分布式光伏、光伏电站上网电价最新政策(1)概要

实行阶梯电价的用电大户收益高 2012年7月日起北京家庭阶梯电价举例电费标准（元/kWh 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 年用电量（kWh 按较低电价缴纳电费 0.48元/度 2880度 0.53元/度 4800度 0.78元/度第一档第二档第三档光伏发电冲抵 1300×0.53+1700×0.78 政策：不计入阶梯电价；计入节能量北京市部分居民阶梯3档电价：240度/月以下0.48元/度；241-400度/月0.53元/度； 401度/月以上0.78元/度。若该用户年总用电量6500度（月均542度），安装3KW （投资3万元）光伏系统按年发电量3000kWh自用计，年节省电费2015元，年得到补贴1260元，即每年收益共3275元。9-10年收回投资。

分布式光伏发电项目管理暂行办法要点? 总则–分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施；–鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目；–分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式；规模管理–对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理，不需要国

家资金补贴的项目部纳入年度指导规模管理范围；–下达各地区年度指导年度规模；项目备案–能源主管部门依据本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对实行备案管理；建设条件–项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，当非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，签订合同能源服务协议；–设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。采用主要设备应通过符合检测认证，符合相关接入电网的技术要求。电网接入与运行计量与结算–享受电量补贴政策的项目，由电网企业按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。–在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电；产业信息监测违规责任? ? ? ? ? ? ?

总结? 国家布局为集中开发与分布式应用并举，更关注分布式发电市场? 发挥“市场机制和政策扶持双重作用”应该是今后几年内光伏应用市场的基调；目标可能浮动，但安装总量会加以控制；? “有序推进光伏电站建设”——希望稳定发展–真正实现“保障性收购”，着力解决“接入”和“限发”、补贴资金到位慢三大问题可使大型电站效益改善；–西部仍是重点、东部有望突破、路条依然难拿、投资相对旺盛；– 2013年估计实现装机4-5GW，2014年控制规模4-5GW。? “大力开拓分布式光伏发电”——希望重点突破、快速发展–政策密集出台，细节尚需补充完善；–分布式光伏发电示范园区项目启动，但受“屋顶落实”和“融资方式”两大难题影响，（也包括年底抢装因素对市场供应的影响）实施进度必将后移；– 2013年估计实现装机2-3GW，2014年指导性年度规模预方案7-8GW。? 综上：2013年估计可实现光伏发电总装机7-8GW； 2014年期望可实现年总装机10-12GW。（如果分布式发电的几个难点问题不能很好解决，该分布式光伏装机目标实现难度还是比较大的）

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2019~2020年风电价格政策(风电上网电价政策)解读

２019～2020年风电上网电价政策解读2019年5月２4日，国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策得通知》(发改价格〔２0１9〕882号)，对陆上风电与海上风电上网电价政策予以完善,有利于落实国家风电平价上网目标，科学合理引导风电投资,实现资源高效利用，推动产业健康可持续发展. 一、政策出台背景价格机制就是支持风电产业发展得核心政策之一.我国于2009年确定了分四类资源区得陆上风电标杆上网电价机制,２014年确定了海上风电标杆上网电价。其中,标杆电价与燃煤标杆价格得差额,由可再生能源发展基金分摊解决。对于风电上网电价水平得确定,主要就是考虑项目得投资成本、资源状况、技术水平等因素。同时，根据产业技术进步与成本下降情况,我国对上网电价实行了定期评估与下调得补贴退坡机制。２0１5年～2０18年国家发改委价格司分别四次下调了风电标杆上网电价. 固定电价机制得实施极大激励了风电产业得规模化发展；同时，电价定期评估与下调机制，给予了投资企业合理得收益预期，避免了产业得大起大落，促进产业技术水平不断提升.十年间，我国风电年均装机规模增速约２６％,保障了产业得整体稳定有序发展.截至２0１8年底，全国风电装机达到1、84亿千瓦,累计规模连续9年领跑全球。在规模发展带动下，我国风电装备制造

水平与研发能力持续进步，形成了较完整得风电装备制造产业链。从总体来瞧，价格支持政策已经扶持我国风电产业实现了规模化发展,形成了较完备得产业技术体系，实现了政策制定得初衷。现阶段，我国风电产业已改变传统以扩大规模为主得快速发展模式，向提质增效得精细化方向发展。结合国家《能源发展战略行动计划（２014~2０20）》关于风电实现平价上网得目标要求，2019年～２020年,在价格机制方面,亟需加快风电补贴退坡步伐,结合行业总体竞争性配置要求,改变传统固定上网电价机制,通过竞争方式确定上网电价,推动产业持续技术进步与成本下降，实现风电产业得健康可持续发展。二、政策主要内容（一)电价机制由标杆上网电价调整为指导价为有效降低发电成本，推进风电产业尽快实现平价上网，２０１9年起我国风电项目将全面采取竞价方式配置资源,其中申报电价将作为重要得评分因素。即风电项目得上网电价不再就是固定得标杆上网电价，而就是通过竞争方式确定其上网电价水平。在此背景下，有必要改变现有电价机制,将风电标杆上网电价调整指导价，作为企业申报上网电价得上限，为风电项目得竞争性配置开展提供价格依据。 (二)陆上风电上网电价调整幅度对接平价上网步伐 1、价格水平

分布式光伏电价的计算方式!

