【优质】四川省水电上网电价情况分析

四川省水电上网电价情况说明

一、四川电力开发的态势和特点

1、四川水电资源位居全国首位，开发潜力巨大

（1）水电资源位居全国首位。四川可开发水力资源占全国的27.2％，居第一位，目前的已开发率仅约10％，开发潜力巨大。

（2）“三江”水电基地建成后，将是全国重要的能源点。四川水电资源主要集中在境内的金沙江、雅砻江、岷江（含大渡河,简称三江），“三江”的技术可开发容量8810万千瓦（界河按一半计），占全省的80％，约占全国的23％。在全国十二大水电基地装机容量中分别排在第一、三、六位。其中金沙江和大渡河水电基地建成后具有年调节能力，雅砻江水电基地建成后将是全国唯一具有多年调节能力的水电基地，巨大的电能和充裕的调节能力将是我国未来能源网上的主要支撑点之一。

（3）优越的技术经济指标，使水能资源已成为四川省的品牌资源。在全国电力紧缺持续和西电东送的形势下，“三江”流域的水能资源已分别被各大发电集团瓜分，并在开发上加快了步伐。另外，四川在金沙江、雅砻江、大渡河、青衣江、涪江、嘉陵江等11大水系的干流及支流上，还有数量众多，装机规模多在2－20万千瓦左右的电站，其主要优势在于落差大（几十到几百米）、造价低（平均单位造价6000元/千瓦左右，低的近5000元/千瓦）、移民少（少的仅几十人）、投产快（中小水电，2－3年）。

2、电网建设情况

电力体制改革后，原省电力公司的发电资产被剥离出去，四川电网将并入华中电网统一管理。截至2006年8月末，四川电网全口径发电装机容量达

2530.65万千瓦，其中火电装机882.29万千瓦，占34.9%；水电装机1648.36万千瓦，占65.1%。2006年1-8月四川主网省内累计售电431.32亿度，累计外送电量42.73亿度，同比增长1.91％，累计购入电量34.23亿度，同比增长116.7％。至2005年末，四川电网已初步形成了以500KV为主要支撑，220KV为基本网架，110KV分布较为合理的输变电网架结构，川电外送能力达到236万KV。

“十一五”期间，四川还将新增220KV及以上输电线路9227公里，变电容量4297万千伏安。到2010年，全省220KV及以上输电线路约2万公里，变电容量6295万千伏安。到2020年，建立南北两个特高压1000KV交流输电大通道；500KV电网形成贯穿四川中部经济发达地区的结构紧密、南北互通的梯格形网架结构，满足可靠供电要求，并能适应大中型电源的接入和送出，适度超前规划建设电网，保持与电源建设协调发展，统筹规划大型电源基地输电系统，构建开放、畅通的输电平台，并结合大型水电电源建设，发展特高压电网，建立外送大通道，满足“川电外送”需要，适应电力发展与改革的新形势。

二、电价的管理

电力关系国计民生，联系着千家万户，因而社会十分关注电价。由于电价的政策性、社会性很强，电价由国家直接管理。《中华人民共和国电力法》对电价与电费的有关问题作了专门规定。该法的第五章就是“电价与电费”。电价的制定，是按照合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设的原则，由国家计委批准颁发，形成电力销售的目录电价。

三、现行水电上网标杆电价

由于国民经济的快速发展和电网改造的逐步到位，特别是钢铁、冶金、机械制造等高耗能行业的快速发展，对电力的需求每年保持高速增长趋势，电力

价格一路走高：2003年－2005年，四川省统调电网上网电价分别为0.2111元/千瓦时、0.2137元/千瓦时和0.2159元/千瓦时，前三年平均上网电价0.2136元/千瓦时；2005年国家发改委《关于华中电网实施煤电价格联动有关问题的通知》（发改价格[2005]667号），核定四川省新投产水电机组上网电价为0.246154元/千瓦时；2006年四川省电力公司《转发国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》（川电财[2006]94号），明确新投产电厂标杆上网电价进入商业运营后，上网电价一律按照0.288元/千瓦时（含税）执行，并执行分时电价政策。从上述电力价格的走势可以看出，未来电价价格将会随着能源供需矛盾的日益加深而逐渐逞现走高趋势。

四、分时上网电价政策

四川省电网公司对辖区内水电上网电价按照丰水、枯水、平水季节和每天不同的时段设定了不同的上网电价，有调节能力的水电站，可以将电力出力时间调整到价高时段多出力，从而增加发电收入。电网公司采取无人值守的电脑计价方式计算各发电公司的出力情况，并按不同时段给予不同的收购电价。

1998年当时的国家计委以计价格[1998]1802号文件向四川省物价局批复同意了《四川省电网丰枯、峰谷电价的暂行规定》。在《四川省电网丰枯、峰谷电价的暂行规定》中对丰枯、峰谷时段进行了规定及对不同时段的计价办法进行了规定。

附：四川省电网丰枯、峰谷电价暂行规定

第一条为了适应四川电力发展的新格局，进一步鼓励用户调整用电负荷，更好地起到削峰填谷作用，合理使用电力资源，缓解电力供需矛盾，提高社会效益，在原丰枯、峰谷电价试行办法的基础上，制定本规定。

第二条实行丰枯、峰谷分时电价总的原则是：在电价总水平不变、总

体上不增加用户负担的基础上，确定各季节和时段的价格；通过合理确定丰枯季节和时段的价格；通过合理确定丰枯季节和峰谷时段、浮动幅度，调动发电企业枯水季节和用电高峰时段的发电积极性，促进用户避峰填谷，提高社会经济效益。

第三条丰枯季节、峰谷时段划分。

（一）丰枯季节划分

丰水期：6—10月份；

枯水期：1—4月份、12月份；

平水期：5月份和11月份。

（二）峰谷时段划分

高峰时段：7:00—11:00 19:00—23:00

低谷时段：23:00—7:00

平段：11:00—19:00

第四条上网电量丰枯电价执行范围为装机容量在2000千瓦及以上水电厂的上网电量。丰水期电价在基准电价基础上下浮25%；枯水期在基准电价基础上上浮50%；平水期按基准电价执行。基准电价为按物价管理部门批准的上网电价（不含增值税），随电价计征的增值税均按以平段电价为基础的税额执行。

第五条上网电量峰谷电价执行范围为四川电网主网内装机容量2000千瓦及以上电厂的上网电量及地方独立电网送四川电网主网的上网电量。平段电价执行基准电价；高峰电价在基准电价基础上上浮33.5%，低谷电价在基准电价基础上下浮50%。基准电价为物价管理部门批准的上网电价（不含增值税），其中装机容量在2000千瓦及以上的水电厂根据不同季节分别以丰、枯、平水期电价（不含增值税）为基准电价。随电价计征的增值税均按以平段电价为基础计

