我国现行上网电价政策

我国现行上网电价政策（共7篇）（共7篇）

1.我国现行上网电价政策 篇一

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

2.我国现行上网电价政策 篇二

然而,光伏技术在当前依然非常昂贵,且其发展与融资策略紧密相关。2001年,欧洲共同体正式明确要优先发展可再生能源[1],通过制定太阳能发电上网电价的补贴政策,构建长期、透明且具有确定性的市场机制来推动太阳能发电行业的快速发展,已在欧洲许多国家取得成功。《中华人民共和国可再生能源法》明确规定了“上网电价”和“全网平摊”的法规条款[2],但是至今仍没有把太阳能光伏发电纳入上网电价,影响了国内光伏市场的发展。为此,有必要借鉴欧共体的光伏上网电价相关经验,为我国光伏产业的发展提供决策参考。

本文在对欧共体在过去十年为推广可再生能源而实施的支持政策进行回顾之后,分析欧共体国家不同的上网电价形式,总结经验,为我国并网光伏上网电价的制定提出政策建议。

1 欧共体光伏产业的支持政策

随着光伏产业的迅速发展,其融资与激励措施也逐步增加。光伏激励政策的潜在目标在于:第一,促进光伏技术的发展,使其实现规模经济;第二,促进国家能源独立,发展高新技术产业,减少碳排放。

在过去的十年中,欧共体实施了支持光伏系统的不同融资策略,本文重点探讨三个主要的融资策略:资金补贴,上网电价,净计量。这些策略在欧共体国家中的实施情况[3]如表1所示。

1.1 资金补贴

对于规模较小的光伏系统来说,资金补贴是主要的融资方式。在这种方式下,发电成本由欧共体各国政府与所安装的光伏系统所有者共同承担,国家政府根据安装光伏发电系统的铭牌支付资金补贴。由于政府资金补贴的支持,光伏系统所有人的财务负担得以极大下降。

资金补贴的这一融资策略的最大优点是操纵简单。德国于1999年启动的“十万屋顶”项目和意大利于2000年启动的“一万光伏屋顶”项目都是采用资金补贴的方式得以支持的成功案例。

1.2 净计量

净计量(net metering)是一种有效的资源使用和支出安排,在这个过程中客户自己产生能源以在他们的财政上进行一定程度的补偿。净计量来自于电力公司,它鼓励客户开发新的可用能源。在净计量计划中,如果用户使用的电能要比他们产生的电能少的话,电力公司允许用户的电表往回转。根据“净计量”政策,电力公司向消费者支付为电网供电的费用。在阳光充足、家中无人且空调没有开启的情况下,屋主可以将富余的电量反输给电网,电力公司会按比例为屋主免除一部分电费。“净计量”政策使电力公司也能从中获益,因为理论上在用电高峰时,这一政策可以让电力公司向成千上万的屋主收购太阳能电力,而无需额外投入建设更多调峰电厂。

1.3 上网电价

上网电价是电力公司向可再生能源发电厂购买的发电或并网电力价格。欧共体中太阳能较为领先的国家都有明确的太阳能发电上网电价补贴(FIT,Feed-in Tariff)政策,以鼓励太阳能发电的科技研发、项目开发和广泛应用,这些补贴规定在有些国家已成为法律义务。这些国家通过补贴太阳能发电成本与常规上网电价的差额,使技术尚未成熟和开发运营成本仍然较高的太阳能供电项目能够有长期稳定的合理回报,从而吸引运营商及投资人的积极参与,进而推动整个行业的持续发展。

各国政府根据各自太阳能发电的开发和运行成本,及一个预定的长期稳定的回报率,来确定相对的上网电价补贴。对于不同项目规模和具体的应用,各国的补贴也会有所不同。并且根据对太阳能发电成本逐年下降趋势的预估,各国也制定了每年下调补贴的机制。

长期补贴是太阳能上网电价补贴政策的重要环节。太阳能发电运营商的运营期限多在15年到40年间,绝大部分都在20年以上,因此绝大多数的上网电费补贴都会在15~20年以上。

2 欧共体光伏系统上网电价实施情况

欧共体大部分国家都是通过立法或合约的形式来保证太阳能发电项目能够顺利上网的。德国、西班牙等是通过立法的方式来确保太阳能发电运营商和电网运行商在并网连接中的合作,而法国和荷兰等则是通过政府参与的合约方式来进行。本节是探讨上网电价方案在德国,法国,西班牙和意大利的实施情况及特点[4]。

