第1章 我国现行上网电价政策
建国以来，我国电力工业一直采用垂直一体化管理模式。2002年，国家实施电力体制改革，提出“厂网分开，竞价上网”的发电侧改革目标，但受到我国上网电价改革过渡时期出现的几个现实难题：合同电量历史遗留问题、“一厂一价”电价统一问题、新老电厂公平竞争问题、煤电矛盾有效解决问题等的影响，改革推进缓慢，目前仍处于电力市场化进程的起步阶段。
1.1 我国上网电价的历史沿革
在计划经济体制下，发电企业按照政府安排的发电计划进行电能生产，供电企业按照计划向用户供应电能，电厂与电网都隶属政府部门，不存在上网电价的概念。
改革开放初期，电力改革逐步开展，其中电价是电力工业改革与发展的关键因素之一，是电力市场的杠杆和核心内容。电价的制定原则对电力市场的形成与发展有着重要的作用，虽然没有明确上网电价的概念，但在电价制定过程中，已经逐步考虑发电厂维持设备折旧和直接运营费用等问题。
具体来讲我国的改革历程如图7-1所示：
1985年
1998年2002年
图7-1 我国上网电价改革历程
1985年为了吸引社会投资，加快电力工业发展。国家出台“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定”（国发[1985]72号），鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，投资主体由原来的单一制改为多家办电的多样化形式，并在电价中开始考虑投资回报。
1988年国务院印发了“电力工业管理体制改革方案的通知”（国发[1988]72号），要求按照“政企分开、省为实体、联合办电、统一调度、集资办电”的方针，因地、因网制宜，改革现行电力工业管理体制，加重地方在办电和用电方面的责任，调动各方面办电的积极性，形成多渠道、多层次、多模式办电的局面。
在文件精神指导下，逐步将省电力局改建为省电力公司，将网局改建为联合电力公司，形成独立核算、自负盈亏的经济实体。同时出现了一些不属于电网的独立发电厂，这些电厂与电网签订经济合同，电网代售电量，并收取管理费。电价实行“新电新价”，“老电老价”，主要表现为集资办电电价、利用外资办电电价、小水、小火电电价等九种指导性电价，形成复杂的电价体系，上网电价的概念逐渐形成。
虽然我国对集资建设的电厂实行还本付息电价政策，发挥了加快电力发展、缓解电力供应紧张局面的重要作用。但是随着我国社会主义市场经济体制改革的深化和电力市场情况的变化，还本付息电价政策带来的问题也日益显现。为了防止新建发电项目投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，1997年在电力项目可行性研究阶段测算电价时，开始采用经营期电价测算方法。1998年后，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。经营期电价在一定程度上改变了成本无约束、价格无控制的状况。2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件规定，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价；仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减去已运行年限）重新核定上网电价。
2004年，为了进一步完善政府管理职能，提高行政审批效率，引导电力投资，国家发改委在经营期电价政策基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区分别确定各地水火电统一的上网电价。虽然在当时下发的文件中，没有明确称之为“标杆电价”，但业内将此重大的上网电价改革政策称之为“标杆电价”政策。
1.2 还本付息上网电价政策
20世纪80年代中期至2001年前，对集资、贷款和利用外资建设的独立电厂采用“还本付息电价”办法核定上网电价。即还贷期内电价按照补偿每个电力项目实际的运行成本，按期归还银行贷款本息，并取得合理利润水平的原则确定；还贷期后随着成本降低相应降低电价。
1.2.1 还本付息上网电价的原理
上网电价由还贷期内发电成本费用、发电利润和发电税金构成。成本费用包括生产成本和财务费用。计算公式为：
上网电价=（生产成本+财务费用+发电利润+发电税金）/厂供电量
1.2.1.1 生产成本的计算方法
生产成本=燃料成本+水费+外购电费+材料费+折旧费+工资及福利费+预提大修理费+其它费用
其中：
✧ 燃料成本一般以机组的设计燃料消耗为测算基础； ✧ 水费根据设计的耗水量和当地政府部门规定的水价测算；
✧ 材料费根据电厂所在地区同类型电厂(机组)平均材料消耗水平计算； ✧ 折旧费按形成生产能力的固定资产原值及综合折旧率计算；
✧ 工资及福利费应根据行业标准容量电厂的定员人数和电厂(机组)所在地
区平均工资水平和福利费计算；
✧ 大修理费按固定资产总额和大修理费预提比例计算，大修理费预提比例
一般为1%至2.5%；
✧ 厂供电量=发电设备容量×设计利用小时（1-厂用电率）； ✧ 厂用电率：水电厂一般为0.5-1%，火电厂一般为4-8%。
1.2.1.2 财务费用的计算方法
财务费用主要是指电厂运营期间的贷款利息和汇兑损益,贷款利息包括长期贷款利息和流动资金贷款利息。
✧ 财务费用=长期贷款利息+流动资金贷款利息+当年汇兑损益分摊额 ✧ 长期贷款利息=形成固定资产的长期贷款余额×贷款利率×（1+贷款利
率）n/（(1+贷款利率)n-1）-当年应还贷款本金。
其中，n是指还贷年限。这种方法计算出来的长期贷款利息在还贷期限内每年等额；
✧ 流动资金贷款利息按流动资金总额和一年期的贷款利率计算； ✧ 兑汇损益分摊按国家有关规定计算确定。
1.2.1.3 发电利润的计算方法
发电利润=还贷利润+资本金收益
✧ 还贷利润=（当年应还贷款本金-当年折旧可用于还贷数额）/（1-所得税
率）
✧ 资本金收益=（基本金数额×资本金收益率）/（1-所得税率） ✧ 项目注册资本金占项目总投资的比例不足20%的按20%计算，超过20%
的按实际计算。资本金收益率按同期银行长期贷款利率再加上1-2个百分点计算。
1.2.1.4 发电税金的计算方法
发电税金包括发电环节增值税、城建税和教育附加等。
✧ 发电税金=（发电成本+财务费用+发电利润）×增值税×（1+城建、教
育附加税率）。
✧ 增值税率为17%，城建及教育附加税率一般为增值税率的11%，但有些
地区略有不同。
1.2.2 还本付息电价的弊端
还本付息电价根据电力项目还贷期还本付息需要确定电价，没有考虑到社会平均成本情况，对电力企业的资本金收益水平也没有统一规范。
九十年代初期，为筹集资金解决电力供给不足问题，国家出台了集资办电“还本付息”等一系列优惠政策，对上网电价实行“逐厂核定”、“一厂一价”的办法，造成同类型的机组因投产时间不同、投资额不同而上网电价不同的不合理局面，导致电厂投资规模越来越大，建设成本难以控制，上网电价普遍偏高。
1.3 经营期电价政策
1985年以来，我国对集资建设的电厂实行还本付息电价政策，发挥了加快电力发展、缓解电力供应紧张局面的重要作用。随着我国社会主义市场经济体制改革的深化和电力市场情况的变化，还本付息电价政策带来的问题也日益显现。为了防止新建发电项目投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，1997年在电力项目可研阶段测算电价时，开始采用经营期电价测算方法。1998年后，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，经营期电价在一定程度上改变了成本无约束、价格无控制的状况。
2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件规定，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价；仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减去已运行年限）重新核定上网电价。
1.3.1 经营期电价的原理
经营期电价主要是将按电力项目还贷期还本付息需要定价，改为按社会平均成本及项目经营期收益水平统一定价，通过考察电力项目经济寿命周期内各年度现金流量，使项目在经济寿命周期的自有资金净现金流量满足一定的财务内部收益率。经营期电价规范了发电企业的资本金收益率水平，关注整个经营期的综合回报。
1.3.2 经营期电价的测算
经营期电价方法的主要理论基础是资金的时间价值理论，即今年的1元钱要比明年的1元钱值钱，比后年的1元钱更值钱，它们之间的价差就体现在内部收益率上。测算时,通过调整电价水平,直到资金内部收益率IRR满足约定水平。
即满足下式：
∑
(现金流入-现金流出)
=0n
(1+IRR)
其中，现金流入包括：销售收入、固定资产回收、流动资金回收、其它现金流入；现金流出包括：长期投资中的资本金投入、流动资金中的自有资金、经营成本(不含折旧费的发电成本)、长期负债的本金偿还、流动负债的本金偿还、利息偿还、增值税、所得税、工资及福利、其它费用，测算方法如下表所示。 表7-1 标准火电厂经营期电价测算表
1.3.3 经营期电价与还本付息电价的区别
经营期电价与还本付息电价相比，相同之处在于测算的电价都能够满足电力项目正常运行及投资者取得合理收益的需要，所依据的基本参数是一致的。区别在于：
1.3.3.1 电价核定的期限不同
还本付息电价核定的是项目还贷期间的电价，还贷期结束后电价应相应降低；经营期电价核定的是项目整个经济寿命周期的电价，它综合考虑了项目还贷期间和还贷期结束后的成本变化情况。
1.3.3.2 电价核定的方法不同
相比较而言，经营期电价更多地考虑了资金的时间价值，为电力投资者和经营者利用资本市场降低融资成本创造了条件；同时，经营期电价测算方法与电力企业财务核算结合更加密切，基本能够反映项目经营期内各年度的财务概况。此外，经营期电价测算方法与项目投资决策时进行的财务评估方法比较衔接，为投资者分析项目获利能力提供了基础。
1.3.3.3 依据的成本基础不同
还本付息电价依据的是电力企业的个别成本；经营期电价依据的是同类机组社会平均成本，有利于激励电力企业降低成本、提高效率。
1.3.3.4 核定的电价水平不同
还本付息方法核定的还贷期电价较高，使得电力项目投产后对用户的销售电价冲击较大。还贷期结束后电价本该大幅度下降，但企业往往通过产权重组、资产重新评估等方式加大成本，使电价难以及时下调，而经营期方法核定的电价则比较平稳。在我国电力装机容量增长较快、电力企业还贷任务较重的情况下，用
经营期电价方法核定电价，有利于减轻电力项目投资初期对电价的压力。
1.3.4 经营期电价政策的效果
经营期电价政策改变了还本付息电价政策成本无约束、价格无控制的状况，对上网电价上涨起到了明显的抑制作用。定价的年限由“还贷期”拉长为“经营期”，减缓了新建发电项目还贷期内对上网电价的推动作用。按社会平均成本定价，统一规范发电企业的资本金内部收益率水平，改变了一机一价的状况，对新建发电项目造价起到了一定的约束作用。
1.4 标杆电价政策
2004年，为了进一步完善政府管理职能，提高行政审批效率，引导电力投资，国家发改委在经营期电价政策基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区分别确定各地水火电统一的上网电价。虽然在当时下发的文件中，没有明确称之为“标杆电价”，但业内将此重大的上网电价改革政策称之为“标杆电价”政策。
1.4.1 标杆电价的制定历程
最初的标杆电价是以京津唐电网某电厂（2*600MW）为参照，以经营期电价方法为依据，确定了京津唐电网的新投产机组上网电价。我国其他地区新机上网电价以京津唐电网的新机价格为参照，主要考虑了当时煤炭价格的差异，分别确定了各省（自治区、直辖市）的新投产火电机组的上网电价。随后，按照同样的原则，确定了各省的水电新投产发电机组的上网电价水平。
国家发改委于2004年8月下发了关于疏导电价矛盾有关问题的通知（发改价格[2004]610号），明确了电网统一调度范围内的新投产燃煤机组（含热电机组）统一的上网电价水平。标杆电价政策和水平发布后，社会各界对此评价很高。但是在执行过程中，部分地区对水电标杆电价提出了意见，意见主要集中在水电的投资成本差异过大，如有坝没坝、坝高坝低，水库的库容差异也大，统一的水电标杆电价导致水电企业之间的利润差异过大，国家发改委经过权衡，虽然没有正式下文正式宣布废止水电的标杆电价政策，但是在各省以后的政策执行过程中，没有将水电标杆电价作为一项硬的政策来执行，这项政策在2005年的煤电联动加价时就得到了充分的体现。
1.4.2 标杆电价的特点
从国家发改委制定标杆电价政策和发布的各地标杆电价水平来看，主要有以下一些特点：
1.4.2.1 标杆电价实际上是经营期电价的延续
从定价机制看，标杆电价实质上仍然是经营期电价的一种，按照社会平均先进成本加适当的投资回报确定；从具体的测算方法看，两者也是基本相同的，均按照《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》（计价格[2001]701号）规定测算，电价核定的期限为项目的整个经营期，综合考虑项目还贷前后的成本水平和整个经营期资金的时间价值，投资回报略高于同期国内银行贷款利率。
