上网电价的请示（通用9篇）
上网电价的请示 篇1
关于XXXXXX水电站上网电价的请示
XXXXXX物价局：
理县一颗印水电站地处理县朴头乡一颗印村，电站总装机容量13.6MW，设计全年发电量6258万kw.h，静态总投资9299.08万元。
一级电站通过35kv线路接入二级电站，两电站通过三圈变压器汇流后经3公里110kv红—线接入红叶二级变电站（红房子），并入国电四川省电力公司电网运行。
一颗印水电站2006年10月23日经阿坝州发改委、州水利局审批了初步设计（含可行性研究）报告，2007年5月26日阿坝州发改委进行了项目核准，2007年3月1日四川省电力公司批复同意并入四川电网运行，2007年8月14日四川省电力公司、阿坝公司审批了接入系统方案，2008年2月29日四川省电力公司阿坝公司审批了一颗印电站—红叶二级电站110KV线路及间隔初步设计，2008年7月4日四川省经济委员会将一颗印水电站纳入了全省统调统分。目前，一颗印二级水电站灾后恢复和建设已基本完工，预计2009年10月底发电，一级电站预计2010年4月并网发电。
现特向贵局请示我公司一颗印水电站上网电价按川价发[2005]123号精神0.288元/kw.h（不含税）执行，请予以批准为荷!特此请示
附件：
二零零九年八月十八日
主题词：理县一颗印水电站 上 网 电 价 请 示 抄 报：理县物价局
XXXXXXX 2009年8月18日
上网电价的请示 篇2
我国的电力在计划经济下是行政性垄断行业, 对价格的管制极为严格, 国家操控下的电价种类极其繁多, 再加上我国的电力体制改革是渐进实施的, 所以目前电力市场在各个环节的定价, 很大程度上仍依赖于原有的定价模式, 使我国的电价改革难度比较的大。因为上网电价是电力价格体系中的重要环节, 是调节厂网利益的重要尺度。电厂与电网的分离, 必然打破在电厂与电网之间以电能为产品的传统生产流程关系, 而形成以电能为商品的新型买卖关系。上网电价也就成了电厂与电网利益分配的重要尺度, 如何确定上网电价会直接影响电厂与电网的利益, 上网电价必将成为电厂与电网的共同关注点。希望通过对上网电价制定方面的问题的探讨和阐述, 能够引起有关部门对上网电价改革的重视, 把电力工业电价改革的第一步——上网电价的历程走好, 为其他环节的改革做好铺垫。
1 制定上网电价的方法
1.1 上网电价特点
制定电价的方法不外乎两种, 即会计定价方法和边际定价方法。以成本为基础的不同的定价方法实质上反映不同的成本核算方法, 但电价的制定首先必须保证发电成本的全部回收, 并考虑一定的投资回报。
1.1.1 一部制上网电价的特点
①优点:第一, 一部制电价符合市场竞争的客观规律;第二, 一部制电价有利于降低成本、增加效益;第三, 一部制电价操作方便, 结算简单。
②缺点:第一, 一部制电价反映不了峰电源、基电源的成本结构和效益结构;第二, 一部制电价不利于电网电源和资源优化配置, 不利于电网经济调度;第三, 一部制电价反映不出新老电源成本结构的差异;
1.1.2 两部制上网电价的特点
两部制电价, 指分别按照容量和电量两部分来计费的电价制度, 由容量 (基本) 电价和电量电价构成, 其中容量电价部分一般根据接入系统的额定容量大小计费, 主要用于回收固定成本;电量电价则是根据实际成本发生的电量交易计费的, 主要用于回收变动成本。其特点:
(1) 容易实现合理补偿成本、合理确定收益的原则。
(2) 能较好地体现“同网同质同价”的原则, 有利于电网的经济调度。
(3) 能较好地处理我国新老电厂的竞价上网问题。
(4) 吸引投资, 利于融资。对于电厂来说, 由于有容量电价作保证, 相对仅用单一的电量电价在市场上竞争, 市场风险减小, 资金来源稳定, 融资还贷和投资回报有保证。
1.2 两部制上网电价比较
(1) 会计成本方法, 一般依据以往的帐面投资计算折旧费用。考虑到通货膨胀因素及能源、环境等方面开支的增加, 使得按以往帐面投资计算的折旧费, 不能满足企业扩大再生产的要求。而边际成本方法依据将来的供电成本计算电价, 克服了这一缺点。
(2) 会计成本定价法以历史的投入成本和运行成本为基础测算电价, 但其采用现行价格来制定电价, 受未来通货膨胀和环境改善要求的影响, 现行价格易受到扭曲, 达不到资源合理分配的目的, 并且, 折旧率和报酬率是人为定的, 容易使电价严重偏离价值。而边际成本方法采用的是影子价格, 能正确的反映将来经济成本的变动趋势和未来资源的价值, 避免了电源结构改变及投资的波动对成本造成的影响, 可获得最大社会效益。
(3) 边际成本定价尤其是短期边际成本定价容易造成收支不平衡。而会计成本方法却不存在这一问题。
2 两部制上网电价在操作中出现的问题及建议
2.1 出现的问题
两部制上网电价定价方法在实际运用中, 难免出现一些问题, 比如:
(1) 两部制电价中的容量电价可变性大, 容量成本的可比性较差。
(2) 两部制电价中, 容量电价虽然表面上更能体现“公平”原则, 但复杂的操作不易实现。主要是机组的分类和定义问题, 是按容量来确定还是按照类型来确定容量电价?如果按照相同装机容量机组容量电价相同, 则同一电厂、同一网内会有数个容量电价, 这使操作变得复杂化。同时, 装机容量相同而性能不同的机组将陆续投入运行。
(3) 采用两部制电价定价方法制定上网电价, 虽然电厂固定成本及利润仅靠容量电费就可以得到补偿。但是竞争只局限于电量电价, 市场竞争力度比较小, 发电企业参与竞争的积极性低, 取得的效果也有限。
2.2 对策和建议
针对两部制电价在操作中出现的问题给出以下一些改进措施:
(1) 尽快整顿我们国家电厂参差不齐的状况, 合理的完成并网、并厂。在容量电价的核算过程中, 关键是哪些机组归为使用同一个容量电价的类别, 建议水电机组和火电机组分开, 根据实际情况, 核定基荷、腰荷和峰荷电厂机组的边界, 制定三个容量电价。