2.1 德国

2004年,德国政府引进第一个大规模的上网电价体系导致了光伏产业的飞速发展。在德国,并网光伏上网电价机制的法律依据是德国可再生能源法案。文件建立合同持续期为20年,并给太阳能发电量一定的持久回报。德国的并网光伏上网电价的额度是根据光伏系统不同的额定功率制定的,如表2所示。

德国可再生能源法案表明,表2中的数值在2004年后会因光伏屋顶或外墙安装光伏系统而每年降低5%,因光伏系统的大量安装而每年降低6.5%。上网电价的降低是为了激励光伏产业以更低的成本传送到终端用户。

2.2 意大利

在意大利,2005年的政府生产活动法令规定了一项鼓励政策,对光伏设备的额定功率不超过20kWp的情况,允许生产厂家应用上网电价和净计量。对额定功率超过20kWp的情况,客户可以选择是将光伏电厂生产的所有电能卖给当地供电公司还是运用其中的一部分电能作为自身消耗。这种情况下支持由两方面组成:第一,由光伏系统生产的全部电能的上网电价;第二,光伏系统生产的电能用于自身消耗量(节约电能成本)或以AEEG(意大利电能与天然气管理局)制定的价格卖给当地电力部门的能量。

意大利光伏上网电价支持体系持续时间是20年,和德国相似,会给太阳能发电量一定的持久回报。政府经济发展法案在2007年简化了获得激励的程序,改变上网电价数值,将实地安装光伏系统(FIPV)、光伏系统在建筑上部分集成(PIPV)、建筑集成光伏系统(BIPV)区分开来。意大利的并网光伏上网电价如表3所示。

2007年政府经济发展法案制定了如表三所示的上网电价,在2008年之后每年降低2%,在建筑能量认证出台之后会有所增加。

2.3 西班牙

在西班牙,上网电价的立法框架是皇家太阳能计划436/2004。嵌入光伏发电所需支付的价格在系统生命周期中不是固定不变的,而是随着TRM(基于常规电力的平均参考电价)不断变化的。西班牙并网光伏上网电价在25年之后可能会降低,如表4所示。

2.4 法国

法国的上网电价法律框架是2006年6月26日签发的政府工业法案。在法国,上网电价是伴随着其他资金激励的,如抵免个人税收(50%的材料成本)、降低增值税的5.5%(如果主要设备已使用两年以上)以及对企业的加速投资折旧。电价在法国是与通胀率相关联的。上网电价由两部分组成:第一,基本电价(NIPV系统);第二,建筑集成奖金。法国的并网光伏上网电价如表5所示。

3 结合欧共体经验的我国并网光伏系统上网电价政策建议

上网电价政策之所以被认为是比较理想的扶持政策,其中最主要的原因就是能给投资者带来固定、明确的投资回报预期,建立长期明确的规划,通过逐次降低电价的方式来激励技术进步。而目前国内以示范形式并网运行的光伏电站,上网电价完全根据每个示范项目的特殊性而定,没有一个统一的标准。

目前国内太阳能光伏行业的生产规模不断扩大,技术水平稳步提升,然而受成本因素制约,国内光伏发电应用较少。由于太阳能发电成本的不断降低、太阳能能源需求的日益增加,以及最近大量多晶硅的开采等因素,太阳能发电价格很可能在未来等同于甚至低于常规能源发电价格,从而太阳能发电很有可能成为我国未来低碳经济走向世界的领头行业,因此大力推动发展太阳能发电具有很重要的战略意义,而刺激光伏产业的关键就是要明确光伏发电上网电价[5]。

1)上网电价是开拓光伏市场的重要措施,是促进竞争与规模经济的重要措施,其体系需要与国家具体情况相适应。

2)上网电价是降低成本的驱动力。德国新安装的光伏系统上网电价每年降低5%,给太阳能发电成本带来每年降低5%的压力。自从太阳能发电技术引入市场后,其成本一直持续降低,而上网电价的相关政策将进一步有助于光伏发电成本的降低。

3)上网电价是高质量太阳能发电系统的驱动力。很多太阳能发电支持项目为了降低高额前期资金成本的壁垒,是基于投资补贴的,忽略了对高质量太阳能发电系统的投资激励来确保其有效运行及维护。实行上网电价后,光伏系统的投资回报率与其绩效有直接关系。因此,使光伏系统在其全部生命周期中的发电输出最大化是对发电商来说最重要的问题,确保光伏系统能有效运行及维护。

关于我国并网光伏上网电价政策的相关建议有以下几点:

1)统一定价与竞标相结合。由于太阳能供电成本较高,为降低补贴成本可以考虑建立基本补贴价格和市场竞标相结合的机制,利用市场的供求关系来调节补贴成本,达到有效控制成本并调动市场积极性的目的。由于我国各地区日照差异较大,在补贴价格中设立浮动机制可以有效地利用各地不同太阳能供电成本。

2)鼓励太阳能发电项目融资。国家应鼓励支持私营企业、外国公司和基金承包和投资太阳能发电项目,并在融资过程中给以帮助。参照德国的太阳能项目融资经验,我国也可以考虑成立专门为可再生能源项目提供低息贷款的机构,来提升项目的稳定资金来源和减少融资成本以提高项目的整体回报率。

3)制定上网电价法,长期光伏发电上网电价逐年递减。美国和日本的光伏发电政府初始补贴一度到了光伏系统造价的70%,但是当德国在2004年启动“上网电价法”以后,光伏市场的增长很快超过日本和美国,现在欧洲大部分国家也是采用这种办法来刺激光伏市场的发展,并取得良好效果。长期上网电价采取欧洲方式逐年递减,不同地区应根据资源条件有所差别。要和技术水平相适应,光伏发电电价也要有变化。另外我国国土面积广阔,东、西部地区光照条件、建设成本差别很大,制定电价时也有必要加以考虑。

4)实行阶梯电价,在加价部分内摊入光伏发电成本补贴[6]。我国正在积极稳妥推进电价市场化进程,实行阶梯式电价主要是为了在保证提供电力普遍服务的前提下,使电价结构更合理,以反映不同用户的供电成本差异、减少电力用户之间的交叉补贴,同时引导用户节约用电、提高能效。在阶梯电价定价机制中设立可再生能源补贴可有效促进我国可再生能源发展,增强国民的节电意识,提高国民对可再生能源的重视程度。

4 结论

本文基于欧共体光伏产业支持政策分析与上网电价实施分析,提出了我国光伏发电上网电价相关政策制定的必要性,给出了相关建议。研究表明,虽然近年来国家先后出台了太阳能屋顶计划、金太阳工程等补贴政策,但明确的上网电价比建筑领域的补贴对市场的刺激作用更大,能撬动众多的资本进入光伏产业。我国如果仅靠示范工程推动太阳能光伏产业发展是不够的,从财政得到部分补贴也是不够的,因为它不是一种长效机制。上网电价能够让全社会分摊太阳能发电带来的价格压力,从而保证产业健康发展。实行固定的优惠太阳能上网电价制度将对中国的太阳能行业起到巨大的推动作用,外资和私人资本将纷纷涌入,中国的太阳能装机容量增长将更为迅猛。国家应全面落实《中华人民共和国可再生能源法》中规定的“上网电价”和“全网平摊”的条款,尽快出台光伏发电上网电价的相关政策,实现太阳能发电大规模入网。中国计划到2020年将清洁能源的比例从当前的8.3%提高到15%。因此我国非常需要借鉴国际先进经验,通过政策和市场机制相结合的方式实现可再生能源产业的长久持续发展,使我国有机会成为未来世界低碳经济的强国。

摘要：分布式发电能够显著影响电力系统,显著提高服务质量及配电网能效。目前由于全球应对气候问题及发电燃料价格的增长,支持政策相继出台,光伏系统发电及其他可再生能源发电系统的产量逐渐增加。本文分析了欧盟国家(法国、德国、意大利、西班牙)的光伏产业支持政策及上网电价实施情况,在此基础上提出我国并网光伏系统上网电价政策建议,为相关部门提供决策参考。

关键词：上网电价,光伏系统,资金补贴,欧共体

参考文献

[1]Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of theCouncil.On the promotion of electricity produced from renew-able energy sources in the internal electricity market[Z].Sept.27,2001.

[2]侯国青,蒋方新,崔海昱.并网光伏发电上网电价浅析[J].阳光能源,2010(4):75-76.

[3]MAURICIOSOLANO-PERALTA,MAGDAMONER-GI-RONA,WILFRIED G J H M VAN SARK.“Tropicalisation”of Feed-in Tariffs:A custom-made support scheme for hy-brid PV/diesel systems in isolated regions[J].Renewable andSustainable Energy Reviews,2009(13):2279-2294.

[4]WINFRIED HOFFMANN.PV solar electricity industry:Market growth and perspective[J].Solar Energy MaterialsSolar Cells,2006(90):3285-3311.