最近才知道，原来有很多小伙伴对分布式的电价和补贴搞不清楚。今天给大家掰扯一下。一、分布式光伏的电价分类分布式光伏的上网模式，分“自发自用、余电上网”、“全额上网”两种模式。两种模式的电价计算也不相同。 1、“自发自用、余电上网” 模式自发自用部分电价= 用户电价+0.42 +地方补贴余电上网部分电价=当地脱硫煤电价+0.42 +地方补贴其中，0.42元/kWh为国家补贴，连续补贴20年。还没看懂？以北京市为例，给大家做个说明。如果在北京市的商场上做一个分布式光伏项目。商场执行的是商业电价，分峰平谷。商场用户用电电价的加权平均值≈ 1.13元/kWh; 北京市的脱硫标杆电价为：0.3754元/kWh; 北京市给予分布式光伏0.3元/kWh的地方度电补贴。 2、“全额上网” 模式全国分为三类电价区，光伏标杆电价分别为0.9元/kWh、0.95元/kWh、1元/kWh;北京属于二类电价区，上网电价为0.95元/kWh。北京市0.95元/kWh的光伏标杆电价组成是： 0.95元/kWh =0.3754元/kWh(脱硫标杆电价)+0.5746元/kWh(国家补贴)

3、两种模式对比 “自发自用、余电上网”模式中，国家度电补贴为0.42元/kWh; “全额上网” 模式中，国家度电补贴为0.5746元/kWh。二、分布式光伏电费的结算根据国家政策(国能新能[2014]406号)和实际电网执行情况，可再生能源补贴的发放，都是按照“分布式光伏发电项目优先原则”开展的。 “自发自用、余电上网” 模式，业主的收入分4部分 1)“自用电量”的电费(1.13元/kWh)，自己节省的电费，或根据EMC合同由屋顶业主结算给投资商; 2)“余电上网”的电费(0.3754元/kWh)，电网公司买电，按脱硫标杆电价结算; 3)国家补贴(0.42元/kWh)，由电网公司按月结算; 4)地方补贴(0.3元/kWh)，根据当地的政策，一般按半年或一年申请一次。 “全额上网” 模式，业主的收入分3部分 1)售电收入(0.3754元/kWh)，电网公司买电，按脱硫标杆电价结算; 2)国家补贴(0.42元/kWh)，由电网公司按月结算。 3)地方补贴(0.3元/kWh)，根据当地的政策，一般按半年或一年申请一次。

国家电价优惠政策

国家电价优惠政策 1、国家电力部门按照每千瓦时1元的上网标杆电价全额收购光伏地面电站所发电量。 2、国家电力部门对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元，分布式发电系统自用有余上网的电量，按照我省燃煤机组标杆上网电价收购（目前每千瓦时0.3974元），补贴资金按财政部财建[2013]390号、国家发改委发改价格[2013]1638号文件规定结算。商洛市优惠政策解读根据《商洛市人民政府关于加快光伏发电产业发展的意见》，我市的主要优惠政策： 1、电价政策：对在我市注册并全部使用市内企业生产的电池板、组件的发电企业，除享受中省有关补贴外，市财政再按其发电量给予地面光伏电站和分布式光伏电站补贴0.01元和0.05元每千瓦时，补贴时限暂定15年。 2、土地政策：光伏发电项目建设用地可以采取划拨方式供地，也可以根据企业要求采取协议出让方式供地。对不占用土地的分布式屋顶电站、建筑一体化光伏电站、光伏照明工程和利用大型设施农业、养殖场等不新增用地的光伏电

