第一篇：上網電價管理暫行辦法

上網電價管理暫行辦法 發改價格〔2005〕514號

目錄

第一章 總則

第二章 競價上網前的上網電價

第三章 競價上網后的上網電價

第四章 上網電價管理

第五章 附則

第一章 總則

第一條 為完善上網電價形成機制，推進電力體制改革，依據國家有關法律、行政法規和《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》（國發〔2002〕5號）、《國務院辦公廳關于印發電價改革方案的通知》（國辦發〔2003〕62號），制定本辦法。

第二條 上網電價是指發電企業與購電方進行上網電能結算的價格。

第三條 上網電價管理應有利于電力系統安全、穩定運行，有利于促進電力企業提高效率和優化電源結構，有利于向供需各方競爭形成電價的改革方向平穩過渡。

第四條 本辦法適用于中華人民共和國境內符合國家建設管理有關規定建設的發電項目并依法注冊的發電企業上網電價管理。

第二章 競價上網前的上網電價

第五條 原國家電力公司系統直屬并已從電網分離的發電企業，暫執行政府價格主管部門按補償成本原則核定的上網電價，并逐步按本辦法第七條規定執行。

第六條 電網公司保留的電廠中，已核定上網電價的，繼續執行政府價格主管部門制定的上網電價。未核定上網電價的電廠，電網企業全資擁有的，按補償成本原則核定上網電價，并逐步按本辦法第七條規定執行；非電網企業獨資建設的，執行本辦法第七條規定。

第七條 獨立發電企業的上網電價，由政府價格主管部門根據發電項目經濟壽命周期，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定。其中，發電成本為社會平均成本；合理收益以資本金內部收益率為指標，按長期國債利率加一定百分點核定。通過政府招標確定上網電價的，按招標確定的電價執行。

第八條 除政府招標確定上網電價和新能源的發電企業外，同一地區新建設的發電機組上網電價實行同一價格，并事先向社會公布；原來已經定價的發電企業上網電價逐步統一。

第九條 在保持電價總水平基本穩定的前提下，上網電價逐步實行峰谷分時、豐枯季節電價等制度。

第十條 燃料價格漲落幅度較大時，上網電價在及時反映電力供求關系的前提下，與燃料價格聯動。

第十一條 跨省、跨區電力交易的上網電價按國家發展改革委印發的《關于促進跨地區電能交易的指導意見》有關規定執行。

第三章 競價上網后的上網電價 第十二條 建立區域競爭性電力市場并實行競價上網后，參與競爭的發電機組主要實行兩部制上網電價。其中，容量電價由政府價格主管部門制定，電量電價由市場競爭形成。容量電價逐步過渡到由市場競爭確定。

各地也可根據本地實際采取其他過渡方式。

不參與競價上網的發電機組，上網電價按本辦法第七條執行。

第十三條 政府制定的容量電價水平，應反映電力成本和市場供需狀況，有利于引導電源投資。

第十四條 在同一電力市場范圍內，容量電價實行同一標準。

第十五條 容量電價以區域電力市場或電力調度交易中心范圍內參與競爭的各類發電機組平均投資成本為基礎制定。計算公式：

容量電價=容量電費/機組的實際可用容量

其中：容量電費=K×（折舊＋財務費用）

K為根據各市場供求關系確定的比例系數。折舊按政府價格主管部門確定的計價折舊率核定。

財務費用按平均投資成本80%的貸款比例計算確定。

第十六條 容量電價保持相對穩定。

第十七條 容量電費由購電方根據發電機組的實際可用容量按月向發電企業支付。

第十八條 電量電價通過市場競爭形成。各區域電力市場選擇符合本區域實際的市場交易模式，同一區域電力市場內各電力調度交易中心的競價規則應保持一致。

第十九條 在電網企業作為單一購買方的電力市場中，可以實行發電企業部分電量在現貨市場上競價上網，也可以實行發電企業全部電量在現貨市場上競價上網。在公開招標或充分競爭的前提下，電網企業也可以與發電企業開展長期電能交易。

第二十條 有條件的地區可建立發電與用戶買賣雙方共同參與的電力市場，實行雙邊交易與現貨交易相結合的市場模式；鼓勵特定電壓等級或特定用電容量的用戶、獨立核算的配電公司與發電企業經批準直接進行合同交易和參與現貨市場競爭。

第二十一條 在發電和用戶買賣雙方共同參與的電力市場中，雙邊交易的電量和電價由買、賣雙方協商確定；現貨市場的電量電價，按賣方申報的供給曲線和買方申報的需求曲線相交點對應的價格水平確定；競價初期，為保證市場交易的順利實現，可制定相應的規則，對成交價格進行適當調控。