[5]王平,刘志璋,明杰.浅谈太阳能上网电价[J].内蒙古科技与经济,2010(1):37-40.

3.我国现行汇率制度的政策效应分析 篇三

关键词：汇率 货币政策 浮动汇率

一、固定汇率制度下财政、货币政策的经济效应

当一国存在国际收支顺差时，该国货币当局不得不为维持固定汇率而立即购入外汇的赢余，从而导致货币供给增加，这会对扩张的财政政策产生加强效应，在一定程度上加强财政扩张对实际收入的影响力。固定汇率制会对财政政策有一个加强效应，其强弱跟资本流动性的强弱有关：当资本有限流动时，会有一部分的加强效应，并且随着资本流动性的增强，这一加强效应会逐步趋强，当资本完全流动时，固定汇率制会对财政加强效应达到最大；当一国存在国际收支逆差时，该国货币当局不得不为维持固定汇率而抛售外汇，从而又导致货币供给减少，对扩张的货币政策产生一个完全的挤出效应，完全消除了货币扩张及其对实际收入的影响。就是说，无论资本的流动性如何，长期来看，扩张的货币政策对于提高国民收入是完全无效的。

二、浮动汇率制下财政、货币政策的经济效应

浮动汇率制会对财政政策有一个挤出效应，其强弱随资本流动性的强弱。当资本有限流动时，会有一部分的挤出效应，并且随着资本流动性的增强，这一挤出效应会逐步趋强；当资本完全流动，浮动汇率机制会对财政扩张产生一个完全的挤出效应。存在国际收支顺差时，该国货币会自动升值，会对扩张的财政政策产生一个挤出效应，在一定程度上削弱了财政扩张对实际收入的影响力；存在国际收支逆差，此时该国货币会自动贬值，会对扩张的财政政策产生一个加强效应，在一定程度上加强了货币扩张对实际收入的影响力。

总而言之，长期来看，在固定汇率下，财政政策在资本完全流动情况下对国民收入的影响力最大，但其影响力会随着资本流动性的趋弱而相应减弱。在资本完全不流动情况下财政政策对国民收入的影响最终将会完全失效，货币政策对国民收入的影响最终是无效的。固定汇率制对于货币政策总是有着一个完全的挤出效应，而在浮动汇率制下，财政政策在资本完全不流动情况下对国民收入的影响力最大，但其影响力会随着资本流动性的增强而相应减弱；在资本完全流动情况下，财政政策对国民收入的影响最终将会完全失效。货币政策对国民收入的影响则总是有效的（无论资本流动性如何），浮动汇率制对货币政策总有着一个加强效应，并且其加强力度还会随着资本流动性的增强而上升，在资本完全流动时，这一加强效应达到最大。

以上分析表明，我国现行的汇率制对我国货币政策有效性具有明显的制约作用，因此，改革我国现行的汇率制度，增强汇率制度的灵活性，以提高我国货币政策的有效性是一种必然的选择。

三、改革现有汇率制度的基本取向及措施

（一）我国汇率制度改革的长期目标应该是建立浮动汇率制

第一，中国已经加入WTO，从长期来看，贸易体制改革和资本自由流动是大势所趋。第二，在资本自由流动的情况下，只能在固定汇率制度和货币政策独立性两者之间进行选择。从我国国情和国家利益考虑，我国不可能为保持汇率稳定而放弃货币政策的独立性，最有可能调整的只能是汇率制度。第三，当前大多数国家都采取浮动汇率制。

（二）汇率目标区是中国汇率制度改革的中期目标和近期的现实选择，从我国现实的金融市场等条件看，我国目前尚不具备实行完全浮动汇率制的条件

近期只能在固定汇率和浮动汇率制之间进行调和、折中，建立一种既有稳定性又有灵活性的汇率制度，可供选择的汇率制度也只能是介于固定与浮动两者之间的“混合”体制。“混合”体制除了“有管理的浮动汇率制”以外，还有一种“目标区汇率制”。比较而言，汇率目标区具有固定汇率制和浮动汇率制两种制度的优点，更适合改革与开放中的中国汇率制度。这是由以下几点决定的。

第一，明确、公开的汇率目标区优于有管理的浮动。在明确的游戏规则下，中央银行与市场参与者共同把汇率运动的轨迹置于区间内，传递给市场参与者一个稳定的预期，而稳定的预期保持了信心，使市场参与者行为方式与中央银行的目标趋于一致，共同将汇率限定在目标区内。在有管理的浮动汇率制下，由于缺乏有关波动区间明确的、公开的信息，市场参与者只能根据获得的信息做出预期。由于信息不对称(中央银行比市场参与者掌握更多的信息)，其预期不确定性；预期的不确定将导致市场参与者反应过度，进一步导致汇率波动过度。

