电价管理有关政策

电价管理有关政策（精选9篇）

1.电价管理有关政策 篇一

国家发展改革委关于扩大脱硝电价政策

试点范围有关问题的通知

发改价格[2012]4095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、内蒙古电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投、神华集团公司：

为加快燃煤机组脱硝设施建设，提高发电企业脱硝积极性，减少氮氧化物排放，促进环境保护，决定进一步加大脱硝电价政策试行力度。现将有关事项通知如下：

一、扩大脱硝电价试点范围。自2013年1月1日起，将脱硝电价试点范围由现行14个省（自治区、直辖市）的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组。燃煤发电机组安装脱硝设施、具备在线监测功能且运行正常的，持国家或省级环保部门出具的脱硝设施验收合格文件，报省级价格主管部门审核后，执行脱硝电价。脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱。

二、脱硝电价资金暂由电网企业垫付。发电企业执行脱硝电价后，电网企业增加的购电资金暂由其垫付，今后择机在销售电价中予以解决。

三、加强对脱硝电价政策执行的监管。各省、自治区、直辖市价格主管部门要及时对已安装脱硝设施的燃煤机组执行脱硝电价，调动发电企业脱硝积极性；会同有关部门加强对发电企业脱硝设施运行情况的监管，督促发电企业提高脱硝效率。同时，要注意总结脱硝电价政策实施情况，妥善处理出现的问题，并及时向我委报告。

国家发展改革委

2012年12月28日

2.电价管理有关政策 篇二

如果从1985年国务院批转国家有关部门出台的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》算起, 这些年来国家为了充分发挥电价的经济杠杆作用, 先后制定并修改完善目录电价政策、还本付息电价政策、燃运加价政策、电力建设基金政策、经营期电价政策、标杆电价政策、竞价上网政策、煤电价格联动政策、节能环保电价政策等几十种。这些政策的陆续出台, 标志着我国建立起了比较完善合理的电价管理机制, 带来了电力企业翻天覆地的巨大变化, 基本上摆脱了计划经济的束缚, 开始向市场经济迈出了坚实的步伐。我们必须充分注意到电能商品的特殊性和电价的特殊性, 电价改革既要有利于电力企业自身的健康、协调、可持续发展, 又要有利于充分发挥市场资源优化配置的作用;既要依靠政府对垄断环节发挥监管作用, 又要依靠市场力量来解决电价改革中存在的问题。

《中华人民共和国电力法》规定了制定电价的基本原则, 就是“应当合理补偿成本, 合理确定收益, 依法计入税金, 坚持公平负担, 促进电力建设”。由于电力企业属于社会公益性企业, 电网销售电价不宜定得过高, 要充分考虑供需关系、自然资源、时间、季节、历史、政策等因素对电价的影响作用, 所以, 制定电价一是要以电能的价值为基础, 必须满足电力企业合理的成本需要, 具有简单再生产和扩大再生产的能力;二是应有利于贯彻国家的能源方针, 通过经济杠杆促进电能的合理使用;三是应适应国家在不同时期的方针政策;四是应使客户公平合理负担电力成本, 便于客户接受和实施;五是便于计量和抄表、收费。

我国现行的电网销售电价一般可分为照明用电电价 (包括居民生活电价和商业及非居民生活电价) 、非工业用电电价、普通工业用电电价、大工业用电电价、农业生产电价、趸售电价及农业排灌用电电价等七大类。电价管理是基层供电企业市场营销的一项常态化的工作。作为基层供电企业从事电价管理的工作人员必须吃透电价政策, 更好地理解和掌握国家的电价政策, 才能坚定不移地把执行电价政策当成电价管理的第一要义。

在执行电价政策, 加强电网销售电价管理中, 主要要做好以下工作。通过客户档案、抄表台账、电费台账及发票存根, 对客户销售电价执行情况经常进行核实。营销部门、营业窗口及各相关岗位要存有电价执行文件的有效版本, 并以此为依据, 确定客户电价执行标准, 同时要做到:一是避免出现电价政策掌握不准、客户类别盘点不准、为个人谋私利等违反电价政策的情况, 坚决抵制部分职能部门要求供电企业代收费用的不合理要求, 严格按国家规定的范围做好代收代征费的收取与上缴工作;二是严格控制营销技术支持系统中核定、修订电价的权限;三是业扩报装时, 准确界定客户用电性质, 正确执行国家电价政策;四是客户业务变更时, 及时核定电价是否需要随之变更;五是开展用电检查工作, 检查客户用电性质与电价类别是否相对应;六是定期开展营业普查, 全面核对客户电价执行类别;七是日常抄、核、收管理中, 确认电价的执行是否正确。

笔者根据多年从事电价管理稽查工作的体验认为, 当前基层供电企业执行销售电价政策不到位的情况, 主要表现在变更客户用电性质或核定用电比例上。由此而组织的电价稽查, 正是要尽力消除这些差错, 确保国家规定的电价政策执行到位。

电价稽查的重点, 一是要放在用电能量突然增加的居民客户。居民客户用电能量突然增加, 可能是居民生活用电改为商业用电或其他用电以后, 由于用电装接容量增大和用电时间增加而造成的。二是要放在有多种电价的客户。客户一家有多种用电类别, 有的分开安装电能表, 也有的难以按电价类别分别装设电能表, 仅装设总电能表, 然后按其不同电价类别的用电设备容量的比例和用电时间, 确定不同电价类别的用电能量分别计算电费。随着时间的推移及客户用电结构的变化, 其用电比例有可能会发生变化, 为此, 要根据实际用电变化情况进行修订。按照《供电营业规则》的规定要求, 供电企业每年至少对客户用电比例核定一次。

3.电价管理有关政策 篇三

关键词：电力；管理；关系；经济运作；电价政策

引言

经济的发展是社会永恒的的主题，“楼上楼下，电灯电话”的时代也早就实现，并且实现了质的超越。如今，电力充斥着我们的生活，扮演着如水，粮食等的必需品的角色，因此，电力经济便成为一门学问，当然，电力经济运行管理是很多因素共同作用的结果，但是电价政策是其中重要因素之一，我们必须深入对其进行研究，使政策促经济，经济回馈百姓。

1 有关电力经济运行的概述

1.1 电力经济的是典型的经济形式

根据电力科技高速发展和具有的非凡潜力，电力所附带的潜在价值也很客观。具体来说，电力单位的发展所带来的收益呈现抛物线的趋势，这是因为，电力的生产面积基本保持着不断扩张的状态，简言而之，电力经济属于非常典型的经济。

1.2电价对电力资源的使用产生影响

电力几乎成为我们共同的消费品，但却存在供和求有出入的现象。有些地区需要电，但是由于技术和地理位置等客观因素导致电力未必能正常供应，并且因为不能人人掌握，需要专业人士专业设备的配合，使用电所要支付电价也是无可厚非的，众所周知，电价有着一定的弹性。在价位产生变动的同时，需求量也会随之产生相应的变动。电价高的时候，人们自然就会降低对空调等大功率电器的使用。电价低的时候，人们会相对大方的使用电器变得“不再吝啬”，这是符合经济学原理的现象。

2 电力经济运行的具体特征

我国目前电力经济运作已经步入规模经济的层面。从价格弹性角度看，电力不仅是社会公共元素也已成为必需资源，其价格必然要有一定的弹性，来满足不同使用者的需求，这就需要政府的统筹管理了。然而电充斥我们的生活，有些可以节约，有些必要的使用，就算价格高但为了生活我们也不能放弃使用，这也是目前我国电力经营的明显垄断局面。就比如省级或者市级的区域内，只有唯一一个电力供应企业，并且由于电本身的特性导致没有相近的替代品，其他企业进入此市场极为困难甚至不可能。政府特许一个地区只存在一个供应系统造成了“一人独霸”的局面，并且从事电力产业需要庞大的资金，普通的企业难以做到。

3 目前实施的电价政策及其弊端

3.1关于大工业电价的构成

大工业电价=基本电价+电度电价+力率调正电费。基本电价是以用电容量为基础进行基本计算的；电度电价更为直接的用电表数计算；力率调正电费是根据不同的用户统计他们相对的力率水平而在数值上进行加减。并说明基本电费的计算可按用户变压器容量或者最大需量计算，另外对最大需量的核准计算标准也做了具体的规定。