第二十二條 競價上網后，實行銷售電價與上網電價聯動機制。

為避免現貨市場價格出現非正常漲落，政府價格主管部門可會同有關部門根據區域電力市場情況對發電報價進行限價。

競價初期，建立電價平衡機制，保持銷售電價的相對穩定。

第二十三條 常規水力發電企業及燃煤、燃油、燃氣發電企業（包括熱電聯產電廠）、新建和現已具備條件的核電企業參與市場競爭；風電、地熱等新能源和可再生能源企業暫不參與市場競爭，電量由電網企業按政府定價或招標價格優先購買，適時由政府規定供電企業售電量中新能源和可再生能源電量的比例，建立專門的競爭性新能源和可再生能源市場。

第二十四條 符合國家審批程序的外商直接投資發電企業，1994年以前建設并已簽訂購電合同的、1994年及以后經國務院批準承諾過電價或投資回報率的，在保障投資者合理收益的基礎上，可重新協商，盡可能促使其按新體制運行。

第二十五條 為維護電力系統的安全穩定運行，發電企業要向電力市場提供輔助服務。有償輔助服務價格管理辦法另行制定。

第四章 上網電價管理

第二十六條 競價上網前，區域電網或區域電網所屬地區電網統一調度機組的上網電價由國務院價格主管部門制定并公布，其他發電企業上網電價由省級政府價格主管部門制定并公布。

第二十七條 競價實施后，區域電力市場及所設電力調度交易中心的容量電價由國務院價格主管部門制定。不參與電力市場競爭的發電企業上網電價，按第二十六條規定進行管理。

第二十八條 政府價格主管部門和電力監管部門按照各自職責對電力市場價格執行情況進行監督和管理。電力監管部門按照法律、行政法規和國務院有關規定向政府價格主管部門提出調整電價的建議。有關電價信息向社會公開，接受社會監督。

第二十九條 對市場交易主體的價格違法行為，電力監管部門有權予以制止；政府價格主管部門按國家有關規定進行行政處罰。當事人不服的，可依法向有關部門提請行政復議或向人民法院提起訴訟。

第五章 附則

第三十條 本辦法由國家發展和改革委員會負責解釋。

第三十一條 本辦法自2005年5月1日起執行。

第二篇：銷售電價管理暫行辦法

【發布單位】國家發展和改革委員會 【發布文號】發改價格[2005]514號 【發布日期】2005-03-28 【生效日期】2005-05-01 【失效日期】

【所屬類別】國家法律法規

【文件來源】法律圖書館新法規速遞

銷售電價管理暫行辦法

(發改價格[2005]514號)

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局，國家電網公司，南方電網公司，華能、大唐、華電、國電、中電投集團公司，各有關電力企業：

根據《國務院辦公廳關于印發電價改革方案的通知》（國辦發〔2003〕62號）要求，為了推進電價改革的實施工作，促進電價機制的根本性轉變，我委會同有關部門制定了《上網電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》，現印發給你們，請按照執行。

請各地和有關部門根據國家關于電價改革的統一部署，結合本地實際和電力市場的建設情況，按照上述三個管理辦法的規定和要求，加快電價改革步伐，積極穩妥做好電價改革的各項工作，促進電力工業與國民經濟的協調、健康發展。

中華人民共和國國家發展和改革委員會

二○○五年三月二十八日

銷售電價管理暫行辦法

第一章 總 則

第一條 為建立健全合理的銷售電價機制，充分利用價格杠桿，合理配置電力資源，保護電力企業和用戶的合法權益，根據國家有關法律、行政法規和《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》（國發〔2002〕5號）、《國務院辦公廳關于印發電價改革方案的通知》（國辦發〔2003〕62號），制定本辦法。

第二條 本辦法所稱銷售電價是指電網經營企業對終端用戶銷售電能的價格。

第三條 銷售電價實行政府定價，統一政策，分級管理。

第四條 制定銷售電價的原則是堅持公平負擔，有效調節電力需求，兼顧公共政策目標，并建立與上網電價聯動的機制。

第五條 本辦法適用于中華人民共和國境內依法批準注冊的電網經營企業。

第二章 銷售電價的構成及分類

第六條 銷售電價由購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金四部分構成。

購電成本指電網企業從發電企業（含電網企業所屬電廠）或其他電網購入電能所支付的費用及依法繳納的稅金，包括所支付的容量電費、電度電費。

輸配電損耗指電網企業從發電企業（含電網企業所屬電廠）或其他電網購入電能后，在輸配電過程中發生的正常損耗。

輸配電價指按照《輸配電價管理暫行辦法》制定的輸配電價。

政府性基金指按照國家有關法律、行政法規規定或經國務院以及國務院授權部門批準，隨售電量征收的基金及附加。

第七條 銷售電價分類改革的目標是分為居民生活用電、農業生產用電、工商業及其它用電價格三類。

第八條 銷售電價分類根據用戶承受能力逐步調整。先將非居民照明、非工業及普通工業、商業用電三大類合并為一類；合并后銷售電價分為居民生活用電、大工業用電、農業生產用電、貧困縣農業排灌用電、一般工商業及其它用電五大類，大工業用電分類中只保留中小化肥一個子類。