站项目，7个工作日内出具相关证明文件；优先保障利用荒山、荒坡、荒滩、护坡等未利用林地土地建设光伏地面电站项目用地，相关手续在法定时限内办理完毕。 3、金融政策。加大对光伏并网发电企业的扶持力度，对具有自主知识产权、技术先进、发展潜力大的企业和有市场、有订单、有效益、有信誉的光伏发电企业优先提供信贷支持；根据光伏产业特点和企业资金运转周期，采取灵活多样的信贷政策，支持企业正常生产运营；支持符合条件的光伏发电企业通过股票、债券市场融资，鼓励社会团体、社会资金以多种方式投资建设光伏发电及光伏发电配套项目，提倡光伏产品生产企业采取项目总承包或以产品（设备）入股的形式参与光伏发电项目建设；积极引导集体经济组织和个人，以自有土地、空闲屋顶等资产，参股投资光伏电站，减少项目融资成本。 4、财政政策。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金；光伏企业研发费用符合有关条件的，按税法规定在计算应纳税所得额时加计扣除；对在我市注册、缴纳税金且累计在市内安装光伏发电装机达到50MW以上、管理维护光伏发电装机超过100MW的公司，按其缴纳劳务报酬计征的个人所得税的5%给予一次性奖励；对在我市注册、缴纳税金的逆变器、光伏电缆、变压器及光伏玻璃、彩钢、构件等配套产品生产企业，按照其缴纳地方本级次税金的5%予以返还；市县区要在已设

光伏发电成本及投资效益分析(含数字图标)

一、影响光伏发电的成本电价的因素光伏发电的成本可以用下式表示： Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp (1) 式（1）即为光伏发电的成本电价的计算公式（史博士定律）。它表示出了光伏电站的成本电价Tcost与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况（包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数）、年等效满负荷发电小时数Hfp、该电站所享受到的其它补贴收入系数等六大因素的具体关系。有了式（1）的光伏发电成本分析模型，可以对现阶段光伏发电成本做一个简要分析。本分析不考虑电站的其它补贴收入，即令式（1）中的isub=0。 1.1单位装机成本对电价的影响按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设当地的年满负荷发电时间Hfp=1500小时，则不同的单位装机成本所对应的成本电价见表1-1。表1-1装机成本Cp对于成本电价的影响 1.2日照时间对于成本电价的影响按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设单位装机成本为12000元/KW，则不同的满负荷发电时间所对应的成本电价见表1-2。表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响可见，年满负荷发电时间对于成本电价的影响非常大。通常年满负荷发电时间与日照时间是直接相关的。但是，电站系统的设计方式、系统参数、系统追日与否，对年满负荷发电时间的影响都很大。下表给出几个地方的年日照时间与年满负荷发电时间的对照表。表1-3影响年满负荷发电时间的因素

由上表可见，年日照时间对于年满负发电时间的影响是最大的，但在同样的年日照时间下，采用不同的系统安装方式，以及是否进行功率优化差异也是很大的。例如，在年日照时间2800小时的地区（我国西北绝大多数是这类地区），固定支架的年满负荷发电时间为1456小时，但如果全部采用追日系统，并增添功率优化模块，则年满负荷发电时间可以达到1808小时。当然，年满负荷发电时间的增加需要投入的增大。但在组件不变的情况下，追加投入还是经济的。对于追日支架等，除了考虑一次投入外，同时还要考虑当地的气候条件和安装条件，例如，屋顶通常不适宜安装追日系统。对于常有大风的地面电站，那么对于跟踪支架的维修费用可能影响较大。 1.3贷款状况对于成本电价的影响目前，对于大型地面光伏电站的建设，多多少少都要采用部分银行贷款。银行贷款占总投资的比例以及贷款利息对于光伏电站的成本电价影响十分巨大。这里，假定装机成本为12000元/KW，按照投资回收期20年，年满负荷发电时间1500小时，运营费用2%的计算条件，对于不同的贷款条件所对应的成本电价进行计算，结果见表1-4。表1-4贷款条件对于成本电价的影响(电价单位：人民币元/度）