1.4.2.2 标杆电价是经营期电价政策的进一步完善
与以前的经营期电价相比，标杆电价更加完善。一是在测算上，还贷年限、折旧率等地区差异不大的参数，在全国范围内水平得到统一，价格的确定更加准确和科学；二是在测算和审批的程序上，各省区内新机组通过试运行即执行统一的标杆价格，电价不再进行一机一测算，一机一审批，程序上更加简明高效；三是在信息披露上，由于事先核定了统一的标杆价格，可以直接对社会披露，政策更加透明，有利于引导投资。
1.4.3 标杆电价的意义
1.凸现了政府驾驭整个国民经济能力的提高，科学执政、民主执政能力的提升
电价是政府实施宏观调控职能的重要工具和手段。通过执行标杆电价和标杆电价水平的调整，政府可以有效的利用价格信号、使用经济手段影响电力行业相关上下游产业的发展，进而对整个国民经济进行总量平衡和结构调整。标杆电价的推出，体现了政府科学执政、民主执政能力的提高，政府驾驭与管理国民经济有了更多和更加有效的手段。 2. 是政府职能转变的重要表现
转变政府管理职能，就是要从微观的行政性事务管理转向宏观的制定政策、制定发展战略、经济调节、组织协调、市场监管、公共服务等社会管理、服务职能上。标杆电价推出后，政府摆脱了一机一核价的大量具体工作，从而有更多的
精力用于价格政策研究、价格宏观调控。标杆电价的推出是政府职能转变的一个重要体现。
3. 价格制订和审批政策更加透明
标杆电价由各省区物价主管部门制订方案报国家价格主管部门审批，制订、审批政策和各省区标杆电价水平由国家价格主管部门直接向全社会公布，新机组投产通过试运行之后即可执行正式的标杆电价。与以往电价相比，标杆电价更加公开和透明，有利于减少价格执行过程中的盲目性和随意性。 4.改变了一机一价的方式，使发电企业之间的竞争更加公平
标杆电价是按照各省区的先进社会平均成本水平核定，全省区内的新投产机组执行统一的标杆电价。各个电厂在上网电价水平上处于同一起跑线，发电企业之间的竞争变为造价的成本和运营成本的竞争，最终归结于经营管理水平的竞争。
5.有利于引导投资，有利于资源的优化配置，有利于资本的合理流动
标杆电价为投资者提供了一个明确的标杆。投资者根据标杆电价并结合自身实际情况，就可测算出项目盈利状况。如果投资者造价、运营成本高于标杆电价对应的标准造价和运营成本，企业就无法获得标杆电价对应的内部收益率，反之则会超过社会平均的内部收益率，投资者可以据此进行投资决策。同样，政府可以根据电力供求趋势预测，通过对标杆电价的调整来鼓励或抑制电力投资，调整区域电力投资结构，优化资源配置。 6.有利于逐步向电力市场过渡
各种电价逐步归并后，新投资的项目受标杆电价限制，造价逐步接近，发电企业开始站在同一起跑线上，有了竞价上网的实力基础，有利于向电力市场过渡。
1.5 可再生能源电价政策
随着人类社会发展对能源消费需求不断的增长，目前以化石燃料为主的能源结构已经不能满足人类社会快速发展的要求，新能源的研究利用成为解决发展问题的关键。而人类在氢能、核聚变技术等研究领域还未有新的突破，水能、风能、太阳能、生物质能、潮汐能等可再生能源成为解决全球能源供应问题最可行的途径。
我国也加入到可再生能源发展的行列中。国家通过三峡基金、水库后期扶持资金等方式来解决水电发展带来的问题；通过制定“可再生能源法”、“可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法”等政策鼓励发展风能、生物质能等可再生能源。下面将详细介绍这些可再生能源相关的电价政策。
1.5.1 水电相关电价政策
1.5.1.1 三峡基金
为了支持三峡工程建设，根据国务院决定，从1993年1月1日起，对城乡居民生活用电每千瓦时征收3厘钱，作为三峡工程建设基金。1994年为了深化电价改革，提高电力企业还贷能力，将三峡工程建设基金提高到4厘钱。1996年再次提高三峡工程建设基金，三峡工程直接受益地区及经济发达地区每千瓦时提高到7厘钱。1997年三峡基金根据不同地区的具体情况再次进行提供，安徽的三峡基金达到1.3分，征收范围为除贫困县农业排灌以外的各类电量。2006年，为解决葛洲坝电站上网电价问题，国家利用降低三峡工程基金上缴标准置换葛洲坝电站提价对各省增支影响，我省上缴标准降低为每千瓦时1.292分，对用户征收标准维持不变。
1.5.1.2 大中型水库后期扶持基金
2006年为帮助水库移民脱贫致富，促进库区和移民安置区经济社会发展，根据《国务院关于完善大中型水库移民后期扶持政策的意见》（国发[2006]17号），决定增收大中型水库后期扶持基金，并停止增收中央直属水库库区建设基金，安徽的中央直属水库库区建设基金标准是每千瓦时1.8厘。同年国家发展改革委下发“关于调整华东电网电价的通知(发改价格[2006]1230号)”中规定，大中型水库后期扶持基金标准为每千瓦时8.3厘。征收范围：大中型水库后期扶持资金为除农业生产、贫困县农业排灌以外用电量；地方小水库后期扶持资金为除居民生活、农业生产、贫困县农业排灌以外用电量。
1.5.1.3 地方小水库后期扶持基金
根据国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知(发改价格[2006]1230号)规定，除居民生活、农业生产和贫困县农业排灌用电外，安徽省每千瓦时再提取0.05分钱用于解决地方水库、水电站移民后期扶持问题。
1.5.1.4 其他可再生能源的电价政策
1.5.2 可再生能源基金附加
为促进可再生能源的开发利用，国家发改委在《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）中提出，可再生能源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，国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。
1.5.2.1 可再生能源电价附加征收范围
可再生能源电价附加向省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的趸售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）收取。地县自供电网、以及从事农业生产的电力用户暂时免收。
1.5.2.2 可再生能源电价附加计算
可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准。可再生能源电价附加计算公式为：
可再生能源电价附加=可再生能源电价附加总额/全国加价销售电量； 可再生能源电价附加总额=∑[（可再生能源发电价格-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×电网购可再生能源电量＋（公共可再生能源独立电力系统运行维护费用－当地省级电网平均销售电价×公共可再生能源独立电力系统售电量）+可再生能源发电项目接网费用以及其他合理费用]；
其中：
✧ 全国加价销售电量＝规划期内全国省级及以上电网企业售电总量-农业生产用电量-西藏电网售电量；
✧ 电网购可再生能源电量＝规划的可再生能源发电量－厂用电量； ✧ 公共可再生能源独立电力系统运行维护费用=公共可再生能源独立电力系统经营成本×（1+增值税率）；
✧ 可再生能源发电项目接网费用以及其他合理费用，是指专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，以政府有关
部门批准的设计文件为依据。在国家未明确输配电成本前，暂将接入费用纳入可再生能源电价附加中计算。
1.5.2.3 可再生能源电价附加调整原则
可再生能源电价附加由国务院价格主管部门根据可再生能源发展的实际情况适时调整，调整周期不少于一年。可再生能源电价附加按以下公式计算，并作为电价附加调配的依据：
电价附加金额=电价附加×加价销售电量；
加价销售电量=省级电网企业售电总量-农业生产电量。
1.5.2.4 省级电网企业应分摊的可再生能源电价附加额
按照省级电网企业加价销售电量占全国电网加价销售电量的比例，确定各省级电网企业应分摊的可再生能源电价附加额。计算公式为：
各省级电网企业应分摊的电价附加额=全国可再生能源电价附加总额×省级电网企业服务范围内的加价售电量/全国加价销售电量
1.5.3 可再生能源附加资金管理
可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由电网企业按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用。
1.5.3.1 我省可再生能源附加资金收取情况
截至到2007年，我省共收取可再生能源电价附加6343万元，其中：当年收取4614万元。根据相关税收政策，累计征收的可再生能源附加应负担税金（增值税、城建税及教育费附加）1023万元，其中：当年税金744万元。可再生能源累计帐面节余5320万元，其中：当年节余3870万元。由于可再生能源发电项目尚未投产，因此未支付发电企业可再生能源补贴。
1.5.3.2 可再生能源电力价格管理
可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。公共可再生能源独立电力系统，对用户的销售电价执行当地省级电网的分类销售电价。以下是各类可再生能源发电项目具体的上网电价政策。
1.5.4 风能发电上网电价
据国家发改革委2009年7月24日发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》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，详情如下表所示：
表7-2 四类资源区及相应风场价格
2003以来年实施的特许权招标政策，极大促进了我国风电行业的发展，有效降低了风电上网电价，但其一些负面影响也逐渐显现。低价中标制度容易引起价格战，价格传导由下游运营商向上游产业链延伸，造成激烈竞争，致使价格过
低，民营资本对投资风场望而却步，从而导致投资主体集中在国有大型能源集团，造成投资主体单一。
风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，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。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。
根据可再生能源相关政策，我国风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。其中，在当地火电标杆电价以内的部分，由各地省级电网负担；高出当地火电标杆电价部分，是通过在全国征收的可再生能源价格附加分摊解决的。
《通知》的出台，意味着以前“招标+核准”的模式将退出历史舞台，取而代之的，是一个简单明确的风电定价政策。按照风能资源确立风电标杆电价，有三点好处：首先，有利于改变风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理；其次，确定标杆电价，可以给一个明确预期，迫使其挖掘潜力，降低成本，引导投资者优先开发优质风场；第三，抛弃以前逐个项目审批的做法，减少了行政审批环节；第四，通过制定统一固定电价，各地区风电电价较火电标杆电价高出部分相差将不会太大，有利于补偿费用的公平合理。除此之外，《通知》中还规定，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。
1.5.5 生物质能发电上网电价
生物质发电项目上网电价实行政府定价，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价。
安徽省生物质能发电项目上网电价0.619元/千瓦时，由2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价0.369元/千瓦时，加上补贴电价0.25元/千瓦时组成。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。发电消耗热量中常规能源超过20%的混合燃料发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价。已享受补贴电价，但未按规定使用生物质能燃料的发电项目一经查出，10日内退还补贴电价电费，并取消该项目的补贴电价优惠政策。
1.5.6 太阳能、海洋能及地热能发电上网电价
太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价，其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。
1.5.7 可再生能源发电项目接网费用
可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费用。接网费用标准按线路长度制定：50公里以内为每千瓦时1分钱，50-100公里为每千瓦时2分钱，100公里及以上为每千瓦时3分钱。
1.5.8 可再生能源电价附加补贴和配额交易
1.5.8.1 可再生能源电价附加补贴和配额交易原则