第九條 每類用戶按電壓等級定價。在同一電壓等級中，條件具備的地區按用電負荷特性制定不同負荷率檔次的價格，用戶可根據其用電特性自行選擇。

第三章 銷售電價的計價方式

第十條 居民生活、農業生產用電，實行單一制電度電價。工商業及其它用戶中受電變壓器容量在100千伏安或用電設備裝接容量100千瓦及以上的用戶，實行兩部制電價。受電變壓器容量或用電設備裝接容量小于100千伏安的實行單一電度電價，條件具備的也可實行兩部制電價。

第十一條 兩部制電價由電度電價和基本電價兩部分構成。

電度電價是指按用戶用電度數計算的電價。

基本電價是指按用戶用電容量計算的電價。

第十二條 基本電價按變壓器容量或按最大需量計費，由用戶選擇，但在一年之內保持不變。

第十三條 基本電價按最大需量計費的用戶應和電網企業簽訂合同，按合同確定值計收基本電費，如果用戶實際最大需量超過核定值5％，超過5％部分的基本電費加一倍收取。用戶可根據用電需求情況，提前半個月申請變更下一個月的合同最大需量，電網企業不得拒絕變更，但用戶申請變更合同最大需量的時間間隔不得少于六個月。

第十四條 實行兩部制電價的用戶，按國家有關規定同時實行功率因數調整電費辦法。

第十五條 銷售電價實行峰谷、豐枯和季節電價，具體時段劃分及差價依照所在電網的市場供需情況和負荷特性確定。

第十六條 具備條件的地區，銷售電價可實行高可靠性電價、可中斷負荷電價、節假日電價、分檔遞增或遞減電價等電價形式。

第四章 銷售電價的制定和調整

第十七條 按電價構成的因素確定平均銷售電價。以平均銷售電價為基礎，合理核定各類用戶的銷售電價。

第十八條平均銷售電價按計算期的單位平均購電成本加單位平均輸配電損耗、單位平均輸配電價和政府性基金確定。

第十九條 各電壓等級平均銷售電價，按計算期的單位平均購電成本加該電壓等級輸配電損耗、該電壓等級輸配電價和政府性基金確定。

第二十條 居民生活和農業生產電價，以各電壓等級平均電價為基礎，考慮用戶承受能力確定，并保持相對穩定。如居民生活和農業生產電價低于平均電價，其價差由工商業及其它用戶分攤。

第二十一條 各電壓等級工商業及其它類的平均電價，按各電壓等級平均電價加上應分攤的價差確定，并與上網電價建立聯動機制。

第二十二條 各電壓等級工商業及其它用戶的單一制電度電價分攤容量成本的比例，依據實行單一制電度電價用戶與實行兩部制電價用戶負荷比例確定。

第二十三條 各電壓等級工商業及其它用戶的兩部制電價中的基本電價和電度電價，按容量成本占總成本的比例分攤確定。

第二十四條 條件具備的地區，在10千伏及以上電壓等級接入且裝接容量在一定規模以上的工商業及其它用戶，按用電負荷特性制定不同用電小時或負荷率檔次的價格。

第二十五條 各電壓等級工商業及其它用戶兩部制電價中,各用電特性用戶應承擔的容量成本比例按峰荷責任確定。

第二十六條 不同用電特性的用戶基本電價和電度電價的比例，考慮用戶的負荷率、用戶最高負荷與電網最高負荷的同時率等因素確定。

第二十七條 銷售電價的調整，采取定期調價和聯動調價兩種形式。

定期調價是指政府價格主管部門每年對銷售電價進行校核，如果間成本水平變化不大，銷售電價應盡量保持穩定。

聯動調價是指與上網電價實行聯動，適用范圍僅限于工商業及其它用戶。政府價格主管部門核定銷售電價后，實際購電價比計入銷售電價中的購電價升高或下降的價差，通過購電價格平衡帳戶進行處理。當購電價格升高或下降達到一定的幅度時，銷售電價相應提高或下降，但調整的時間間隔最少為一個月。

第二十八條輸配電價及政府性基金的標準調整后，銷售電價相應調整。

第五章 銷售電價管理

第二十九條各級政府價格主管部門負責對銷售電價的管理、監督。在輸、配分開前，銷售電價由國務院價格主管部門負責制定；在輸、配分開后，銷售電價由省級人民政府價格主管部門負責制定，跨省的報國務院價格主管部門審批。