第二，汇率目标区的建立可增强我国汇率政策的灵活性、有效性。原因之一是中央银行控制汇率的运动有更大的自主性。在汇率目标，一国中央银行进行干预，使汇率朝着有利于本国经济发展的方向移动，而且，还可以在必要的时候改变中心汇率与波动区间，避免汇率高估所引发的外部投机冲击。其二是央行能够最大限度地利用公众的预期心理来增强政策干预的有效性。在目标区内，央行的干预是不定期和不定向的，因而公众难以对央行的行为做出“完全理性”的预期，也就无法预先准确采取“逆向而动的对策”。因此，多数投资者会赶在央行干预前，顺应预计的干预方向进行市场交易，使现实汇率在央行干预之前就产生央行所希望的走势，从而在很大程度上减轻央行干预的压力。

第三，汇率目标区的建立可增强我国货币政策的独立性、灵活性。原因之一是实行汇率目标区制度后，汇率自由浮动的余地相对增大了，央行有了相应干预的自主权，在它认为无干预必要时就不采取类似购入外汇、抛出本币一类的行为，这样就不会为维持一个“内在固定”的汇率水平而被动的增加货币投放。即使进行强力干预时，由于汇率政策的有效性，货币总量也不会发生太大的波动。其二是目标区汇率灵活性和稳定性兼顾的特点使汇率政策能够有效地调节国际收支，实现外部平衡。

第四。汇率目标区制度与中国金融进一步改革与开放的渐进式路径相吻合。我国经济改革与开放是渐进的，金融的改革与开放也必然是渐进的。在渐进式的改革与开放中，汇率制度的设计也应该是渐进式的，即以现存的汇率水平为中心汇率，确定一定的波动区间，然后再逐步放开，最终过渡到与市场经济相适应的汇率制度。

(三)我国实施人民币汇率目标区制的具体措施

第一，确定人民币中心汇率。改变目前人民币盯住美元的单一汇率参照，将人民币汇率与一篮子货币挂钩，以一篮子货币来确定人民币中心汇率。在确定中心汇率时，根据我国经贸关系的实际情况，应盯住美元、欧元及日元与我国国际收支关系密切相关的一系列货币，如港元，由这个货币篮子产生一个加权中心汇率。

第二，确定汇率波动范围。围绕中心汇率，设定一个汇率的带状浮动区，即目标区。在目标区中，可以允许本币币值围绕中心汇率小幅波动。当汇率在允许的波动范围内时，货币当局不予干预；当汇率预期将超过目标区上下限时，货币当局通过在市场上买入或卖出本币进行对冲性干预。另外，中心汇率本身也是可以调整的，货币当局可根据本国国际储备状况或价格的近期变化定期地对中心汇率进行小额调整。

第三，实施汇率目标区制的配套改革。首先，取消强制性的结售汇要求，实行意愿结售汇制，改进中国人民币汇率的形成机制。2002年12月，中国人民银行规定，所有中资企业均可获得上限为去年外汇收入20%的留汇权，新企业则可获得5万美元的留汇额度。这一举措不仅能减轻央行经常性以市商身份入市干预的压力，而且有利于削减涉外企业因强制结售汇制度增加的额外经营成本；同时，扩大了企业用汇自主性和灵活性，给它们以控制管理外汇风险的压力，从而分散汇率风险，有利于其逐渐适应将来更大弹性的人民币汇率。随着经济规模的进一步扩大，企业的留汇额度仍可进一步放宽，直至变强制性结汇制为自愿结汇，使整个外汇供求有效地出清价格，灵活地引导和调节需求。其次，转变中央银行在外汇市场上的角色，扩大外汇银行持有外汇余额的比例。放松对外汇指定银行的外汇净头寸管制，中央银行只需依法实施监管和在必要的情况下进行适度干预，以免汇率过度浮动。这样可以改变当外汇市场供大于求时中央银行是惟一买者，求大于供时央行又是唯一卖者，央行若不入市买卖，外汇交易就无法顺畅运行的局面。再次，加快人民币利率市场化改革，为人民币远期交易、期货交易及我国企业回避汇率风险奠定良好基础，使人民币汇率形成机制趋于完善。我国的利率改革必须循序渐进，应制定未来5年内利率市场化的战略步骤，采取先贷款后存款、先浮动后放开、先大额后小额、先农村后城市、先外币后本币等措施。