算的税额执行。

第六条销售电量丰枯、峰谷电价的执行范围为受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用户；受电变压器容量在50千伏安及以上非工业、普通工业用户；除党政机关、事业社团、学校、医院、民政福利单位和城市公用路灯以外的非居民照明用户；趸售用电。

大工业或非工业、普通工业用户中的自来水生产和城市热力燃气用电不实行丰枯、峰谷电价办法。

第七条计算丰枯、峰谷电价的基准销售电价为国家规定目录电价中的电度电价。基本电价以及随电费加收的电力建设基金、三峡建设基金、城镇公用事业附加费等，不实行丰枯、峰谷电价。

第八条丰枯销售电价为，丰水期电价在基准电价基础上下浮10%，枯水期电价在基准电价基础上上浮20%，平水期电价按基准电价执行。

峰谷销售电价为，在丰枯电价基础上，高峰用电电价上浮60%，低谷用电电价下浮60%。

第九条实行丰枯、峰谷电价的用户和上网电厂（地方独立电网），必须装有由供电部门统一安装的分时计量装置，分别计量高峰、低谷、平段的用电量。

第十条两部制电价用户以实行丰枯、峰谷浮动后的电度电价加上国家规定的基本电费为基础，单一电价制电价的用户以浮动后的电度电价为基础，按国家规定功率因数调整办法，计算功率因数调整电费。

第十一条城市附加费仍按现行规定以未执行丰枯、峰谷浮动的目录电价为基数征收。

第十二条趸售用电按规定的电网损耗电量不实行丰枯、峰谷电价。转

供趸售电量，要严格按照规定的范围执行丰枯、峰谷电价。电网代购代销、尚未实行二级均摊的电量，暂不实行丰枯、峰谷电价。

第十三条个别只在高峰时段发电、以调峰为主的调峰电站，不实行本规定。

第十四条丰枯、峰谷电价随基准电价的变化而调整。

例如：川投田湾河大发水电站执行的四川省分时电价

注：有调节能力的水电站，可以将电力出力时间调整到价高时段多出力

五、调节能力强和有综合利用电厂的个别定价政策

在同一电网内运行的电站原则上国家规定是执行同网同质同价，因电站开发条件差、建设成本高且具有调节能力强的水库等特殊情况不能执行同网同质同价原则的，经由发电企业商电网经营管理部门提出方案，报省级以上物价行政主管部门，将按照对调节能力强水电项目积极支持原则进行核准后可执行个别定价。例如华电宝珠寺电厂（0.49元/kW.h）、华能太平驿水电站（0.29元/kW.h）、华能东西关电站（0.342元/kW.h）、华能雨城、铜头水电站（0.325元/kW.h）、槽雨滩水电站（0.32元/kW.h）等。

六、地方电网电价

由于四川省电网分布的历史原因，虽然四川省电力公司收购和重组了境内较多的地方电网公司，但省还是存在多网并存的实际情况。并且即使是省公司收购的地方电网公司在收购辖区内水电电量时仍与省公司存在一定的差距，还

是按照自己的政策在执行，不同区域的电网公司收购水电的价格都有差别，主要是根据地方的用电负荷和经济发展状况以及政府发展和需要来进行价格的测算，最高的通达到0.25元/kW.h，低的只有不到0.1元/kW.h。但是地方电网的电量考核没有省公司那么严格，基本上不执行差别电价政策。

2010年7月22日川发改物价函〔2010〕728号

四川省电力公司：

大唐四川川北电力开发有限公司新建苍溪县碑沱水电站（装机容量4×0.25万千瓦）；泸定县天定水电开发有限公司新建磨河沟流域梯级水电站（总装机容量2.24万千瓦，其中：下松电站0.96万千瓦，黑水电站0.64万千瓦，上松电站0.64万千瓦）；四川先源电力有限公司新建新团结电站（装机容量2×0.125万千瓦）、大格达电站（装机容量2×0.08万千瓦）、小角落电站（装机容量2×0.08万千瓦）和马颈子电站（装机容量2×0.1万千瓦）。上述电站已并入四川电网运行，按照四川省物价局川价电发〔2009〕59号文件规定，现核定其临时上网电价为0.288元/千瓦时，从投入商业运行之日起执行。

三、现行水电上网标杆电价

由于国民经济的快速发展和电网改造的逐步到位，特别是钢铁、冶金、机械制造等高耗能行业的快速发展，对电力的需求每年保持高速增长趋势，电力价格一路走高：2003年－2005年，四川省统调电网上网电价分别为0.2111元/千瓦时、0.2137元/千瓦时和0.2159元/千瓦时，前三年平均上网电价0.2136

元/千瓦时；2005年国家发改委《关于华中电网实施煤电价格联动有关问题的通知》（发改价格[2005]667号），核定四川省新投产水电机组上网电价为0.246154元/千瓦时；2006年四川省电力公司《转发国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》（川电财[2006]94号），明确新投产电厂标杆上网电价进入商业运营后，上网电价一律按照0.288元/千瓦时（含税）执行，并执行分时电价政策。

第二条实行丰枯、峰谷分时电价总的原则是：在电价总水平不变、总体上不增加用户负担的基础上，确定各季节和时段的价格；通过合理确定丰枯季节和时段的价格；通过合理确定丰枯季节和峰谷时段、浮动幅度，调动发电企业枯水季节和用电高峰时段的发电积极性，促进用户避峰填谷，提高社会经济效益。

第三条丰枯季节、峰谷时段划分。

（一）丰枯季节划分

丰水期：6—10月份；

枯水期：1—4月份、12月份；

平水期：5月份和11月份。

（二）峰谷时段划分

高峰时段：7:00—11:00 19:00—23:00

低谷时段：23:00—7:00

平段：11:00—19:00

例如：川投田湾河大发水电站执行的四川省分时电价

福建省物价局关于调整水电上网电价的通知

福建省物价局关于调整水电上网电价的通知各设区市物价局、省电力公司：近年来，由于水资源费、库区基金以及人工成本、材料费用、银行利率等因素提高的影响，水电企业生产经营成本增加。为缓解水电企业生产经营压力，促进水电企业可持续发展，经研究，决定适当调整上省网水电企业的上网电价，现将有关事项通知如下：一、由我局定价的上省网水电站的上网电价每千瓦时提高2.1分钱（装机2.5万千瓦及以上的水电站名单见附件）。二、我省水电标杆上网电价每千瓦时同步提高2.1分钱，其他规定仍按照《福建省物价局关于进一步规范小水电上网电价管理的通知》（闽价商〔2007〕96号）和《福建省物价局关于加强水电上网电价管理的通知》（闽价商〔2009〕13号）执行。三、以上电价调整自2012年3月抄见电量之日起执行。附件：装机2.5万千瓦及以上水电站名单二○一二年三月十五日附件：装机2.5万千瓦及以上水电站名单