(2) 为了更好的鼓励竞争, 固定成本不完全由容量电费回收, 把其中的一部分通过电量电费回收, 这样就是容量电费回收的那部分固定成本为容量成本, 而通过电量电费回收的运行成本和部分固定成本为电量成本, 很显然, 总有下式成立:容量成本+电量成本]固定成本十运行成本。
(3) 可以根据市场供求关系的变化调节容量电价 (同比例下调容量电价) , 其基本构思是引入反映电网所在供电区域电能供应状况的市场供求关系来确定容量电价, 供大于求, 容量电价适当下调;供不应求, 容量电价至少维持正常水平, 需要还可以适当的上调, 即缺电时多支付一些, 反之则少支付。
3 结语
建议在电力市场电量紧缺、电源投资资金充裕以及经济较为发达而且调峰机组较少的地区, 采用操作比较简单容易的单一制上网电价, 火电机组比较适用。反之, 采用两部制上网电价, 用于调峰和调频、调相、备用任务的机组, 主要是水电厂。
在资源配置效率方面, 边际成本法优于会计成本法, 在避免亏损、保证财务平衡方面, 会计成本法优于边际成本法。从电力工业的长远发展和社会效益最大化的角度来考虑, 边际成本法定价是必然的选择。
摘要：上网电价是电价体系当中的基础环节, 在电力市场上能发挥杠杆作用。由于历史原因, 不同类型的电厂继续执行着不同的上网电价。在“厂网分开、竞价上网”的进程中, 如何制定科学合理的上网电价, 保持发电市场的供求平衡, 促使电力市场在公开、公平、公正的条件下进行有效竞争, 保持整个电力市场充满活力, 使资源得到合理配置, 使社会效益得到优化。文章首先对电力市场化的改革作简单的阐述说明, 之后再针对目前人们比较关注和应用比较广泛的两部制上网电价, 将其分为会计成本法和边际成本法来论述, 并作比较和分析。
关键词：电力市场,电价政策,两部制上网电价
参考文献
[1]陈睿, 袁若宁.几种电价模型的探讨[J].当代经济, 2005.6.
[2]黄伟.基于电力市场的发电侧上网电价探析[D].华北电力大学.2005.
[3]张娜, 郑凤.基于边际成本的两部制上网电价模式研究[J].四川水利发电, 2004.9.
发电厂上网电价体制的探讨 篇3
摘要：本文从发电厂上网电价政府定价中所采用的三种定价方式，对我国发电厂上网电价体制进行了深入的探讨；指出我国处于电力市场化起步阶段，必须加快上网电价的市场化，做好全面竞争的电力市场的过渡。
关键词：上网电价；市场化
上网电价是指发电企业与购电方进行上网电能结算的价格，购电方包括电网企业和试点大用户。目前我国电价改革针对发电厂上网电价，本文将从发电厂上网电价来探讨我国的电价机制。
我国发电厂上网电价采用政府定价形式，价格制定主要以运营成本加投资回报的“成本加成”方式。从还本付息电价、经营期电价、到目前的火电标杆电价都是采用的这种定价方式。个别进行区域电力市场竞价上网模拟运行的地区竞价机组的上网电价由市场竞价形成。上网电价的市场化将能引导电力投资在不同的发电方式之间的分配，优化电源结构；将能引导合理的电力消费，调整优化电力消费结构；将有利于电力企业内部资源的调整优化，提高资源的运行效率，降低电力成本，提升企业效益。
一、政府定价
上网电价政府定价有利于国家宏觀调控和物价稳定，避免电力企业获得超垄断利润，但不利于反映电力商品的真实价值和电力供求关系。政府定价分为直接定价和间接定价两种：直接定价是指政府参与上网电价的核定工作，如个别成本定价法。间接定价是指政府通过制定电价测算办法或对电价构成中某些指标进行控制来调整电价。我国上网电价定价从还本付息电价，到经营期电价，再到现在的标杆电价，都是为了适应电力发展的形势而产生的。
1、还本付息电价
改革开放前，我国电力项目由国家统一建设，电价统一管理。进入20世纪80年代中期，我国经济快速增长，电力建设滞后，出现了全国性的严重缺电局面。1985年，国家实行了多家办电政策，并实行多种电价制度，来提高多方投资办电的积极性，解决电力瓶颈问题。一是对集资兴建的电厂实行“还本付息”电价，允许新建成的电力项目按照还本付息需要核定电价；二是实行“燃运加价”政策，允许电价随着燃料、运输价格的调整而相应调整；三是出台“二分钱”电力建设基金政策，作为地方电力建设的资金来源。该政策的实施，调动了社会各方面投资办电的积极性，改变了中央政府独家办电和单一的计划电价局面。1985至1995年间，地方自筹和利用外资筹集电力建设资金达1900至2000亿元，占我国电力总投资的50%左右。
2、经营期电价
20世纪90年代中后期，受电力高速发展和宏观调控政策双重影响，一些地区出现电力供大于求的情况。以个别成本为基础的还本付息电价政策显出弊端。因为项目的基建投资都可以计入电价，导致电力项目造价越来越高，耗能高污染的小火电盲目发展，劣化了资源配置。1998年，国家调整电价政策，以“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策，即由原来“一厂一价、一机一价”的定价方式逐步向按标准成本（社会平均成本）的定价方式过渡，新项目的上网电价平均每千瓦时降低了5分钱左右。该政策保持了电价水平的基本稳定，对促进电力企业加强管理、提高效率也发挥了一定作用。实行经营期电价的主要是新建项目，对于已建电厂，除了少数做了调整外，还是执行原来的核定电价。不同时期建设的发电机组，造价差异太大，执行区域统一上网电价涉及到发电企业的利益重新分配。
3、标杆电价
从2002年起，电力体制改革步入实质性操作阶段，国家实现了厂网分开，建设竞争性电力市场的改革正式展开。统一制定并颁布各省新投产机组上网电价，同时期建设的同类型发电机组上网电价各地区实行统一标杆价格水平，来引导电力投资。主要采用的是一部制定价，将容量成本和电量成本加在一起核定上网电价。一部制定价结算方便、能鼓励企业多发电，但由于是以个别成本定价为基础，不利于形成竞价上网机制，如果强制竞价上网，会使新电厂处于不利地位，挫伤投资办电的积极性。
二、市场竞价