第三十條 政府價格主管部門在制定和調整銷售電價時，應充分聽取電力監管部門、電力行業協會及有關市場主體的意見。

第三十一條 居民生活用電銷售電價的制定和調整，政府價格主管部門應進行聽證。

第三十二條 各級政府價格主管部門和電力監管部門按各自職責對銷售電價進行監督和檢查，價格主管部門對違反法律、法規和政策規定的行為依法進行處罰。

第六章 附 則

第三十三條 上級電網經營企業對下級獨立核算電網經營企業的躉售電價，以終端銷售電價為基礎，給予合理的折扣制定。折扣的價差由電網直供用戶分攤。

第三十四條 對農村用戶的銷售電價，已實行城鄉用電同網同價的，按電網的終端銷售電價執行;尚未實行城鄉用電同網同價的，以電網的終端銷售電價為基礎，加上農村低壓電網維護費制定。

第三十五條 發電企業向特定電壓等級或特定用電容量用戶直接供電，銷售電價由發電企業與用戶協商確定，并執行規定的輸配電價和基金標準，具體辦法另行制定。

第三十六條 各省、自治區、直轄市人民政府價格主管部門根據本辦法的要求制定實施細則，報國家發展和改革委員會同意后執行。

第三十七條 本辦法由國家發展和改革委員會負責解釋。

第三十八條 本辦法自2005年5月1日起執行。

本內容來源于政府官方網站，如需引用，請以正式文件為準。

第三篇：云南上網電價探討

云南上網電價探討

徐振鐸，云南省怒江州水電企業協會秘書長，最近一直比較忙，周末還在去外地出差的路上。

8月10日，徐踏上從昆明開往重慶的火車，隔日，轉乘汽車抵達目的地，參加8月12日召開的關于小水電生存和發展的研討會。

這樣的舟車勞頓對于年逾古稀的徐振鐸來說并非是今年的頭一次。前不久他才剛參加完在貴陽舉辦的共商小水電生存和發展研討會，隨后還將應企業之邀前往沈陽。9月份將參加在云南省德宏州召開的德宏、怒江、保山、漾濞滇西四水電協會的聯誼會。

最近中國的小水電行業協會負責人們開始密集地參與各種形式的研討會和聯誼會，與會者普遍反映，中小水電企業普遍虧損運營，多家微小電站倒閉，顯現生存難題。

矛頭直指上網電價

10年前還是“跑水圈河”爭搶不及的小水電項目近日為何成了急于轉手的“燙手山芋”?江西一位不愿意透露姓名的小水電站負責人說，“建設成本在翻番，物價在上漲，人力成本也在漲，可上網電價這么多年來才動了幾厘錢，還不夠支付銀行利息，大家都在吃著折舊的鋼筋混凝土?！?/p>

“全國水電上網電價最低的地區在云南怒江”，徐振鐸說，當地年平均上網電價每千瓦時只有0.1705元，年平均發電成本每千瓦時0.256元，中小水電企業長期處于虧損狀態。云南省的小水電平均上網電價每千瓦時0.1866元，同2011年《中國小水電發展報告》中披露的全國平均上網電價0.265元相比低了0.078元。在當地存在多種水電電價，且差額不小，“同網同價”并沒有落實到位。

與同樣是水電開發利用大省的四川、江西、廣西、貴州等鄰近省市相比，云南的上網電價處于行業洼地，不到行業較高點浙江的一半，一些小水電站比浙江每度低3毛。

“幾厘錢差額看似很少，但對小水電企業來說很重要，甚至可以決定是否能夠盈利。”貴州民營水電行業商會副會長張德華透露，在貴州臨近重慶的地區，小水電企業會為了高出的幾厘錢電價自掏腰包架線向高電價的省外輸電。

據記者調查，在貴州、云南、江西等水電資源豐富的省份，多家小水電企業急欲轉手，尤其是省外投資者。更有甚者，資不抵債，企業負責人跑路的更比比皆是。

中小水電站入不敷出，不僅直接影響到水電企業的生存與發展，還影響了民營資本的投資回報和再投資的積極性、電站的正常運行和維護保養、技改和環評的積極性、國家和地方的財政稅收以及生態的恢復和保護。

電價緣何參差不齊

受地方政府發布的有關政策影響，新建水電站基本實行“一廠一價”，由于電站規模較大，上網電價普遍高于2008年之前建設的電站的電價。雖然這項優惠政策的出臺是基于新建設電站的建設成本高于老電站考慮，但與“同網同價”的原則相違背。