电站名称 1寿宁牛头山发电公司 2龙岩白沙水电厂 3周宁丰源水电厂 4闽清嵩滩浦电厂 5屏南金造桥水电站 6古田溪二级水电厂 7周宁水电厂 8芹山水电厂 9雍口水电厂 10屏南黛溪水电站 11范厝水电厂 12良浅水电厂 13孔头水电厂 14大言水电厂 15高砂水电厂 16斑竹溪水电厂 17沙县城关水电厂 18万安水电厂 19贡川水电厂 20峡阳水电厂 21福建闽兴照口水电站 22屏南旺坑电站 23屏南上培电站 24福建古田双口渡电站 25周宁后垄溪水电站 26将乐县恒升水电有限公司（黄潭）27福建省建瓯市北津电站 28福建省顺昌洋口电站 29福建省金湖公司高唐水电厂 30后垄溪一级电站 31三明台江水电有限公司 32福建华投西门发电有限公司 33福安潭头电站 34永泰大樟溪梧桐水电站 35华安绵良电站 36上杭金山水电站 37福建武平县东留水库电站 38长汀汀洲水电站 39连城县大灌水电站 40漳平华口电站 41谟武水电厂 42漳平小杞电站

20120628 南网营销部 - 南方电网实施居民峰谷电价的研究报告

南方电网实施居民峰谷电价的研究报告南方电网公司市场营销部李保平摘要：为深入推进节能减排，鼓励居民高峰时段节约用电，缓解供需矛盾，国家鼓励实施居民峰谷分时电价，部分省区政府部门也有类似考虑。但由于目前国家政策环境，决定了电价政策降多升少，用户自由选择进出，最终电网公司电费必然欠收，同时电网公司必须承担电表投资。通过对浙江省多年来实施的经验分析，经研究，初步结论是目前暂不宜全网推广居民峰谷分时电价，即使要推行，也应先在广州、深圳等城市试行。同时要积极争取有利的电价政策，避免对公司利益产生较大影响。 2011年11月29日，国家发展改革委印发了《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见的通知》（发改价格[2011]2617号），明确了全国实施居民阶梯电价的原则和要求，同时，鼓励各地区可同时试行居民峰谷分时电价。为研究南方电网实施居民峰谷电价的必要性和可行性，市场部组织赴浙江省了调研交流，并就有关重大问题进行了分析研究。一、浙江省居民峰谷电价实施基本情况 2001年，应省领导要求，浙江省逐步开始居民峰谷分时电价试点，2007全省城乡居民经申请均可执行居民峰谷电价。截至2011年底，全省执行居民户数280万户，约占全省居民户数1900万户的15%。目前浙江省居民峰谷电价电价政策是：高峰14小时，低谷10小时。高峰加3分，峰谷电价比1：0.5，加上附加，目前居

民电价是高峰0.568元/千瓦时，低谷为0.288元/千瓦时）。 2010年，浙江全省居民用电341亿千瓦时，约占全省总用电量16%。全省居民用电平均电价水平为0.558元/千瓦时，其中：执行峰谷的居民用户平均电价为0.503元/千瓦时，不执行峰谷的居民用户平均电价水平0.576元/千瓦时。执行峰谷电价的居民平均电价低约0.07元/千瓦时。据此测算，估计全年电网公司减收3.5亿元。在试点初期，浙江省电表改造由电网出资300元，用户出资100元。07年后取消用户出资，全部由电网公司承担。预计电网公司总投入8.4亿元。据了解，浙江电网公司没有单独对居民峰谷电价移峰填谷效果进行测算分析，估计约80万千瓦（每户移峰20%左右），有一定效果，但作用有限。二、南方电网居民用电基本情况南方电网年居民生活用电约1100亿千瓦时，占全社会用电量的17%。高峰负荷约占总负荷的25%。直供居民用户数3500万户。海南、广西、广东居民用电比例较高，广东居民用电占总售电量18%，广西占19%，海南占26%。云南、贵州较低，云南占14%，贵州占14%。广州居民用电比例22%，“一户一表”居民332万户。深圳居民用电比例17%，“一户一表”居民184万户。目前全网居民电表无论是电子表，还是机械表，暂不具备峰谷分时计量条件。三、实施居民峰谷电价利弊分析