电价概况及主要电价政策解读

电价概况及主要电价政策解读 □国家发展改革委价格司副司长李才华一、电价概况（一）管理体制。我国电价由政府价格主管部门负责管理，重大事情报国务院决定。政府价格主管部门对电力价格实行“统一领导、分级管理”，省及省以上电网的电价由国务院价格主管部门负责管理，省以下独立电网的电价由省级价格主管部门负责管理。国家电监会、国家能源局可对电价政策和电价水平提出调整意见。调整居民电价需依法召开调价听证会，具体由国家发展改革委委托省级价格主管部门召开。（二）法律法规体系。《价格法》对政府定价作出了原则性规定。1996年颁布的《电力法》对电价作出了专门规定；2003年国务院办公厅颁布的《电价改革方案》明确了电价改革的目标、方向和原则；2005年国家发展改革委颁布的《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、《销售电价管理暂行办法》明确了电价改革的主要措施。此外，2005年3月颁布的《可再生能源法》对可再生能源的电价管理原则也作出了规定，我们据此制定了《可再生能源发电价格和费用分摊管理暂行办法》。（三）电价机制。我国电价机制正在由政府定价向市场竞争定价过渡。目前，电价政策和电价水平主要由政府价格主管部门制定。电价按电力生产经营环节分为上网电价、输配电价和销售电价。电价由成本、费用、税金和利润构成，价格水平按“合理补偿成本、合理确定收益、依法计入税金、坚持公平负担”的原则制定。其中： 1．上网电价。（1）燃煤机组。 2004年以后新投产的上网电价实行标杆电价，分省按平均成本制定电价标准，随煤价变化而相应调整；老机组大部分也已执行标杆上网电价。（2）水电、核电机组。电价机制正在进一步完善中。（3）再生能源发电机组。以标杆电价管理为主。同时，开始引入市场定价机制。在东北电网进行了竞价上网试点；符合条件的发电企业可与电力用户进行直接交易试点，协商确定电价。 2．输配电价。制定了跨省、区送电的电网设施的输电价格；公布了各省级电网暂行的输配电价标准，但未据此监管电网的收入与成本；规范了西北等区域电网输电价格；制定了部分省（区）发电企业与用电企业直接交易试点的输配电价。 3．销售电价。由上网电价和输配电价构成。销售电价按用户性质和负荷特性分类，主要分为居民电价、大工业电价、一般工商业电价、农业生产电价、趸售电价等，有些地区还存在非普工业电价、商业电价、非居民照明电价。每类电价中，电压等级越高，电价越低。对工业电价还实行了两部制，即分为基本电价和电度电价。销售侧广泛实行了分时电价制度，六个省实行了发电侧与销售侧峰谷电价联动，五个省实行了丰枯季节电价。二、主要电价政策（一）发电企业与电力用户直接交易。是推进电价市场化的重要举措，是国外电力市场交易的主要方式。2003年，国家电监会会同国家发展改革委批复吉林龙华热电厂向吉林碳素厂和吉林铁合金厂直接供电；2009年3月，国家发展改革委、国家电监会、国家能源局放开了约20％的售电市场，允许用电电压等级在110千伏以上的工业企业向发电企业直接购电，协商确定电量与电价。6月，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场［2009］20号），对各地推进电力用户与发电企业直接交易试点工作作了进一步规范和指导。随后，国家有关部门批准了三个试点方案：一是辽宁抚顺铝厂从内蒙古东部地区的伊敏电厂直接购电方案。二是安徽铜陵有色公司从国賯跁

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

光伏成本计算公式

光伏发电成本电价分析的数学模型史珺上海普罗新能源有限公司光伏技术研究所摘要：光伏发电从2005年进入产业化以来，成本不断降低。目前，我国国家发改委制定了1元/度的光伏发电的上网标杆电价。但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析，而不敢贸然投资。本文给出了光伏发电成本的数学分析模型，讨论了影响光伏成本电价的因素，如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期、以及运营费用等。并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了一个投资分析。计算结果表明，在我国西北地区，按照1元/度的上网电价，目前投资光伏电站的投资回收期为10年。关键词：光伏发电；成本；投资效益；数学模型中图分类号：TK51 文献标识码：A ...... (前略）光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关： 1）装机成本、2）日照条件（年满负荷发电时间）、3）贷款状况（贷款利息和贷款在总投资的比例）、4）投资回收期（折旧年限）、5）运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。

1发电成本构成 1.1 装机成本C ivs 装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： C ivs= C pan+C str+C asb+C cab+ C bas+ C trc+ C pom+ C inv+ C dis+ C trf+C acc+C con+C mon+C eng+C man+C land（1）其中，C pan为光伏组件成本；C str为组件支架成本，C asb为安装费，C cab为电缆成本，C bas 为支架基础成本，C trc为追踪系统成本，C pom为功率优化系统成本，C inv为逆变器成本，C dis为高低压配电系统成本，C trf为变压器成本，C acc为外线接入费用，C con为土建（基础、配电房、中控室、宿舍、道路）成本，C mon为电站监控系统成本， C eng为施工与安装费用，C man为施工管理费，C land为土地购置费用。式（1）所计算出的C ivs为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。 1.2 运营管理成本（C op）主要是电站维护和管理费用，光伏电站可以按照总体固定投资提取某一比例进行估算。由于光伏发电在营运过程中，不需要原材料，也没有运动磨损不部件，因此，维护费用很低，也完全可以预见。光伏电站的运营管理成本可用下式表达： C op = C ivs * R op（ 2）其中，R op为运营费率，指运营费用占总投资的比例。通常，维护费用除了人员工资外，主要是备件费用。根据目前为止的光伏电站经验，运营费率通常在1~3%之间。装机容量越大的电站，比例越低。 1.3 财务费用（C fn）：主要是贷款利息。这是光伏电站运营中变数最大的一项。它取决于贷款占总投资的比例R loan和贷款利率R intr:

光伏发电电价支持政策及风险分析

光伏发电电价支持政策及风险分析发表时间：2018-08-20T10:59:00.577Z 来源：《电力设备》2018年第14期作者：梁尚荣 [导读] 摘要：当前，我国的光伏发电项目正在不断的扩张与发展，中小规模光伏发电企业的数量正在持续上升，而光伏发电电价一直是电力行业尤为关注的问题之一，光伏发电电价支持政策对于光伏发电企业、电网公司、客户所需要承担的风险有着巨大的影响。所以，本文就针对光伏发电电价支持政策及风险进行了更为全面、细致的分析。 (国网大同供电公司山西大同 037008) 摘要：当前，我国的光伏发电项目正在不断的扩张与发展，中小规模光伏发电企业的数量正在持续上升，而光伏发电电价一直是电力行业尤为关注的问题之一，光伏发电电价支持政策对于光伏发电企业、电网公司、客户所需要承担的风险有着巨大的影响。所以，本文就针对光伏发电电价支持政策及风险进行了更为全面、细致的分析。关键词：光伏发电；电价支持政策；风险；分析前言：近年来，我国光伏发电项目得到了飞速的发展与扩张，而光伏发电电价的支持政策已经被各界所广泛关注，同时又由于我国的光伏电价支持政策还处于初步阶段，还需要对其进行不断地研究与改进。而国外部分国家的光伏发电电价机制已经趋于完善，所以我国应积极的借鉴并学习国外相对成熟的光伏发电电价机制，从而根据我国国情来制定出更为合理、更为完善的光伏发电电价支持政策。同时，不同的光伏发电电价支持政策对于光伏发电企业、电网公司、客户所需要承担的风险有着巨大的影响，所以光伏发电电价支持政策的风险评估是极为必要的。一、国外对光伏发电电价的支持政策近年来，国外各国已经针对光伏发电实行了多项支持政策，其中最为主要的支持政策可以分为三类：投资补贴政策、净电表政策、固定电价政策。除这三类最为主要的支持政策，还有约束性政策，比如并网与配额制政策等；而在多种支持政策当中，最为直接、普遍、有效的支持政策就是电价政策。其中德国就采取了固定电价政策与并网政策的与并网的政策；西班牙所采取的政策是溢价补贴政策、净电表制；美国与日本所采用的光伏电价政策体系与其他各国相比较，划分的更加详细具体，同时采取了盈余电量固定上网的电价政策。国外各国所提出采用的电价支持政策都是以本国的具体国情为根本，所以导致光伏但电价的收益期望值存在着一定的差异。二、不同电价支持政策下的风险评估外国各国所采用的电价支持政策种类繁多，本文将对最为主要、普遍的电价支持政策来进行风险性评估，这些电价支持政策的风险评估可以从三个方面来观察：（1）从光伏发电企业的积极程度方面来观察除去德国、法国等国家所采用的的是固定电价的方式外，其他国家所采用的电价支持政策都要求了光伏发电企业来承担一定的收益风险，这类电价支持政策可以大幅度提升光伏发电企业的积极性和参与程度，而采用固定电价方式下的光伏发电企业所承担的收益风险相对较低，同时还会大幅度降低光伏发电企业的积极性与参与度。（2）从电网公司收益程度方面来进行观察采用了固定电价政策下，电网公司的收益程度相对较小，而采用了溢价补贴、净电表、配额制等方式下的电网公司往往可以在一定程度上增加电网公司的整体收益，如在配电额指标进行交易流转时电网公司可以从中获取相应的收益;而且还可以对光伏发电企业超出配额的部分收取一定的服务费等方式，都可以使电网公司的收益得到提高。（3）从长远发展方面来观察采取了固定电价方式下的光伏发电企业虽然获得的收益相对稳定、可靠，能够极大程度的规避市场电价波动所带来的收益风险；但是这种固定电价的方式是将具体的风险转移到了处于下游的电网公司，由电网公司来承担电价波动所带来的收益风险，甚至有部分国家或地区将风险转移到了消费者身上，由消费者来承担这些风险，这种固定电价的方式存在着一定的劣势，当电价波动较大时，就有可能导致电力行业的正常运转出现一定的问题，并不能使其得到长远的发展；而溢加补贴政策与净电表政策是在固定电价政策的基础上进行了一定的改进与完善，在保证合理收益的前提下，将一定的风险摊派到了光伏发电企业，使光伏发电企业积极地参与到电力市场当中，这样可以促进光伏发电企业的不断进步与发展；配额制政策具有一定的导向性，有效的解决了光伏发电的“上网难”问题，同时还能加快可再生能源的发展进程，而且还科学、合理的刁征了能源消费的结构框架；但是配额制政策需要考虑到区域内的市场情况，以及跨区域输送的成本问题，从而导致光伏发电企业的收益风险得到了进一步的扩大。三、我国当前光伏发电定价机制的具体分析（1）光伏发电并网方式当前光伏发电的最为主要的并网形式有两种，分别是集中式并网与分布式并网两种。 1.集中式并网的具体分析集中式并网的特点在于将光伏发电企业所生产的电能直接输送到大型电网企业当中，由电网企业来统一的对电能分配到各个用户，与电网企业之间的电力交换是一种单向性的。集中式并网更加适用于距离负荷点相对较远的大型光伏发电企业并网运行。 2.分布式并网的具体分析分布式并网的特点主要是将光伏发电企业所生产的电能直接分配到各个用户，为其进行供电，如果出现电能过多或电能不足的情况时，则由连接的电网公司来承担，对电力的输入与输出进行有效的调节，分布式并网下的光伏发电企业与电网公司之间的电力交换可以是双向的，并且分布式并网更加适用于中型规模与小型规模的光伏发电企业，尤其适用于城市内与建筑相结合的光伏发电企业。（2）光伏发电并网的电价政策我国当前对于光伏发电上网电价仍在执行国家发改委所指定的全国统一性的光伏发电标杆上网电价。该项政策具体规定内容为：针对2011年7月1日之前，已经在规定时限内建成的光伏发电企业或项目将按照统一的上网定价1.15元千瓦每小时；而对于此类之外的光伏发电企业或项目将按照统一的上网价格为1元千瓦每小时；而针对已经享受了相关财政补贴或特许招标的光伏发电企业或项目，将会按照不高于