可再生能源电价附加配额交易每月进行一次，当收取的可再生能源电价附加金额小于应支付可再生能源电价补贴金额时，差额部分作为可再生能源电价附加配额对外出售，出售收入计入电网企业销售收入；当收取的可再生能源电价附加金额大于应支付可再生能源电价补贴金额时，余额用于购买可再生能源电价附加配额。安徽省电力公司根据国务院价格主管部门下达配额交易方案，在10日内完成配额交易，配额交易完成后5日内结清补贴。
1.5.8.2 2007年可再生能源电价附加和配额交易情况
2008年4月7日国家发改委发布《关于2007年1-9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案的通知》，并敲定了75个可再生能源项目补贴方案。
根据《通知》，可再生能源电价附加资金补贴范围为2007年1-9月可再生能源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和可再生能源发电项目接网费用。其中，补贴发电项目75个，发电接网工程35个。对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电亏损项目按上网电量给予临时电价补贴，补贴标准为每千瓦时0.1元。
对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，以配额交易方式实现可再生能源电价附加资金调配。此次电价附加配额交易涉及两个区域电网公司和12个省级电力公司，交易金额合计17841.6万元。电价附加存在资金缺口的黑龙江、吉林、山东、新疆、宁夏电力公司和东北、华北电网公司，将分别与山西、浙江、天津、江苏、四川、河南和安徽电力公司进行配额交易实现资金平衡。
而根据国家发展改革委、国家电监会公布的《关于2008年7-12月可在再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》，可再生能源电价附加资金补贴范围为2008年7-12月可再生能源发电项目中上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、公共可再生能源独立电力系统运行维护费用、可再生能源发电项目接网费用。对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电项目继续按上网电量给予临时电价补贴，补贴标准为每千瓦时0.1元。
电费结算执行方法中强调：
（一）可再生能源发电项目上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过本次电价附加补贴解决。由当地省级电网负担的部分，分为2008年7-8月和9-12月两段，分别使用7月1日和8月20日调整后的当地脱硫燃煤机组标杆价与发电企业结算。
（二）2008年7-12月电价附加有结余的省级电网企业，应在《通知》下发之日起10个工作日内，对可再生能源发电项目结清2008年下半年电费（含接网费用补贴）。2008年7-12月电价附加存在资金缺口的山东、新疆等11个地区的电网企业，应在配额交易完成10个工作日内，对可再生能源发电项目结清2008年下半年电费（含接网费用补贴）。
（三）对2008年7-12月公共可再生能源独立电力系统的电价附加补贴，按本通知附件三所列的项目和金额，由所在省（区）的价格主管部门会同省级电网企业负责组织实施。
（四）配额交易完成后，电价附加有结余的省级电网企业，对已纳入补贴范围内的可再生能源发电项目按月结算电费，高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分从电价附加中支付。
（五）各省级电网企业对可再生能源电价附加继续单独记账，余缺逐期滚存。
1.6 节能减排电价政策
环境污染已经导致全球气候不断恶化，严重影响人类的生产和发展，节能减排是国家可持续发展战略实施中的重要工作任务，是实现和谐社会的重要基础。国家“十一五”规划纲要明确提出，到2010年单位国内生产总值能源消耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20%左右和10%。电力行业在将一次能源转换为二次能源的过程中有很多排放污染物，特别是一些容量小，运行年限久的机组，不但煤耗高，而且污染物排放严重超标。为有效实施节能减排战略，国家对电力行业实行了“脱硫加价”、“关停小火电降价”等节能减排电价政策。预计随着节能减排战略的深入开展，还将有更多环保节能政策来引导电力稀缺资源配置。
1.6.1 脱硫电价政策
建设资源节约型、环境友好型社会，促进节能减排工作，是落实科学发展观的重要举措。目前，我国的电力生产企业，燃煤电厂占了75%以上，大气中87%的硫化物排放来自于煤的直接燃烧。而煤电厂排放的烟气几乎都被转换成为大气的主要污染物之一—一氧化硫。随着我国经济的快速发展，资源环境问题日显重要，因此电力行业减少硫化物排放就成为国家节能环保基木国策的一项重要任务。
国家发展改革委、国家环保总局印发的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》要求新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行国家发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价。现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造。对于电厂使用的煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。
具有下列情形的燃煤机组，从上网电价中扣减脱硫电价：（一）脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款。（二）投运率在80％－90％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款。（三）投运率低于80％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。
对安装脱硫设施的发电企业，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策，有力地推动火电企业烟气脱硫改造和运用进程，响应了“节能减排”的国家政策，有效减少了硫化物的排放和污染，推动了电力环保。
1.6.1.1 我省脱硫电价政策执行情况
按照“节能减排”政策要求，除了新建燃煤机组必须同步建设高效脱硫除尘设施外，我省非关停的现役单机13.5万千瓦以上燃煤机组也都正积极进行脱硫设施改造。但是对于脱硫设施的运行情况缺乏跟踪监督，没有严格体制来保障脱硫处理的运行。有部分发电企业虽然进行了脱硫改造，但脱硫设施未达标排放，而且有些发电企业在平时生产时，将脱硫设备退出运行，这都与制定脱硫电价的初衷相悖。
1.6.1.2 脱硫设施在线监测系统建设情况
2008年初，为了有效贯彻脱硫电价政策，在安徽省委、省政府的指导下，省经委、省物价局、省环保局、省电力公司等有关部门单位，召开了安徽省燃煤发电机组脱硫设施在线监测系统建设工作会议。会议宣贯了国家有关节能减排和燃煤发电机组脱硫设施运行、在线监测工作的方针政策以及脱硫设施在线监测系统建设的工作要求，介绍了监测系统建设总体方案、发电厂脱硫设施接入监测系统技术要求，讨论了安徽省电力科学研究院将承担的脱硫在线监测系统传输参数检测工作办法，并按照省经委在2008年上半年建成监测系统的进度要求，一一排定了各发电企业接入脱硫在线监测系统的详细工作计划日程表，对新建发电机组脱硫设施接入监测系统也提出了明确要求。
脱硫设施在线监测系统建设工作既关系到环保设施能否正常运行、燃煤电厂排放能否有效减少，也同发电企业脱硫电价的执行密切相关。建议政府部门通过在线监测系统严格监控设备投运情况，对于违规发电企业给予惩罚，并取消本年度脱硫加价政策。对达不到脱硫标准的机组不予执行脱硫加价政策。此外，对于热电联产、自备电厂等机组也应该逐步纳入在线监测系统。
1.6.1.3 电网企业垫付脱硫加价电费情况
目前，脱硫加价政策挤占的输配空间的矛盾还没有通过销售加价疏导出去，具体来说，受到2004～2007年脱硫加价政策影响，安徽电力公司共垫付37453万元，而且未来几年随之新机组的大批投运，需要垫付的脱硫加价金额急剧上升，2010年需要垫付金额达93517万元，后三年需要垫付的脱硫加价补贴金额合计达218104万元。
1.6.2 小火电降价政策
政策背景
电力工业是节能降耗和污染减排的重点领域。近年来，电力工业快速发展，但电力结构不合理，特别是能耗高、污染重的小火电机组比重过高，成为制约电力工业节能减排和健康发展的重要因素。国家将按照电力工业产业政策和发展规划，加大高效、清洁机组的建设力度，保持电力工业持续健康发展，为加快推进小火电机组关停工作创造宽松的市场环境。严格控制新建小火电机组，大电网覆盖范围内不得建设小火电机组，各类投资主体建设燃煤电站及煤矸石等综合利用
电站，均应报国务院投资主管部门核准后方可建设。确保如期实现“十一五”小火电机组的关停目标。具体来说，在大电网覆盖范围内逐步关停以下燃煤（油）机组：
✧ 单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；
✧ 运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；
✧ 按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；
✧ 供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水
平15%的各类燃煤机组；
✧ 未达到环保排放标准的各类机组；
✧ 按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。 政策内容
小火电降价的范围
根据国发[2007]2号文件规定，单机容量5万千瓦以下的常规火电机组，运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组，按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组，其上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的，均列入降价范围。
小火电降价的具体要求
（1）为了促进小火电关停政策实施，国家发改委制定小火电降价政策，对列入降价范围的小火电机组，要区别脱硫机组和非脱硫机组，分别将其上网电价降低到本省脱硫燃煤标杆上网电价和非脱硫燃煤标杆上网电价水平。降价后不得实行价外补贴。
（2）2004年及以后投产的小火电机组，其上网电价高于燃煤机组标杆上网电价的，一律降低到标杆上网电价水平。
（3）2004年以前投产的小火电机组，上网电价低于燃煤机组标杆上网电价的，维持现行电价水平不变；高于标杆电价的，分步降低到标杆电价水平。从2007年起，现行上网电价比标杆电价高出5分钱/千瓦时以内的，分两年降低到标杆电价；高出5分-10分/千瓦时的，分三年降低到标杆电价；高出10分/千瓦时以上的，分四年降低到标杆电价。
（4）热电联产机组要在合理分摊电、热成本的基础上，按照补偿供热成本的原则逐步提高热力价格，相应降低其上网电价。
（5）燃油机组根据其发电利用小时数和调峰情况，按照与燃煤机组保持合理比价的原则降低其上网电价。
（6）国办发[1999]44号文下发前依法批准且合同约定中外合作或合资期限未满的小火电机组，仍执行合同协议的上网电价。
（7）小火电降价后电网企业增加的收入，主要用于解决发电企业因燃料价格提高影响成本增加的矛盾。
（8）鼓励提前关停或按期关停的小火电机组，在保证机组关停的前提下，按不高于降价前的上网电价向大机组转让发电量指标。已转让发电量指标并确保关停的小火电机组不再降价。
安徽省关停小火电政策执行情况
2007年安徽省政府向国家发改委上报了关停小火电实施方案，实施方案明确“十一五”期间全省计划关停小火电机组24台，关停机组容量172万千瓦，占全省总装机容量的11.24%。其中：2007年关停机组容量116万千瓦，2008－2010年关停机组容量分别为12万千瓦、1.5万千瓦和42.5万千瓦，目前关停计划正在有序落实。安徽省未列入关停范围的10万千瓦及以下小火电，均由地方政府认定为热电联产或资源综合利用机组，且多为地方政府所属企业。省物价局上报国家发改委方案中已明确我省小火电机组均属免于降价范围，因此未能实施降价措施。
关停小火电政策对电网购电均价的影响
根据国家文件规定，纳入“十一五”关停规划并按期关停的机组将享受最多不超过3年期限的电量指标，并通过实施替代发电获取经济补偿。经初步测算，我省纳入政府关停计划的小火电上网平均电价约为0.346元/千瓦时，比我省2007年脱硫标杆电价0.371元/千瓦时低2.5分。但随着替代新机的不断投运，关停小火电政策将推动电网年均购电成本增加近2亿元。
1.7 节能发电调度政策
1.7.1 国外节能发电调度现状
传统调度方式（经济调度）
发达国家通常采用经济调度的方式是将机组划分为可竟争和不可竞争两种类型，对于不具备商业推广条件的诸如可再生能源发电等，一般会进行一定程度的保护，从而促进其成长。而对于其他类型的机组，则需要统一根据各自的边际变动发电成本向市场进行报价，由调度交易机构根据所谓的安全约束经济调度进行发电安排。