3.2关于大工业电价政策的弊端

（1）对大工业用户所采用的两步电价政策并不利于对电力能源的长期节约使用。这因为两步电价中的基本电价计算是按用户设备容量计算的，这会驱使用户因为贪图利益而是变压器超负荷运转，这样不仅影响变压器的使用寿命更是存在巨大的安全隐患，而且对节约电力没有任何有益之处。

（2）在计算基本电价时，规定是按照变压器容量或者也可以选择最大需量为计算依据统一计算，另外对最大需量的核准计算标准也做了具体的规定，但毕竟权限规定的并不算明确，加上企业改革在市场经济下，企业为了追求利润最大化会间接伤害用户的利益，为了中和双方的矛盾点，就必须改革电价制度。

（3）目前实施的电价政策虽然比起以往有很大改善，开始实行分时计价。但我们并不能选择在电力供应压力缓解时申请实行分时计费方法，还是在电力供应紧张时拒绝这种方法，所以用户不能按照自己的意愿开展有效的计划用电。这样经常导致电网峰谷昼差过大、负荷率偏低，最终导致发供电设备的利用效率较低，整体成本加大，并不利于整个社会的经济增长。

4 电力经济运作管理与电价政策的联系形势和实施对策

4.1电力经济运作管理与电价政策的联系形势

（1）长期一成不变的电价政策已经不能适应电力企业市场的发展需求。虽然电力市场化的改革已经拉开帷幕，但是我国目前实施的电价政策受计划经济时代的电价政策的影响依然很大。从电价的形成机制来看，因为现在使用的电价形成方法基本延用了1953年以来的计价与调价统一的办法，电力企业已经从计划经济向市场经济迈进，而电价政策却保持长期基本不变，无法适应市场需求，导与电力企业经营管理明显不匹配。概括的说，电价政策已经不能适应电力企业市场化的发展要求。

（2）任何时候基本电价都是核心问题，也是电力企业如果想长远发展都必须面对的一个重要问题，它是电力资源的客观反映。国家政府部门规定供电部门和用户双方要把成本分开承担，减少压力，也体现了市场公平的原则，但实际上实施与政策大相径庭，用户几乎承揽了所有的这方面损失。

（3）目前实施的分时计价方法导致电力企业经营管理处于被动地位。我们并不能选择在电力供应压力缓解时申请实行分时计费方法，还是在电力供应紧张时拒绝这种方法，主要原因是实行分时计价会导致企业整体配网线路需更精细的设计，而完善这些设施，直接导致成本过高，这并不符合供电企业利润最大化的原则。

4.2为了使电力经济运作管理与电价政策关系更好发展的措施

（1）调整电力经营管理策略、加大电价政策完善进度。为了适应电力市场化发展的需求，电价政策并没有太大的變化，因此，改革的方向应该从自身经营管理的角度出发，保持政策适应现实，改变管理方法，加大改革力度，适应局势发展，使电价政策更能服务于社会。

1）调整企业经营管理策略是指从电力企业经营管理的角度，不能大幅度调整电价就在经营的理念、经营的方式和方法、以及营销建设等方面着力，更大程度的适应电力市场经济的发展要求。

2）加大电价政策完善进度是指虽然目前大体经过市场化改革之后，但电力供应企业仍然是国家垄断的形势，民营企业和外企都没有资格进入国内市场，这是国家政策的强制规定，这种政策是一把双刃剑，虽然能很好的控制电力资源的合理利用，另一方面使电力企业缺乏竞争意识，不满足市场经济的整体要求，当然，在这种情况下，垄断的电力企业对电价政策影响力很大，为了更好地发展，企业应当合理利用这种效力推动市场电价政策形成与成熟。

（2）鼓励发现企业的内部潜力、推动基本电价价格机制的完善

1）鼓励发现企业的内部潜力是指由于电力企业经营管理成本比较高，压在企业身上的负担迫使企业深度认识自己开发自己所具有的潜力，主要从以下几个让面着手：第一实行“精兵简政”，减少不必要人员的任职，提高人员的利用效率，精简企业部门，使各个部门各司其职并相互支持，成立自负盈亏的市场经营主体，从而深化电力企业组织机构改革；第二，加强内部成本控制，减少经营上不必要的支出，正确理解成本与收益的关系，努力加大自身的价值。

2）推动基本电价形成机制的完善是指就目前的状况而言，仔细分析电价政策中的细微之处，力求清楚明白其中关于具体范围的细节，本着公平与发展的原则平衡电力企业与用户的支出与利益。

5 结束语

电力企业是我国目前重要的基础企业之一，并且将一直保持重要地位，也是国家的垄断企业，对我国经济的发展、社会的稳定和人民的正常生活都有重要的影响和深远的意义。国家目前实施的电价政策严重影响着电力企业经济的运行，加强电力经济运行管理与电价政策关系的研究不仅有意义也很有必要的。

参考文献：

[1]杜明，舒广奇，郑能洁.电力需求侧管理在电力客户服务中的应用[J].重庆电力高等专科学校学报，2013.

4.居民阶梯电价政策 篇四

居民阶梯电价政策

改革开放后，国家为照顾低收入者，采取低价政策，每次调整电价时，总是居民电价不调或少调，结果造成居民电价严重偏低，即低于工业电价和商业电价。其结果是高收入者用电量多，享受的补贴多。为了促进资源节约和环境友好型社会建设，引导居民合理用电、节约用电，有必要对居民生活用电实行阶段电价。

实行阶段电价的根本目的就是为了建立一种居民生活电价走向合理化的机制，做到既不使贫困用户增加电费负担，又使富裕户支付合理的电费，有助于电力企业改善经营状况，达到合理用电、节约用电。

5.关于完善居民阶梯电价政策的建议 篇五

摘要：自2012年以来，居民阶梯电价实施已五年，实施的效果如何，是否达到预期的目标，需要加以评估。本文以江苏省为例，对居民阶梯电价的实施情况进行简要分析，结合当前电力经济形势，提出完善居民阶梯电价有关政策的合理化建议。

关键词：居民阶梯电价；电价机制；建议

一、居民阶梯电价政策的涵义

所谓阶梯电价，是指对用户消费的电量分段计价，电价随电量增加呈阶梯状变化。基于不同的价格变动方向，阶梯电价可分为阶梯式递增电价或阶梯式递减电价。递增式阶梯电价随用电量增加逐段上升。而递减式阶梯电价则是随用电量增加逐段下降。居民阶梯电价是一种先进的电价制度，在不同的市场环境下应选择不同的形式――递增式或递减式。

20世纪70年代能源危机时期，美国和日本等经济发达国家由于石油等一次能源价格暴涨导致电力的燃料成本猛增，电力供应严重紧缺，为促进能源节约，开始实行居民阶梯式递增电价制度。而递减式阶梯电价则通过鼓励电力消费，在电力供给过剩的条件下，有效缓解电力供给矛盾，增加电力企业收入。在开展电力零售市场竞争的国家或地区，如英国和美国的德克萨斯州，零售商为了争取市场份额则采用阶梯式递减电价制度。

二、江苏居民阶梯电价政策实施的基本情况

我国从2012年开始全国试行居民阶梯递增电价。根据国家发展改革委《关于居民生活用电实行阶梯电价的指导意见》（发改价格[2011]2617号）和江苏省物价局《关于试行居民生活用电阶梯式电价的通知》（苏价工[2012]182号）精神，江苏省自 2012年7月1日起执行居民阶梯电价，是全国第一批公布该方案的省份之一。江苏方案中电量分档及加价标准为：居民月用电量分为三个档次，第一档为230度及以内，维持现行电价每千瓦时0.5283元标准；第二档为231度-400度，在第一档电价的基础上，每度加价0.05元；第三档为高于400度部分，在第一档电价的基础上，每度加价0.3元。居民家庭户籍人口达5人（含5人）以上的家庭，每月增加100度阶梯电价基数。居民阶梯电价按年为周期执行。

2012-2016年江苏城乡居民生活用电年均增速8%，居民用电量稳步增长。2016年江苏城乡居民生活用电量为6195394万千瓦时，同比增长17.07%。全省执行阶梯电价的居民户数3390万户（含空关户、低保户等），其中用电量在第一阶梯户数2726万户，覆盖面为80.42%；第二阶梯户数497万户，覆盖面为14.67%；第三阶梯户数167万户，覆盖面为4.92%。一档上限满足80%用户用电需求，二档上限满足95%用户用电需求。但省内13个市受地区经济发展水平等因素影响，各档电量用户占比有所不同。其中，苏州、南京、无锡、常州四市一档上限分别仅满足67.88%、70.62%、74.92%和77.28%的用户用电需求，没有覆盖80%的居民用户用电需求，致使四市居民意见较大，要求调整基数。