全面解读河北省光伏发电政策

一、国家政策再解读 1、什么是标杆上网电价？貌似好多人并不太明白这个词到底是什么意思。在光伏行业，有两种电价里都有“标杆上网电价”这几个字。一个是脱硫燃煤标杆上网电价，又称燃煤机组标杆上网电价、燃煤发电上网电价，顾名思义，也就是煤电企业卖给电网公司的电价。在分布式领域，测算自发自用余电上网模式的收益时需要用到这个电价，余电上网就是指用不完剩余的电要卖给国家电网，价格呢，就执行当地的脱硫燃煤标杆上网电价。比如河北省2016年的燃煤发电上网电价是0.3497，则如果你是河北省分布式用户，采用了自发自用余电上网模式，那么今年你卖给国家电网的价格，就是0.3497。另一个是光伏电站标杆上网电价，又称光伏发电标杆上网电价，有人喜欢简称为标杆上网电价，所以常常有新入行的朋友跟上面的燃煤发电上网电价搞混。这个电价是指光伏电站把所发电量卖给电网公司时收取的售电价格。如果单纯根据市场规则，光伏电价高于煤电价格，肯定没有电网公司愿意高价买电，所以国家出台了政策，指出高于燃煤电价的部分，由国家的可再生能源发展基金予以补贴。也就是说，光伏电站标杆上网电价=燃煤机组标杆上网电价+补贴。 2、补贴含税吗？《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知(发改价格[2013]1638号)》原文中曾说“对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税，下同)”，但是根据《国家税务总局关于国家电网公司购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具等有关问题的公告》，月发电销售额小于2万的，可以免征增值税。目前在实际操作中，河北地区的分布式用户拿到的国家补贴和地方补贴中，都没有扣税。但以后是否一直不扣税，还要看国家政策后续怎么规定。 3、分布式系统并网有费用吗？根据《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，“对分布式光伏发电系统自用电量免收随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。”也就是说，电网公司提供的并网验收等服务是免费的。 4、光伏电站标杆上网电价一直在降低，之前并网的电站电价会随之降低吗？

大工业电价政策解读(供电公司)

大工业电价是我国销售电价分类中的重要组成部分，由于历史原因，我省趸售区尚未实行大工业电价，造成县公司营销人员对大工业电价知识和营业操作要求的不了解、不熟悉。为此，公司决定自即日起至年底，集中开展县公司大工业电价政策培训，培训对象主要是公司系统全资、代管县公司各级营销管理、工作人员。培训内容一是大工业电价政策及用电业务知识；二是营销业务应用系统相关业务操作。趸售区执行大工业电价涉及面广，影响范围大。现阶段的主要任务是集中开展业务培训，暂没有开展客户用电情况现场核实和电价政策宣传工作。待条件成熟后，山东省公司会统一组织开展相关工作，确保全省步调一致，口径一致。大工业电价政策解读一、大工业电价政策依据水利电力部关于颁发《电、热价格》的通知（1975水电财字第67号）、水利电力部对《电、热价格》执行中有关问题的批复（76水电财字第19号）。（一）大工业电价应用范围：凡以电为原动力，或以电冶炼、烘熔、熔焊、电解、电化的一切工业生产，受电变压器总容量在315千伏安及以上者，以及符合上述容量规定的下列用电。 1．机关、部队、学校及学术研究、试验等单位的附属工厂（凡以学生参加劳动实习为主的校办工厂除外），有产品生产并纳入国家计