上网电价采用两部制电价，分为容量电价和电量电价。电站建设之前，容量电价由政府组织招标，通过竞价形成只包括投资费用的容量电价，来降低投资费用。电量电价直接与发电量成本费用有关，在电厂既定的发电装机容量下，电量成本主要包括燃料费、水费、材料费、环保费、少量的其他运行成本。电量电价由单位电量成本加上部分收益和依法计入的税金构成。这样低能耗的大容量机组在单位燃料成本上占明显优势，同时符合国家的能源政策，有利于价格信号发挥正面引导作用。在电力市场中，电量电价一般在现货市场上通过竞价产生。上网电价的市场竞价方式包括双边（多边）协议制、竞争竞价制等。
1、双边（多边）协议制
合约双方在平等自愿的情况下，通过协商确定电价，签订双边协议，称为双边协议定价，又称合同定价。实际操作中有两种方式：一是“单向合同”，指当实时电价低于协议电价一定幅度时，发电企业按合同商定的百分比向购买方偿付差价；二是“双向合同”，指当实时电价低于协议电价一定幅度时，发电企业向购买方按约定百分比偿付差价，当实时电价高于协议电价一定幅度时，由购电方向发电企业偿付差价。我国厂网分离以后，发电侧有五大发电集团公司和其他独立电厂，竞争格局已经基本形成。
多边协议定价一般采用“招投标制”形式。买卖双方公布有关电力电量、买卖电价等信息，如参与者众多，可进行招投标、发出招标书，供应商按“价格优先、时间优先、数量优先”原则配对。如三者相同，则按交易量占申报量比例成交。
2、竞争竞价制
买卖双方在电力市场上公平竞争，按规定的交易形成结算定价，称为竞争定价，基本体现了市场的同质同价。竞争定价又分为同价竞争和报价竞争两种。同价竞争可以是买方给出一个可以接受的价格，多个卖方在相同价格条件下竞争，也可以是卖方给出一个可以接受的价格，多个买方在相同的价格条件下竞争。报价竞争主要在现货市场上，通过竞价形成交易价格。在上网电价竞争竞价制模式下，为防止垄断等不正当竞争行为，需要独立、强有力的电力监管机构。在发电现货市场上，锁定价格区间，规定最高、最低限价，来限制市场垄断带来的垄断价格。
在电力发展新形势、新情况的基础上，我国产生了还本付息电价、经营期电价、标杆电价三种上网电价模式。这三种上网电价模式都不能实现公平公正的电力市场交易。我国发电厂上网电价竞争模式要加快发展，促进电力市场化的进程。
参考文献：
上网电价的请示 篇4
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。
上网电价的请示 篇5
http:// 2010年02月13日 10:17 中国经营报
多晶硅行业标准即将实施，上网电价法仍待出台，光伏发电模式仍存争议
叶文添
相关报道REPORT
临近春节，顾华敏却空前繁忙。
“每天都在开会和谈合作，经常飞来飞去。”顾的身份是中环工程总裁，这是保利协鑫集团旗下的子公司。在过去的几年，保利协鑫对光伏业重金布局，形成了上游江苏中能、下游中环工程、光伏电站为主的产业链。
顾对记者说，这两年几乎是中国光伏业最美好的时光，国内市场需求增加、企业发展迅速、利好消息不断，目前虽是光伏安装的淡季，但在这个寒冷的冬天，他却依然能感受到中国光伏产业建设热浪滚滚。
但即便如此，中国光伏业市场却并未真正开启。相关统计显示，在过去的一年，我国光伏业95%以上的产品依然以出口为主，而业界翘首以盼出台的光伏上网电价法依然遥不可及。
业内人士预测，2010年将是我国光伏业面临拐点的一年，多晶硅行业准入标准即将实施，上网电价法或将推出，我国的光伏业或面临巨变。
圈地热潮
在春节后，中环工程有两个位于西部的光伏发电站承包工程将开工建设。据顾华敏向记者介绍，一个是去年年底就已拿下的山西10兆瓦光伏发电站，另一个是刚刚拿下的宁夏10兆瓦光伏电站项目。
“从敦煌项目起，西部建设(28.89,0.00,0.00%)光伏电站热潮阵阵。”顾说。2009年一度掀起业内风潮的敦煌10兆瓦项目最终的中标商就是报出1.09元的中广核、苏州百世德、比利时Enfinity集团，其中中广核是投资者，百世德是电池和组件提供商，而Enfinity则是安装商。
“1.09元的低价在当时来看有恶意竞争之嫌，破坏了行业规则，但现在看来，它还是推动了我国光伏发电的进程。”顾华敏坦言，在敦煌项目之后，各大厂商都开始采用各种措施降低成本，以增强竞争力，使得原先在2012年才能实现的1元每度电的目标，提前到今年年底就可能实现。
2009年7月，敦煌项目尘埃落定之后，通过技术革新，各大企业的光伏发电成本开始大幅下降，于是在这个酷热的夏天，以五大发电集团为首的国字头企业开始在全国圈地，光伏发电的热潮迅速席卷了中国。
中广核集团已向国家能源局申请与天威英利合作在敦煌再建50兆瓦光伏并网发电项目，并计划在全国建设总量为2000兆瓦的项目；无锡尚德则与陕西、青海等四省政府签订合作框架协议，建设总量达1800兆瓦的光伏发电站；中电投、国电等也迅速在全国大范围建设光伏发电站。
这种热潮也引起了业界的担忧，中投顾问首席新能源分析师姜谦就认为，光伏电站建设不可急于求成，不能步我国风电发展后尘。“目前，我国风电建设隐忧重重，很多西部地区的风机出现了空转和停转，有的风电场根本无法上网。”
实际上，目前央企电力巨头热衷于建设光伏电站并不是看好其前景，而多是出于政策规定所致。根据我国的能源长期规划，到了2020年我国可再生能源要占到能源总消耗的20%，而目前这个比例还不到5%。为了完成这一硬性指标，电力巨头们开始了在西部地区不计成本的疯狂扩张。
“可以建设光伏电站的地方是有限的，我们不抢先占下来，就会有别人去抢，因此即便亏损也要先拿下，等着以后慢慢赢利。”一位电力集团内部人士如此对记者表示。
而这场圈地盛宴中，光伏企业们是最大的赢家。“这种圈地对整个产业链的拉动是明显的，大量的建设拉动了硅片、电池、组件、安装的需求，上游的中能、LDK，下游的无锡尚德等收获颇丰。”业内人士告诉记者。
模式之争
在国内光伏市场并未大规模启动之际，对于我国未来的光伏发电模式，各方的争议似乎难以平息：到底是以光伏电站为主，还是以居民用户为主？
长城证券新能源分析师周涛认为，我国光伏业一味注重光伏电站建设，并不能真正开启国内市场，目前国外光伏业还是以居民使用为主。“比如日本在2010年1月刚出台的《家庭光伏发电补贴法》就针对个人使用者提供了巨大的优惠，每千瓦补贴7万日元左右，这激起了很多居民的兴趣，也掀起了安装的热潮。”