三、完善居民阶梯电价政策的有关建议

居民阶梯电价政策的制定和调整事关千家万户、影响面广、意义重大，既要符合国情省情，又要保障民生，引导居民合理用电，需深入调查研究，认真总结经验，科学合理制定，不断完善方案，提出如下建议：

一是调整居民阶梯电价政策。电气化水平是衡量一个国家现代化程度的重要标志，电能占终端能源消费的比重是衡量电气化水平的重要指标之一，电气化水平提高有助于提高能源利用效率，节约能源资源。而我国居民阶梯电价政策核心理念是“多用电多付钱”原则，对“用电大户”实行高价政策，通过价格杠杆，抑制居民用电需求，对第三阶梯用户实行惩罚性高电价，不利于刺激消费、拉动需求，与国家“稳增长、促改革、调结构、惠民生”的政策相悖。

截至2016年底，江苏电力装机容量突破1亿千瓦，电力供需形势总体宽松，2016年江苏全社会用电量5459亿千瓦量，同比增长6.73%。江苏“十三五”规划纲要指出，要率先全面建成小康社会，着力建设经济强、百姓富、环境美、社会文明程度高的新江苏，提升新型城镇化和城乡一体化发展水平。随着我省城镇化率和居民生活水平的不断提高，电气化水平上升、居民家庭用电量稳步增加，是一个普遍的客规规律。建议转变电价政策制定指导思想，取消惩罚性居民阶梯电价政策。

二是调整以省为单位的阶梯电量执行方案，细化各市居民阶梯电价的电量分档标准。国家对于阶梯电价起步阶段的指导性方案要求阶梯电价政策以省为单位执行，且第一档电量覆盖80%居民用户月均用电量需求。但江苏各地市经济发展水平不同、气候和地理环境不同、居民消费习惯不同，居民用电量差异较大。2016年，苏州最高，全市居民生活用电超过100亿千瓦时；镇江最低，只有26亿千瓦时，两者相差近四倍。全省实行统一的电量档位标准忽视了地区间的差异，使得经济发展水平高的大中城市居民用电电量标准设置偏低，第一档电量没有覆盖80%居民用户月均用电量需求。建议调整以省为单位的阶梯电量执行方案，避免“一刀切”。根据不同地区之间经济发展水平、气候环境条件等差异情况，因地制宜、细化各市居民阶梯电价的电量分档标准，以符合各地客观用电要求。

三是将居住证人员统计至家庭用电人口数，真正体现公平、合理的原则。现阶段我省居民阶梯电价实施方案，是以居民家庭户籍为依据确定基本用电量，且居民家庭户籍人口达5人（含5人）以上的家庭，每月增加100度阶梯电价基数。这种方式直观便捷，易于操作，但忽视了跨省、跨市流动人口大量存在，虽人户分离但同样是电力消费主体这一事实，与实际家庭用电人口数不符，造成部分居民没有第一阶梯电量计划的不公现象。建议随着我国户籍管理制度的不断完善，对流动人口统计的不断细化和信息数据共享的逐步实现，进一步完善居民阶梯电价实施政策，将持有居住证人员纳入家庭实际用电人口数，使其更加体现公平、合理的原则。

四是加快推进电力市场化改革，进一步理顺电价形成机制。截至2016年底，江苏装机总容量10148.13万千瓦，其中，燃煤火电装机总容量7447.92万千瓦，占比73.39%。江苏的电源结构目前仍以燃煤火电为主，煤价的变化直接影响到燃煤电厂的发电成本。自2004年国家建立煤电价格联动机制以来，政策数次调整、不断完善，缓解了部分煤电价格矛盾，但也存在终端销售电价、上网电价与煤炭价格之间的联动机制运行不畅，不能及时、足额地疏导煤电价格矛盾的问题。另一方面，销售电价是电网经营企业对终端用户销售电能的价格，由购电成本、输配电价、电网损耗和政府性基金及附加等组成。居民生活用电是销售电价的一种，目前采用政府管制模式，由省级价格主管部门申报，国家发改委审批后执行。煤价的变法无法直接传导到终端销售电价，居民用电价格并非供电成本的真实体现。建议加快推进电力市场化改革，不断完善煤电联动机制，合理核定输配电价，进一步理顺电价形成机制，不断解决制约我国电力行业发展中的深层问题。

参考文献：

6.电价管理有关政策 篇六

琼价价管[2009]84号

各市县物价局、洋浦经济发展局，海南电网公司，各有关企业：

为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，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，现将海南电价调整有关问题通知如下：

一、适当调整上网电价。

（一）为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况的变化，适当调整燃煤机组标杆上网电价水平。海南统调燃煤机组标杆上网电价（含税，下同）每千瓦时提高0.0032元，即由0.4368元/千瓦时调整为0.44元/千瓦时。

（二）为解决水电企业经营困难的问题，适当提高水电上网电价。大广坝、牛路岭水电站上网电价每千瓦时分别提高0.01元、0.02元，即大广坝水电站上网电价每千瓦时由0.38元调整为0.39元，牛路岭水电站上网电价每千瓦时由0.26元调整为0.28元。小水电上网电价每千瓦时0.26元及以下的提高到0.27元，上网电价每千瓦时0.28元的提高到0.29元。

二、根据可再生能源发展需要，按照国家发改委的统一部署，将可再生能源电价附加由每千瓦时0.2分钱提高到0.4分钱。

三、销售电价每千瓦时提高0.2分钱，暂用于解决电网企业“一表一户”改造投资还本付息等问题。

四、适当调整海南电网销售电价。

为解决2008年8月火电上网电价上调2.5分及上述一至三项电价调整对销售电价的影响，海南电网销售电价平均水平每千瓦时提高3.45分钱，并适当调整销售电价结构，我省销售电价调整如下：

（一）居民生活用电价格保持不变。

（二）“工商业及其他”电度电价每千瓦时提高0.036元。

（三）适当提高基本电价，100千伏安及以上工商业及其他用电容量电价由23元/千伏安?月提高到26元/千伏安?月，最大需量电价由33元/千瓦?月提高到38元/千瓦?月。变压器容量在100千伏安以下的实行单一制电价，不收基本电费。

（四）适当调整销售电价结构。

1.各类学校仍执行居民生活用电价格不做调整。

2.原执行居民生活用电的党政军机关以及医疗机构、财政拨款的事业单位的办公场所用电调整执行工商业及其他用电，并相应提高其电价标准，即不满1千伏每千瓦时0.66元、1千伏及以上每千瓦时0.64元。居民生活和办公场所用电合表的单位应分表安装，将居民生活用电与办公用电分开计量。

3.将水产养殖、果蔬冷藏等行业调整实行农业生产用电，执行单一制电价，不收基本电费，并相应调整其电价标准，即不满1千伏每千瓦时0.71元、1千伏及以上每千瓦时0.68元。

（五）根据国家发改委部署，我省大型化肥企业用电基本电价执行目录电价，即容量电价为26元/千伏安?月，最大需量电价为38元/千瓦?月；电度电价在现行标准上按工商业提价水平同步上调，即电度电价由每千瓦时0.517元提高到0.553元。

（六）销售电价调整后，同步相应调整峰谷电价水平，我省的峰谷电价基本政策不变。调整后的海南电网具体销售电价见附件。

五、以上电价调整自2009年11月20日起执行，其中，电力用户11月20日后的用电量，可按对应抄表周期内日平均用电量乘以应执行调整后电价的天数确定。

7.电价管理有关政策 篇七

为补偿发电企业因电煤价格上涨而增加的发电成本,缓解其经营压力,保障正常的电力供给,国家发展与改革委员会于201 1年5月上调了陕西、山西等15个省(市)的火电企业上网电价。同时,为了引导居民合理用电,提高终端能源利用效率,国家发展与改革委员会于2012年7月在全国范围内推行了居民阶梯电价。作为直接利益相关的市场主体,也是连接发电企业和电力用户的枢纽,供电企业的经营面临着更大挑战和更多不确定性。