机组发电上网价格通常是由市场竞争决定，它的实际产生过程通常与安全约束经济调度紧密联系在一起。首先，通过安全约束经济调度根据报价情况确定各机组的发电安排然后，根据发电出力点的位置和报价情况，采用边际成本定价方法计算出机组的发电价格。这样可以较好地激励发电企业按实际成本情况进行报价，进而确保调度优化结果的真实合理性。但是，有些高效率的机组的发电成本较高，在国外这种机制下，有些效率低但成本更低的机组，反而可能会优先发电，这与国内机制存在一些差别。美国能源监管委员会还专门就这一问题进行了研究，以比较建立效率优先的调度机制是否会比现有机制来得更好一些。 电力市场模式下的竞价调度
电力市场模式下的竞价调度方式，目的是通过市场竞争来获得全网购电成本最低。按照国家已经颁布的电力市场运营规则，网内容量在某数值以上的所有火电机组将参与竞价交易，按其上网电价的报价高低来决定获得不同数量的电量。但要达到这一理想化目的，需要具备诸多方面的条件。首先，网内装机富裕。装机不足情况下，为满足负荷需求已有机组要尽量满发，无法形成竞争基础；其次，需要完善的市场规则。市场规则的不完善，会导致市场操纵力滥用，个别市场参与者控制价格谋取超额利润，2000年的美国加州电力危机就是典型的例子。2006年3月我国第一个进入正式运行的区域电力市场——东北电力市场，在正式运行开始不到1个月，就因为所有电厂均报价过高，而不得不挂起暂停，便充分说明了完善市场规则的难度。
随着社会对环保要求越来越高，电力的市场竞价必然要充分兼顾环保因素。目前，西方发达国家在电力市场化改革中对环保的考虑，主要集中在保持已有排放控制力度，以及引入电价较高的环保电源（主要是风电和天然气发电）并扩大其市场占有率上。针对排放控制，这些国家多采取加强本已十分严格的环境监管体系、提高排放税收额度，以及引入大气排放物（主要是二氧化碳和氮氧化物）的额度交易体系，以疏堵结合的方式降低传统燃煤、燃油电厂的排放。对于环保电源主要给予免税、补贴和电量强制收购等优惠扶持政策。可以看出，正是这些电力市场之外的外部措施，使得发电企业不得不将节能、环保上的成本和效益体现在其发电报价中，最后通过市场竞价中标执行了政府在节能、环保上的导向。可见，只有在发电报价能有效体现电厂一次能源和环保压力的成本时，竞价上网的发电调度方式才能有效推动整个电网向节能、环保、经济的方向发展。
1.7.2 碳交易说明
碳交易（即温室气体排放权交易）也就是购买合同或者碳减排购买协议
（ERPAs），其基本原理是，合同的一方通过支付另一方获得温室气体减排额。买方可以将购得的温室气体减排额用于减缓温室效应，从而实现其减排的目标。
通常来说，碳交易可以分成两大类：其一是基于配额的交易。买方在“限量与贸易”体制下购买由管理者制定、分配（或拍卖）的减排配额，譬如《京都议定书》下的分配数量单位（AAU），或者欧盟排放交易体系(EU ETS)下的欧盟配额（EUAs）。其二是基于项目的交易。买方向可证实减低温室气体排放的项目购买减排额。最典型的此类交易为CDM以及联合履行机制下分别产生核证减排量和减排单位(ERUs)。
世界银行和国际排放贸易协会（IETA）发布的《2006年碳市场发展状况与趋势分析》显示，无论就其市场价值或是成交量来说，截至2006年9月，EU ETS都是全球最大的碳市场，其成交额达到189亿美元，占全球碳市场总规模的87%，而同期CDM的成交额仅为碳市场总规模的11%。
实际上，早在《京都议定书》生效的同年，欧洲气候交易所（ECX）就上市了EU ETS下的二氧化碳排放权期货。除了ECX外，芝加哥气候交易所（CCX）芝加哥气候期货交易所（CCFX）也交易着相似现货和期货合约。此外，法国的Powernext Carbon是主要的欧盟二氧化碳排放配额现货交易市场。
1.7.3 节能调度试点省份情况介绍
《节能发电调度办法（试行）》是国家节能减排政策的重要措施之一，电力行业作为节能减排的重点行业，其节能的成效直接关系到全社会节能工作的成败。为贯彻落实国务院有关节能减排的要求和部署，积极稳妥的推进节能发电调度相关工作，确保新办法实施期间正常的电力市场经营秩序，规避节能发电调度有可能带来的经营风险和社会问题，国家发改委首先选择在江苏、四川、河南、广东、贵州5省开展试点，并要求各试点省于2007年12月31日前完成试点准备工作。下面仅介绍江苏和河南两省节能调度试点情况。
1.7.4 江苏省节能发电调度试点进展情况
江苏电网基本情况
截至2007年12月31日，江苏电网共有统调电厂84座，装机容量5291.91万千瓦。其中60万千瓦及以上机组27台，装机容量1837万千瓦，占总装机容量的34.71%；30万千瓦至60万千瓦机组61台，装机容量2042.4万千瓦，占38.59%；20万千瓦及以下机组166台，装机容量1123.51万千瓦，占21.23%。
500kV线路96条，总长度达7614公里，形成了三纵四横的骨干网架，220kV及以下电网实现分区运行。1-12月份江苏电网电力运行态势良好，其中用电量完29523.69亿千瓦时，同比增长15.21%，发电量完成2825.33亿千瓦时，同比增长11.38%，最高用电负荷4562万千瓦，同比增长19.17%。
替代发电实施情况
2007年初，江苏省经贸委和南京电监办联合下发《关于2007年江苏电网实现资源优化配置实施替代发电工作的指导意见》，对交易规则进行了修改，促使发电权交易量的急速放大：一是把去年小机组自愿申报被替代电量改为明确要求20万千瓦及以下机组必须拿出50%的发电计划给大机组替代，若小机组所在企业的自身原因导致交易完不成，该部分的发电计划自动作废；二是针对去年第四季度30万千瓦机组参与交易并完成的替代发电量高于能效更高的60万千瓦机组的情况，规定小机组只能与60万千瓦机组协商实施“替代发电”，30万千瓦机组必须到交易平台上参与报价竞争。三是针对被替代发电机组报价过低的现象，对高能耗机组的报价作了规定，提出了根据燃料成本确定其最低报价的指导性意见，建立了“发电燃料成本与煤价联动机制”。此外，5月1日起，又对替代撮合原则作了完善，改“价格优先、效率优先、时间优先”为“效率优先、价格优先、时间优先”，将效率优先摆到了第一位，即被替代的小机组先与能效最高的60万千瓦机组进行替代电量交易，交易不成的电量再由30万千瓦机组竞价。
截至2007年12月底，江苏全省完共成替代发电量220亿千瓦时，节约标煤110万吨，减少二氧化硫排放2万多吨，节能减排效果明显。
关键技术支持平台建设
建立符合节能发电调度办法的技术支持平台是做好节能发电调度试点工作的基本前提，原有的计划模式平台已无法适应新形势的需求，江苏省经委已委托江苏省电力科学院开展相关节能技术平台的研究及建设工作，主要包括：
2006年，江苏省电力公司在全国率先研发建成了“热电机组运行管理信息系统”，将全省214家热电联产电厂的508台机组纳入监控之下，实时监控热电厂的运行情况，为节能减排提供了一手数据。仅实施“以热定电”管理一项，2007年，江苏电力即减少原煤消耗约60万吨，减少二氧化硫排放近1万吨；
2007年6月，江苏省电力公司研发建成了“燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统”，截至目前全省33家电厂93台机组总计35000MW已被纳入监管范围内，系统可以实时监测火力发电机组脱硫设备运行情况、污染物排放情况，对脱硫设备实时运行水平进行综合性评价，并与脱硫电价挂钩；
2007年9月，为贯彻落实《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》，促
进资源综合利用事业健康发展，由江苏省经贸委委托江苏省电力公司组织开发的“江苏省资源综合利用电厂实时监控系统”投入试运行，其运行数据将作为资源综合利用资格认定的重要依据研究；
2007年11月，“基于节能发电调度的日计划编制系统”开发完毕，该系统主要分为负荷预计、机组组合、负荷分配、安全校核、统计分析等五个模块，为节能发电调度的顺利开展奠定坚实基础。
2008年3月，“火力发电机组能耗实时监控系统”投入运行，该系统提出了全新的供电煤耗计算数学模型，突破了长期因煤质分析数据严重滞后而无法实现发电机组供电煤耗实时计算的技术瓶颈，实现了火力发电机组能耗实时监控。系统的关键突破和优势在于依托先期开发的烟气脱硫装置，利用烟气计算出机组实时煤耗情况，误差范围小于1.5%，最终根据实测情况实时生成同类型火力发电机组能耗排序表，消除了按铭牌参数排序的弊端。
节能调度试运行情况
2008年1月9日~10日，根据《关于贯彻的意见》及工作安排，江苏省开展了连续两天节能发电调度模拟运行工作。模拟运行结束后，江苏省省组织了进行全方位的评估，内容包括：全网发电煤耗水平、各类机组发电水平、电网安全水平、电网损耗、技术支持系统适应性、模拟运行中存在的问题及改进措施等。评估结果表明：各参与单位能高度重视本次模拟运行工作，准备充分，措施到位，模拟达到预期的效果，为正式开展节能发电调度提供了宝贵经验。
1.7.5 河南省节能发电调度试点进展情况
河南电网基本情况
河南电网位于华中电网最北端，是西电东送、全国联网的重要枢纽。截至2007年底，全省装机容量4101万千瓦。其中，非统调机组容量537万千瓦，占全省装机容量的13.12%；统调机组容量3564万千瓦，占全省装机容量的89.08%。2007年，全省发电量完成1854.83亿千瓦时，同比增长17.2%：其中统调电厂发电量累计完成1555.55亿千瓦时，同比增长26.59%，机组平均利用小时达到5161小时；非统调电厂发电量累计完成290.02亿千瓦时，同比减少16.51%。全省用电量累计完成1808亿千瓦时，同比增长18.67%，主要指标均居全国前五位。 替代发电实施情况
2007年以来，河南公司采取多项措施继续深化节能发电调度，主要包括：
以差别发电量计划为基础，以市场化手段推进指标补偿交易、发电权交易、跨区跨省交易和大用户开拓交易，优先安排高效率机组，以保证高效率发电机组经济稳定运行的发电小时数。
2007年的差别发电量计划比去年更注重突出节能降耗减排的综合社会效益，主要体现在以下几个方面：
一是充分利用水能、生物质能和风能等资源。对风电厂，沼气电厂、秸秆电厂，高炉废气综合利用电厂，保证能发即发，并按照国家规定电价足额收购；适当增加垃圾发电、高炉煤气发电、煤泥发电机组发电小时。
二是继续实施“差别电量”计划，尽可能提高能源利用效率。对同类型火电机组发电小时按基本一致的原则进行安排，60万千瓦和35万千瓦机组4400小时、30万千瓦机组4300小时、20万千瓦机组4100小时、10万千瓦机组4000小时、5万千瓦机组3500小时、2.5万千瓦机组3400小时、1.2万千瓦及以下机组3200小时；按照“以热定电”原则调度，对高能耗机组形成“高煤价、低发电小时”的市场压力，适当提高供热机组发电小时数。
三是鼓励清洁生产。同类型机组中投运脱硫设备的机组提高100小时，利用中水机组提高50小时。
四是引导电源优化布局。由于目前还未实行电源接入价，为引导电源合理布局，提高少电、负荷中心、受端地区发电机组发电小时，同类型机组接入豫中、豫东电网的火电机组增加50发电小时，接入豫南电网的火电机组增加150发电小时。
据了解，河南公司对于指标补偿交易、发电权交易、跨区跨省交易和大用户开拓交易均以市场化手段完成。由于兼顾了各方利益，2007年河南电力市场交易十分活跃，每笔交易认购倍数均超过4倍以上，全年电力行业节约标准煤180万吨，减少污染物排放1.8万吨，节能降耗减排效果较去年有大幅提高。 关键技术支持
河南省调原有的计划编制及实时调度系统已经无法满足节能发电调度的实际需要，调度中心在原有系统的基础上重新开发节能发电调度技术支持系统，目前已能够完成节能发电调度模式下96点发电计划编制。
研究制定电厂烟气和供热机组在线监测实施方案，积极开展供热、脱硫机组和小火电调度信息接入工作，目前已完成全省18个供电公司，83个地方电厂信息接入调试工作，涉及223台机组，共计435万千瓦负荷，占总容量80%。
开展节能发电调度发电测算。为深入分析实施节能发电调度后对机组组合、发电曲线及发电量的影响，河南省调针对典型负荷日分别开展了有无安全约束的机组96点发电计划模拟编制，初步了解在节能发电调度模式下各类机组发电量
的变化情况：20万千瓦以下机组成为开机组合的边际机组，所有13.5万千瓦及以下统调机组基本没有开机机会。
节能调试运行情况
2008年10日零时至11日零时，河南电网开展了节能发电调度模拟运行，全省机组均按照节能发电调度办法进行调度，煤耗低、能耗排序靠前的60万千瓦火电机组利用率最高达到96.3%，部分煤耗高、能耗排序靠后的火电机组低负荷运行，全网煤耗水平显著下降，实现了节能发电调度目标。电网和发电厂全天运行安全稳定，发电模式过渡平稳，节能发电调度模拟试验成功。
1.7.6 安徽省节能调度实施情况
为贯彻落实“国发2号”文件精神，降低电力生产能耗，提高能源使用效率，安徽省经委会同有关部门制定了《开展节能调度实施替代发电工作指导意见》。其主旨是通过实施替代发电实现节能调度和污染减排目标，即以大容量、低排放的火电机组代替小容量、高排放的小机组发电。我省替代发电主要采取发电集团内部替代和不同发电企业之间替代两种模式，20万千瓦级及以下火电机组不得为替代发电的受让方。替代发电与其他正常发电相同，按月进行结算，结算价格为政府核定的转让方基本电价。