第四，完善资本项目管理，积极推进人民币自由兑换进程。一要甄别资本项目交易，避免与经常项目交易发生混同，防止逃避管制。二要对资本项目交易所涉及的货币兑换、支付和转移加以管理，尤其要区分经常性交易和资本性交易。根据国际经验，建立外汇管理部门、外汇经营者和海关之间的信息交换系统，是有效区分经常性交易和资本性交易的手段。

第五，培育健全的外汇市场。其一是适当增加市场交易主体，让更多的企业和金融机构直接参与外汇买卖，以避免大机构集中性的交易对市场价格水平的操纵，防止汇率的大起大落；其二是增加外汇交易工具，充分发展远期交易、调期交易、回购交易、外币期货期权等交易手段；其三是逐步扩大外汇交易中心的交易会员数量；其四是建立有形外汇市场和无形外汇市场相结合的、近期与远期相协调的外汇市场体系。

4.云南上网电价探讨 篇四

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.我国现行上网电价政策 篇五

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。

6.我国现行上网电价政策 篇六

2015年1月1日以后核准的陆上风电项目以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目，继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元：第IV类资源区风电标杆电价维持现行每千瓦时0.61元不变。（国家划分陕西省属于此类）同时，继续实行风电价格费用分摊制度。风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内部分，由当地省级电网负担：高出部分，通过国家可再生能源发展基金分摊解决。燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分相应调整。

一、资源概况

陕西省风能资源总储量为3808万千瓦,从地域上看，陕西风功率密度相对较大的地区主要在陕北长城沿线、渭北、黄河小北干流沿岸区域以及秦岭的高山区。陕北长城沿线位于毛乌素沙漠的南缘，地势平坦，地面冷空气较为活跃，地形对空气运动的阻挡作用较小，加上地面植被状况与沙漠地区差异较大，易引起局地环流，造成风速较大，风能资源较大;渭北地势较为平坦，海拔明显高于其南部的关中盆地，黄河小北干流沿岸区域处于关中盆地东西向喇叭口开口处，地势同样开阔平坦，特殊的地形造成风能资源大于其它地区。

二、电价

2014年12月31日，国家发改委发布《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格〔2014〕3008号)，决定陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策，同时，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时 0.61元不变。

表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表

陕西省属于Ⅳ类资源区，本次调价对海南地区的风电建设投资收益没有影响。新的风电标杆电价适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。

三、经济性评价

如按照风电项目满发小时数最低的1700小时计算，则单位千瓦静态投资应控制在7500元/kW以内，才能保障8%的全部投资内部收益率。当满发小时数达到2000小时，则单位千瓦静态投资不超过9000元/kW即能保障全部投资内部收益率不低于8%。

表2：陕西风电不同电价水平内部收益率估算表

从上表可看出，2014年电价调整后，河北省Ⅱ类资源区风电全部投资税前内部收益率大约降低0.69%,资本金内部收益率大约降低2.14%。

四、陕西省风电建设运行情况

根据国家能源局发布的《2014年风电产业监测情况》，截止到2014年底，陕西省风电项目累计核准容量343万千瓦，累计在建容量212.7万千瓦，新增并网容量29.7万千瓦，累计并网容量130.3万千瓦。

陕西省本地的电力消纳能力较弱，大量的电力需要外送，风电上网受到外部需求的影响。陕西省电源结构以火电为主，调峰能力较弱，影响风电的外送。此外，由于电网建设的滞后，在一定程度上也影响了风电的输送。榆林等陕北长城沿线地区的风能资源属于陕西最好的区域，但该地地处黄土高原，交通运输费用、原材料价格相对较高，风电场区域内有村庄、居民点、基本农田、文物古迹、油井、移动基站等建筑物存在，周围环境复杂，对风电机组的布置造成一定困 难。

表3：陕西风电运行情况

截止2015年11月陕西省风电装机143万千瓦、光伏46.82万千瓦、水电290.25万千瓦。2016年上半年投产风电140万千瓦和60万光伏。

五、陕西省风电建设政府补贴政策

基本是高出当地火电上网电价部分由国家、省、市政府补贴。

六、2014年陕西省重点建设的风电项目

陕西省发布2014年重点建设项目计划。计划显示，2014年陕西省计划推进的重点建设项目370个，总投资2.06万亿元，投资2544亿元。其中，续建项目155个，新开工项目65个，开展前期工作的项目150个。