目前已有研究报告表明居民阶梯电价的推行提升了供电企业的售电收益[1],但能否弥补由于上网电价上涨而增加的购电成本却是尚未解决的一个难题。文献[2]从供电企业销售、经营、管理等方面定性地分析了阶梯电价对供电企业的影响。文献[3,4]对供电企业的购电成本进行了研究。文献[5]指出供电企业的盈利来源于销售电价与购电成本之差。现有研究缺乏对新电价政策下从购、售两端对供电企业经济效益进行定性的评估。

本文从经济学的角度入手,假设电力为普通商品,供电企业的经济收益来源于售电收益及购电成本之差,供电企业购电量由售电量决定,售电量由消费者对电力的需求量决定,消费者对电力的需求量由消费者的购买意愿以及支付能力决定。消费者对电力的购买意愿来源于消费者偏好;消费者的支付能力受到消费者的收入约束[6]。基于上述假设,本文使用经济学中的效用函数对阶梯电价实施后的居民电力需求量进行预测,其次根据不同条件下居民家庭的反应及不同档次的阶梯电价来评估供电企业售电量、售电收益的变化,然后根据售电量的变化及调整后的上网电价对供电企业的购电量、购电成本进行评估,最后综合考虑供电企业的售电收益及购电成本的变动,对新电价政策下供电企业的经济效益做出分析。此外,本文利用上述方法对西北某省供电公司在新电价政策下经济效益的变化进行了量化评估,验证了本文提出方法的有效性。

1 阶梯电价政策下居民电力需求量预测

1.1 基本理论

从供电成本来看,在实施居民阶梯电价之前,我国居民电价一直处于相对偏低的水平[7],需要由其他电力用户来承担部分供电成本。阶梯电价的实施上调了部分居民生活用电电价水平,一方面可以在满足居民基本生活用电的基础上引导居民合理用电,适当体现资源的稀缺性;另一方面提高对供电企业供电成本、电表改造等方面支出的弥补,保证有序供电。

经济学中的效用理论认为,消费者行为的基本目的就是要获得最大限度的满足,即实现效用最大化。消费者实现效用最大化的均衡条件是:在既定的货币收入水平和商品价格的情况下,消费者花费在每一种商品上的最后一单位货币所提供的边际效用都相等。这就意味着在居民货币收入不变及其他商品价格不变的情况下,电价的上涨将会导致居民减少对电力的需求。

基于上述理论,可将不同档次的阶梯电价视为不同商品[8],分别求出居民在各档次电价上的电力需求量,然后将其相加得到总的电力需求量。

1.2 模型假设

通常情况下,影响居民电力需求量的因素很多,包括收入水平、电价水平[9]、消费者偏好、替代商品、气候条件等。本文假设:

(1)一定时期内,当地居民的收入水平保持不变。

(2)一定时期内,当地各类主要商品(包括电力替代商品)的价格没有出现激烈波动。

(3)一定时期内,当地电力供给保持稳定。

(4)一定时期内,当地气候没有出现明显变化。

(5)阶梯电价的设置满足居民基本生活用电需求。

1.3 模型的建立

阶梯电价将居民用电量划分为n个档次,可以看成是价格为pi的n种不同商品,每个档次的电力实际需求量为xi。此外,假设居民购买除电力以外的m种商品的价格分别为pj,每种商品的实际需求量为xj。根据效用函数,用每种商品的实际需求量与基本需求量(即满足基本生活的最低需求量)之差的对数来表示该种商品的效用。居民消费电力及其他商品的总效用函数U可以用式(1)和式(2)表示:

式中:a为某种商品的边际预算份额,即在满足基本消费需求后居民愿意追加于该种商品需求的比例;x表示某种商品的基本需求量。

居民的消费预算可用式(3)表示:

式中:M为居民家庭的消费总支出。

根据基本理论可知,居民实现效用最大化的均衡条件是消费各类商品的边际效用都相等,采用拉格朗日乘数法对式(3)进行求导,可得居民实现效用最大化的一介条件:

式中:λ是货币的边际效用,为一常数(效用理论假设货币的是一种边际效用不变的商品)。

由于每种商品的边际效用都是相等的,可将式(4)进一步改写为:

即:

对式(6)两边g求和,将式(2)、式(3)带入式(6)可得:

式(7)表示第k种商品的实际需求量,从式(7)可推导出某居民家庭在n个档次阶梯电价上的总用电量为

式中:为除电力消费之外的基本生活支出。

2 供电企业变化预测

2.1 售电收益变化预测

根据式(8)可以得到一个居民家庭在实施阶梯电价以后电力的需求量。由于每个家庭的消费预算及基本生活支出都是不同的,在对某地区实施阶梯电价以后所有居民电力需求量做出预测时,需要对不同条件的家庭进行划分。

假设某地区有N个家庭,按照家庭年收入将某地区城乡居民划分为S个等级,每个等级所占比率为rs,消费预算为Ms,除电力消费之外的基本生活支出为,则可将该地区实施阶梯电价后所有居民家庭的电力需求表示为:

阶梯电价的实施对象为居民家庭,因此可设除居民用户以外的其他电力用户的用电量不受影响。则供电企业售电量的变化等于该地区所有居民家庭电力需求量的变化ΔX,即

式中:X原、X阶梯分别为实施阶梯电价前、后供电企业对居民用户的售电量。

同理,实施阶梯电价后供电企业的售电收益的变化ΔI可表示为:

式中:I原、I阶梯分别为为实施阶梯电价前、后供电企业从居民用户中获得的售电收益。

2.2 购电成本变动预测

本文所描述的购电成本仅指供电企业购买电力商品按照既定上网电价所支付的费用,不考虑购电过程中的不确定因素。假设不同类型的发电企业供给的电力商品是无差别的,供电企业购买的电力商品中T种不同类型的发电企业供电比例为rt。由居民电力需求量变动引起的购电量的变动ΔQ可表示为:

式中:β表示配电网损。

供电企业购电成本的变动ΔC可表示为:

式中:Pt,原、Pt,调整分别表示第t类发电企业上网电价调整前后的电价水平。

2.3 经济效益变动评估

本文将电力视为普通商品,供电企业的经济收益只来源于售电收益与购电成本之差,在上网电价及销售电价都变化的情况下,从成本—收益的角度综合考虑供电企业的经济效益的变动ΔR情况,可用式(16)表示:

3 算例分析

3.1 概况

以西北某省为例,应用本文建立的模型对该省供电企业在新电价政策下的经济效益变动进行评估。国家发展改革委员会于2011年5月上调了该省燃煤机组的上网电价,其中,执行燃煤机组脱硫标杆上网电价及新投产且安装烟气脱硫设施的燃煤机组(含热电联产机组)上网电价调整为每0.397 4元kWh(原为0.3300元/kWh),未安装烟气脱硫设施的机组上网电价调整为0.382 4元kWh(原为0.315元/kWh)。此外,该省于2012年7月开始实施阶梯电价,阶梯电价分为3个档次,见表1。

据相关统计,该省2012年共有居民家庭985万户,按照收入可将其分为4个级别,各级别家庭的基本情况见表2。

3.2 模型求解

3.2.1 居民阶梯电价政策下居民电力需求量

文献[8,9]指出,3个不同档次电力商品的边际预算份额a1、a2、a3可分别取0、0.01、0.001。通过式(8)结合已知条件计算得到各级别居民家庭电力消费的情况,见表3。

从表3的结果可以看出,阶梯电价实施后各级别居民家庭的用电量都减少了,其中工薪家庭电力需求量降低的幅度最大。

3.2.2 供电企业售电量及售电收益

根据上述假设及条件,供电企业售电量的变化等于居民电力需求量的变化,按照式(11)、式(12)可计算得到供电企业的售电量减少了10.145 09×108kWh,但由于销售电价水平的提高,售电收入增加了129 394.1万元。

3.2.3 供电企业购电量及购电成本

居民用电一般用电电压较低,配电网损较高。该省居民用户平均配电网损为3%。根据式(13)及以上计算结果可得到供电企业购电量将减少10.458 85×108 kWh。