“而我国目前出台的金太阳工程、太阳能屋顶法等政策主要还是针对企业，即将出台的上网电价法也主要是针对大型光伏发电站，我国在居民应用上的步伐太慢。”周涛说。
如此一来，我国光伏发电将陷入一种误区：西部地区虽然大规模圈地建设电站，意义却不大，因为当地经济落后而用电量需求并不高，即使传输到东部地区也耗损严重，得不偿失；而东部地区人口密集，没有多少土地可供电站建设。
“如果不在政策上加大对居民用户的重视，未来5年内，我国光伏企业的产品90%仍然以出口为主。”周涛说。
目前，居民安装太阳能也有诸多难题待解。首先是面临巨额的财政补贴。一位业内人士估算在我国一套70平方米的房子安装太阳能发电系统，成本在20万元左右，而政府的补贴至少要在50%以上，才可能使得居民有意愿购买。“全国算下来，这笔支出至少要上百亿元。”
但是，正泰太阳能总经理杨立友却认为，在居民应用上，应该可以遵循循序渐进的方式，首先在补贴上学习江苏政府在2009年推出的限总量、逐年递减的方式来减轻财政压力，让支出始终处于一种可控范围；另外，应出台政策要求一些高耗能的工厂安装屋顶光伏发电站，对于新建设的高级商务楼和住宅小区应统一规划，在屋顶安装光伏发电系统。“在政策上要对居民应用有积极的引导，毕竟光伏发电的终极目标就是居民能用上太阳能。”
但不同观点同样存在。顾华敏就认为，我国目前发展居民光伏发电并不成熟。他表示，在欧洲很多国家80%都是以大中型光伏发电站为主，而居民用户仅在20%左右，目前更多的国家都在主推光伏电站，如此可以免去很多管理和技术上的隐患。
“另外，我国西部地区居民经济收入低，即便国家补贴，也很难用得起光伏发电系统，而东部建筑多以高楼大厦为主，居民根本没有空间来使用这个系统。”顾说。不过他认为，在东部地区应以工厂太阳能屋顶为主，这是我国光伏未来发展的另一个出路。
上网电价的请示 篇6
【发布文号】粤府[1994]101号 【发布日期】1994-07-28 【生效日期】1994-07-28 【失效日期】 【所属类别】地方法规 【文件来源】中国法院网
广东省人民政府关于清理整顿全省电价
及调整省电网电价水平的通知
（粤府〔1994〕101号）
各市、县、自治县人民政府，省府直属有关单位：
改革开放以来，我省制定的一系列加快电力工业改革与发展的方针政策，使我省电力工业迅速发展，跃居全国各省市领先地位。但是，随着从计划经济体制向社会主义市场经济体制的过渡，受各方面因素影响，现行电价管理办法的负面影响日渐显露，省电网亏损日趋严重，生产资金紧缺，各地电价附加费种类、标准繁多，地方自办电厂上网电价过高，电价管理权分散等问题普遍存在。为加强全省电价的管理，现就有关问题通知如下：
一、一、从1994年9月1日起（按当月抄表电量）省网电（不含地方电厂上网电）每千瓦・时提高1角（含税），即全省平均售电价每千瓦・时由3角7分提高到4角7分（含税）；地方电源上网电量按每千瓦・时分担核电价差每千瓦・时4．25分（含税）。省网电分类电价价目见附表，具体事项由省物价局会同省有关部门下达。
二、二、清理整顿电价，从严控制售电价格水平。
（一）凡未经国务院和省人民政府批准加收的各种随电价附加的费用全部取消。
（二）清理整顿地方燃料附加费。各地要对当前执行的地方燃料附加费征收标准重新进行审核，对近年来燃料附加费的收支情况进行一次彻底的自查，凡燃料附加费标准过高或将燃料附加费挪作他用的，应按省经委、物价局、财政厅、电力局《关于采取有力措施坚决制止地方自定征收电力附加费的通知》（粤经能〔1991〕40号、粤价重字〔1991〕13号、粤电财字〔1991〕8号）规定进行处理。
省将组织工作组不定期对各地燃料附加费及其他随电价附加的各种费用进行检查，凡发现有问题而未按规定自查自纠的，其违纪收入将没收上缴省财政。
三、三、加强地方自办电厂的电价管理。为控制地方自办电厂的上网电价水平，降低售电价格，维护用电户的利益，各地物价、经委、电力（供电）部门要对当地电厂发电标煤耗、利润、折旧年限、还贷年限进行审核，其中折旧年限按财政部的规定执行，利润应控制在每千瓦・时2分以下。
四、四、对省指定企（事）业单位电价优惠政策（指省下达的执行优惠电价的电量指标及免征地方燃料附加费的电量指标）各地应严格执行，不得额外加收费用。稻田排灌用电各市到户最高限价省确定为每千瓦・时3角3分（含税），各地不得突破。
五、五、这次清理整顿电价是我省电价改革的重大举措，各市、县人民政府必须精心组织，认真贯彻实施，并注意做好宣传解释工作。省物价局、经委、财政厅、电力局要派员组成工作组，对各地执行情况进行监督。各级物价检查机关要积极配合，以确保这次清理整顿电价工作的顺利进行。
附件：
一、附件：
一、广东电网电价价目表
二、压减各市到户电价部分的意见
广东省人民政府
一九九四年七月二十八日
广东电网电价价目表
（从一九九四年九月一日起执行）
单位：分／千瓦・时（含税）
┌──────────────────────┬───┬───────┐
│ │不实行│ 实行峰谷电价 │ │ │峰 谷│ │ │ 用 电 分 类 │电 价├───┬───┤
│ │ │高峰(│低 谷 │ │ │ │7-23 │(23-7 │ │ │ │时)│时)│ ├────┬─────────────────┼───┼───┼───┤
│
一、大工│变压器容量（元／ＫＶＡ・月）│ 9.0 │ 9.0 │ 9.0 │ │业
（一）├─────────────────┼───┼───┼───┤
│基本电价│最大需量（元／ＫＷ・月）│ 13.5 │ 13.5 │ 13.5 │ ├────┼─────────────────┼───┼───┼───┤
│
（二）│1．省指定企业（优惠电量部分）│ 28.4 │ 34.8 │ 15.5 │ │电度电价├─────────────────┼───┼───┼───┤