节能调度基本思路
（1）以保障系统安全稳定运行和连续供电为前提，以最大限度的节能和环保为目标；
（2）对无调节能力的可再生能源水电以及自备、热电、综合利用机组、蓄能机组和有合同约束的外资机组发电计划按政府安排的计划执行；
（3）电力平衡时考虑电网约束，同时综合考虑机组年度平均检修时间、电网调峰等因素，将常规公用火电可调机组根据电力平衡情况划分成三类，根据电量平衡确定各类机组的全年发电利用小时。
机组排序及电量安排
（1）常规火电机组排序
将所有常规公用火电机组按照发电煤耗从低到高排序，煤耗相近的机组（煤耗差在10克/千瓦时以内）电价低的排序靠前。
（2）常规火电机组分类
将常规公用火电机组分成三类。第一类是全年最小电力负荷时参加电力平衡的机组，主要为60万千瓦机组和部分煤耗较低的30万千瓦机组；第二类是全年
出现时间最多的电力负荷时参加电力平衡的机组，除第一类机组以外，主要是一部分30万千瓦机组；第三类是全年最大电力负荷时参加电力平衡的机组，除第
一、二类机组以外，主要是煤耗较高的30万千瓦机组和所有20万及以下机组。
（3）发电利用小时确定
考虑每台机组两次小修、两次临检，机组发电负荷率取全省平均用电负荷率85%，第一类机组发电利用小时取6500小时；考虑国家核定的发电利用小时及全省电力需求情况，第二类机组发电利用小时取4500小时；第三类机组按照省初步发电计划确定的发电量减去一、二类机组发电量计算获得，发电利用小时为3262小时；照付不议机组的发电利用小时按合同执行。
节能调度对节能减排的作用
2007年因开展节能调度，积极推进替代发电，累计交易电量43.4亿千瓦时，节约标准煤21.7万吨，减排二氧化硫0.27万吨，节能减排成效明显。
随着皖电东送政策的落实和我省60万千瓦级机组的大量投产，在全网范围内实施节能发电调度，在通道条件保证的情况下，我省电力的输出能力将会得到进一步加强，节能减排的作用将更显著。
节能调度对平均上网电价的影响
我省发电机组主要为常规火电机组、热电联产机组、水电及综合利用机组和抽水蓄能调峰机组等。其中，除常规火电机组、综合利用机组和热电联产机组外，其余机组对节能调度购电费均无影响。根据模拟结果显示，在保证已关停低价机组电量完全被代发的情况下，实施节能发电调度将提高我省购电费2亿元左右。我省购电均价上涨的主要原因是实施节能调度后，我省上网电价较低的统配机组发电利用小时数大幅度减少和高于购电均价的热电联产和煤矸石等综合利用机组用电利用小时数增加。
1.8 抽水蓄能电站电价
1.8.1 抽水蓄能电站情况概述
抽水蓄能电站是电力供应安全和质量的重要保障手段，其效益包括调峰填谷、调频、调相、事故和负荷备用等。抽水蓄能电站具有良好的系统经济性，但目前业内对抽水蓄能电站在电力系统中的功能和作用认识不到位，特别是对其系统经济性评价缺乏客观性。
电站建设管理体制
我国抽水蓄能电站的建设管理体制主要有电网企业独资和独立发电公司两种形式。2004年国家发改委下发的71号文指出，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。
电站运营管理体制
抽水蓄能电站的运营管理方式大致可分为以下几种：电网统一经营、租赁经营、独立经营和委托经营。在我国目前的电力体制下，抽水蓄能电站根据各个区域电网电源结构和负荷特性的差异，采取不同的管理方式。
电网统一经营的典型代表是十三陵抽水蓄能电站，这种车间式的管理方式，有助于电网根据需求，自由灵活地对抽水蓄能电站进行调度。广州抽水蓄能电站采取的是租赁经营模式，电网和抽蓄电站之间通过租赁电价产生权责关系，双方通过履行合同规定的义务实现电力系统的安全、稳定运行。独立经营则需要有比较完善的动态效益补偿机制，峰谷时段电价差也必须足够大，才能满足独立经营模式下抽水蓄能电站的正常经营管理需要。浙江天荒坪抽水蓄能电站采取的是全面委托管理模式，由抽水蓄能电站和电网公司签订委托生产经营合同，委托电网公司对电站安全生产、电价方案制定、电能购销、设备检修、备品备件采购和索赔以及生产经营、机构定员设置等方面进行管理。这种委托管理的方式使抽水蓄能电站和电网的关系更加紧密，电站的发用电计划和电费结算只和电网公司发生关系，大大降低了工作难度。
1.8.2 抽水蓄能电站上网电价政策存在的问题
对抽水蓄能电站的认识不足，抽水蓄能电站静态效益难以体现
目前新建火电机组实行标杆电价，标杆电价和经营期电价均按理论利用小时为核价基础，与实际利用小时高低无关。因此，抽水蓄能电站投入运行导致火电机组利用小时提高、煤耗降低的边际效益，无法通过现行的上网电价机制进行调整，使电力用户受益。恰恰相反，由于抽水蓄能电站发电价格偏高，推动销售电价上调，导致电力用户负担加重，严重影响了抽水蓄能电站真实经济性的体现。 上网电价体系不完整，抽水蓄能电站动态效益难以体现
目前我国上网电价主要实行单一制电量电价，尚未对有偿辅助服务实行科学定价。目前按电量计价的体系，不仅无法体现抽水蓄能电站承担备用、调频、调
相等辅助服务的价值，反而导致其全部成本费用要通过有功电量电价来回收，使其发电价格水平偏高。
发电侧没有形成科学的峰谷电价，影响抽水电价机制落实
目前竞价上网还没有普遍推行，能够反映真实供需关系的分时上网电价机制还需要进一步完善；在实行政府定价的地区，部分电网试行发电侧峰谷电价，峰谷电价差比较小，难以反映峰谷发电成本、价值和供需关系，推行的阻力也比较大，导致合理的低谷抽水电价机制难以形成。一般按平均上网电价核定抽水电价，不仅不能反映低谷电能价值，而且直接导致了抽水高成本，影响发电价格。
1.8.3 安徽抽水蓄能电站基本情况
我省目前主要有响洪甸抽水蓄能电站和琅琊山抽水蓄能电站。响洪甸抽水蓄能电站采取独立经营模式，省物价局按照1632小时的发电利用小时安排年度上网电量，电价为0.85元/千瓦时。琅琊山抽水蓄能电站于2007年9月全部投产，受国家调整抽水蓄能电站定价方式变革的影响，琅琊山电站上网电价迟迟未能出台，国家发改委下发的[2008]100号文规定琅琊山电站实行租赁经营模式。在容量方面琅琊山抽水蓄能电站按照安徽、上海各50%容量分配，同时租赁费用也各分摊50%。租赁费原则上由电网企业消化50％、发电企业和用户各承担25％。发电企业承担部分通过电网在用电低谷招标采购抽水电量解决，用户承担部分纳入销售电价调整方案统筹解决。电网和抽水蓄能电站之间通过租赁产生权责关系，双方通过履行合同规定的义务实现电力系统的安全、稳定运行。
目前琅琊山电站已经由华东调度运行，根据调度规定，安徽仅能申请日前的电站发电计划，安徽失去了电站事故备用的主要功效。另一方面，由于煤炭价格不断上涨，低谷抽水电价招标困难，发电企业无法通过承担低谷抽水电量弥补25%的租赁费，而用户承担的25%还需要等待下一次电价调整时才能统筹解决，目前电网企业实际上承担了全部的租赁费用。
1.9 新投产机组商业运营前电价
1.9.1 “新投产机组商业运营前管理办法”简介
为规范新建发电机组进入商业运营管理，维护电网企业和发电企业的合法权益，促进电网和并网发电机组安全稳定运行，2007年国家电力监管委员会办公厅制定了《新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》，下文简称“办法”。
调试期电量
“办法”规定新建发电机组调试运行期上网电量，按照第一次并网运行开始到进入商业运营止的上网电量计算（简称调试电量）。
调试电量的上网电价
“办法”规定调试电量的上网电价，按照政府价格主管部门的规定执行；尚无规定的，由发电企业和电网企业按照不低于补偿发电机组变动成本的原则协商确定；经协商不能达成一致的，按管理权限报电力监管机构和当地政府有关部门协调裁定；也可按照所在电网前三年平均调试电量上网电价并考虑煤价变动等因素确定。
商业运营的起始时间
“办法”规定进入商业运营的起始时间，按照新建火力发电机组完成分部试运、整套启动试运，已签署机组启动验收交接书；新建水力发电机组完成带负荷连续运行、可靠性运行，已签署机组启动验收鉴定书。
1.9.2 新建发电机组调试期间对电网产生的影响
新建发电机组调试期间对电网产生的影响主要包括对电网企业安全生产的影响，对用电用户供电质量和可靠性的影响，以及对为新机组提供备用服务的其他发电企业备用成本的影响。
电网企业并网调度服务工作
电力调度机构需要将并网调试电厂纳入正式调度范围，按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。
电力调度机构需要根据电厂要求和电网情况编制专门的调试调度方案(含应急处理措施)，合理安排电厂的调试项目和调试计划。
电力调度机构需要针对调试期间可能发生的紧急情况制定应急预案，明确处理原则及具体处理措施，确保电力系统及设备安全。
其他发电企业提供的服务
为了配合新机组调试，调试期间需要有其他发电企业提供相应的有偿辅助服务。主要有旋转备用和有偿无功调节辅助服务。
旋转备用是指为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。在新机组调试期间，发电出力可能出现大幅度波动的情况。为了平衡新机组的出力波动，需要安排具有深度调节出力能力的机组为新
机组提供旋转备用辅助服务。特别指出抽水蓄能机组具有调节幅度大，响应快速，调节成本低的特点，是新机组调试期间旋转备用辅助服务的首选。
有偿无功调节是指电力调度交易机构要求发电机组超过规定的功率因数范围向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。在新机组调试期间，发电无功出力波动较大，可能会引起电网电压波动。为了抑制电网电压的波动，保证供电电能质量，需要安排具有无功调节能力的机组为新机组提供有偿无功辅助服务。
第1章 我国现行上网电价政策
建国以来，我国电力工业一直采用垂直一体化管理模式。2002年，国家实施电力体制改革，提出“厂网分开，竞价上网”的发电侧改革目标，但受到我国上网电价改革过渡时期出现的几个现实难题：合同电量历史遗留问题、“一厂一价”电价统一问题、新老电厂公平竞争问题、煤电矛盾有效解决问题等的影响，改革推进缓慢，目前仍处于电力市场化进程的起步阶段。
1.1 我国上网电价的历史沿革
在计划经济体制下，发电企业按照政府安排的发电计划进行电能生产，供电企业按照计划向用户供应电能，电厂与电网都隶属政府部门，不存在上网电价的概念。
改革开放初期，电力改革逐步开展，其中电价是电力工业改革与发展的关键因素之一，是电力市场的杠杆和核心内容。电价的制定原则对电力市场的形成与发展有着重要的作用，虽然没有明确上网电价的概念，但在电价制定过程中，已经逐步考虑发电厂维持设备折旧和直接运营费用等问题。
具体来讲我国的改革历程如图7-1所示：
1985年
1998年2002年
图7-1 我国上网电价改革历程
1985年为了吸引社会投资，加快电力工业发展。国家出台“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定”（国发[1985]72号），鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，投资主体由原来的单一制改为多家办电的多样化形式，并在电价中开始考虑投资回报。
1988年国务院印发了“电力工业管理体制改革方案的通知”（国发[1988]72号），要求按照“政企分开、省为实体、联合办电、统一调度、集资办电”的方针，因地、因网制宜，改革现行电力工业管理体制，加重地方在办电和用电方面的责任，调动各方面办电的积极性，形成多渠道、多层次、多模式办电的局面。
在文件精神指导下，逐步将省电力局改建为省电力公司，将网局改建为联合电力公司，形成独立核算、自负盈亏的经济实体。同时出现了一些不属于电网的独立发电厂，这些电厂与电网签订经济合同，电网代售电量，并收取管理费。电价实行“新电新价”，“老电老价”，主要表现为集资办电电价、利用外资办电电价、小水、小火电电价等九种指导性电价，形成复杂的电价体系，上网电价的概念逐渐形成。
虽然我国对集资建设的电厂实行还本付息电价政策，发挥了加快电力发展、缓解电力供应紧张局面的重要作用。但是随着我国社会主义市场经济体制改革的深化和电力市场情况的变化，还本付息电价政策带来的问题也日益显现。为了防止新建发电项目投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，1997年在电力项目可行性研究阶段测算电价时，开始采用经营期电价测算方法。1998年后，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。经营期电价在一定程度上改变了成本无约束、价格无控制的状况。2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件规定，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价；仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减去已运行年限）重新核定上网电价。