该省的电源结构以煤电为主,执行燃煤机组脱硫标杆上网电价及新投产且安装烟气脱硫设施的燃煤机组(含热电联产机组)供给电量占该省供电企业购电总量的55%,未安装烟气脱硫设施的机组供给电量占15%,其他占30%。按照类比的方法可认为由居民电力需求量变动引起的该省供电企业电量变动中各类型机组供给电量占购电总量的比例是不变的。根据式(14)及以上计算结果可得供电企业购电成本将增加144 889.9万元。

3.2.4 供电企业经济效益变化

根据式(16)及以上计算结果,可计算得到新电价政策下该省供电企业经济效益减少了15 495.8万元。

3.3 结果分析

(1)阶梯电价的实施起到了明显的节电效果,减少了居民的用电量,引导居民合理用电。由于阶梯电价能够满足居民基本生活的用电需求,贫困家庭的电量需求量几乎没有受到阶梯电价的影响;从经济学的角度来看,工薪家庭及中产阶级家庭电力需求量降低的幅度较大是由于电力消费的边际效用下降较快;对于富裕家庭,增加的这部分电力消费对其正常生活几乎没有影响。

(2)实施阶梯电价后,居民用户的用电量减少,引起供电企业的售电量下降,但由于阶梯电价提高了部分居民用电电价水平,供电企业的售电收益反而增加了。

(3)由于售电量的减少,供电企业的购电量也随着减少,但由于上网电价的上调幅度比购电量减少的幅度大,所以在购电量减少的情况下购电成本仍然增加了。

(4)阶梯电价的推行虽然提升了供电企业的售电收益,但只部分弥补了由于上网电价上涨而增加的购电成本。

总的看来,实施阶梯电价以后,居民总用电量下降了,减少了供电企业的售电量,但由于销售电价水平的提高,弥补了供电企业由于售电量下降减少的收入,并略有增加;但由于上网电价上调的幅度较大,在购(售)电量减少的情况下供电企业的购电成本增加了。综合考虑阶梯电价带来售电收入的增加与上网电价引起购电成本的增加的情况,供电企业的经济效益是减少的,这为供电企业的经营带来了一点的难度。

4 结论

8.电价管理有关政策 篇八

笔者在日常工作中收集整理了大量基础资料,对此进行浅显的分析探讨,并对政策推行中遇到的问题提出了一些初步的看法。

1 政策背景

四川电网从八十年代在销售侧开始推行丰枯电价,九十年代初执行峰谷电价,在德阳电业局供区内的广汉市试点,并逐步扩大试点内容和范围。1992年,当时的四川省电力局颁布了《四川电网丰枯峰谷调峰电价试行办法》(川电财【1992】119号)。1998年四川省物价局、四川省计划委员会、四川省经济贸易委员会、四川省电力局、四川省水电厅、四川省财政厅、四川省国税局联合下文,转发国家计委计价格[1998]1802号《四川省电网丰枯、峰谷电价暂行规定》。该规定确定了丰枯峰谷电价的基本政策,扩大了四川电网销售侧丰枯峰谷浮动电价的执行范围,加大了峰谷电价浮动的比例,再次明确了四川电网上网侧和销售侧同时执行丰枯、峰谷电价的政策。

2 政策执行效果

某年某电业局销售电量中,因执行丰枯电价增加的收入为5255.68万元,因执行峰谷电价减少的收入为8516.56万元,丰枯峰谷品迭收入为-3260.88万元。这是不是说明某电业局执行丰枯峰谷电价政策带来了利润的亏损呢?不能简单的这样下结论。一方面是因为执行调峰电价政策刺激了售电量增长;另一方面四川电网的丰枯峰谷电价政策是上网侧和销售侧同时执行的,在销售侧丰枯峰谷品迭收入出现红字的同时,上网侧的购电费品迭支出也在同样下降。

为了进一步对政策的执行效果进行说明,笔者收集大量案例对实行效果进行了比对。将丰枯峰谷电价使用于不同用电类别、不同企业用电对电力企业产生毛利影响分析如下。需要说明的是:

(1)为了简化计算过程,在分析利润影响时,本文忽略了线损的影响,直接认定针对某一用户分析时,上网侧电量等于销售电量。

(2)某年上网侧(网供电)平水期平段电价为0.2682元/千瓦时。

实例分析一

普通大工业的影响(以某机械厂为例)

某机械厂为某电业局一大宗用电客户,主营机电设备制造、工矿设备生产、电站技术改造等,110千伏供电,装见容量为26000千伏安。某年该厂全年用电量为4734.81万千瓦时,其中丰水期用电量为1907.97万千瓦时,占总用电量的40.30%,枯水期用电量为2000.87万千瓦时,占总用电量的42.26%。全年高峰用电量为1702.16万千瓦时,占总用电量的35.95%;低谷用电量为1387.24万千瓦时,占总用电量的29.30%。

该厂并没有很着重考虑利用丰枯峰谷政策来调节用电成本,只是因为生产计划安排,造成枯水期、峰段等高电价时段用电较多。全年因执行丰枯峰谷电价造成电力企业增收186.18万元,上网侧购电成本增加108.93万元,品迭增加利润77.25万元,影响单位电量销售毛利增加0.01632元/千瓦时。

实例分析二

高耗能企业的影响(以某磷化工厂为例)

某磷化工厂是我局什邡供电局一黄磷生产企业,主要产品为黄磷,正常生产时,年产量在1万吨以上,35千伏供电,装机容量为14000千伏安。某年该厂全年总电量为6288.07万千瓦时,丰水期用电量为2353.07万千瓦时,占总电量的37.42%;枯水期用电量为2039.81万千瓦时,占总电量的32.44%。全年高峰时段用电量为916.17万千瓦时,占电量的14.57%;全年低谷时段用电量为3577.98万千瓦时,占总电量的56.90%。

对黄磷生产企业而言,电费支出是企业的主要成本之一。四川电网近几年来相继取消了原来对高耗能企业的优惠电价政策,高耗能企业不得不更多的利用丰枯峰谷电价政策降低电费支出。该厂较好的执行避峰生产的用电策略,大量在谷段用电,全年因执行丰枯峰谷电价造成电力企业减收587.27万元,上网侧购电成本减少370.68万元,品迭减少利润216.59万元,影响单位电量销售毛利下降0.03519元/千瓦时。

实例分析三

电石企业的影响(以某公司电石生产用电为例)

某公司是某电业局一氯碱、电石生产用电客户,主营各型PVC树脂、液体烧碱、固体烧碱,其电石生产主要是为了满足PVC树脂的生产,35千伏供电,电石生产容量为11300千伏安,正常生产时,电石年产量约2万吨。某年,该厂电石生产用电量为6155.75万千瓦时,其中丰水期用电量为3158.44万千瓦时,占总用电量的51.31%,枯水期用电量为1345.72万千瓦时,占总用电量的21.86%。全年高峰用电量为2042.46万千瓦时,占总用电量的33.18万千瓦时;低谷用电量为2097.96万千瓦时,占总用电量的34.08%。

该厂对丰枯峰谷电价政策的使用主要侧重于丰枯用电方面,峰谷用电相对比较均衡。全年因执行丰枯峰谷电价造成电力企业减收34.73万元,上网侧购电成本减少21.60万元,品迭减少利润13.13万元,影响单位电量销售毛利下降0.00213元/千瓦时。

实例分析四

氮、磷、钾及复合肥生产企业的影响(以某集团公司为例)

某集团公司是某电业局一化肥生产用电客户,主营各类氮、磷、钾及复合肥的生产,110千伏供电。某年,该厂生产用电量为35988万千瓦时,其中丰水期用电量为15710万千瓦时,占总用电量的43.65%,枯水期用电量为14685万千瓦时,占总用电量的40.51%。全年高峰用电量为11712万千瓦时,占总用电量的32.54%;低谷用电量为12341万千瓦时,占总用电量的34.43%。

该用户的用电特点在于:各个季节性用电类别中的时段用电比例都比较均衡,具体情况见下表。

全年因执行丰枯峰谷电价造成电力企业增收237.06万元,上网侧购电成本增加247.23万元,品迭减少利润10.17万元,影响单位电量销售毛利下降0.00028元/千瓦时,影响可以说十分微小。

实例分析五

对商业用电的影响(以某市某实业有限公司为例)