划，或对外承受生产及维修业务的用电。 2．铁道（包括地下铁道）、航运、电车、电讯、下水道、建筑部门及部队等单位所属修理工厂的用电。 3．自来水用电。 4．工业试验用电。 5．照相制版工业水银灯用电。（二）电价构成：大工业电价包括基本电价、电度电价和力率调整电费三部分。电度电价是指按用户用电度数计算的电价。基本电价是指根据用户用电容量计算的电价。力率调整电费是根据用户力率水平的高低减收或增收的电费。（三）基本电费的计算：基本电费可按变压器计算，也可按最大需量计算。具体对哪类用户选择哪种计算方法，由电网局或省、市、自治区电力主管部门根据情况规定。 1．按用户自备的受电变压器容量计算：凡以自备专用变压器受电的用户，基本电费可按变压器容量计算。不通过专用变压器、接用的高压电动机，按其容量另加瓩数（瓩视同千伏安）计算基本电费。 2．水利电力部对《电、热价格》执行中有关问题的批复（76水电财字第19号）：凡按按最大需用量计算基本电费的用户，其实际抄见瓩数小于核定数时，如为计划用电所致，可按实际抄见瓩数计算，否则，应按核定的瓩数计算；实际抄见瓩数超过核定数或计划分配的负荷时，超过部分加

光伏电站申请电价补贴流程及所需条件_行政公文

光伏电站申请电价补贴流程及所需条件国家能源局通常于年初，在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一年度建设情况、电力市场条件及各方面意见的基础上，编制该年的光伏发电建设实施方案。下文是橙子收集的关于光伏电站申请电价补贴流程及所需条件，仅供参考! 申请电价补贴的流程国家能源局通常于年初，在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一年度建设情况、电力市场条件及各方面意见的基础上，编制该年的光伏发电建设实施方案。光伏发电建设实施方案将规定各地区新开工的集中式光伏电站的总规模，规模内的项目具备享受国家可再生能源基金补贴资格。而分布式光伏发电不受建设方案所规定的规模限制，随时建设完成之后随时可以并网拿补贴。集中式光伏发电和分布式发电申请电价补贴的条件、流程具体如下：集中式光伏发电根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，申请补助的项目必须符合以下条件： 1.属于《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发的通知》规定的补助范围(可再生能源电价附加收入的补助范围) 1)电网企业按照国务院价格主管部门确定的上网电价，或者根据法律规定通过招标等竞争性方式确定的上网电价，收购可再生能源电1 / 5

量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额; 2)执行当地分类销售电价，且由国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分; 3)电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，不能通过销售电价回收的部分。 2.已完成审批、核准或备案，且已经过国家能源局审核确认; 3.上网电价已经价格主管部门审核批复。财政部、国家发展改革委、国家能源局对地方上报材料进行审核，并将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和接网工程，补贴资金不再通过省级财政部门拨付，而是由中央财政直接拨付给国家电网公司、南方电网公司。分布式光伏发电根据今年5月份国家发改委、国家能源局下发的《关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》，以及9月份刚刚发布的第六批补贴目录通知，分布式光伏发电补贴申领发放流程大大简化了。分布式自然人不再按目录制管理，项目完成并网发电即可享受电 2 / 5

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 – –

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

太阳能光伏分布式电价计算

一、分布式光伏的电价分类分布式光伏的上网模式，分"自发自用、余电上网"、"全额上网"两种模式。两种模式的电价计算也不相同。 1、"自发自用、余电上网" 模式自发自用部分电价 = 用户电价+0.42 +地方补贴余电上网部分电价 =当地脱硫煤电价+0.42 +地方补贴其中，0.42元/kWh为国家补贴，连续补贴20年。还没看懂以北京市为例，给大家做个说明。如果在北京市的商场上做一个分布式光伏项目。商场执行的是商业电价，分峰平谷。商场用户用电电价的加权平均值≈ 1.13元/kWh; 北京市的脱硫标杆电价为：0.3754元/kWh; 北京市给予分布式光伏0.3元/kWh的地方度电补贴。 2、"全额上网" 模式全国分为三类电价区，光伏标杆电价分别为0.9元/kWh、0.95元/kWh、1元/kWh;北京属于二类电价区，上网电价为0.95元/kWh。