四川省水电上网电价情况分析

四川省水电上网电价情况说明一、四川电力开发的态势和特点 1、四川水电资源位居全国首位，开发潜力巨大（1）水电资源位居全国首位。四川可开发水力资源占全国的27.2％，居第一位，目前的已开发率仅约10％，开发潜力巨大。（2）“三江”水电基地建成后，将是全国重要的能源点。四川水电资源主要集中在境内的金沙江、雅砻江、岷江（含大渡河,简称三江），“三江”的技术可开发容量8810万千瓦（界河按一半计），占全省的80％，约占全国的23％。在全国十二大水电基地装机容量中分别排在第一、三、六位。其中金沙江和大渡河水电基地建成后具有年调节能力，雅砻江水电基地建成后将是全国唯一具有多年调节能力的水电基地，巨大的电能和充裕的调节能力将是我国未来能源网上的主要支撑点之一。（3）优越的技术经济指标，使水能资源已成为四川省的品牌资源。在全国电力紧缺持续和西电东送的形势下，“三江”流域的水能资源已分别被各大发电集团瓜分，并在开发上加快了步伐。另外，四川在金沙江、雅砻江、大渡河、青衣江、涪江、嘉陵江等11大水系的干流及支流上，还有数量众多，装机规模多在2－20万千瓦左右的电站，其主要优势在于落差大（几十到几百米）、造价低（平均单位造价6000元/千瓦左右，低的近5000元/千瓦）、移民少（少的仅几十人）、投产快（中小水电，2－3年）。 2、电网建设情况电力体制改革后，原省电力公司的发电资产被剥离出去，四川电网将并入华中电网统一管理。截至2006年8月末，四川电网全口径发电装机容量达2530.65万千瓦，其中火电装机882.29万千瓦，占34.9%；水电装机1648.36万千瓦，占65.1%。2006年1-8月四川主网省内累计售电431.32亿度，累计外送电量42.73亿度，同比增长1.91％，累计购入电量34.23亿度，同比增长116.7％。至2005年末，四川电网已初步形成了以500KV为主要支撑，220KV为基本网架，110KV分布较为合理的输变电网架结构，川电外送能力达到236万KV。 “十一五”期间，四川还将新增220KV及以上输电线路9227公里，变电容量4297万千伏安。到2010年，全省220KV及以上输电线路约2万公里，变电容量6295万千伏安。到2020年，建立南北两个特高压1000KV交流输电大通道；500KV电网形成贯穿四川中部经济发达地区的结构紧密、南北互通的梯格形网架结构，满足可靠供电要求，并能适应大中型电源的接入和送出，适度超前规划建设电网，保持与电源建设协调发展，统筹规划大型电源基地输电系统，构建开放、畅通的输电平台，并结合大型水电电源建设，发展特高压电网，建立外送大通道，满足“川电外送”需要，适应电力发展与改革的新形势。二、电价的管理电力关系国计民生，联系着千家万户，因而社会十分关注电价。由于电价的政策性、社会性很强，电价由国家直接管理。《中华人民共和国电力法》对电价与电费的有关问题作了专门规定。该法的第五章就是“电价与电费”。电价的制定，是按照合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设的原则，由国家计委批准颁发，形成电力销售的目录电价。三、现行水电上网标杆电价由于国民经济的快速发展和电网改造的逐步到位，特别是钢铁、冶金、机械制造等高耗能行业的快速发展，对电力的需求每年保持高速增长趋势，电力价格一路走高： 2003年－2005年，四川省统调电网上网电价分别为0.2111元/千瓦时、0.2137元/千瓦时和0.2159元/千瓦时，前三年平均上网电价0.2136元/千瓦时；2005年国家发改委《关于华中电网实施煤电价格联动有关问题的通知》（发改价格[2005]667号），核定四川省新投产水电机组上网电价为0.246154元/千瓦时；2006年四川省电力公司《转发国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》（川电财[2006]94号），明确新投产电厂标杆上网电价进入商业运营后，上网电价一律按照0.288元/千瓦时（含税）执行，并执行分时电价政策。从上述电力价格的走势可

小水电管理办法

近日广东省法制办公布并向社会征求意见的《广东省小水电管理办法》提出，广东省将严格控制新建小水电，禁止新建以单一发电为目的、需要跨流域调水或者长距离引水的小水电，禁止在自然保护区、饮用水水源保护区、水源涵养区、江河源头区等特殊保护区域新建小水电。小水电管理办法第一章总则第一条【立法目的】为了加强小水电管理，保障小水电安全运行，合理利用水能资源，保护和改善生态环境，根据《中华人民共和国水法》、《中华人民共和国可再生能源法》等法律、法规，结合本省实际，制定本办法。第二条【适用范围】本办法适用于本省行政区域内小水电的建设和监督管理工作。本办法所称小水电，是指总装机容量5万千瓦以下的水电工程及其配套设施、设备。第三条【政府职责】各级人民政府应当加强对小水电管理工作的领导，推动小水电绿色发展和改造升级，保障小水电安全运行。第四条【部门职责】县级以上人民政府水行政主管部门是小水电的行政主管部门，负责小水电的行业监督管理工作。县级以上人民政府发展改革、经济和信息化、安全监管、环境保护等有关部门按照各自职责，负责小水电的有关监督管理工作。电网企业应当配合有关部门做好小水电管理工作。第五条【行业协会】小水电行业协会应当加强行业自律管理，积极指导小水电经营管理单位开展安全生产和绿色运行工作，为小水电经营管理单位提供信息交流、技术培训等服务，配合做好小水电监督管理工作。第六条【保障和监督】公民、法人和其他组织享有依法开发建设小水电的权利，应当依法履行保护水资源、水工程、水生态的义务，其合法权益受法律保护。单位和个人有依法举报小水电经营管理单位和个人违法违规行为的权利。县级以上人民政府水行政主管部门和其他有关部门应当依法处理举报事项，按规定公开处理结果。第二章水能资源管理第七条【水能资源规划】水能资源开发利用规划应当服从流域综合规划、区域综合规划，并与能源发展规划、土地利用总体规划和环境保护规划等有关规划相协调，与防洪、供水、灌溉、生态用水、航运和渔业需要相适应，落实绿色发展理念，做到因地制宜、合理有序。水能资源开发利用规划由县级以上人民政府水行政主管部门组织编制，经征求同级有关部门、专家意见后，报本级人民政府批准实施。水能资源开发利用规划报送批准前，应当向社会公示规划草案，公示时间不得少于三十日。第八条【限制新建】严格控制新建小水电。

国家发展改革委关于调整上网电价通知

国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知发改价格[2013]1942号各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、电力公司，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，国家开发投资公司、神华集团公司：为贯彻落实《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》（发改价格[2013]1651号），决定在保持销售电价水平不变的情况下适当调整电价水平。现就有关事项通知如下：一、降低有关省（区、市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价，具体降价标准见附件1。各地未执行标杆电价的统调燃煤发电企业上网电价同步下调。二、适当降低跨省、跨区域送电价格标准，具体降价标准见附件2。三、在上述电价基础上，对脱硝达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高1分钱；对采用新技术进行除尘、烟尘排放浓度低于30mg/m3（重点地区低于20mg/m3），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高0.2分钱。四、适当疏导部分地区燃气发电价格矛盾。提高上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省（区、市）天然气发电上网电价，用于解决因存量天然气价格调整而增加的发电成本。具体调价标准由省级价格主管部门从紧制定，并报我委备案。

五、将向除居民生活和农业生产以外的其他用电征收的可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱（西藏、新疆除外）。六、以上电价调整自2013年9月25日起执行。七、请各省（区、市）价格主管部门组织电网经营企业和发电企业严格贯彻执行上述调价措施。同时，不得超越价格管理权限另行降低发电企业上网电价，不得自行降低对电力用户尤其是高耗能企业的销售电价。附件：1、各省（区、市）统调燃煤机组上网电价调整表 2、有关跨省、跨区域送电价格调整表国家发展改革委 2013年9月30日