某市某实业有限公司是某电业局供区内一百货公司,10kV供电,主营超市、餐饮等。某年该公司全年总电量为512.86万千瓦时,丰水期用电量为261.31万千瓦时,占总电量的50.95%;枯水期用电量为159.15万千瓦时,占总电量的31.03%。全年高峰时段用电量为194.42万千瓦时,占电量的37.91%;全年低谷时段用电量为20.97万千瓦时,占总电量的4.09%。

全年因执行丰枯峰谷电价造成电力企业增收86.15万元,上网侧购电成本增加29.74万元,品迭增加利润29.74万元,影响单位电量销售毛利上升0.10999元/千瓦时,为所分析几类用户中影响最大的。

3 分析结论

根据对大量案例的分析,笔者得出以下初步结论:

(1)电力企业执行丰枯峰谷电价政策对利润的影响不能一概而论,应该根据供区内用电结构和用户对丰枯峰谷政策的使用情况具体分析;

(2)如果企业丰枯、峰谷用电较为均衡的话,执行丰枯峰谷电价政策对电力企业的利润基本没有什么影响;

(3)由于时段用电调节比例大于季节性用电调节比例,企业对峰谷时段用电的调节对电力企业利润的影响大于对丰枯用电的调节;

(4)高电价用户执行丰枯峰谷电价政策对电力企业单位利润的影响大于低电价用户,尤其是自身经营需要无法进行避峰调节的商业用电等。

总体而言,丰枯峰谷政策的执行旨在引入全面的市场管理机制,调动用电客户合理用电,优化用电结构的积极性,对企业经营的利润影响在均衡执行的情况下影响不大,但对用电企业有效降低电本,让利社会,倡导节约性社会的建设具有不可抹灭的作用与意义。

9.电价管理有关政策 篇九

告》（2008年第7号）

国家电力监管委员会监管公告

2008年第7号（总第10号）

为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方合法权益，促进可再生能源发展，依据《可再生能源法》、《电力监管条例》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25号令）、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等相关规定，2008年6～11月，电监会组织各派出机构在全国范围开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006年1月1日至2008年8月）专项检查。根据检查情况，形成本报告，现予公布。

一、基本情况

本次检查涉及全国（除西藏）30个省、自治区、直辖市约576家电力企业。其中，电网企业126家，包括：各区域、省级电网企业及其调度机构36家，省级以下电网企业90家；发电企业约450家，包括：华能、大唐、华电、国电、中电投、长江电力、国开投、国华电力、华润电力等中央发电公司所属可再生能源发电企业和其他地方可再生能源发电企业。

本次检查，首先由电监会各派出机构组织全国30个省份的电网企业及其调度机构、可再生能源发电企业开展自查。在此基础上，采取召开座谈会和实地察看等方式对104家电网企业和241家发电企业进行了重点检查和抽查。自《可再生能源法》实施以来，全国可再生能源发电装机容量和发电量逐年增长。据本次检查统计，截至2007年底：全国可再生能源发电装机约为15494万千瓦，占当年全国总装机容量的21.6％。其中水电、风电、生物质能发电装机容量分别为14823、561、108万千瓦，分别占总装机容量的20.64％、0.78％、0.15％。全国可再生能源发电量为4825亿千瓦时，占当年全国总发电量的14.8％。其中水电、风电、生物质能发电量分别为4714、53.6、42.5亿千瓦时，分别占总发电量的14.4％、0.16％、0.13％。

自2005年底至2007年底：全国可再生能源发电装机增加了3631万千瓦，增长了30.6％，其中，水电、风电、生物质能发电装机分别增长了26.3％、444％、429％。两年来可再生能源发电装机占全国发电装机比例下降了1.37个百分点。全国可再生能源发电量增加了822亿千瓦时，增长了20.6％，其中，水电、风电、生物质能发电量分别增长了18.9％、268％、363％。两年来可再生能源发电量占全国发电量比例下降了1.23个百分点。

二、监管评价

从检查情况看，《可再生能源法》及其配套规章实施以来，可再生能源发电建设步伐逐年加快、发展环境明显改善。特别是《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等规章实施后，电网企业在可再生能源发电接入工程建设、上网服务、并网安全运行保障、电量优先调度、电价和附加政策执行、电费全额结算以及信息披露和报送等工作方面有较大提高，进一步促进了可再生能源产业的发展。

（一）可再生能源发展环境日趋改善

可再生能源一系列法规出台以来，电力企业对可再生能源开发与利用日益重视，依法发展和利用可再生能源的意识逐步增强。电网企业比较重视可再生能源的利用，制定相应措施和办法，尽可能多地收购可再生能源发电量，为可再生能源发电的发展创造良好条件。

（二）可再生能源发电配套电网规划及建设工作得到加强

电网企业能够配合政府有关部门做好可再生能源发展规划和研究工作，力求电网规划建设与可再生能源发电规划建设有机结合。例如：上海、江苏、宁夏等省市电力公司积极开展风力发电建设对电网影响等调研工作，形成了研究分析报告；安徽、上海等省市电力公司配合政府有关部门开展了生物质能、太阳能、潮汐能发展的规划编制和研究等工作；辽宁省电力公司完成了风电接入系统规划方案，并报东北电监局备案。

电网企业能够按照可再生能源发展规划及时建设、改造可再生能源发电配套电网设施，为可再生能源发电机组的电力送出提供必要的网络条件。东北、华中电网公司以及广东、贵州、辽宁、江苏、安徽、山西、陕西、宁夏等省电力公司抓紧做好可再生能源发电项目接入系统工程建设、调试、验收等工作，较好满足了可再生能源电量送出的需要。福建省电力公司实施了小水电电量上省级电网的战略性改造，安排新建或改造电网项目70项，总投资额达13.86亿元，解决了历史形成的130多万千瓦小水电上网容量受阻问题，提高了水能利用效率，水电送出基本不受限制，小水电业主对此反映良好。

（三）可再生能源发电量全额收购得到切实推进

电网企业能够按照示范文本与可再生能源发电企业签订《购售电合同》和《并网调度协议》，配合电力监管机构做好可再生能源发电机组并网安全性评价。北京、青海、浙江等省市电力公司通过开辟“绿色通道”、“一站式服务”等方式，建立了可再生能源发电项目并网申请受理、送出工程设计审查、并网协议签订等工作制度，有效提高了可再生能源发电项目并网工作效率；福建省电力公司专门针对地方中小型可再生能源发电企业制定了合同管理和并网调度规范等文件；甘肃、宁夏电力公司编制了可再生能源发电机组并网工作流程，积极为可再生能源发电机组并网提供技术服务和指导。

电网企业能够执行全额收购可再生能源电量相关规定，除不可抗力和影响电网安全稳定运行情况外，尽量避免由于电网调度因素导致可再生能源发电机组出力受限。南方电网公司及广东、广西、重庆等省市电力公司制定了节能发电调度、保证可再生能源全额上网的相关细则和办法。华东区域内各级调度机构在实践中摸索了一套保障可再生能源发电量全额上网的做法：风电、径流式小水电、太阳能、潮汐能根据来风、来水、日照、潮汐情况发电；生物质能发电机组根据发电原料来料情况调整发电量，在自愿的前提下参与调峰；安排有调节能力的小水电在不弃水的前提下参与调峰。南方电网公司所属各省级及以上调度机构充分考虑可再生能源发电季节性、间歇性特点，优化水火调度，合理编制发电调度计划，积极开拓低谷用电市场，加大省区间余缺调剂力度，不断提高可再生能源机组的发电利用小时，其中贵州电力调度通信局充分发挥梯级水库调节互补性，根据中短期天气预报，按不弃水或少弃水原则优化水电调度。华东电网公司充分发挥跨流域调节作用，积极组织协调上海、江苏、浙江等省市电力公司，按照年度计划消纳三峡、葛洲坝等地水电，并通过双边交易消纳四川低谷富余水电。浙江省电力公司合理安排省内火电机组出力，消化周边省份的丰水期水电，有效避免了水能浪费。湖南省电力调度中心根据气候与来水变化实施了较为科学的水电调度方案，甘肃省电力公司通过调整网内其他机组开机方式或出力曲线保证风电最大限度送出，宁夏电力公司将影响可再生能源发电的检修安排在发电负荷较低时期进行，有效保证了可再生能源发电量优先上网。