(图中红色为一类区，黄色为二类区，绿色为三类区) 北京市0.95元/kWh的光伏标杆电价组成是： 0.95元/kWh =0.3754元/kWh(脱硫标杆电价)+0.5746元/kWh(国家补贴) 3、两种模式对比 "自发自用、余电上网"模式中，国家度电补贴为0.42元/kWh; "全额上网" 模式中，国家度电补贴为0.5746元/kWh。可以看出，"自发自用、余电上网"模式，电价中的国家补贴相对较少。相同的补贴款，可以补贴更多容量的项目。

二、分布式光伏电费的结算根据国家政策(国能新能406号)和实际电网执行情况，可再生能源补贴的发放，都是按照"分布式光伏发电项目优先原则"开展的。然而，现在存在补贴拖欠问题已经很严重。一旦补贴缺口进一步扩大，分布式项目也出现补贴拖欠的话。以北京市商业项目为例，说明一下业主收益的优先顺序。 "自发自用、余电上网" 模式，业主的收入分4部分 1)"自用电量"的电费(1.13元/kWh)，自己节省的电费，或根据EMC合同由屋顶业主结算给投资商;(只要不遇到老赖业主，这部分钱是妥妥的) 2)"余电上网"的电费(0.3754元/kWh)，电网公司买电，按脱硫标杆电价结算;(买东西付钱是最起码的，这部分钱是电网公司必须付的) 3)国家补贴(0.42元/kWh)，由电网公司按月结算;(国家有钱是肯定会给的，如果没钱，只能等国家有钱的时候付给你) 4)地方补贴(0.3元/kWh)，根据当地的政策，一般按半年或一年申请一次。(这个钱，要看地方财政情况了) "全额上网" 模式，业主的收入分3部分 1)售电收入(0.3754元/kWh)，电网公司买电，按脱硫标杆电价结算;(买东西付钱是最起码的，这部分钱是电网公司必须付的) 2)国家补贴(0.42元/kWh)，由电网公司按月结算。(国家有钱是肯定会给的，如果没钱，只能等国家有钱的时候付给你) 3)地方补贴(0.3元/kWh)，根据当地的政策，一般按半年或一年申请一次。(这个钱，要看地方财政情况了) 从前文的分析指导，两种电价模式中，"全额上网" 模式的电价中，国家补贴占比更大。因此，如果出现补贴拖欠情况，对"全额上网" 模式的影响会更大。

居民生活用电试行阶梯式电价解读

居民生活用电试行阶梯式电价解读近日，省物价局发出通知，从7月1日起试行居民生活用电阶梯式电价。居民生活用电阶梯式电价有哪些主要内容、如何计算，具体细则如何实施，将对市民生活产生哪些影响？昨日，记者就这些问题对市发改委和市供电公司进行采访。据了解，对居民用电实行阶梯电价政策，是许多能源紧缺国家为应对能源价格高涨、抑制能源不合理消耗而采取的重要措施之一。市供电公司负责人告诉记者，一般而言，电压等级越高的客户，供电成本越低；电压等级越低的客户，供电成本越高。居民用电位于电网供电最末端，电压等级最低，因而其供电成本是最高的。通过实行居民阶梯电价政策，可以充分发挥价格杠杆作用，引导客户特别是用电量多的居民客户调整用电行为，促进合理、节约用电。根据省物价局文件精神，此次试行居民用电阶梯式电价的范围包括实行“一户一表”的城乡居民用电户。居民用户原则上以住宅为单位，一个房产证明对应的住宅为一“户”。没有房产证明的，以供电企业为居民安装的电表为单位。内容解读一、分档电量：绝大部分居民不增加电费支出内容：居民月用电量分为三个档次，第一档为230度及以

内，维持现行电价标准；第二档为231度至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。解读：这个标准高于当初听证方案中的204度和348度，是在充分听取了听证代表的意见并考虑了今后几年的用电增长水平以及参考周边相邻省份的水平后确定的。按照230度和400度的分档电量标准测算，第一档、第二档电量已经分别覆盖到全省88%和97%的居民客户，超过了国家统一规定的80%及95%分档标准，全省绝大多数居民客户将不会因执行阶梯电价政策而增加电费支出。二、执行周期：2012年为半年，以后按年为周期执行内容：阶梯电价按年为周期执行。全年分档电量按照月度电量标准乘以月份计算，执行相应分档的电价标准。2012年按半年的分档电量计算。居民用户发生用电变更，按照实际用电月份数计算分档电量，用电不足一个月的按一个月计算。解读：这一规定充分考虑了本省的气候特点，夏、冬两季居民用电较多的实际情况，保证了政策平稳实施。从市供电公司传出的消息，经省物价局同意，本省居民2012年7月份的抄表电量继续执行原电价标准，8月份抄表的居民客户中50%电量执行阶梯电价，9月份抄表的居民客户按抄见电量执行阶梯电价，单、双月抄表客户的阶梯电量年度清算时间分别为12月份及次年1月份。其中，根据规定市供电公司居民客户