│ │2．省属煤矿（优惠电量部分）│ 21.0 │ 26.0 │ 11.1 │ │ ├─────────┬───────┼───┼───┼───┤ │ │3．一般大工业 │① 山区 │ 39.6 │ 48.3 │ 22.2 │ │ ├─────────┼───────┼───┼───┼───┤ │ │ │② 非山区 │ 43.2 │ 52.6 │ 24.4 │ ├────┼─────────┴───────┼───┼───┼───┤
│
二、非工│1．省指定企业（优惠电量部分）│ 35.8 │ 43.0 │ 21.5 │ │业普通工├─────────┬───────┼───┼───┼───┤ │业电度电│2．一般非工业、│① 山区 │ 49.4 │ 59.3 │ 29.6 │ │价 │ 普通工业 ├───────┼───┼───┼───┤ │ │ │② 非山区 │ 53.7 │ 64.4 │ 32.2 │ ├────┴─────────┼───────┼───┼───┼───┤ │ │① 山区 │ 70.7 │ │ │ │
三、商业电度电价 ├───────┼───┼───┼───┤
│ │② 非山区 │ 77.5 │ │ │ ├──────────────┴───────┼───┼───┼───┤
│
四、住宅电度电价 │ 47.0 │ │ │ ├──────────────────────┼───┼───┼───┤
│
五、稻田排灌电度电价 │ 25.0 │ │ │ ├──────────────┬───────┼───┼───┼───┤ │ │① 山区 │ 41.2 │ 49.4 │ 24.7 │ │
六、趸售县电度电价 ├───────┼───┼───┼───┤
│ │② 非山区 │ 44.7 │ 53.6 │ 26.8 │ ├──────────────┴───────┼───┼───┼───┤
│
七、省网售深圳市电度电价 │ 47.0 │ 56.4 │ 28.2 │ ├──────────────────────┼───┼───┼───┤
│
八、省网售汕头市电度电价 │ 39.2 │ 47.0 │ 23.5 │ ├──────────────────────┼───┼───┼───┤
│
九、省网售潮州市电度电价 │ 39.2 │ 47.0 │ 23.5 │ ├──────────────────────┼───┼───┼───┤
│
十、省网售揭阳市电度电价 │ 39.2 │ 47.0 │ 23.5 │ ├──────────────┬───────┼───┼───┼───┤ │ │① 江西赣南电 │ │ │ │ │
十一、省网售给省外电度电价 │ 度电价 │ 37.9 │ │ │ │ ├───────┼───┼───┼───┤ │ │② 湖南临武 宜│ │ │ │ │ │章（趸售部分）│ 33.5 │ │ │ └──────────────┴───────┴───┴───┴───┘
备注：
①表中电价均未包括省电力建设费和三峡基金。
②对衡广线电气化牵引机车用电优惠执行山区大工业电价标准。
③对省指定企（事）业单位电价优惠政策（指省下达的执行优惠电价的电量指标及免征地方燃料附加费的电量指标）必须严格执行，不得违反省规定自行提高收费标准。
④稻田排灌用电各市到户最高限价为33分／千瓦・时。
压减各市到户电价部分的意见
1．佛山市： 压减5分／千瓦・时
集资办电到户收5分／千瓦・时，属于自行收费项目，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定。
2．惠州市： 压减10分／千瓦・时
自定收电力建设费3分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定。
燃料附加费征收标准过高，上半年从燃料附加费收入划付给电力公司5850万元，属多收性质，应予核减，按上半年售电量平均计算减7分／千瓦・时。
3．河源市： 压减8分／千瓦・时
自定收电力建设费6分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定。
收小水电补亏4．5分／千瓦・时，用于弥补去年的亏损，先压2分／千瓦・时，当已经弥补完后，该项应取消。
4．江门市： 压减7分／千瓦・时
自定收电力建设费2分／千瓦・时，集资利息0．4分／千瓦・时，教育附加1分／千瓦・时，共3．4分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
该市燃料附加费与地方电源建设混在一起，燃料附加费收入中相当部分搞电力建设和集资，不符合燃料附加费核算的规定，该市应将收燃料附加费与集资办电分开。根据93年数学匡算，仅电厂还贷后余款计5142万元，按收燃料附加费的电量计7．57分／千瓦・时，由于燃料附加费混入办电投资用款，先压3．6分／千瓦・时，该市应进行清理，划分清楚后再考虑有没有压减的余款。
5．珠海市： 压减8分／千瓦・时
自定收市网建设费3分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
现行征收标准过高，根据今年上半年收燃料附加费结余达5．3分／千瓦・时，应予降低5分／千瓦・时。
6．韶关市： 压减3分／千瓦・时
自定收水电建设费3分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
7．东莞市： 压减5．5分／千瓦・时
自定收沙Ｃ电厂集资2分／千瓦・时，市网建设费1分／千瓦・时，市电力建设费1分／千瓦・时，教育附加费1．5分／千瓦・时，共5．5分／千瓦・时，违反粤办明电［1990］133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
8．阳江市： 压减6分／千瓦・时
自定收电力建设费6分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
9．茂名市： 压减1．5分／千瓦・时