（四）可再生能源电价政策执行和电费结算情况趋于规范

电网企业能够按照价格主管部门批准的可再生能源发电项目上网电价和《购售电合同》约定的电费结算流程、计算方法、结算时间、结算方式等，与发电企业及时、足额结算电费。对政府价格主管部门尚未审批上网电价的可再生能源发电项目，多数电网企业能够先按临时结算电价与电厂结算，待电价批复后进行清算及退补电费。可再生能源电价附加征收、补贴、配额交易、可再生能源接网工程的补贴费用标准能够按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等有关规定执行，规范账户管理，按照文件要求参与配额交易。例如：青海省电力公司通过加强内部管理，大大降低了承兑汇票的比例；宁夏电力公司在可再生能源附加配额交易金额尚未到位的情况下，按照国家批复价格由电网企业垫支及时与发电企业结算电费。

（五）可再生能源信息披露和上报逐步规范

电力企业能够真实、完整地记载和保存可再生能源发电机组相关技术参数、可再生能源发电量、上网电量、电费及补贴结算情况等有关资料。部分电网企业能够按照有关要求及时将因不可抗力或者有危及电网安全稳定而未能全额收购可再生能源发电量的情况通知可再生能源发电企业，以各种方式向相关发电企业披露有关信息，并定期报送电力监管机构。例如：华中、西北、南方区域的省级及以上电网企业通过电力交易大厅实时信息平台、每日网厂电话生产例会、电力市场交易信息网站、厂网联席会议等方式定期向可再生能源发电企业披露有关信息。上海市电力公司、广东电网公司每月定期向电力监管机构报送所属各地市供电企业收购可再生能源电量、电价和电费结算以及可再生能源电价附加收支和配额交易等情况。甘肃省电力公司及时将风电等可再生能源发电送出受限原因、持续时间以书面或会议通报等形式通知发电企业，同时努力做好调整和改进工作。

三、存在问题

（一）可再生能源发电项目建设需进一步加强规划

部分地区缺乏统一、合理的可再生能源发电和接入系统项目建设规划，工程项目存在布局不合理和无序建设等问题，风力发电规划与电网调峰调频能力的协调有待加强，不同投资主体的电网企业在电网规划和建设上的协调机制有待完善。例如：内蒙古风电资源富集地区缺乏统一规划，国家审批和地方审批的项目并存（内蒙锡林郭勒盟灰腾梁地区的风电基地分属7个发电集团的8个风电企业，装机容量从1.5万到4.95万千瓦不等），风电接入系统工程难以统一建设，同一区域内送出线路重复建设，既浪费土地资源，又造成电网安全隐患。河北北部地区也存在类似问题。江苏省部分地区生物质能发电规划布局不合理，部分秸秆电厂之间距离较近，秸秆收集半径交叉，造成秸秆收集恶性竞争，抬高了成本。山东省菏泽市已投产2个秸秆发电项目，仍有3个项目在建，根据秸秆数量和质量测算，市内秸秆资源已无法满足需要。广东、广西、海南部分地县小水电建设开发缺乏统一规划，建设无序，部分小水电建设手续不齐，建设过程中与电网缺乏必要信息沟通，电网规划建设难以及时配套，部分小水电上网受阻，汛期矛盾较为突出。另外，部分省级政府有关部门未制定可再生能源项目发展规划，部分省级电网企业未按照要求将可再生能源发电配套电网设施建设规划情况报电力监管机构备案。

（二）部分可再生能源发电项目接入系统工程建设管理不够规范

部分电网企业未能按照《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第五条要求建设可再生能源并网发电项目的接入系统工程，加大了发电企业建设成本。例如：内蒙古西部电网15个风电项目中，仅5个项目的接入电网工程由电网公司负责建设和管理；黑龙江省的风电项目配套接入电网工程基本上由发电企业承担；吉林省电力公司要求白城地区风电企业共同投资建设500千伏变电站；青海黄河公司大通河流域4座水电站与青海省电力公司协商未果，投资约1亿元自建135公里110千伏送出线路；江西省居龙潭、廖坊等两个省调水电厂的接入系统工程全部由发电企业投资建设。

（三）部分可再生能源发电上网存在“卡脖子”现象

部分电网企业未能及时改造可再生能源发电送出电网设施，造成可再生能源发电出力受限、电量损失。例如：河北张家口地区风电发展迅速，但由于变电容量较小且电网改造滞后，造成风电出力受限；浙江省泰顺县小水电发展迅速，但泰顺电网与温州电网间只有2条110千伏输电线路，受输送限额的影响，水电企业只能轮流发电，弃水较多；甘肃风电建设较快，电网建设相对滞后，风电送出受阻问题加剧。

（四）部分可再生能源电量收购中依然存在不规范现象

部分电网企业及其调度机构未制定保证可再生能源发电量全额上网的具体操作规则，在收购可再生能源发电量时，存在通过考核变相减少发电企业上网电量、压低上网电价、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题，特别是一些地方电网企业与小水电矛盾较为突出。例如：陕西电网企业对小水电发电计划仍然进行考核，造成小水电一定电量损失，变相降低上网电价，且存在延迟、不足额支付电费以及要求小水电承担2％～10％线损等现象；安徽省、浙江省、重庆市、福建省小水电企业反映关口计量表计安装点、产权分界点不规范或线损分摊依据不明，存在线损分摊争议；湖北省电力公司在与清江高坝州电厂结算时，将所谓超过测价电量的上网电量按230元/千千瓦时结算(国家核价为414.5元/千千瓦时)；河南省洛阳市宜阳、栾川、嵩县等地供电企业与小水电企业结算时，未执行优惠增值税率（6％），通过采取扣减电量或电费形式将税负转嫁给小水电企业；广西地方县级供电企业与大网之间未建立规范的交易机制，丰水期间小水电弃水情况时有发生。

（五）部分可再生能源发电《购售电合同》和《并网调度协议》签订需进一步规范

部分电网企业特别是地县级电网企业对《购售电合同》和《并网调度协议》签订工作不够重视，存在合同过期、丢失，形式和内容与范本相差较大，合同双方的权利和义务不对等，甚至无合同调度交易等现象。例如：广西大部分县级供电企业未与可再生能源发电企业签订并网调度协议；广西兴安县供电公司在协议中出现“电费在第三个月付清”等条款；海南电网公司所属供电企业在与小水电签订的合同中，无功考核标准不符合当地政府部门有关规定；湖北省电力公司在与水电企业签定的合同中仍然规定超过年度计划的上网电量执行下调后的临时电价；江苏省仍在年度合同中约定购电量计划；贵州电网公司部分县级供电企业与小水电企业签订的《并网调度协议》中，存在变相扣减电量的条款；山西省电力公司在与风电企业签订的合同中要求其缴纳系统调峰补偿费。

（六）可再生能源相关电力企业信息披露和报送工作有待改进

部分省级电网企业存在披露信息不及时、不全面，未能每月向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电量、上网电量、电价、电费结算以及电价附加收支等情况。部分可再生能源发电企业也存在报送信息不主动、质量差等问题。有些省级电网企业未能按照要求将调度范围内可再生能源发电配套电网设施建设规划报电力监管机构备案，部分电力调度机构未将保证可再生能源电量全额上网的具体操作细则报电力监管机构备案。

（七）可再生能源现行政策、法规、标准需进一步完善

《可再生能源法》颁布实施以来，有关部门出台了一系列可再生能源配套法规和相关标准，但在执行过程中反映出还存在一些不足。一是2006年1月1日前投产的可再生能源发电项目仍执行以前电价规定，部分企业上网电价偏低，不利于企业持续发展。例如安徽芜湖绿洲环保有限公司的上网电价为415元/千千瓦时，接近于脱硫标杆电价。二是可再生能源电价补贴和配额交易方案滞后，半年或一年一次的配额交易周期过长，在电价附加存在资金缺口的省份，电网企业无法及时、足额支付本省补贴。三是可再生能源发电项目接入工程的补贴标准偏低，电网投资回收期较长，影响电网企业投资建设积极性。四是直接接入配电网的可再生能源发电项目，其接入系统工程投资主体不够明确，容易引起厂网矛盾。五是生物质能发电缺乏可遵循的行业标准，在合同签订、单位能耗、排放、造价等方面只能参照火电标准，不能反映生物质发电特殊性、更好地维护生物质能发电企业利益。六是某些省市垃圾发电厂垃圾处理费标准偏低，部分垃圾发电得不到足够的成本补偿。七是与可再生能源法规不相符的相关规定尚待清理。