这些重点建设项目中，风电项目共有17个：续建风电项目3个，新开工风电项目4个，开展前期工作的风电项目10个。

陕西省2014重点建设项目-续建风电项目

陕西省2014重点建设项目-新开工风电项目

7.省外小水电上网电价研究与实践 篇七

目前接入梅州电网小水电企业有1580家，总装机容量为67.17万千瓦，年均上网电量约29.6亿千瓦时，规模较小、数量众多，分布广泛。这些小水电对保障电力供应、促进节能减排、促进山区经济发展等方面起到了重要作用。

在上网电价方面，广东省对小水电实行较为特殊的电价政策，根据广东省人大关于加快农村小水电建设的决议规定，广东省小水电上网电价凡没有达到广东省网购综合平均收购价的，按广东省网综合平均收购价结算，即最低保护价。2011年广东省小水电最低保护价为每千瓦时39.54分（不含税，下同）。2011年12月调整为每千瓦时42.82分，2014年4月调整为每千瓦时43.82分。我市严格执行广东小小水电上网电价最低保护价政策。

长期以来，我市下属平远、兴宁、蕉岭三个供电局存在收购省外小水电电量的情况。省外小水电企业81家，总装机容量为7.81万千瓦，年均上网电量约1.9亿千瓦时。2008年2月接管前，按照当时的管理体制，三个供电局均是隶属于当地政府管理的企业，执行当地县物价局电价政策。在2007年8月份，上述三个供电局按照当地县物价局转发的粤价〔2007〕147号文，对省外小水电执行我省最低保护价。在2009年1月省公司要求小水电由市局统一直接收购后，继续沿用原合同及上网结算价格。

在2009年1月省公司要求小水电由市局统一直接收购，我局就发现省外小水电上网电价不符合有关的政策，出现省外小水电单方独赢的局面，根据国家有关部门对跨省电能交易价格的相关规定，我局决定重新启动对省外小水电上网电价规范工作，以期取得双方共赢的成果。

二、协商定价政策研究与推进

1、加强电价政策研究，为协商定价提供依据，平息争议

在工作前期，我局通过各种渠道收集了《关于促进跨地区电能交易的指导意见的通知》（发改能源〔2005〕292号）、《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》（发改价格〔2009〕2474号）等跨省电能交易（即省外小水电交易）专门文件，同时结合《电力法》、《供电营业规则》、《电力监管条例》、《电力并网互联争议处理规定》、《跨省（区）电能交易监管办法（试行）》等法律规章，提出“目前我市省外小水电上网电价不符合国家'跨省电能交易价格由供购双方协商确定'的政策规定，需要供购电双方共同协商重新确定”的观点。为确保该电价政策的准确执行，我局主动与梅州市物价局沟通汇报，市物价局也认同我局上述观点，并咨询了省物价局得到确认。因此，我局开展省外小水电上网电价规范工作，是合法依规、是贯彻落实电价政策的重要工作。

在2012年8至9月份，我局秉着省外电不适用广东省最低保护价和尊重历史现行上网电价的原则，明确一是省外小水电企业的上网电价不享受粤价〔2011〕326号文规定的我省的小水电最低保护价每千瓦时42.82分，暂维持原价39.54分/千瓦时，取消峰谷电价政策。二是省外小水电的上网电价由供购电双方协商确定，并报广东电网公司批准，最终我局将按照广东电网公司批准的上网电价与省外小水电企业重新签订购售电合同后执行。

小水电业主认为电站处投产后电量一直单边输入梅州市，不属于跨省跨区电能交易，并投诉至物价、电监部门。在9月5日，鉴于部分小水电业主投诉问题，市物价局出具了《关于省外小水电在我市上网电价问题的复函》（梅市价函〔2012〕16号），答复：“经请示省物价局……，省外小水电在我市上网的价格，不享受广东省最低保护价政策，由你们与广东电网公司梅州供电局协商确定”，文件同时抄送广东省物价局。在9月29日，鉴于部分小水电业主咨询问题，南方电监局以《关于解决省外小水电上网收购问题的函》（南方电监稽查函[2012]280号）提出“供电企业与省外小水电企业协商定价”的要求。在10月19日，鉴于部分小水电业主越级咨询问题，广东省物价局以《省物价局关于梅州市小水电业主就上网电价问题申请复查的答复》（粤價访[2012]35号）提出“广东省最低保护价不适用省外小水电企业，省外小水电上网电价由供购双方协商定价”的要求。我局的观点进一步得到我省物价主管部门（省物价局）和电力市场监管部门（南方电监局）的书面确认。