2004年，为了进一步完善政府管理职能，提高行政审批效率，引导电力投资，国家发改委在经营期电价政策基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区分别确定各地水火电统一的上网电价。虽然在当时下发的文件中，没有明确称之为“标杆电价”，但业内将此重大的上网电价改革政策称之为“标杆电价”政策。
1.2 还本付息上网电价政策
20世纪80年代中期至2001年前，对集资、贷款和利用外资建设的独立电厂采用“还本付息电价”办法核定上网电价。即还贷期内电价按照补偿每个电力项目实际的运行成本，按期归还银行贷款本息，并取得合理利润水平的原则确定；还贷期后随着成本降低相应降低电价。
1.2.1 还本付息上网电价的原理
上网电价由还贷期内发电成本费用、发电利润和发电税金构成。成本费用包括生产成本和财务费用。计算公式为：
上网电价=（生产成本+财务费用+发电利润+发电税金）/厂供电量
1.2.1.1 生产成本的计算方法
生产成本=燃料成本+水费+外购电费+材料费+折旧费+工资及福利费+预提大修理费+其它费用
其中：
✧ 燃料成本一般以机组的设计燃料消耗为测算基础； ✧ 水费根据设计的耗水量和当地政府部门规定的水价测算；
✧ 材料费根据电厂所在地区同类型电厂(机组)平均材料消耗水平计算； ✧ 折旧费按形成生产能力的固定资产原值及综合折旧率计算；
✧ 工资及福利费应根据行业标准容量电厂的定员人数和电厂(机组)所在地
区平均工资水平和福利费计算；
✧ 大修理费按固定资产总额和大修理费预提比例计算，大修理费预提比例
一般为1%至2.5%；
✧ 厂供电量=发电设备容量×设计利用小时（1-厂用电率）； ✧ 厂用电率：水电厂一般为0.5-1%，火电厂一般为4-8%。
1.2.1.2 财务费用的计算方法
财务费用主要是指电厂运营期间的贷款利息和汇兑损益,贷款利息包括长期贷款利息和流动资金贷款利息。
✧ 财务费用=长期贷款利息+流动资金贷款利息+当年汇兑损益分摊额 ✧ 长期贷款利息=形成固定资产的长期贷款余额×贷款利率×（1+贷款利
率）n/（(1+贷款利率)n-1）-当年应还贷款本金。
其中，n是指还贷年限。这种方法计算出来的长期贷款利息在还贷期限内每年等额；
✧ 流动资金贷款利息按流动资金总额和一年期的贷款利率计算； ✧ 兑汇损益分摊按国家有关规定计算确定。
1.2.1.3 发电利润的计算方法
发电利润=还贷利润+资本金收益
✧ 还贷利润=（当年应还贷款本金-当年折旧可用于还贷数额）/（1-所得税
率）
✧ 资本金收益=（基本金数额×资本金收益率）/（1-所得税率） ✧ 项目注册资本金占项目总投资的比例不足20%的按20%计算，超过20%
的按实际计算。资本金收益率按同期银行长期贷款利率再加上1-2个百分点计算。
1.2.1.4 发电税金的计算方法
发电税金包括发电环节增值税、城建税和教育附加等。
✧ 发电税金=（发电成本+财务费用+发电利润）×增值税×（1+城建、教
育附加税率）。
✧ 增值税率为17%，城建及教育附加税率一般为增值税率的11%，但有些
地区略有不同。
1.2.2 还本付息电价的弊端
还本付息电价根据电力项目还贷期还本付息需要确定电价，没有考虑到社会平均成本情况，对电力企业的资本金收益水平也没有统一规范。
九十年代初期，为筹集资金解决电力供给不足问题，国家出台了集资办电“还本付息”等一系列优惠政策，对上网电价实行“逐厂核定”、“一厂一价”的办法，造成同类型的机组因投产时间不同、投资额不同而上网电价不同的不合理局面，导致电厂投资规模越来越大，建设成本难以控制，上网电价普遍偏高。
1.3 经营期电价政策
1985年以来，我国对集资建设的电厂实行还本付息电价政策，发挥了加快电力发展、缓解电力供应紧张局面的重要作用。随着我国社会主义市场经济体制改革的深化和电力市场情况的变化，还本付息电价政策带来的问题也日益显现。为了防止新建发电项目投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，1997年在电力项目可研阶段测算电价时，开始采用经营期电价测算方法。1998年后，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，经营期电价在一定程度上改变了成本无约束、价格无控制的状况。
2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件规定，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价；仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减去已运行年限）重新核定上网电价。
1.3.1 经营期电价的原理
经营期电价主要是将按电力项目还贷期还本付息需要定价，改为按社会平均成本及项目经营期收益水平统一定价，通过考察电力项目经济寿命周期内各年度现金流量，使项目在经济寿命周期的自有资金净现金流量满足一定的财务内部收益率。经营期电价规范了发电企业的资本金收益率水平，关注整个经营期的综合回报。
1.3.2 经营期电价的测算
经营期电价方法的主要理论基础是资金的时间价值理论，即今年的1元钱要比明年的1元钱值钱，比后年的1元钱更值钱，它们之间的价差就体现在内部收益率上。测算时,通过调整电价水平,直到资金内部收益率IRR满足约定水平。
即满足下式：
∑
(现金流入-现金流出)
=0n
(1+IRR)
其中，现金流入包括：销售收入、固定资产回收、流动资金回收、其它现金流入；现金流出包括：长期投资中的资本金投入、流动资金中的自有资金、经营成本(不含折旧费的发电成本)、长期负债的本金偿还、流动负债的本金偿还、利息偿还、增值税、所得税、工资及福利、其它费用，测算方法如下表所示。 表7-1 标准火电厂经营期电价测算表
1.3.3 经营期电价与还本付息电价的区别
经营期电价与还本付息电价相比，相同之处在于测算的电价都能够满足电力项目正常运行及投资者取得合理收益的需要，所依据的基本参数是一致的。区别在于：
1.3.3.1 电价核定的期限不同
还本付息电价核定的是项目还贷期间的电价，还贷期结束后电价应相应降低；经营期电价核定的是项目整个经济寿命周期的电价，它综合考虑了项目还贷期间和还贷期结束后的成本变化情况。
1.3.3.2 电价核定的方法不同
相比较而言，经营期电价更多地考虑了资金的时间价值，为电力投资者和经营者利用资本市场降低融资成本创造了条件；同时，经营期电价测算方法与电力企业财务核算结合更加密切，基本能够反映项目经营期内各年度的财务概况。此外，经营期电价测算方法与项目投资决策时进行的财务评估方法比较衔接，为投资者分析项目获利能力提供了基础。
1.3.3.3 依据的成本基础不同
还本付息电价依据的是电力企业的个别成本；经营期电价依据的是同类机组社会平均成本，有利于激励电力企业降低成本、提高效率。
1.3.3.4 核定的电价水平不同
还本付息方法核定的还贷期电价较高，使得电力项目投产后对用户的销售电价冲击较大。还贷期结束后电价本该大幅度下降，但企业往往通过产权重组、资产重新评估等方式加大成本，使电价难以及时下调，而经营期方法核定的电价则比较平稳。在我国电力装机容量增长较快、电力企业还贷任务较重的情况下，用
经营期电价方法核定电价，有利于减轻电力项目投资初期对电价的压力。
1.3.4 经营期电价政策的效果
经营期电价政策改变了还本付息电价政策成本无约束、价格无控制的状况，对上网电价上涨起到了明显的抑制作用。定价的年限由“还贷期”拉长为“经营期”，减缓了新建发电项目还贷期内对上网电价的推动作用。按社会平均成本定价，统一规范发电企业的资本金内部收益率水平，改变了一机一价的状况，对新建发电项目造价起到了一定的约束作用。
1.4 标杆电价政策
2004年，为了进一步完善政府管理职能，提高行政审批效率，引导电力投资，国家发改委在经营期电价政策基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区分别确定各地水火电统一的上网电价。虽然在当时下发的文件中，没有明确称之为“标杆电价”，但业内将此重大的上网电价改革政策称之为“标杆电价”政策。
1.4.1 标杆电价的制定历程
最初的标杆电价是以京津唐电网某电厂（2*600MW）为参照，以经营期电价方法为依据，确定了京津唐电网的新投产机组上网电价。我国其他地区新机上网电价以京津唐电网的新机价格为参照，主要考虑了当时煤炭价格的差异，分别确定了各省（自治区、直辖市）的新投产火电机组的上网电价。随后，按照同样的原则，确定了各省的水电新投产发电机组的上网电价水平。
国家发改委于2004年8月下发了关于疏导电价矛盾有关问题的通知（发改价格[2004]610号），明确了电网统一调度范围内的新投产燃煤机组（含热电机组）统一的上网电价水平。标杆电价政策和水平发布后，社会各界对此评价很高。但是在执行过程中，部分地区对水电标杆电价提出了意见，意见主要集中在水电的投资成本差异过大，如有坝没坝、坝高坝低，水库的库容差异也大，统一的水电标杆电价导致水电企业之间的利润差异过大，国家发改委经过权衡，虽然没有正式下文正式宣布废止水电的标杆电价政策，但是在各省以后的政策执行过程中，没有将水电标杆电价作为一项硬的政策来执行，这项政策在2005年的煤电联动加价时就得到了充分的体现。
1.4.2 标杆电价的特点
从国家发改委制定标杆电价政策和发布的各地标杆电价水平来看，主要有以下一些特点：
1.4.2.1 标杆电价实际上是经营期电价的延续
从定价机制看，标杆电价实质上仍然是经营期电价的一种，按照社会平均先进成本加适当的投资回报确定；从具体的测算方法看，两者也是基本相同的，均按照《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》（计价格[2001]701号）规定测算，电价核定的期限为项目的整个经营期，综合考虑项目还贷前后的成本水平和整个经营期资金的时间价值，投资回报略高于同期国内银行贷款利率。
1.4.2.2 标杆电价是经营期电价政策的进一步完善
与以前的经营期电价相比，标杆电价更加完善。一是在测算上，还贷年限、折旧率等地区差异不大的参数，在全国范围内水平得到统一，价格的确定更加准确和科学；二是在测算和审批的程序上，各省区内新机组通过试运行即执行统一的标杆价格，电价不再进行一机一测算，一机一审批，程序上更加简明高效；三是在信息披露上，由于事先核定了统一的标杆价格，可以直接对社会披露，政策更加透明，有利于引导投资。
1.4.3 标杆电价的意义
1.凸现了政府驾驭整个国民经济能力的提高，科学执政、民主执政能力的提升
电价是政府实施宏观调控职能的重要工具和手段。通过执行标杆电价和标杆电价水平的调整，政府可以有效的利用价格信号、使用经济手段影响电力行业相关上下游产业的发展，进而对整个国民经济进行总量平衡和结构调整。标杆电价的推出，体现了政府科学执政、民主执政能力的提高，政府驾驭与管理国民经济有了更多和更加有效的手段。 2. 是政府职能转变的重要表现
转变政府管理职能，就是要从微观的行政性事务管理转向宏观的制定政策、制定发展战略、经济调节、组织协调、市场监管、公共服务等社会管理、服务职能上。标杆电价推出后，政府摆脱了一机一核价的大量具体工作，从而有更多的
精力用于价格政策研究、价格宏观调控。标杆电价的推出是政府职能转变的一个重要体现。
3. 价格制订和审批政策更加透明
标杆电价由各省区物价主管部门制订方案报国家价格主管部门审批，制订、审批政策和各省区标杆电价水平由国家价格主管部门直接向全社会公布，新机组投产通过试运行之后即可执行正式的标杆电价。与以往电价相比，标杆电价更加公开和透明，有利于减少价格执行过程中的盲目性和随意性。 4.改变了一机一价的方式，使发电企业之间的竞争更加公平
标杆电价是按照各省区的先进社会平均成本水平核定，全省区内的新投产机组执行统一的标杆电价。各个电厂在上网电价水平上处于同一起跑线，发电企业之间的竞争变为造价的成本和运营成本的竞争，最终归结于经营管理水平的竞争。
5.有利于引导投资，有利于资源的优化配置，有利于资本的合理流动
标杆电价为投资者提供了一个明确的标杆。投资者根据标杆电价并结合自身实际情况，就可测算出项目盈利状况。如果投资者造价、运营成本高于标杆电价对应的标准造价和运营成本，企业就无法获得标杆电价对应的内部收益率，反之则会超过社会平均的内部收益率，投资者可以据此进行投资决策。同样，政府可以根据电力供求趋势预测，通过对标杆电价的调整来鼓励或抑制电力投资，调整区域电力投资结构，优化资源配置。 6.有利于逐步向电力市场过渡
各种电价逐步归并后，新投资的项目受标杆电价限制，造价逐步接近，发电企业开始站在同一起跑线上，有了竞价上网的实力基础，有利于向电力市场过渡。
1.5 可再生能源电价政策
随着人类社会发展对能源消费需求不断的增长，目前以化石燃料为主的能源结构已经不能满足人类社会快速发展的要求，新能源的研究利用成为解决发展问题的关键。而人类在氢能、核聚变技术等研究领域还未有新的突破，水能、风能、太阳能、生物质能、潮汐能等可再生能源成为解决全球能源供应问题最可行的途径。
我国也加入到可再生能源发展的行列中。国家通过三峡基金、水库后期扶持资金等方式来解决水电发展带来的问题；通过制定“可再生能源法”、“可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法”等政策鼓励发展风能、生物质能等可再生能源。下面将详细介绍这些可再生能源相关的电价政策。
1.5.1 水电相关电价政策