（八）可再生能源电量全额收购受到电网安全稳定运行等因素影响

一是受可再生能源与常规能源电源分布结构特性以及用电负荷特性影响，负荷低谷时段，在火电最小开机方式下，可能出现电网无法承受突然增加的可再生能源发电出力的状况，造成可再生能源发电出力受限。二是风力发电具有随机性、间歇性，大多具有反调节特性，大规模风电机组接入电网，给电网调峰、调频带来困难，加大了电网运行方式安排难度，对电网安全稳定运行造成一定影响。例如位于东北电网末端的蒙东等地，大量风电项目建设和集中接入，进一步增加了这些地区的电源外送压力，同时降低了电网稳定水平。三是风电和小水电多分布在偏远且网架相对薄弱地区，用电市场容量有限，调节手段和能力不足，在电量集中送出时，线路、变压器等电网设施经常出现过载，影响电网安全稳定运行和供电可靠性。四是目前投产的风电机组大多不能进行有功、无功调节，缺乏低电压穿越等电网安全运行需要的基本功能，也没有功率预测系统，加之一些运行管理水平较低的风电和小水电并入电网，给电网的安全稳定运行带来了一定威胁。

四、整改要求

电力企业要充分认识促进可再生能源开发利用的重要性，不断增强法律意识，认真贯彻落实可再生能源相关法规、政策，促进可再生能源发电的可持续发展。

（一）电力企业要严格执行可再生能源电价和附加政策

电力企业应严格执行国家可再生能源电价和附加政策，做好电价附加征收、配额交易、电费和补贴结算等工作。可再生能源发电企业、电网企业要按照电监会关于厂网电费结算的规定，签订《购售电合同》，不得自行变更上网电价，也不得通过变相改变上网电量、强行分摊线损等方式变相降低上网电价，要按照价格主管部门批复的上网电价和《购售电合同》的约定及时、足额进行电费结算，不得擅自变更补贴标准，要按照国家批复的补贴标准及时进行补贴支付。电网企业要按照附加征收标准做好可再生能源电价附加的征收工作，要继续做好账户管理工作，按照批复的附加调配方案及时进行配额交易，完成可再生能源电价附加的调配工作。

（二）电网企业要进一步做好全额收购可再生能源电量各项工作

电网企业要加强与可再生能源发电企业间的沟通协调，建立健全相关联系机制。调度机构要制定科学合理、确保全额收购可再生能源电量的发电调度计划，制定有关调度操作规则，及时报电力监管机构备案。电网企业应进一步提高可再生能源发电预测的准确性，优化各类机组负荷分配，合理安排设备检修，防止风力发电出力受限，尽量避免丰水期水电弃水。电网企业要尽快研究解决水电密集度较高地区在丰水期水电电量跨省（区）外送问题。可再生能源上网电量网损要严格按产权分界点界定，对于产权不明晰的部分，应本着友好协商的原则确定。电网企业特别是地、县供电企业要按照电监会《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《发电企业与电网企业电费结算暂行办法》以及《电网运行规则》等要求，参照有关示范文本与可再生能源发电企业协商签订并严格执行《购售电合同》和《并网调度协议》，规范并网及电费结算等行为。电网企业要抓紧研究解决历史遗留问题，应由电网企业负责运行和管理的可再生能源送出工程要尽快收购其资产并承担相应运行和维护职责。

（三）电网企业要科学规划电网，进一步优化与完善电网结构，促进可再生能源协调发展

电网企业要进一步深入研究论证适应可再生能源发展的电网规划，提出可再生能源发电配套电网设施建设规划、电网建设方案以及加强电网管理的意见；结合可再生能源发展规划，进一步加强对电网结构特性的分析，不断优化和完善电网结构，努力提高可再生能源发电机组上网发电效率，促进可再生能源发电和电网的协调、可持续发展；进一步加强网架建设，切实做好可再生能源配套电网设施的建设维护工作，按照有关要求做好并网安全性评价和新机组进入商业化运行工作，保证可再生能源项目及时上网发电。

（四）电力企业要加强信息披露和报送工作

电网企业应不断完善可再生能源相关信息披露制度，进一步加强与发电企业沟通，及时将可再生能源发电上网电量、电价情况及未能全额收购可再生能源电量持续时间、估计电量、具体原因和改进措施等情况书面通知发电企业；严格执行可再生能源相关信息报送和备案制度，定期将政府有关部门批准的可再生能源配套电网规划及其滚动规划报监管机构备案；制定保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，并报电力监管机构备案。各省级电网企业要定期汇总所属各级电力调度机构直调可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等情况并报电力监管机构。省级电网企业和可再生能源发电企业要于每月20日前向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电上网电量、上网电价和电费结算情况，省级电网企业应当同时报送可再生能源电价附加收支情况和配额交易情况。

（五）进一步做好可再生能源发电企业安全生产工作

电网企业应进一步加强对可再生能源发电企业的技术指导，消除设备安全隐患。可再生能源发电企业要加强水情、风情等预测工作，及时提出发电计划申请，协调设备检修管理，充分发挥可再生能源利用效率。可再生能源发电企业要严格执行国家有关并网技术要求，严格遵守调度命令，配备必要的保护装置、自动化装置及通信装置，提高负荷预测及生产管理水平。

五、监管建议

（一）加强统一、科学规划，促进可再生能源协调、有序发展

应根据国家制定的《可再生能源中长期发展规划》，进一步做好各地区可再生能源发展中长期规划与年度计划，制定同步、协调、可持续的可再生能源电源和电网发展规划，以更好满足可再生能源发电规模化发展的需要。应充分发挥区域在可再生能源利用上的优势，在编制省级可再生能源开发利用规划时，充分考虑可再生能源项目在一定时期的建设容量限制，科学布置可再生能源电源点。进一步理顺中央与地方可再生能源发电项目审批体制，使可再生能源发电开发利用规范化，布局合理化，避免无序开发。

（二）进一步完善促进可再生能源发展的价格、财税政策 全面分析总结近年来促进风电、生物质能、太阳能等可再生能源发电项目发展的有关价格、税收和财政政策，巩固成果，进一步完善相关政策，为实现可再生能源的规模化和产业化发展创造条件；进一步研究可再生能源发电上网电价形成机制，结合各地实际情况，对同一地区同类可再生能源发电项目尽可能明确同等水平的价格，生物质能发电价格应根据近两年来物价水平变化情况适当提高，研究完善小水电上网电价形成机制；进一步研究完善可再生能源发电项目和接入工程的补贴政策，改变现有补贴方式，确定统一的投资回收期，在回收期既定的情况下，制定接网费补贴标准；研究出台可再生能源发电项目建设和电费、补贴结算的税收优惠政策，明确减免比例和额度，大力扶持风力发电、太阳能发电、秸秆和垃圾焚烧发电等产业的发展；研究出台对可再生能源发电企业贴息政策，减少企业的财务费用；根据各地实际，分省、区出台垃圾补贴标准，适当提高垃圾补贴收入；研究建立全国范围内的配额交易平台，按月度开展可再生能源附加收入的配额交易，加快附加补贴的支付。此外，对于2006年以前批准建设的可再生能源发电项目以及小水电的接入工程，也应结合实际情况进行研究，适当解决其电价和补贴问题，减轻电力企业的经营压力。

（三）进一步加强可再生能源相关技术研究

政府有关部门应进一步引导有关电力机构做好可再生能源相关运行技术研究工作：一是结合可再生能源发展规划，深入研究电网内电源布局、网架结构以及不同电力系统可接纳可再生能源类型与规模问题，发挥资源在更大范围利用的优势；二是加强风电、小水电等季节性、间歇性较强的可再生能源发电与电力系统安全稳定之间关系等研究工作，在确保电力系统安全稳定的同时，尽可能保证可再生能源电量全额收购；三是研究编制可再生能源发电接入电网的相关技术导则，规范可再生能源发电的接入系统及其继电保护、自动化、通信和能量计量装置等技术标准；四是引进国外先进风电运行经验和技术，加强对风能参数的预测工作，研究建立风能参数测评系统，研究解决风电场输出功率稳定和无功补偿问题，不断提高风电在电网中的运行水平；五是不断提高风电机组及风电场整体测试技术，研究风电场接入电网确保电力系统安全稳定运行的分析评价技术，逐步建立风电场接入电网测试、评价和许可制度。