但這類優惠政策中對于何時建設的電站為新建電站卻并無明確說法。以云南省為例，云南省物價局云價格？2009？2483號文件中的“新投產的中小型水電站”并無明確的時間界定，物價局的有關領導口頭解釋為“從文件下達執行日期開始”，即2009年11月20日后投產發電的電站為“新投產的電站”，但這種解釋難以說服小水電企業們。

而云南省物價局今年3月份出臺的云價格201228號文件中規定“2008年1月1日以后建成投產的中小水電站，上網電價按照云發改物價？2009？2483號文件規定的上網電價執行”，但其中又排除了德宏、怒江、迪慶、文山四州，其時間點的界定也引起了水電企業的爭議。即便同一個省份，不同規模、不同裝機容量的小水電站的上網電價也不相同，地方的物價監管部門在確定上網電價時，甚至還要考慮到電網建設狀況，各個地方的監管政策差別很大，最突出的是新舊電站之間的上網電價差異。

山西省水利廳農村水電及電氣化發展局的工作人員在接受記者采訪時說，考慮到投資主體、成本等因素，山西省內的小水電上網電價和大水電電價相差0.1元左右。

記者在調查的過程中發現，大水電站的電價普遍要高于中小水電，差額在0.1-0.3元不等。因此，大水電能在雨季過上“好日子”，小水電卻難以“揭鍋”。

“上網電價的定價=投資成本+運營+稅收+合理利潤。”社科院的一位研究員在接受記者采訪時說，目前水電行業，尤其是中小水電企業，由于行業不規范，大小規模差異較大，投資主體不同，財務結算不明，成本難以有效統計，所以致使水電上網電價難以公平合理地制訂標桿電價。

建議提高電價

小水電的日子日漸艱難，“水火同價”的呼聲此起彼伏。

今年6月份，水利部發布《關于調查農村水電上網電價及定價機制有關情況的通知》，對有農村水電的省份進行調查，調查的內容包括各地農村水電上網電價政策及執行情況，上網電價定價方式、定價程序、電費結算情況，其他各類電能上網電價情況。有關結果將在8月10日前報送水利部水電局。

在此之前，包括云南怒江州在內的諸多水電企業協會已經在通過各種途徑，向地方發改委、政府部門上報。截至目前貴州、重慶、福建等省市的水電上網電價進行了不同程度的調整，包括提高電價水平和調整定價結構，云南并未收到正式回復。

社科院的這位研究員表示，水電電價的確應該有所提高，但不應該在短時間內達到“水火同價”。他分析說，提高電價有利于引導清潔可再生能源開發利用及消費，但將水電電價從0.1元多直接提高到0.5元，這會使投資者認為小水電是一暴利行業，短時間內大量資本涌入，可能造成無序開發，對水資源、生態環境都有可能造成破壞。此外，我國水電已經達到2.3億千瓦，“十二五”期間將會較前10年有較快的發展，在協調經濟發展速度的基礎上適當加快即可，至少現在沒必要出臺一些列激勵措施來引進投資開發。

多位水電協會負責人也表示贊同，短時間內很難“水火同價”。但“同網同價”“優先上網”等政策應該保障落實，而且同一地區的電價水平應該出臺標桿電價，保證公平。

云南省發展和改革委員會關于調整云南電網上網電價的通知

發布日期：2010-12-26 16:28:05 云南電網公司、各有關發電企業：

根據《國家發展改革委關于調整南方電網電價的通知》（發改價格〔2009〕2926號）精神，為緩解電力企業生產經營困難，保障電力供應，以及解決老機組脫硫加價、燃煤電廠上網電價調整等問題，經省政府同意，現將調整提高云南電網上網電價的有關問題通知如下：

一、適當提高云南電網統調燃煤機組標桿上網電價為合理反映燃煤電廠投資、煤價、煤耗等情況變化，適當調整統調燃煤機組標桿上網電價水平。云南電網統調燃煤機組標桿上網電價每千瓦時上調0.7分錢（含稅，下同），現行上網電價高于調后標桿電價的機組，此次不做調整。電價調整后，云南電網公司統一調度范圍內，安裝脫硫設施的新投產燃煤機組上網電價每千瓦時調整為0.330元。未安裝脫硫設施的機組，上網電價在上述電價基礎上每千瓦時扣減1.5分。

二、疏導燃煤機組脫硫加價。對2004年以前投產的老機組加裝脫硫設施，上網電價每千瓦時提高1.5分。本次安排脫硫電價的機組為宣威電廠7、8號兩臺機、曲靖電廠4臺機，自省環境保護廳驗收批復的投產日期起執行（即宣威電廠7號、8號機分別于2009年3月10日、3月19日起執行，相應扣減今年上半年已給的脫硫電價補貼；曲靖電廠4臺機于2009年11月1日起執行）。實施脫硫改造的發電企業要切實運行脫硫設施；如環保部門在線監測結果顯示電廠脫硫設施未正常運行，我委將依據有關規定扣減脫硫電價，并予以相應處罰。