1.5.1.1 三峡基金
为了支持三峡工程建设，根据国务院决定，从1993年1月1日起，对城乡居民生活用电每千瓦时征收3厘钱，作为三峡工程建设基金。1994年为了深化电价改革，提高电力企业还贷能力，将三峡工程建设基金提高到4厘钱。1996年再次提高三峡工程建设基金，三峡工程直接受益地区及经济发达地区每千瓦时提高到7厘钱。1997年三峡基金根据不同地区的具体情况再次进行提供，安徽的三峡基金达到1.3分，征收范围为除贫困县农业排灌以外的各类电量。2006年，为解决葛洲坝电站上网电价问题，国家利用降低三峡工程基金上缴标准置换葛洲坝电站提价对各省增支影响，我省上缴标准降低为每千瓦时1.292分，对用户征收标准维持不变。
1.5.1.2 大中型水库后期扶持基金
2006年为帮助水库移民脱贫致富，促进库区和移民安置区经济社会发展，根据《国务院关于完善大中型水库移民后期扶持政策的意见》（国发[2006]17号），决定增收大中型水库后期扶持基金，并停止增收中央直属水库库区建设基金，安徽的中央直属水库库区建设基金标准是每千瓦时1.8厘。同年国家发展改革委下发“关于调整华东电网电价的通知(发改价格[2006]1230号)”中规定，大中型水库后期扶持基金标准为每千瓦时8.3厘。征收范围：大中型水库后期扶持资金为除农业生产、贫困县农业排灌以外用电量；地方小水库后期扶持资金为除居民生活、农业生产、贫困县农业排灌以外用电量。
1.5.1.3 地方小水库后期扶持基金
根据国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知(发改价格[2006]1230号)规定，除居民生活、农业生产和贫困县农业排灌用电外，安徽省每千瓦时再提取0.05分钱用于解决地方水库、水电站移民后期扶持问题。
1.5.1.4 其他可再生能源的电价政策
1.5.2 可再生能源基金附加
为促进可再生能源的开发利用，国家发改委在《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）中提出，可再生能源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，国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。
1.5.2.1 可再生能源电价附加征收范围
可再生能源电价附加向省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的趸售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）收取。地县自供电网、以及从事农业生产的电力用户暂时免收。
1.5.2.2 可再生能源电价附加计算
可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准。可再生能源电价附加计算公式为：
可再生能源电价附加=可再生能源电价附加总额/全国加价销售电量； 可再生能源电价附加总额=∑[（可再生能源发电价格-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×电网购可再生能源电量＋（公共可再生能源独立电力系统运行维护费用－当地省级电网平均销售电价×公共可再生能源独立电力系统售电量）+可再生能源发电项目接网费用以及其他合理费用]；
其中：
✧ 全国加价销售电量＝规划期内全国省级及以上电网企业售电总量-农业生产用电量-西藏电网售电量；
✧ 电网购可再生能源电量＝规划的可再生能源发电量－厂用电量； ✧ 公共可再生能源独立电力系统运行维护费用=公共可再生能源独立电力系统经营成本×（1+增值税率）；
✧ 可再生能源发电项目接网费用以及其他合理费用，是指专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，以政府有关
部门批准的设计文件为依据。在国家未明确输配电成本前，暂将接入费用纳入可再生能源电价附加中计算。
1.5.2.3 可再生能源电价附加调整原则
可再生能源电价附加由国务院价格主管部门根据可再生能源发展的实际情况适时调整，调整周期不少于一年。可再生能源电价附加按以下公式计算，并作为电价附加调配的依据：
电价附加金额=电价附加×加价销售电量；
加价销售电量=省级电网企业售电总量-农业生产电量。
1.5.2.4 省级电网企业应分摊的可再生能源电价附加额
按照省级电网企业加价销售电量占全国电网加价销售电量的比例，确定各省级电网企业应分摊的可再生能源电价附加额。计算公式为：
各省级电网企业应分摊的电价附加额=全国可再生能源电价附加总额×省级电网企业服务范围内的加价售电量/全国加价销售电量
1.5.3 可再生能源附加资金管理
可再生能源电价附加计入电网企业销售电价，由电网企业按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用。
1.5.3.1 我省可再生能源附加资金收取情况
截至到2007年，我省共收取可再生能源电价附加6343万元，其中：当年收取4614万元。根据相关税收政策，累计征收的可再生能源附加应负担税金（增值税、城建税及教育费附加）1023万元，其中：当年税金744万元。可再生能源累计帐面节余5320万元，其中：当年节余3870万元。由于可再生能源发电项目尚未投产，因此未支付发电企业可再生能源补贴。
1.5.3.2 可再生能源电力价格管理
可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，在全国省级及以上电网销售电量中分摊。公共可再生能源独立电力系统，对用户的销售电价执行当地省级电网的分类销售电价。以下是各类可再生能源发电项目具体的上网电价政策。
1.5.4 风能发电上网电价
据国家发改革委2009年7月24日发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》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，详情如下表所示：
表7-2 四类资源区及相应风场价格
2003以来年实施的特许权招标政策，极大促进了我国风电行业的发展，有效降低了风电上网电价，但其一些负面影响也逐渐显现。低价中标制度容易引起价格战，价格传导由下游运营商向上游产业链延伸，造成激烈竞争，致使价格过
低，民营资本对投资风场望而却步，从而导致投资主体集中在国有大型能源集团，造成投资主体单一。
风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，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。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。
根据可再生能源相关政策，我国风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。其中，在当地火电标杆电价以内的部分，由各地省级电网负担；高出当地火电标杆电价部分，是通过在全国征收的可再生能源价格附加分摊解决的。
《通知》的出台，意味着以前“招标+核准”的模式将退出历史舞台，取而代之的，是一个简单明确的风电定价政策。按照风能资源确立风电标杆电价，有三点好处：首先，有利于改变风电价格机制不统一的局面，进一步规范风电价格管理；其次，确定标杆电价，可以给一个明确预期，迫使其挖掘潜力，降低成本，引导投资者优先开发优质风场；第三，抛弃以前逐个项目审批的做法，减少了行政审批环节；第四，通过制定统一固定电价，各地区风电电价较火电标杆电价高出部分相差将不会太大，有利于补偿费用的公平合理。除此之外，《通知》中还规定，海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。
1.5.5 生物质能发电上网电价
生物质发电项目上网电价实行政府定价，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价。
安徽省生物质能发电项目上网电价0.619元/千瓦时，由2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价0.369元/千瓦时，加上补贴电价0.25元/千瓦时组成。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。发电消耗热量中常规能源超过20%的混合燃料发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价。已享受补贴电价，但未按规定使用生物质能燃料的发电项目一经查出，10日内退还补贴电价电费，并取消该项目的补贴电价优惠政策。
1.5.6 太阳能、海洋能及地热能发电上网电价
太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目上网电价实行政府定价，其电价标准由国务院价格主管部门按照合理成本加合理利润的原则制定。
1.5.7 可再生能源发电项目接网费用
可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费用。接网费用标准按线路长度制定：50公里以内为每千瓦时1分钱，50-100公里为每千瓦时2分钱，100公里及以上为每千瓦时3分钱。
1.5.8 可再生能源电价附加补贴和配额交易
1.5.8.1 可再生能源电价附加补贴和配额交易原则
可再生能源电价附加配额交易每月进行一次，当收取的可再生能源电价附加金额小于应支付可再生能源电价补贴金额时，差额部分作为可再生能源电价附加配额对外出售，出售收入计入电网企业销售收入；当收取的可再生能源电价附加金额大于应支付可再生能源电价补贴金额时，余额用于购买可再生能源电价附加配额。安徽省电力公司根据国务院价格主管部门下达配额交易方案，在10日内完成配额交易，配额交易完成后5日内结清补贴。
1.5.8.2 2007年可再生能源电价附加和配额交易情况
2008年4月7日国家发改委发布《关于2007年1-9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案的通知》，并敲定了75个可再生能源项目补贴方案。
根据《通知》，可再生能源电价附加资金补贴范围为2007年1-9月可再生能源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和可再生能源发电项目接网费用。其中，补贴发电项目75个，发电接网工程35个。对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电亏损项目按上网电量给予临时电价补贴，补贴标准为每千瓦时0.1元。
对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，以配额交易方式实现可再生能源电价附加资金调配。此次电价附加配额交易涉及两个区域电网公司和12个省级电力公司，交易金额合计17841.6万元。电价附加存在资金缺口的黑龙江、吉林、山东、新疆、宁夏电力公司和东北、华北电网公司，将分别与山西、浙江、天津、江苏、四川、河南和安徽电力公司进行配额交易实现资金平衡。
而根据国家发展改革委、国家电监会公布的《关于2008年7-12月可在再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》，可再生能源电价附加资金补贴范围为2008年7-12月可再生能源发电项目中上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、公共可再生能源独立电力系统运行维护费用、可再生能源发电项目接网费用。对纳入补贴范围内的秸秆直燃发电项目继续按上网电量给予临时电价补贴，补贴标准为每千瓦时0.1元。
电费结算执行方法中强调：
（一）可再生能源发电项目上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过本次电价附加补贴解决。由当地省级电网负担的部分，分为2008年7-8月和9-12月两段，分别使用7月1日和8月20日调整后的当地脱硫燃煤机组标杆价与发电企业结算。
（二）2008年7-12月电价附加有结余的省级电网企业，应在《通知》下发之日起10个工作日内，对可再生能源发电项目结清2008年下半年电费（含接网费用补贴）。2008年7-12月电价附加存在资金缺口的山东、新疆等11个地区的电网企业，应在配额交易完成10个工作日内，对可再生能源发电项目结清2008年下半年电费（含接网费用补贴）。
（三）对2008年7-12月公共可再生能源独立电力系统的电价附加补贴，按本通知附件三所列的项目和金额，由所在省（区）的价格主管部门会同省级电网企业负责组织实施。
（四）配额交易完成后，电价附加有结余的省级电网企业，对已纳入补贴范围内的可再生能源发电项目按月结算电费，高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分从电价附加中支付。
（五）各省级电网企业对可再生能源电价附加继续单独记账，余缺逐期滚存。
1.6 节能减排电价政策