自定收城网建设费1．5分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
10．湛江市： 压减8分／千瓦・时 自定收电力建设费2分／千瓦・时，电网改造基金1分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
柴油机5万机组未投产，先行加收燃料附加费5分／千瓦・时，先行取消，该市要核实燃料附加费征收标准。
11．梅州市： 压减2分／千瓦・时
收小水电补亏2分／千瓦・时，用于弥补去年的亏损，压减下来，可通过返还的地方小水电建设费予以弥补。
12．中山市： 压减5分／千瓦・时
沙Ｃ集资及电网建设不应在燃料附加费中支付，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予压减征收燃料附加费标准。
13．揭阳市： 压减4分／千瓦・时
自定收地方电力建设费2分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
燃料附加费征收标准高，有结余，压减2分／千瓦・时。
14．汕尾市： 压减5分／千瓦・时
自定收教育附加费2分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
在燃料附加费中支付城网、农网建设费及集资等不合理支出，压减3分／千瓦・时。
15．潮州市： 压减6分／千瓦・时。
自定收市建设维护费2分／千瓦・时，电价调节金1分／千瓦・时，教育附加费0．5分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
购电成本中电源变动和一些费用重复计算压减2．5分／千瓦・时。
16．汕头市： 压减10分／千瓦・时
燃料附加费征收标准含搞电力建设投资因而订得较高，上年收支相抵余9812万元。另用于电力建设有关的3188万元，与燃料附加费核算不符，应予压减，先压10分／千瓦・时。
17．肇庆市： 压减10．5分／千瓦・时
自定收电网建设2分／千瓦・时，城网建设收1．5分／千瓦・时，教育附加费1分／千瓦・时，共4．5分／千瓦・时，违反粤办明电〔1990〕133号通知及粤经能〔1991〕040号文规定，应予取消。
西江发电厂不发电补41分／千瓦・时及测算电量多计5千万千瓦・时，并地方电量代收的省电力建设费应用于调整燃料附加费，可减6分／千瓦・时。
18．清远市： 压减5分／千瓦・时
燃料附加费用于电网建设不符合规定，征收标准结余，经测算压减5分／千瓦・时。
19．广州市： 压减1．18分／千瓦・时
该市到户电价水平应为60．88分／千瓦・时，测算计62．06分／千瓦・时相差1．18分／千瓦・时，属保本电费平衡，予以压减。
此外，省几个部门已下文减城市建设附加费1．4分／千瓦・时（有征收的城市）和三峡基金0．4分／千瓦・时。
关于申请不执行差别电价的报告 篇7
山西省物价局：
我公司属省“双百企业“，“利用现有318m3高炉冶炼能力建设年产15万吨水冷金属型离心球磨铸管项目”，2007年1月省发改委以晋发改备案【2007】12号文件批准建设，目前工程建设顺利，高炉系统及管件生产线已建成投产，已通过了省环保局组织的生产竣工验收，并已领取了排污许可证。与此同时，公司加大了对节能减排工作的投资和新技术、新工艺引进力度，先后采用了高炉富余煤气发电、高炉喷煤、热风炉自预热、高顶压操作、热返矿配料等新技术、新工艺，节能效果显著，08年公司节能量达到了31000吨标准煤。被省节能领导组命名为“节能工作先进单位”。
鉴于该项目符合国家的产业政策，也是我县重大调产项目，为此，特申请贵局对我公司进行甄别核查。特此报告，请批准！
上网电价的请示 篇8
和趸售电价的通知
状态:有效 发布日期:2004-06-25 生效日期: 2004-06-25 发布部门: 河南省发展和改革委员会
发布文号: 豫发改价管[2004]1127号
各省辖市发展和改革委员会（计委）、物价局，省电力公司、有关发电单位：
为了落实好全省电价调整方案，现将调整后的趸售电价和全省电价调整相关政策界限一并通知如下，请即贯彻执行。
一、关于趸售电价调整
我省2000年执行的趸售电价作价办法，理顺了趸售县电价体系，保证了我省统一销售电价的顺利实施。但计算办法繁琐、难以适应趸售县电量增长的变化。按照促进县级电力事业发展，壮大县域经济，保证县级电网正常运行的原则，改进趸售结算价作价办法。根据县供电企业的购电量（不含化肥电量,下同），1亿千瓦时以内电量购售差价每千瓦时0.14元，1亿千瓦时以上电量购售差价每千瓦时0.08元，按此办法综合测算出趸售电价。调整后的趸售结算价见附表。
省网供各县化肥生产用电量趸售电价不变。县内地方电厂应按相应比例负担化肥生产用电电量。
二、关于电价调整的相关政策
（一）郊区电价
省辖市郊区农村经综合配电变压器供电的居民生活用电，10千伏电压等级按“河南省电网直供销售电价详表”中1-10千伏及以上居民生活电价执行，不满1千伏电压等级的按每千瓦时0.51元执行。由于上游电价的调整，为了理顺差价关系，郊区农村低压工副业用电价格在原低压到户电价基础上每千瓦时提高5分。
考虑历史原因及与周边县的衔接，商丘市郊区范围内除居民生活、农业生产、合成氨电价外，其它用电价格由当地价格主管部门结合当地实际情况，参照相邻县电价水平测定，报我委备案后执行。
（二）豫发改价管[2004]1059号第六条的政策界定
农村综合配电变压器以下的种植业、养殖业用电，可执行农业生产电价；专用变压器供电的养殖用电仍按原类别电价执行。
另外，农作物的保鲜、冷藏用电不再执行商业电价，改为执行非、普工业电价。
（三）贫困县农业排灌电价
省电网和县电网直接供电的贫困县农业排灌用电按目录电价执行。经综合配电变压器供电的贫困县农业排灌用电，原低压到户电价已经明确的，按规定电价执行（如已经把贫困县农排电价计入农村综合电价的，可按综合电价执行）；新增贫困县农业排灌用电低压到户电价按农业生产电价每千瓦时降低3分执行。
（四）自备电厂上网电价
