第二部分 电价政策及厂网电费结算规定执行情况
一、电价政策调整情况
（一）提高销售价格
为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，2009年11月，国家对各类电价进行了适当调整。主要内容：
1、销售电价
全国销售电价平均每千千瓦时提高28元。各区域销售电价平均每千千瓦时提高标准分别为：华北32.5元，东北27.2元，西北22.2元，华东30.9元，华中30.1元，南方20.5元。各省（区、市）销售电价调整情况见表11。
表11：各省（区、市）销售电价调整情况统计表
单位：元/千千瓦时
省份
| 销售电价平均提高水平
| 省份
| 销售电价平均提高水平
| 省份
| 销售电价平均提高水平
|
北京
| 39.7
| 陕西
| 36.7
| 河南
| 34.5
|
天津
| 33.5
| 甘肃
| 20.1
| 湖南
| 27.0
|
河北（北网）
| 30.0
| 宁夏
| 22.3
| 江西
| 28.4
|
河北（南网）
| 29.9
| 青海
| 20.2
| 四川
| 22.4
|
山西
| 32.8
| 新疆
| 0.00
| 重庆
| 32.0
|
山东
| 38.8
| 上海
| 36.0
| 广东
| 19.0
|
内蒙古（西部）
| 24.0
| 江苏
| 31.0
| 广西
| 24.0
|
内蒙古（东部）
| 26.0
| 浙江
| 29.0
| 云南
| 22.8
|
辽宁
| 28.0
| 安徽
| 27.2
| 贵州
| 26.1
|
吉林
| 28.0
| 福建
| 33.2
| 海南
| 34.5
|
黑龙江
| 25.0
| 湖北
| 32.0
|
|
|
2、标杆上网电价
全国标杆上网电价总水平基本保持不变，一些省份标杆电价进行了有升有降的调整。其中，陕西、甘肃、青海、山西、江西、四川、重庆、云南、贵州、海南等10个省（区、市）燃煤机组标杆上网电价进行上调，每千千瓦时2-15元；浙江、福建、江苏、上海、辽宁、河南、广东等7个省（区、市）下调了燃煤机组标杆上网电价，每千千瓦时3-9元。在原脱硫加价标准上，根据煤炭含硫率不同，黑龙江、吉林、内蒙古东部脱硫加价标准每千千瓦时下调2元；重庆和贵州脱硫加价标准每千千瓦时分别上调5元和2元。标杆上网电价调整情况见表12。
表12：各省（区、市）标杆上网电价调整情况统计表
单位：元/千千瓦时
省份
| 标杆上网电价平均调整水平
| 省份
| 标杆上网电价平均调整水平
| 省份
| 标杆上网电价平均调整水平
|
山西
| 10
| 浙江
| -8.7
| 重庆
| 4.0
|
辽宁
| -3.8
| 江苏
| -5.8
| 广东
| -8.0
|
陕西
| 12.0
| 福建
| -8.0
| 云南
| 7.0
|
甘肃
| 5.0
| 河南
| -3.0
| 贵州
| 2.0
|
青海
| 15.0
| 江西
| 2.0
| 海南
| 3.2
|
上海
| -5.0
| 四川
| 10.0
|
|
|
3、提高可再生能源电价附加标准
为促进可再生能源发展，弥补可再生能源电价补贴资金缺口，将可再生能源电价附加标准由每千千瓦时2元提高至每千千瓦时4元。
4、配套推进销售电价结构改革
（1）工商业用电同价。北京、陕西、浙江、广西等4个省（区、市）实现了工商业用电同价，全国实现工商业用电同价的省份由15个增加到19个；上海、天津、广东等10个省（区、市）进一步缩小了工商业用电价差。
（2）城乡各类用电同价。实现城乡各类用电同价的省份由19个增加到20个，9个省份进一步推进各类用电同价。
（3）适当调整各电压等级价差。全国35千伏以下各电压等级价差每千千瓦时扩大了5元左右，两部制电价用户基本电费比重有所增加。
（二）规范电能交易价格
为进一步规范电能交易价格行为，维护正常的市场交易秩序，促进电力资源优化配置，2009年10月，国家发展改革委、国家电监会、国家能源局联合下发《关于规范电能交易价格管理有关问题的通知》（发改价格[2009]2474号）。主要内容：
1、规范发电企业与电网企业的交易价格
一是发电机组进入商业运营后，除跨省、跨区域电能交易及国家另有规定的以外，其上网电量一律执行政府价格主管部门制定的上网电价。
二是发电机组进入商业运营前，其调试运行期上网电价按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上网电价的一定比例执行，其中水电按照50%执行，火电、核电按照80%执行。水电以外的可再生能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价。
三是发电企业启动调试阶段或由于自身原因停运向电网购买电量时，其价格执行当地目录电价表中大工业类电度电价标准。
2、规范跨省、跨区域电能交易价格
跨省、跨区域电能交易中，送电省（区、市）电网企业的输电价格（含损耗）原则上不得超过每千千瓦时30元。
3、规范电网企业与终端用户之间的交易价格
一是电网企业对电力用户的销售电价，要严格按照国家颁布的电价标准执行，不得自行以大用户直购电等名义实行电价优惠。
二是继续加大差别电价贯彻落实力度，确保差别电价执行到位。
（三）风电分区域实行标杆上网电价
为规范风电价格管理，促进风力发电产业健康持续发展，2009年7月，国家发展改革委发布《关于
完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号）。主要内容：
1、规范风电价格管理
分资源区制定陆上风电标杆上网电价。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，一类资源区标杆上网电价为510元/千千瓦时，二类资源区540元/千千瓦时，三类资源区580元/千千瓦时，四类资源区610元/千千瓦时。
2、继续实行风电价格费用分摊制度
风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
（四）大用户直购电输配电价陆续出台
为进一步开放电力市场，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，2009年6月，国家电监会、国家发展改革委、
国家能源局联合印发《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），主要内容：
1、参与直接交易试点的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。
一是直接交易价格，由大用户与发电企业通过协商自主确定，不受第三方干预；
二是电网输配电价，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价（不含趸售县）扣减电压等级后执行，110千伏（66千伏）输配电价按照10%比例扣减，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣减；输配电价实行两部制。