上网电价

国家发展改革委二○○九年七月二十日全国风力发电标杆上网电价列表 Ⅰ类资源区【电价】0.51元【地区】内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市 Ⅱ类资源区【电价】0.54元【地区】河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市 Ⅲ类资源区【电价】0.58元【地区】吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克族自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区 Ⅳ类资源区【电价】0.61元【地区】除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区 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，发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。近日，国家发改委下发关于适当调整电价有关问题的通知，上调了部分地区水电企业的上网电价。其中，三峡地下电站投入商业运营后，三峡电站送湖北上网电价调整为每千瓦时0.2506元，送其他地区上网电价每千瓦时提高0.19分钱，三峡电站送电至各地的落地电价相应调整。发改委还将贵州省统调水电站上网电价每千瓦时提高0.3分钱。将湖南省挂治、三板溪水电站上网电价调整为每千瓦时0.36元，将凌津滩、洪江、碗米坡水电站上网电价调整为每千瓦时0.336元，将广西岩滩、甘肃大唐麒麟寺、重庆中电狮子滩水电站上网电价分别调整为每千瓦时0.1612元、0.26元和0.3元。（王颖春） 2011年06月03日08:28 来源：《中国证券报》那么，根本区别显然就在于上网电价了。华北和中部地区的平均上网电价明显低于广东和东南沿海地区。根据国家电监会此前公布的《2008年度电价执行情况监管报告》，每千瓦时的上网电价，山西是0.335元，山东是0.383元，湖北是0.349元，河南是0.339元，江西是0.375元，湖南是0.355元，而西北地区的上网电价则更低。相比之下，浙江是0.459元，江苏是0.42元，广东是0.466元。

广西电价目录表

广西电网销售电价表桂价格【2009】436号、桂价格【2010】154号、桂价格【2010】155号单位：元/千瓦时

以上电价调整自2009年11月20日起执行。注：1、上表所列价格，除农业排灌用电外，均含农网还贷资金2.5分钱（其中一般大工业用电含农网还贷资金1.5分钱）和三峡工程建设基金0.4分钱。 2、上表所列价格，除农业生产用电外，均含大中型水库移民后期扶持资金0.83分钱。 3、上表所列价格，除居民生活用电外、农业生产用电外，均含可再生能源电价附加0.4分钱和地方水库移民后期扶持资金0.05分钱。 4、上表所列价格，除农村居民生活用电、农业生产用电外，均含城市公用事业附加，标准为：城镇居民生活用电、一般工商业用电1分钱，其余用电0.2分钱。 5、核工业铀扩散厂和堆化工厂生产用电价格，按上表所列分类用电降低1.7分钱（农网还贷资金）执行；抗灾救灾用电、化肥生产用电，按上表所列分类用电降低2分钱（农网还贷资金）执行。 6、区直煤矿煤炭生产用电按铁合金用电减低6分钱执行。 7、电解铝、合成氨、电石、电炉铁合金、电解烧碱、电炉黄磷等高耗能企业用电价格，自2010年6月1日起按广西壮族自治区物价局文件桂价格【2010】154号执行。 8、按照广西壮族自治区物价局文件桂价格【2010】155号规定，继续对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8个行业实行差别电价政策，并进一步提高差别电价加价标准，自2010年6月1日起，将限制类企业执行的电价加价标准由现行每千瓦时0.05元提高到0.10元，淘汰类企业执行的电价标准由现行每千瓦时0.20元提高到0.30元。

火、水、风、光、核的发电成本与上网电价解析

火、水、风、光、核的发电成本与上网电价解析国家能源局2018年全国电力工业统计数据显示，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗308克，线路损失率6.21%。全国发电企业平均综合厂用电率为5.52%（2017年数据）。即发电机组发出1度电，到达用户约0.89度；用户用1度电，总煤耗约345克（全按燃煤机组计算）。因此，节约用电不是一句口号，而且要尽量用清洁电。一度电里还有70%来自火电。到2018年底，全国电源总装机容量189948万千瓦，全年全口径发电量69940亿千瓦时。从装机容量看，火电114367万千瓦、水电35226万千瓦（抽水蓄能2999万千瓦）、风电18426万千瓦、太阳能发电17463万千瓦、核电4466万千瓦。数据来源：全国电力工业统计从发电量看，火电发电量49231亿千瓦时，水电发电量12329亿千瓦时，风电发电量3660亿千瓦时，太阳能发电量1775亿千瓦时，核电发电量2994亿千瓦时。

从各省（市）发用电量看，电力资源分布与需求呈逆向分布特征明显，2018年各省区外受电量总和为8723亿千瓦时，占当地总发电量20.4%。广东、江苏、山东省用电量位居前三，山东、江苏、内蒙古发电量位居前三，广东、江苏、浙江省区外受电量位居前三，北京、上海、重庆区外受电占用电量的比重位居前三。

数据来源：公开资料

几种典型发电机组的电价及成本，燃煤发电机组、水电机组、风电机组、光伏发电机组和核电机组。燃煤发电机组我国电源结构以燃煤火电机组为主，今后相当一段时间内还很难改变。正是因为燃煤机组的重要性，我国发电机组的上网电价政策一直以燃煤机组上网电价政策为主，历经还本付息电价、经营期电价，现为标杆电价政策时期。2019年9月26日，国务院常务会议决定完善燃煤发电上网电价形成机制，从明年1月1日1日起，取消煤电联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。2018年燃煤火电机组分省脱硫标杆上网电价如图。数据来源：公开资料影响燃煤火电机组上网电价的因素主要有煤价、工程造价、年发电利用小时数、机组固定成本、长期贷款利率、折旧率等。其中：影响标杆上网电价水平的

国家经济委员会、水利电力部、国家物价局关于小水电电价的几项规定的通知

国家经济委员会、水利电力部、国家物价局关于小水电电价的几项规定的通知水电财字[1986]第119号发布时间： 1986-11-20 来源：作者：访问次数： 12 【字体：大中小】各电管局，各省、自治区、直辖市经委、物价局、水利（水电）厅、电力局：小水电是大电网的必要补充，对缓和农村用电供需矛盾，繁荣农村经济，加快中国式农村电气化的发展有积极的作用。为了调动多部门、多渠道、多层次办电的积极性，加速小水电建设，增强小水电自我发展和改造的能力，特对小水电（总装机二万五千千瓦以下）电价作如下规定。一、小水电应执行"自建、自管、自用"的原则。小水电电量属于计划外电量，可参与市场调节。二、独立运行或并网运行的小水电站及小水电网，在其自供区内的供电（可不执行国家统一电价），由当地物价部门根据本地区的实际情况。按照合理利润的原则确定售电价格。三、凡并网运行的小水电，应服从电网的统一调度。上网的小水电电量，在用户认购的条件下，采取电业部门代销制办法。其上网电价按所在地区小水电中等平均水平的发电成本加发电税金、合理利润统一确定，但电价水平应不低于每度五分。电网代销小水电的价格，可不执行全国统一电价，按上网电价加所在省电力局平均供电成本、线损、供电税金和平均供电利润确定。上网电价和售电价格均由省级物价部门和省电力局、水利（水电）厅核定后执行，并报国家物价局和水利电力部备案。四、小水电上网电价及售电价格应实行丰枯季节差价、峰谷分时电价。五、为支持小水电事业的发展，大电网与小水电互送电