2、做好现状摸底和实地调研，为正确决策提供支撑

在2012年9月份，我局会同梅州市物价局到江西省寻乌县、福建省龙岩市进行了小水电上网情况实地调查。通过调研，取得了当地小水电上本地电网的上网电价，为我局制定协商价格标准做好准备。同时我局通对省外小水电现状进行一次摸底调查，从上网线路、机组容量、计量点、产权分界点、CT变比、功率考核、线损分摊等方面进行了摸底调查，全面了解电站现状和存在的问题，为下一步工作的正确决策提供充足依据。

3、加强政策宣传沟通，公平、自愿，友好开展协商谈判工作

由于国家相关政策要求省外小水电上网电价要双方协商定价，但是目前尚未有详细的操作流程及模式，且小水电企业，认为与供电局协商定价是不对等、不公平的，最终协商结果不利于小水电企业，造成供购双方的矛盾。针对小水电企业业主上述问题，蕉岭、平远、兴宁供电局将新电价政策文件送达至省外小水电企业业主，进行政策宣传解释工作，留下相关工作人员的联系方式，双方有一个有效的沟通渠道。经我方认真细致解释后，仍有26家对政策较为抵触。针对对政策抵触不接受的26家小水电企业，邀请市物价局工作人员、业主代表进行三方的面对面的商谈，政府价格主管部门作为有公证力的第三方，在公平、公证的基础上一起对政策进行解读，消除小水电企业对政策的疑虑。同时在符合政策、上级同意、实地调研的基础上，提出在一定期限内如双方不能达成一致意见，建议小水电企业转回所在地上网。通过我局的大量努力，小水电企业业主对新政策有抵触转为理解，意识到协商合作、互利共赢才是符合双方利益的正确选择，逐步转变了抵触情绪。

在2012年11月份，我局根据国家“参考送端电网平均上网电价和受端电网平均购电电价、销售电价协商确定”的政策规定，制定准备了两套协商谈判价格方案。方案一是按照“省外小水电当地平均上网电价与42.82分/千瓦时的中间值”计算的报价。该价格方案严格按照国家政策规定，在双方共赢、平等分享差价的基础上得出。由于省外小水电所在地的上网电价约28-31分/千瓦时之间，按照该方案计算的上网价格对省外小水电的既得利益影响较大。方案二是按照“39.54分/千瓦时，不执行峰谷”执行。该价格方案秉着省外电不适用广东省最低保护价和尊重历史现行上网电价的原则，同时考虑到小水电价格在全省仍然属于价格较低的电源，为确保双方以后能继续友好合作，我局在差价分享上作出让步。如果上述方案价格双方达不成一致意见，我局建议双方停止电能交易，省外小水电转回当地电网上网。

2012年12月，在政策明朗和对小水电企业做好充分解释的基础上，在法律部门的指导下，我局通过公证邮递的形式，对在我市上网的省外小水电企业陆续发出《广东电网公司梅州供电局关于对省外小水电企业上网电价进行商价的邀请函》，提出在公平、自愿、友好的前提下，邀请省外小水电企业分批次与我局对上网电价进行协商确定。同时再次说明了协商谈判的政策依据，最后提出双方达不成一致意见或不来参与谈判的处理意见。

我局组织了协商定价谈判工作小组，负责主持谈判及处理谈判中发生的事项，签订价格协商一致的相关协议。在2013年初，我局总共8次与81家省外小水电企业进行了面对面的协商定价谈判。最终，经过双方友好协商，在遵守国家规定和尊重历史的前提下，双方互相理解和支持，对上网电价达成一致意见，将省外小水电上网电价确定为不含税39.54分/千瓦时，不执行峰谷电价政策，执行时间追溯到2012年8月份。为巩固本次协商谈判的成果，谈判后双方签订了《广东电网公司梅州供电局与省外小水电企业关于上网电价格的确认书》，将上网电价的谈判结果通过书面形式予以确定。

三、成果与效益

通过新建立的省外小水电协商定价机制，一方面确保了电价政策的执行到位，解决了省外小水电上网电价的历史遗留问题，为下一步顺应电力体制改革提供了很好的实践经验；另一方面扩大了电网企业的经营空间，切实做好降本增效措施。2013年梅州局购省外小水电上网电价平均下降5.87分/千瓦时，同时省外小水电上网电价比送当地上网提高约10分/千瓦时，取得了双赢的效果。