三、為促進水電站庫區和移民安置區經濟社會發展，緩解水電企業生產經營困難，適當提高部分水電企業的上網電價。云南電網單機容量25萬千瓦以下中小水電站上網電價每千瓦時提高0.7分錢。凡執行云南電網目錄電價的縣級電力公司，當地中小水電上網電價相應調整。

四、適當疏導原廠網分離、電價偏低的水電廠經營困難矛盾。魯布革、以禮河、大寨、西洱河、綠水河、六郎洞等原廠網分離電廠在上網電價每千瓦時提高0.7分的基礎上，平水期（5月和11月）和枯水期（12月至次年4月）上網電價的上浮幅度由10%提高至20%，豐水期電價保持不變。

五、核定新投產大型水電站上網電價。由于水電項目開發的政策環境變化較大，新建大型水電站暫停執行水電標桿電價。小灣水電站暫按每千瓦時0.30元結算，正式上網電價待電站全部投產后另行報國家發展和改革委員會核定。

六、云南電網新投產的中小型水電站原則上仍執行統一的上網電價政策。即：單機裝機在5萬千瓦及以上的上網電價為0.222元；單機裝機在5萬千瓦以下的機組，實行豐枯季節上網電價，枯水期上網電價0.247元，平水期0.222元，豐水期0.197元。

七、以上電價調整自2009年11月20日上網電量開始執行。

八、云南電網公司和有關發電企業要嚴格執行本通知規定，確保各項措施及時得到貫徹落實。執行中如有問題，請及時報告我委。

我市上調3萬千瓦以下小水電站

上網電價

為適當緩解小水電企業經營困難，保障電力供應，促進經濟社會可持續發展，經市政府同意，省物價局批準，從2012年2月1日起，我市對單機容量在3萬千瓦以下（含3萬）的小水電上網電價實行統一并適當提高，即豐水季節0.18元/千瓦時，枯水季節0.22元/千瓦時。蘇帕河水庫壩后電站上網電價與該流域蘇帕河公司的其他3級電站的上網電價同價。對單機容量在3萬千瓦以上的水電站仍執行原來的上網電價。調整后的具體電價如下：

3萬千瓦以下裝機（含3萬）豐水季節（5月-10月）0.18元/千瓦時，枯水季節（11月至次年4月）0.22元/千瓦時。

3萬千瓦至5萬千瓦（含5萬）豐水季節0.197元/千瓦時，枯水季節0.247元/千瓦時。

5萬千瓦以上不分豐枯季節，全年執行0.222元/千瓦時。小水電上網電價調整后，3萬以下小水電站每年新增售電收入1495.82萬元，可以部分緩解發電企業的經營壓力

第四篇：上網電價的請示格式

關于XXXXXX水電站上網電價的請示

XXXXXX物價局：

理縣一顆印水電站地處理縣樸頭鄉一顆印村，電站總裝機容量13.6MW，設計全年發電量6258萬kw.h，靜態總投資9299.08萬元。

一級電站通過35kv線路接入二級電站，兩電站通過三圈變壓器匯流后經3公里110kv紅—線接入紅葉二級變電站（紅房子），并入國電四川省電力公司電網運行。

一顆印水電站2006年10月23日經阿壩州發改委、州水利局審批了初步設計（含可行性研究）報告，2007年5月26日阿壩州發改委進行了項目核準，2007年3月1日四川省電力公司批復同意并入四川電網運行，2007年8月14日四川省電力公司、阿壩公司審批了接入系統方案，2008年2月29日四川省電力公司阿壩公司審批了一顆印電站—紅葉二級電站110KV線路及間隔初步設計，2008年7月4日四川省經濟委員會將一顆印水電站納入了全省統調統分。目前，一顆印二級水電站災后恢復和建設已基本完工，預計2009年10月底發電，一級電站預計2010年4月并網發電。

現特向貴局請示我公司一顆印水電站上網電價按川價發[2005]123號精神0.288元/kw.h（不含稅）執行，請予以批準為荷!特此請示

附件：

二零零九年八月十八日

主題詞：理縣一顆印水電站 上 網 電 價 請 示 抄 報：理縣物價局

XXXXXXX 2009年8月18日

第五篇：關于國家統一光伏上網電價（范文模版）

關于國家統一光伏上網電價的解讀

在經歷了2010年繁榮之后，光伏行業在2011年出現了成長減速的情況。隨著過去一年供給的大幅度增加，中國國內光伏業者的壓力陡增。

但是，自2011年5月開始，國內利好光伏的政策不斷。先是江蘇確定1.4元/千瓦時的上網補貼電價，山東也分別對2011年和2012年完成的項目給出了1.4元/千瓦時和1.2元/千萬時的上網電價，之后青海省對2011年9月30日前建成的電站給出了1.15元/千瓦時的電價。7月24日，發改委價格司便發出文件，推出了中國首個全國范圍內適用的光伏固定上網電價。