量，在同一月份同一计量点（表计装在产权分界点）按高峰、低谷时段分别予以互抵。互抵后，凡小水电多送大电网的电量，在电网需要及用户认购的条件下，按上网电价执行，凡大电网多供小水电的电量，按电网电价执行。六、小水电上网电量，由当地经委负责分配。一九八六年十一月二十日

贵州省小水电上网电价太低

贵州省小水电上网电价太低，不利于可再生能源企业健康近年来，省委、省政府根据我省水能资源十分丰富的优势，大力发展农村小水电，不断加快农村电气化建设，启动小水电代燃料工程，农村小水电快速增长。截止目前，全省共有小水电（含在建工程）2000余家，总装机容量300万千瓦左右，年发电量达80多亿千瓦时，小水电的大力开发和利用，为我省国民经济的发展和能源建设发挥了极其重要的作用，不仅拉动了地方固定资产的投资，而且带动地区经济的发展，为我省西东送提供了必要的补充，极大地缓解了一些地方电力供求紧张的矛盾。随着电力工业改革的不断深入，经济的快速发展，市场化要求的不断提高，全省小水电企业在运行过程中的许多困难和问题日益凸显，有的甚至相当严重。主要表现在： 1、我省现执行的上网电价最高的是0.2374元/千瓦时，最低的只有0.1974元/千瓦时，但投资及运行成本大部分都在0.30/千瓦时至0.35/千瓦时之间，企业亏损严重。和周边省市相比较，相差较大。（重庆市0.26至0.2892元/千瓦时：四川省0.275元/千瓦时至0.29元/千瓦时） 2、企业成本监审不符合社会发展要求；随着《劳动法》的深入贯彻执行，劳动者收入的增加，工人工资成本也相应在不断增加，工程投入和产出与社会综合物价总水平上涨情况的差异越来越大，成本监审与企业实际运行成本差之甚远。 3、水资源费的增加也扩大了企业成本。我省目前水资源费征收率为0.004元/千瓦时至0.007元/千瓦时，比相邻省市高，（重庆市是0.001元/千瓦时，四川省是0.003元/千瓦时）电价低反而水资源费高，呈现明显的不合理性。 4、与火电上网价格相比较，价差太大。我省火电上网电价目前是0.32元/千瓦时，较之相比，相差0.1元/千瓦时，不符合《电力法》和《可再生能源法》关于电价的定价原则。电力法明确规定：“上网电价应实行同网同质同价”。更何况小水电是比火电优质得多的清洁绿色可再生能源。由于小水电上网电价长期居低不上以及不合理性，从而导致小水电企业电费收入只能维持支付利息、工人工资、及简单的维修维护费和国家的税费，企业无法提取折旧费，更谈不上合理利润，无法完成投资回收和资金的积累。资金的匮乏，企业安全保护设施的投入，设备的更新和改造，工人操作技能的培训，劳动条件和劳动环境的改善等都成为投资人只能说而无力做的一句空话。因此，上述问题的集中表现，是我省小水电企业在发展过程中由于上网电价过低的约束而产生的一种必然结果。

山东省发电企业上网电价表(一)

附件1 山东省发电企业上网电价表（一）（重点发电机组）单位：万千瓦、元/千瓦时（含税）发电企业名称编号容量调整后上网电价脱硫脱硝除尘超低 1、4 2×33.5 0.3952 是是 – – 华电国际电力股份有限公司邹县发电厂 2、3、5、6 2×33.5+60+63.5 0.3972 是是是 – 华电邹县发电有限公司 7、8 2×100 0.3729 是是是 – 华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂 5-7 14+2×33 0.3972 是是是 – 1、2、3 3×30 0.3887 是是 – – 华电国际电力股份有限公司莱城发电厂 4 30 0.3907 是是是 – 3、4 2×14.5 0.3885 是是是 – 华电淄博热电有限公司 5、6 2×33 0.3729 是是是 – 华电青岛发电有限公司 1-4 30+32+2×30 0.4243 是是是 – 1、2、4 2×33+67 0.3879 是是是 – 华电潍坊发电有限公司 3 67 0.3859 是是 – – 1、2、4 2×14.5+30 0.3779 是是是 – 华电章丘发电有限公司 3 33.5 0.3879 是是是是 1、3、4 15+2×31.5 0.3779 是是是 – 华电滕州新源热电有限公司 2 15 0.3759 是是 – – 华电龙口发电股份有限公司 3-6 4×22 0.4234 是是是 – 华电华电莱州发电有限公司 1、2 2×105 0.3729 是是是 – 华能国际电力股份有限公司德州电厂 1-6 33+32+33+32+2×70 0.3987 是是是 – 华能国际电力股份有限公司济宁电厂 1、2、5、6 2×35+2×13.5 0.3773 是是是 – 华能辛店发电有限公司 5、6 2×30 0.3796 是是是 – 4、5 2×14.5 0.3859 是是 – – 华能淄博白杨河发电有限公司 6、7 2×30 0.3979 是是是是华能威海发电有限责任公司 3-6 2×32+2×68 0.3935 是是是 – 山东日照发电有限公司 1、2 2×35 0.4385 是是是 – 华能国际电力股份有限公司日照电厂 3、4 2×68 0.3729 是是是 – 华能嘉祥发电有限公司 1、2 2×33 0.3729 是是是 – 华能曲阜热电有限公司 1、2 2×22.5 0.3729 是是是 – 4、5 2×33 0.3709 是是 – – 山东华能莱芜热电有限公司 6 100 0.3459 – – – – 7、8、10 2×33+35 0.3729 是是是 – 华能济南黄台发电有限公司 9 35 0.3829 是是是是 4-6 11+2×16 0.4054 是是是 – 华能烟台发电有限公司 7 16 0.3934 是 – – – 1-4、6 4×14.5+33 0.3845 是是是 – 华能华能济宁运河发电有限公司 5 33 0.3825 是是 – –