自备电厂多余电量上省电网的，5500发电小时以外电量，按规定的超测价基数电量电价执行；5500发电小时以内电量，省级价格主管部门已核定价格的按核定价格执行，没有核定价格的按省电网平均上网电价执行。
（五）趸售县农村低压电价
我省在实施城乡用电同价时，焦作、郑州（除中牟）的农村低压工副业电价降至每千瓦时0.53元，由于其上游电价调整，经商两市同意，调整为每千瓦时0.62元。
除焦作、郑州上述县（市）外，我省其他各趸售县农村低压到户电价，仍按原规定执行。
（六）地方电厂上网电价
地方电厂上网服务费取消，上网电价不变。
（七）平均上网电价
2004年电厂相关电量执行的平均上网电价为每千瓦时0.275元。
（八）降低县城居民生活用电一户一表改造材料费收取标准
豫计价管[2002]700号《关于县城居民生活用电一户一表改造收取材料费标准的通知》规定，县城居民生活用电一户一表改造材料费收取标准为每户360元。自2004年7月1日起，县城居民生活用电一户一表改造材料费收取标准降低为每户280元，经检测不需更换电表的按220元收取；施工费每户15元在县城电网改造资金中列支。
（九）淅川县电价
国家调整了丹江供淅川电价，由南阳市价格主管部门按照我委关于淅川电价的有关规定，根据淅川县受电电量和电价变化的实际情况，重新测算淅川县销售电价，报我委核准后执行。
（十）小浪底水电站上网电价
小浪底水电站1667发电小时对应上网电量按每千瓦时0.315元执行，超出部分按河南省电网平均上网电价结算。
（十一）艾滋病救治帮扶村饮水工程用电价格按每千瓦时0.51元执行。
（十二）中铝河南分公司电解铝生产用电价格
中铝河南分公司电解铝生产用电，110千伏受电，电度电价按每千瓦时0.298元执行，基本电费按目录电价中电解铝基本电费标准执行。辅助电解铝生产用电（铸造用电），10千伏受电，电度电价按每千瓦时0.356元执行，基本电费同上。
三、缩小部分市县电价差
（一）部分县新增大工业项目的用电价格每千瓦时降价6分。具体规定如下：县内存量企业大工业用电价格不变，仍按趸售县销售电价表执行；2004年7月1日起建成并开始用电的新增大工业项目中，符合国家产业政策和环保政策的，其用电价格在趸售县销售电价的基础上降低6分(含免收1分城市公用附加)。国家规定的钢铁、电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥六大行业限制类、淘汰类用电不在降价之列。试行范围为：荥阳、新郑、新密、登封、永城、伊川、新安、陕县、新乡县、辉县、项城、固始、许昌、临颍、郾城、舞阳、沁阳、孟州、博爱、林州、安阳县、邓州、扶沟。
（二）巩义市、偃师市大工业用电价格按直供大工业用电价格执行。
缩小部分县市大工业用电差价，降低趸售县大工业用电价格，是促进县域经济发展，增强县域经济发展能力，吸引经济投资向县城流动的重要措施。各市价格主管部门要按照本文规定认真落实，确保政策顺利实施。不得自行扩大实施范围。
四、缩小部分市县电价差政策，自2004年7月1日抄见电量起执行；降低县城居民生活用电一户一表改造材料费收取标准，自2004年7月1日起执行；本文其余价格政策自2004年6月15日抄见电量起执行。
附件：趸售电价调整表（略）
宁夏电价政策 篇9
2010/06/21------
国家发展改革委等六部门《关于立即组织开展全国电力价格大检查的通知》（发改价检[2010]1023号）发出后，宁夏、广西、内蒙古自治区认真落实检查工作要求，在规定的期限内及时清理自行出台的越权优惠电价措施，坚决取消对高耗能企业和工业园区的优惠电价行为，节能减排电力价格大检查工作已取得实质性进展。
5月19日，宁夏自治区物价局下发《关于取消对工业企业实行电价优惠有关问题的通知》，规定自6月1日起，停止自行出台的对自治区内工业企业的电价优惠政策。之前下发的对中宁县引资项目、中卫市美利工业园区招商引资项目、宁夏电投钢铁公司60万吨连铸连轧项目实施的优惠电价文件同时废止。宁夏自治区经济和信息化委员会、物价局联合下发《关于取消对传统行业优惠电价的通知》，规定自6月1日起，取消自行出台的对高耗能行业的优惠电价，恢复执行规定的自治区目录电价。之前下发的关于对电解铝、铁合金、电石、碳化硅、金属镁、金属钠等高耗能企业，以及宁夏阳光硅业有限公司一期1500吨多晶硅等项目生产用电优惠文件同时废止。
5月26日，广西自治区物价局下发了《关于停止执行清狮潭水电厂上网电量定向销售价格的通知》、《关于取消自治区物价局桂价格字[2004]131号等文件的通知》等文件，规定自2010年6月1日起，停止执行对清狮潭水电站库区内的灵川县虎岭硅厂、金山电石厂、金山冶炼股份有限公司等高耗能企业的优惠电价措施，以及对部分按铁合金类电价执行的高钛渣、钛生铁高耗能企业的电价优惠。广西电网公司已按自治区物价局文件规定进行了相应整改。
5月31日，内蒙古自治区发文清理整顿高耗能优惠电价：一是坚决取消优惠电价措施。取消自治区发展改革委对包头国家生态工业(铝业)示范园区铝深加工项目(包括铝箱)、集宁区铝箱项目、卓资县化成箔项目、托克托工业园区、多晶硅、单晶硅制定的优惠电价，执行国家规定的目录电价。之前对上述项目制定的优惠电价所发文件自2010年6月1日起一律废止。二是按照国家规定调整自治区大工业电价子目录中铁合金类、电石类和氯碱销售电价。将西部电网大工业电价子目录中的电石类电价，并入电炉铁合金类电价。其中，电石类电价每千瓦时提高0.037元，铁合金类每千瓦时提高0.007元。蒙西地区的电解铝生产用电，执行铁合金类电价。取消对年生产规模在3万吨及以上的氯碱企业生产用电价格每千瓦时降低0.024元的优惠政策。兴安电网大工业电价子目录中的电炉合金、电石用电价格提高每千瓦时0.014元。提高电价后电网企业增加的电费收入，用于疏导电价矛盾。
国家确定宁夏、甘肃开展脱硝电价试点工作
来源：国家环境保护部 更新日期：2012-1-16 【字体：小 大】
