2015年12月2日

上海的天然氣分布式能源上網電價將于近期調整，讓我們拭目以待。

浙江省物價局

關于調整天然氣發電機組上網電價的通知

浙價資〔2016〕102號

各有關燃氣發電企業，省電力公司：

根據《浙江省物價局關于降低企業用氣價格的通知》（浙價資〔2016〕67號）規定，經研究并經省政府同意，決定調整天然氣發電機組上網電價，現將有關事項通知如下：

一、天然氣發電機組電量電價每千瓦時降低0.02元（含稅，下同）。調整后，9F、6F機組電量電價為每千瓦時0.52元，9E、6B機組為每千瓦時0.58元;容量電價暫不作調整。各發電企業具體電價水平詳見附件。

二、以上規定自2016年4月20日起執行。未涉及事項，仍按原規定執行。

浙江省物價局 2016年6月8日

浙江實行的是兩部制電價

福建省物價局

關于我省LNG燃氣電廠臨時上網電價的通知

閩價商〔2017〕85號

國網福建省電力有限公司、中海福建燃氣發電有限公司、福建晉江天然氣發電有限公司、東亞電力（廈門）有限公司：

根據省政府有關批復精神，核定莆田、晉江、廈門3家LNG燃氣電廠臨時上網電價為0.5434元/千瓦時，從2017年1月1日起執行。2017年底將根據實際執行情況進行清算。福建省物價局 2017年4月19日