一、對發改價格[2011]1594號文件的快速解讀

1、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，以及我國太陽能資源狀況，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。

上網電價的推出，將之前拖延已久的“路條”項目的盈利途徑給出解決方法，一定程度上確保這些項目投資商的利益。

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。今后，我委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整。

新審批的項目上網電價確立，并在原則上規定了今后上網電價將逐步調整，電價的在未來的下調打好政策基礎。

2、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。

解釋特許權項目的電價問題，特許權項目是發改委、能源局、財政部等相關決策機構試探對可再生能源補貼方式與補貼價格的示范性項目。從文件中，我們看到，特許權項目將不會因為此次光伏上網電價的推出而停止開展。從這個角度來講，相關部委對合理光伏上網電價的探索仍將繼續，而此次的光伏上網電價似乎更像是一個“臨時”價格。

批特許權項目的招標結果可為最終電價的確定提供指導，但是從特許權項目招標開始，一直都是央企電力公司獨攬天下，民企基本不具備與之抗爭的能力，避免行業內的惡性競爭是促進光伏發電在中國大規模發展的另一重點。

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

解釋已獲審批的金太陽項目的電價問題，各地區根據當地情況，可給予相關的補貼政策。與國家統一上網電價不相沖突。

4、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。

再次明確了補貼的資金來源問題，依然來自國家的可再生能源電價附加，并沒有提及可再生能源專項資金。在2010年，全國征收的可再生能源附加費約為130億左右，但大部分資金用于補貼風力發電和生物質發電，用于光伏發電的比例非常低，不到5%，按每度電補貼8毛/千瓦時來算，假定可再生能源補貼的5%用于光伏，則最多可補貼800MW，而僅青海一省的規模就已接近800MW。因此，若擴大補貼規模，需加大可再生能源附加費。

從對政策的解讀我們看到了非常積極的信號，即發改委作為國家能源局的上級部門，在千呼萬喚之后主導推出了光伏的上網電價，解決了許多“路條”項目投資收益的歷史問題，并對新項目的光伏電價作出了初步設計，為將來推出更全面的上網電價作好鋪墊。

可以預期的是，憑借著我國從不缺少的“大兵團作戰”以及“集中突擊”完成項目的經驗，各能源集團，光伏企業必將在目前的炎炎夏日，借著這股政策清風抓緊申報，突擊建設光伏項目。單以青海格爾木市為例，“930”消息一出，幾十個項目同時開工，近500兆瓦項目一起建設（還有不少項目在審批中）。

全國范圍內適用的光伏上網電價政策一出，必將掀起一陣光伏投資“瘋”！

二、發改價格[2011]1594號文所帶來的疑問

單憑發改價格[2011]1594號文件，仍然讓我們對很多問題抱有疑惑： 補貼年限

文件沒有對上網電價的補貼年限給出任何說明，但我們都知道，補10年和補20年給投資商帶來的投資回報率的差異。沒有考慮各地資源差異

沒有對不同資源條件給出不同的補貼電價，而是以“一刀切”的方式，給出了一個統一價格。從盈利角度來講，對于新項目，1元/度電的補貼更適合建立在西部日照資源條件較好的地區的光伏電站。沒有考慮安裝方式的差異

電價政策同樣沒有考慮不同的安裝方式帶來的系統成本差異。而無論是屋頂項目還是光電建筑一體化項目，其單位建設成本往往比大型地面項目要高不少，因此，1元/度電的補貼似乎更傾向于鼓勵地面光伏電站的發展。資金來源問題

資金來源問題，文件雖有提及，但不可忽視的一個問題是“可再生能源電價附加”資金賬戶，由于風電裝機容量前幾年的突飛猛進，已經在2010年出現虧空。而且在短期內，賬戶仍將處于虧損狀態。在IHS Isuppli今年早些時候做的估算，即使發改委在2012年初將“可再生能源電價附加”從目前的4厘/度提高到8厘/度，由于風電裝機容量的增長以及并網條件的改善，該部分資金在2012年~2014年補貼仍將大量被風電占用，處于勉強收支平衡的狀態，這還不考慮用這些年的盈余彌補歷史遺留的該賬戶的虧損部分。如果考慮彌補歷史遺留的虧損，則“可再生能源電價附加”將一直虧損到2015年底。