为鼓励燃煤发电企业落实脱硝措施，促进污染减排任务的完成，近日，国家发展改革委《关于调整西北电网电价的通知》（发改价格〔2011〕2621号）确定在甘肃和宁夏开展脱硝电价试点工作，明确甘肃省、宁夏自治区安装并运行脱硝装置的燃煤发电企业，经国家或省级环保部门验收合格的，报省级价格主管部门审核后，试行脱硝电价，电价标准暂按每千瓦时0.8分钱执行。脱硝电价试点工作的开展，将为发电企业脱硝创造政策环境，有力地推动宁夏和甘肃氮氧化物的减排。
2012年宁夏造纸等行业将实行惩罚性电价
2012年03月09日09:23新消息报
3月8日，记者了解到，今年宁夏自治区经信委将通过从严控制新建高耗能项目、实施循环经济改造等措施，促进节能降耗与经济发展协同推进。
据介绍，今年宁夏鼓励用新工艺、新技术、新装备改造冶金、有色、建材、石化等传统产业；严格控制新建高耗能项目；严格执行差别电价政策，在电石、铁合金、水泥、焦炭、造纸等行业，实行惩罚性电价；大力推动化工、冶金、建材、生物发酵等行业实施循环经济改造；鼓励城市中水综合利用；积极发展公共交通，深入开展“车船路港”千家企业低碳交通运输专项行动等。
宁夏回族自治区物价局关于印发《企业自备电厂收费管理办法(试行)》的通知
【法规名称】 宁夏回族自治区物价局关于印发《企业自备电厂收费管理办法(试行)》的通知 【颁布部门】 宁夏回族自治区物价局 【发文字号】 宁价商发[2007]156号 【颁布时间】 2007-08-17 【实施时间】 2007-09-01
宁夏电力公司、宁夏发电集团、国电集团西北分公司、各有关发电厂（公司）、各企业自备电厂：
为了进一步规范自备电厂的管理，促进公平竞争，引导企业自备电厂规范、有序地发展，根据《中华人民共和国价格法》，自治区人民政府关于《宁夏回族自治区火力发电项目建设管理办法》（宁政发[2007]81号）等相关法律、法规，结合我区实际制定本办法。
第一条 本办法适用于企业建设的自备电厂。
第二条 除国家鼓励发展的资源综合利用（利用余热、余压发电、煤矸石发电等）、热电联产自备电厂和企业应急备用柴油发电机组之外的企业自备电厂自发自用电量，均应征收政府性基金。
第三条 政府性基金包括三峡工程建设基金标准按每千瓦时4厘执行；可再生能源附加标准按每千瓦时1厘执行；大中型水库移民后期扶持基金标准按每千瓦时1.6厘执行；城市公用事业附加费标准按每千瓦时1分钱执行；农网还贷基金标准按每千瓦时2分钱执行。
第四条 政府性基金原则上按企业自发自用电量（即全部电量扣除上网电量和我区平均厂用电率计收的厂用电量）征收。企业自备电厂需安装计量装置的，由电网经营企业出资统一负责安装。计量装置应具备在线监测功能，并与相关电网调度机构联网。
第五条 对不具备电量计量条件的企业，按自备电厂装机容量和我区电网同类型机组上平均发电利用小时确定总发电量，扣除其上网电量和厂用电量后计收政府型基金。
第六条 资源综合利用电厂、热电联产电厂分别按国家发展改革委、财政部、国家税务总局联合发布的《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》（发改环资[2006]1864号）和《关于做好关停小火电机组工作中小型热电联产机组审核工作的通知》（国经贸电力[2000]879号）规定进行认定。
第七条 自治区物价局会同自治区发改委、经委、电力监管部门按照国家政策对区内自备电厂逐个进行甄别，确定应缴纳政府性基金和系统备用费的企业名单，向社会公布并报国家发展改革委、国家电监会备案。
第八条 自备电厂按月交纳政府性基金，当月应交纳的政府性基金，要在下月10日前缴入宁夏电力公司指定账户内。逾期不缴的，按每日1‰的标准加收滞纳金；拒不交纳的，由宁夏电力公司相应扣减上网电量，没有上网电量的，由我局会同电力监管部门认定并强制收取。
第九条 宁夏电力公司应按公布的企业名单向自备电厂收取政府性基金，其中3‰作为宁夏电力公司手续费，其余资金按月上缴自治区财政专户，专款专用。若不按时上交政府性基金，或截留、挪用政府性基金，要依照《价格法》第三十九条、《价格违法行为行政处罚规定》第七条予以查处。
第十条 对2004年国家发展改革委、国家电监会下发《关于进一步落实差别电价及自备电厂收费政策有关问题的通知》（发改电[2004]159号）以来自备电厂欠缴政府性基金的，由我局会同有关部门制定追缴办法，由宁夏电力公司进行追缴。
第十一条 未经国家发展改革委批准，任何单位不得减免向自备电厂征收的政府性基金。
第十二条 与公用电网连接的所有企业自备电厂（含资源综合利用、热电联产电厂），均应向接网的电网公司支付系统备用费，收费标准按照宁价商发[2006]77号和宁政发[2007]81号文件规定执行，具体如下：
系统备用费=（企业变压器容量-电网向其供电的平均负荷）×基本电价（按变压器容量标准）或系统备用费=（最大需量-电网向其供电的平均负荷×基本电价（按最大需量标准）
注：企业变压器容量指企业与电网直接连接的变压器总容量。
第十三条 企业自备电厂应按月向宁夏电力公司交纳系统备用费。电网企业应按照并网协议或者合同提供电压、频率支撑等辅助服务，并在自备电厂设备检修或事故期间，负责保证其正常的电力供应，电价执行电网目录电价。对于拒不交纳系统备用费的，电网企业可中断上述辅助服务。
第十四条 电网企业不能向企业自备电厂提供辅助服务，或在企业自备电厂设备检修、事故期间不能保证其正常电力供应的，应向自备电厂退还当年交纳的系统备用费，并依照协议或者合同规定给予一定的经济赔偿。
第十五条 向企业自备电厂收取的系统备用费计入电网企业收入，由我局在核定电网企业总收入水平时统筹平衡。
第十六条 企业自备电厂所发电量原则上自发自用，严禁企业自备电厂违规自行对外供电。企业自备电厂与电网企业进行电量交换的，自备电厂向电网企业购买的电量，按其用电类别执行目录电价；上网销售的电量，电价按现行超时电价执行。
第十七条 我局会同自治区发改委、经委和电力监管部门负责落实自备电厂收费政策，确保政府性基金和系统备用费及时足额征缴。
第十八条 本办法自2007年9月1日起执行。
本办法由自治区物价局负责解释。若执行期间遇国家政策调整，则按国家调整政策执行。