中国水力发电电能上网价格及成本综合分析

第一节中国电价改革分析转自：https://www.360docs.net/doc/492918338.html, 从历史上看，我国电价改革可分为三个阶段：第一阶段——1985年，国务院实行了多家办电和多渠道集资办电的政策，与此相适应，实行了多种电价制度。第二阶段——1998年，国家适时调整电价政策，以“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策。第三阶段——2002年，在“厂网分开”后，“竞价上网”前，实行临时上网电价。 2002年电力体制改革推开之后，中国连续三年遭遇了大范围的"电荒"。作为核心内容之一的电价改革一直进展缓慢。电力供应紧张时，推进电价改革的风险比较大，因为价格可能上涨。因此，主管部门前两年对推行电价改革一直态度谨慎。电价改革的目的，是改变执行了20多年的以成本来定价的“还本付息电价”模式，最终建立由市场形成电价的电价机制。第一步便是在上网环节引入竞争机制。中国电力体制改革的核心是电力市场化，而电价改革是电力市场化的关键环节，电价形成机制是否科学最终将影响着电力体制改革的成败。2004年，在不到半年的时间里，国家发改委两次调整电价，平均提高幅度每千瓦时较2003年已经上涨了2分钱，这说明由电价引发的各种矛盾已然凸显。https://www.360docs.net/doc/492918338.html, 电价改革的方向是全面引入竞争机制，但在过渡期可采取双轨制进行。根据现有方案，就是在区域电力市场推行两部制电价，之后逐步加大竞价比例，实现市场化的整合。同时，逐渐推进大用户直供的试点，鼓励供电和用电双方直接签订长期供电合同。所谓“两部制电价”，是一种过渡性安排，即将上网电价分为容量电价和电量电价两部分，其中容量电价由政府制定，电量电价由市场竞价形成。2004年1月，东北区域电力市场进入模拟运行状态，同年12月进行两轮年度竞价，2005年4月20日启动了月度竞价，进入试运行阶段。除了包括“竞价上网”、“煤电价格联动的机制”在内的上网环节外，本次电价改革还将从收费和销售环节逐步完善电价政策。从收费环节来看，今后相当长的一段时间内，对于电价的监管将成为政府监管的重点。2005年，国家电监会颁布了《输配电成本核算办法》，用以规范输配电企业。在其基础上，国家发改委、国家电监会将共同对输配电环节的成本实行严格监控。同时，电力市场还将大力推行发电企业和用户双边交易方式，促进直接买卖。

云南省居民阶梯电价实施细则1

云南省居民阶梯电价实施细则一、总则 1．依据《云南省居民阶梯电价政策》制定本实施细则。 2．居民阶梯电价的定义。“居民阶梯电价”是一种按照用电消费电量进行分段定价，用电价格随电量增加呈现阶梯状逐级递增的定价机制。 3．居民阶梯电价的实施范围。云南电网供电区域内统一执行云南电网销售电价，实行“一户一表”抄表到户的城乡居民用电客户。 4. 居民阶梯电价的实施目的。在全国范围内对居民生活用电实施阶梯电价，目的是为了促进资源节约型和环境友好型社会建设，逐步减少电价交叉补贴，理顺电价关系，引导居民合理用电、节约用电。二、云南省居民阶梯电价有关政策 1．按照《云南省居民阶梯电价》（云价价格〔2012〕号）文件规定，“一户一表”城乡居民阶梯电价分档电量和电价为：丰水期（5月至11月）不分档，执行同一电价，每千瓦时0.467元；枯水期（1-4月和12月）执行阶梯电价，第一档月用电量在120千瓦时及以下部分，每千瓦时0.467元；第二档月用电量在121-250千瓦时部分，每千瓦时0.517元；第三档超过250千瓦时部分，每千瓦时

0.817元。 2．对城乡“低保户”和农村“五保户”每户每月设置15度免费电量，原省级价格主管部门、地州价格主管部门出台的优惠扶持措施不再执行。 3．居民阶梯电价实施后，对未实行“一户一表”抄表到户的合表居民用户，以及执行居民生活电价的财政拨款党政事业单位、部队、医院、学校的非居民照明用电，市政部门管理的公共场所、公共道路照明用电以及公安部门的交通指挥灯等用电，原执行居民生活电价的按照合表电价执行。 4.《云南省居民阶梯电价》（云价价格〔2012〕号）文件下发之日起，原《云南省发展和改革委员会关于调整云南省电网居民生活用电价格的通知》（云发改价格〔2006〕1484号）文件作废，保留“对尚未实施农网改造的，每千瓦时不超过0.80元的最高限价”规定。三、具体执行要求 1．对“一户一表”的认定：原则上以住宅，而不是以人口数为单位，一个房产证或者等同于房产证的相关证明对应的住宅为一户。对不能提供房产证明的，按供电企业安装的电能表为单位确定。几代同堂合住一套房子，只有一个房产证明的，供电企业可根据实际情况与用户协商一致后适当分表计量。对于农村用户没有房产证明的，按户口本或村委会“分家”证明来界定是否属于“一户一表”用户。

20180130--我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总--整理版

我国天然气分布式能源发电上网电价政策汇总目前，我国有明确天然气发电上网电价的省市集中在东部沿海地区，这些地方用电量大，靠近负荷中心；经济发达，用户承受能力强；对环境要求高，煤改气启动早力度大；政府意识超前，便于接受新鲜事物，这些特点与天然气分布式能源优点十分匹配，进一步催化了天然气发电上网电价政策的诞生。

目录一、国家政策 (3) 二、地方政策 (5) 1、北京 (5) 2、天津 (6) 3、河北 (9) 4、山东 (11) 5、江苏 (12) 6、上海 (15) 7、浙江 (16) 8、福建 (18) 9、广东 (19) 10、湖北 (21) 11、湖南 (23) 12、河南 (24) 13、陕西 (25) 14、山西 (26) 15、四川 (27) 16、广西 (28) 17、江西 (30) 18、海南 (32) 三、暂无明确政策地区 (33)

一、国家政策国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知发改价格[2014]3009号各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：为规范天然气发电上网电价管理，促进天然气发电产业健康、有序、适度发展、经商国家能源局，现就有关事项通知如下：一、根据天然气发电在电力系统中的作用及投产时间，实行产别化的上网电价机制。（一）对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策。具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定。（二）新投产天然气调峰发电机组上网电价，在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合理差异确定。（三）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格。对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余，并由电网企业收购的电量，其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。（四）已投产天然气发发电上网电价要逐步向新投产同类天然气发电上网电价归并。二、具备条件的地区天然气发电可以通过市场竞争或电力用户协商确定电价。三、建立气、电价格联动机制。当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电