另外，補貼光伏裝機的另一部分資金來自財政部的“可再生能源專項資金”，“光電建筑”與“金太陽”的補貼就是來于此。文件中沒有說明，固定上網電價的缺口資金可以占用國家的“可再生能源專項資金”，當然也沒有明確表示不可以占用。問題是，“可再生能源電價附加”已然存在虧損，可如果新建項目的電價補貼通過占用“可再生能源專項資金”的方式彌補，那今年的“金太陽”項目補貼怎么辦。當然，也許發改委已經和財政部協調，在2011年給光伏更多的專項資金，解決這個問題。并網問題

并網問題一直是制約我國可再生能源發展的一個重要因素。風電在2010年底已經實現裝機44.7GW，但能夠實現并網的僅有31.1GW，而且這31.1GW也是出于可控狀態，即需要時電網公司可以要求部分風機停運，以保證電網的穩定運行。

當前格爾木的“光伏熱”，使電網公司不得不臨時決定在格爾木地區架設330千伏的電網以匹配光伏電廠的建設，預計工程趕在9月30日左右突擊完工。

“723”動車事故告訴我們，不是所有的工程在趕進度的情況下都能保質保量完成的，工程建設進度有一定的內在規律可循，電網建設同樣是這樣。格爾木將只會是全國的一個縮影，若全國范圍內適用的光伏固定上網電價推行，在下半年的4個月之內全國會出現多少個“格爾木”？新政策導致光伏投資涌向西部地區，又將會給并網造成何等的壓力？電網公司又將能“趕工”出多少個保質保量的電網確保電力傳輸？西部地區太陽能資源豐富、投資收益較高，但是，西部地區卻不是我國的主要能源消耗地區，對能源的需求較少，大量的光伏發電需要遠距離運輸，如果項目并不了網，固定上網電價政策又有什么意義呢？

2011年5月國家電網發布兩項企業標準：《光伏電站接入電網技術規定》和《光伏電站接入電網測試規程》，但是亟需解決的是光伏發電的入網標準。從上面的分析，我們可以得到以下的結論：

1．電價出臺提前一年，國家表姿態

本次固定上網電價的推出，是一個非常積極的信號，顯示國家對國內光伏終端市場發展的支持；

2．配套政策有待完善

固定上網電價的細則有待出臺，否則1594號文件將難以有所作為； 3．政策利好，光伏應用大規模擴大 單憑1594號文件提及的解決歷史遺留的“路條”項目盈利這一點，國內光伏業者信心將得到很大程度上的提振，國內的“光伏熱”將進一步升溫，中國2011年的光伏裝機容量可能會突破1.5GW（注：不等同于并網容量）；

4．最終電價仍需幾經風雨

特許權項目在未來仍將開展，相對較高的固定上網電價（與風電，生物質能相比），處于虧損狀態的“可再生能源電價附加”賬戶以及光伏電站建設成本的不斷下降，使得1元/度電的固定上網電價在短期內被調整成為必然。

5．具體情況應具體分析

政策更多的利好西部地區的大型地面光伏電站，而東部，中部地區因受日照輻射資源的限制，在1元/度電的情況下，盈利條件仍然不甚理想。屋頂項目，光電建筑一體化項目因建設成本原因，也將難以充分收益于補貼政策。當然具體項目的盈利狀況需要具體分析，相信有許多潛在屋頂項目在1元/度電的情況下，是有能力實現一定利潤的。但是，各省可出臺相應的補貼政策，與統一標準不相沖突。

6．避免惡性競爭促進良性發展

從過去的經驗來看，大型地面電站的投資始終為國有電力集團所主導。從5中可以看到，本次上網電價將更多利好西部地區的大型地面光伏電站，進一步而言，將更多利好身為開發商的電力集團。而民營企業當然也可以收益，不過相信更多的收益將是在于與電力集團的合作上。自行開發電站的民營企業，如果有一定的資金實力并拿到項目，當然也會受益。對于志在自行開發光伏項目的光伏企業，至少電價的推出是企業可以消耗一部分產能，從這個角度來講電站項目即使無利可圖，對光伏企業也是有意義的。

7．道路坎坷，前途光明

1594號文件的成功執行需要跨部門的協作，不單單是發改委，能源局，財政部與電網公司也是政策能否被落實，使得光伏電站相關企業收益的關鍵。相信發改委價格司在推出1594號文件前，已經會同發改委其他司局，能源局廣泛征求過相關部委與企業，如：財政部，電網公司的意見并得到了各相關方的支持。

但是在這里，仍然有一些隱憂，不知實際情況會發展成怎樣。希望發改價格[2011]1594號文能真正成為國內光伏終端市場的一針強心劑，讓我們國家的光伏市場得到快速啟動。也稍稍改變我們國內光伏企業長期以來面臨的市場受制于人的局面，實現兩條腿走路，而不是單單依靠產品出口這一條路解決的企業生存問題。