《2017年云南电力市场化交易实施计划方案》

2017年云南电力市场化交易实施方案为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件的有关要求，依据《云南省进一步深化电力体制改革试点方案》（云发〔2016〕10号），在2016年云南电力市场化交易实施方案的基础上，结合云南电力系统运行实际，进一步完善市场结构和市场体系，特制定本方案。本方案适用于云南省内所有发电企业、供电企业、用电企业及售电企业。省外及境外发电企业、售电企业、电力用户在具备条件时，按照本方案参与交易。本方案分为四个部分：交易主体、市场交易、结算、其他事项。一、交易主体（一）售电主体售电主体为并入云南电网运行的所有电厂，分为优先电厂和市场化电厂。优先电厂指由地调/县调调度的并网运行公用中小水电及其他类型电厂、2004年1月1日前已投产的并网运行公用水电厂（以该电厂第一台机组投运时间为准，下同）；市场化电厂指风电场、光伏电厂、火电厂、2004年1月1日及以后投运由总调调度、省调调度、省地共调电厂。新投电厂按上述原则划分电厂类

别。优先电厂称为非竞争性售电主体，暂不参与市场化交易，市场化电厂称为竞争性售电主体，按本方案参与市场化交易和结算。市场化电厂须在电力交易中心进行注册。售电主体的发电量分为优先发电量和市场化发电量，其中优先发电量含优先电厂的发电量、风电场和光伏电厂保居民电能替代电量、火电厂保障电网安全稳定运行所需电量、火电备用状态确认电量、供气所需电量及其他分配电量（相应电量按政府有关部门政策执行）、具有年调节能力及以上水库的水电厂调节电量；市场化发电量指市场化电厂优先发电量之外的所有发电量，通过市场化方式进行交易、结算。风电场和光伏电厂的优先发电量根据居民电能替代需要的金额分月确定，月间滚动，年度平衡。其中，汛期风电、光伏电厂全部上网电量为优先电量，枯平期风电、光伏电厂按照上年度当月全网风电、光伏电厂平均利用小时数（风电、光伏电厂分别核算）的1/4折算的上网电量为优先电量，全年统筹平衡，剩余上网电量参与市场化交易。风电场和光伏电厂的优先发电量结算价格为竞争性售电主体月度集中撮合交易平均成交价，其他电量按市场化方式进行交易结算。本方案中售电主体发电量特指用于结算的上网电量，调试期电量不参与市场化交易。（二）购电主体购电主体指云南省内所有的电力用户和符合准入条件的售电公司，分为竞争性购电主体和非竞争性购电主体。

水电标杆电价

水电标杆电价标杆电价（benchmark electricity price）是指为推进电价市场化改革，国家在经营期（项目经济寿命周期）电价的基础上，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。标杆电价的本意是平均先进水平成本条件下确定的电价水平，由政府价格主管部门事先向社会公布，是新建发电项目经济评判的基准电价。煤电发电项目上网标杆电价按照项目经济寿命周期内合理补偿社会平均成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定；风力发电项目的上网电价按招标形成确定价格；生物质发电项目由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，或按招标确定的价格执行；水电项目上网电价按省级电网企业平均购电价格扣减输电价格协商确定；太阳能、海洋能、地热能发电项目上网电价按照合理成本加合理利润的原则制定。标杆电价的作用：（1）提前向社会公布标杆电价，为投资者提供了明确的电价水平，稳定了投资者投资预期，为投资决策提供了价格信号；（2）促使发电企业加强内部管理，促进发电企业之间的公平竞争； (3) 逐步向电力市场过渡奠定了基础。目前全国有部分省份水电厂也执行标杆电价政策,如对于水电较丰富的地区,国家发改委2004年核定了水电标杆电价,其中湖南0.315元/千瓦时,四川0.28元/千瓦时,广西、陕西0.26元/千瓦时,云南、贵州0.215元/千瓦时,甘肃、宁夏、青海0.227元/千瓦时,2005年和2006年我国煤电联动时相关省区对水电标杆电价进行了相应调整。2007年福建省也出台了《福建省物价局关于进一步规范小水电上网电价管理的通知》(闽价商[20071%号),对2007年6月1日起获得政府投资主管部门批准或核准建设的,同一级水电站总装机容量在5万千瓦以下及库容调节系数在20%以下的新建水电站上网电价实行标杆电价,库容系数小于3%的上网电价为0.27元/千瓦时(含6%增值税,含17%增值税为0.301元/千瓦时),库容系数在3%一8%的上网电价为0.29元/千瓦时(含6%增值税,含17%增值税为0.犯3元/千瓦时),库容系数大于8%的上网电价为0.31元/千瓦时(含6%增值税,含17%增值税为0.345元/千瓦时),同一级水电站总装机容量在5万千瓦以上或库容调节系数在20%以上的新建水电站上网电价另行核定。

火电、水电、风电等上网电价对比2014

最新水电、核电、风电电价对比电价情况类型电价范围（元）平均电价（元）电价发展趋势备注水电0.2—0.4 0.265 随着火电的逐渐减少，有上升趋势，但变化幅度小。火电0.3—0.5 0.4—0.5 由于煤炭市场的萎靡以及环境的要求，国家再次下调火电价位，今后也会逐渐降低，火电在能源板块中的比例会逐渐减少。脱硫煤电在此基础加价 0.015元。核电0.43 0.43 将根据核电技术进步、成本变化、电力市场供需状况变化情况对核电标杆电价进行评估并适时调整。核电实行标杆上网电价政策风电0.51—0.61 按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，分别规定每千瓦时0.51元、 0.54元、0.58元和0.61元的风电标杆上网电价。国家有下调的趋势。发展下调风电上网电价的原因主要有两个：一个是风电设备价格降价明显，一个是可再生能源发展基金缺口较大，所以评估减少补贴。政府政策和财政补贴，可再生能源基金补贴。光电0.8—1.1 一类资源区（年大于1600小时）为0.8元；二类资源区（年在 1400—1600小时）为0.9元；三类资源区（年在1200—1400小时）为1.0元；四类资源区（年小于1200小时）为1.1元。其中对于特殊地区如西藏、云南、青海等为1.15元。国家根据地区情况，统一定价，较稳。对于分布式开发，自发自用余电上网的光伏发电系统的电价为：一类资源区1.0元；二类资源区 1.15元；三类资源区 1.25 元；四类资源区1.35元。说明：此价位表根据近两年各类电价的实际情况整理。