环境污染已经导致全球气候不断恶化，严重影响人类的生产和发展，节能减排是国家可持续发展战略实施中的重要工作任务，是实现和谐社会的重要基础。国家“十一五”规划纲要明确提出，到2010年单位国内生产总值能源消耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20%左右和10%。电力行业在将一次能源转换为二次能源的过程中有很多排放污染物，特别是一些容量小，运行年限久的机组，不但煤耗高，而且污染物排放严重超标。为有效实施节能减排战略，国家对电力行业实行了“脱硫加价”、“关停小火电降价”等节能减排电价政策。预计随着节能减排战略的深入开展，还将有更多环保节能政策来引导电力稀缺资源配置。
1.6.1 脱硫电价政策
建设资源节约型、环境友好型社会，促进节能减排工作，是落实科学发展观的重要举措。目前，我国的电力生产企业，燃煤电厂占了75%以上，大气中87%的硫化物排放来自于煤的直接燃烧。而煤电厂排放的烟气几乎都被转换成为大气的主要污染物之一—一氧化硫。随着我国经济的快速发展，资源环境问题日显重要，因此电力行业减少硫化物排放就成为国家节能环保基木国策的一项重要任务。
国家发展改革委、国家环保总局印发的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》要求新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行国家发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价。现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》要求完成脱硫改造。对于电厂使用的煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。
具有下列情形的燃煤机组，从上网电价中扣减脱硫电价：（一）脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款。（二）投运率在80％－90％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款。（三）投运率低于80％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。
对安装脱硫设施的发电企业，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策，有力地推动火电企业烟气脱硫改造和运用进程，响应了“节能减排”的国家政策，有效减少了硫化物的排放和污染，推动了电力环保。
1.6.1.1 我省脱硫电价政策执行情况
按照“节能减排”政策要求，除了新建燃煤机组必须同步建设高效脱硫除尘设施外，我省非关停的现役单机13.5万千瓦以上燃煤机组也都正积极进行脱硫设施改造。但是对于脱硫设施的运行情况缺乏跟踪监督，没有严格体制来保障脱硫处理的运行。有部分发电企业虽然进行了脱硫改造，但脱硫设施未达标排放，而且有些发电企业在平时生产时，将脱硫设备退出运行，这都与制定脱硫电价的初衷相悖。
1.6.1.2 脱硫设施在线监测系统建设情况
2008年初，为了有效贯彻脱硫电价政策，在安徽省委、省政府的指导下，省经委、省物价局、省环保局、省电力公司等有关部门单位，召开了安徽省燃煤发电机组脱硫设施在线监测系统建设工作会议。会议宣贯了国家有关节能减排和燃煤发电机组脱硫设施运行、在线监测工作的方针政策以及脱硫设施在线监测系统建设的工作要求，介绍了监测系统建设总体方案、发电厂脱硫设施接入监测系统技术要求，讨论了安徽省电力科学研究院将承担的脱硫在线监测系统传输参数检测工作办法，并按照省经委在2008年上半年建成监测系统的进度要求，一一排定了各发电企业接入脱硫在线监测系统的详细工作计划日程表，对新建发电机组脱硫设施接入监测系统也提出了明确要求。
脱硫设施在线监测系统建设工作既关系到环保设施能否正常运行、燃煤电厂排放能否有效减少，也同发电企业脱硫电价的执行密切相关。建议政府部门通过在线监测系统严格监控设备投运情况，对于违规发电企业给予惩罚，并取消本年度脱硫加价政策。对达不到脱硫标准的机组不予执行脱硫加价政策。此外，对于热电联产、自备电厂等机组也应该逐步纳入在线监测系统。
1.6.1.3 电网企业垫付脱硫加价电费情况
目前，脱硫加价政策挤占的输配空间的矛盾还没有通过销售加价疏导出去，具体来说，受到2004～2007年脱硫加价政策影响，安徽电力公司共垫付37453万元，而且未来几年随之新机组的大批投运，需要垫付的脱硫加价金额急剧上升，2010年需要垫付金额达93517万元，后三年需要垫付的脱硫加价补贴金额合计达218104万元。
1.6.2 小火电降价政策
政策背景
电力工业是节能降耗和污染减排的重点领域。近年来，电力工业快速发展，但电力结构不合理，特别是能耗高、污染重的小火电机组比重过高，成为制约电力工业节能减排和健康发展的重要因素。国家将按照电力工业产业政策和发展规划，加大高效、清洁机组的建设力度，保持电力工业持续健康发展，为加快推进小火电机组关停工作创造宽松的市场环境。严格控制新建小火电机组，大电网覆盖范围内不得建设小火电机组，各类投资主体建设燃煤电站及煤矸石等综合利用
电站，均应报国务院投资主管部门核准后方可建设。确保如期实现“十一五”小火电机组的关停目标。具体来说，在大电网覆盖范围内逐步关停以下燃煤（油）机组：
✧ 单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；
✧ 运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；
✧ 按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；
✧ 供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水
平15%的各类燃煤机组；
✧ 未达到环保排放标准的各类机组；
✧ 按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。 政策内容
小火电降价的范围
根据国发[2007]2号文件规定，单机容量5万千瓦以下的常规火电机组，运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组，按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组，其上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的，均列入降价范围。
小火电降价的具体要求
（1）为了促进小火电关停政策实施，国家发改委制定小火电降价政策，对列入降价范围的小火电机组，要区别脱硫机组和非脱硫机组，分别将其上网电价降低到本省脱硫燃煤标杆上网电价和非脱硫燃煤标杆上网电价水平。降价后不得实行价外补贴。
（2）2004年及以后投产的小火电机组，其上网电价高于燃煤机组标杆上网电价的，一律降低到标杆上网电价水平。
（3）2004年以前投产的小火电机组，上网电价低于燃煤机组标杆上网电价的，维持现行电价水平不变；高于标杆电价的，分步降低到标杆电价水平。从2007年起，现行上网电价比标杆电价高出5分钱/千瓦时以内的，分两年降低到标杆电价；高出5分-10分/千瓦时的，分三年降低到标杆电价；高出10分/千瓦时以上的，分四年降低到标杆电价。
（4）热电联产机组要在合理分摊电、热成本的基础上，按照补偿供热成本的原则逐步提高热力价格，相应降低其上网电价。
（5）燃油机组根据其发电利用小时数和调峰情况，按照与燃煤机组保持合理比价的原则降低其上网电价。
（6）国办发[1999]44号文下发前依法批准且合同约定中外合作或合资期限未满的小火电机组，仍执行合同协议的上网电价。
（7）小火电降价后电网企业增加的收入，主要用于解决发电企业因燃料价格提高影响成本增加的矛盾。
（8）鼓励提前关停或按期关停的小火电机组，在保证机组关停的前提下，按不高于降价前的上网电价向大机组转让发电量指标。已转让发电量指标并确保关停的小火电机组不再降价。
安徽省关停小火电政策执行情况
2007年安徽省政府向国家发改委上报了关停小火电实施方案，实施方案明确“十一五”期间全省计划关停小火电机组24台，关停机组容量172万千瓦，占全省总装机容量的11.24%。其中：2007年关停机组容量116万千瓦，2008－2010年关停机组容量分别为12万千瓦、1.5万千瓦和42.5万千瓦，目前关停计划正在有序落实。安徽省未列入关停范围的10万千瓦及以下小火电，均由地方政府认定为热电联产或资源综合利用机组，且多为地方政府所属企业。省物价局上报国家发改委方案中已明确我省小火电机组均属免于降价范围，因此未能实施降价措施。
关停小火电政策对电网购电均价的影响
根据国家文件规定，纳入“十一五”关停规划并按期关停的机组将享受最多不超过3年期限的电量指标，并通过实施替代发电获取经济补偿。经初步测算，我省纳入政府关停计划的小火电上网平均电价约为0.346元/千瓦时，比我省2007年脱硫标杆电价0.371元/千瓦时低2.5分。但随着替代新机的不断投运，关停小火电政策将推动电网年均购电成本增加近2亿元。
1.7 节能发电调度政策
1.7.1 国外节能发电调度现状
传统调度方式（经济调度）
发达国家通常采用经济调度的方式是将机组划分为可竟争和不可竞争两种类型，对于不具备商业推广条件的诸如可再生能源发电等，一般会进行一定程度的保护，从而促进其成长。而对于其他类型的机组，则需要统一根据各自的边际变动发电成本向市场进行报价，由调度交易机构根据所谓的安全约束经济调度进行发电安排。
机组发电上网价格通常是由市场竞争决定，它的实际产生过程通常与安全约束经济调度紧密联系在一起。首先，通过安全约束经济调度根据报价情况确定各机组的发电安排然后，根据发电出力点的位置和报价情况，采用边际成本定价方法计算出机组的发电价格。这样可以较好地激励发电企业按实际成本情况进行报价，进而确保调度优化结果的真实合理性。但是，有些高效率的机组的发电成本较高，在国外这种机制下，有些效率低但成本更低的机组，反而可能会优先发电，这与国内机制存在一些差别。美国能源监管委员会还专门就这一问题进行了研究，以比较建立效率优先的调度机制是否会比现有机制来得更好一些。 电力市场模式下的竞价调度
电力市场模式下的竞价调度方式，目的是通过市场竞争来获得全网购电成本最低。按照国家已经颁布的电力市场运营规则，网内容量在某数值以上的所有火电机组将参与竞价交易，按其上网电价的报价高低来决定获得不同数量的电量。但要达到这一理想化目的，需要具备诸多方面的条件。首先，网内装机富裕。装机不足情况下，为满足负荷需求已有机组要尽量满发，无法形成竞争基础；其次，需要完善的市场规则。市场规则的不完善，会导致市场操纵力滥用，个别市场参与者控制价格谋取超额利润，2000年的美国加州电力危机就是典型的例子。2006年3月我国第一个进入正式运行的区域电力市场——东北电力市场，在正式运行开始不到1个月，就因为所有电厂均报价过高，而不得不挂起暂停，便充分说明了完善市场规则的难度。
随着社会对环保要求越来越高，电力的市场竞价必然要充分兼顾环保因素。目前，西方发达国家在电力市场化改革中对环保的考虑，主要集中在保持已有排放控制力度，以及引入电价较高的环保电源（主要是风电和天然气发电）并扩大其市场占有率上。针对排放控制，这些国家多采取加强本已十分严格的环境监管体系、提高排放税收额度，以及引入大气排放物（主要是二氧化碳和氮氧化物）的额度交易体系，以疏堵结合的方式降低传统燃煤、燃油电厂的排放。对于环保电源主要给予免税、补贴和电量强制收购等优惠扶持政策。可以看出，正是这些电力市场之外的外部措施，使得发电企业不得不将节能、环保上的成本和效益体现在其发电报价中，最后通过市场竞价中标执行了政府在节能、环保上的导向。可见，只有在发电报价能有效体现电厂一次能源和环保压力的成本时，竞价上网的发电调度方式才能有效推动整个电网向节能、环保、经济的方向发展。
1.7.2 碳交易说明
碳交易（即温室气体排放权交易）也就是购买合同或者碳减排购买协议
（ERPAs），其基本原理是，合同的一方通过支付另一方获得温室气体减排额。买方可以将购得的温室气体减排额用于减缓温室效应，从而实现其减排的目标。
通常来说，碳交易可以分成两大类：其一是基于配额的交易。买方在“限量与贸易”体制下购买由管理者制定、分配（或拍卖）的减排配额，譬如《京都议定书》下的分配数量单位（AAU），或者欧盟排放交易体系(EU ETS)下的欧盟配额（EUAs）。其二是基于项目的交易。买方向可证实减低温室气体排放的项目购买减排额。最典型的此类交易为CDM以及联合履行机制下分别产生核证减排量和减排单位(ERUs)。
世界银行和国际排放贸易协会（IETA）发布的《2006年碳市场发展状况与趋势分析》显示，无论就其市场价值或是成交量来说，截至2006年9月，EU ETS都是全球最大的碳市场，其成交额达到189亿美元，占全球碳市场总规模的87%，而同期CDM的成交额仅为碳市场总规模的11%。
实际上，早在《京都议定书》生效的同年，欧洲气候交易所（ECX）就上市了EU ETS下的二氧化碳排放权期货。除了ECX外，芝加哥气候交易所（CCX）芝加哥气候期货交易所（CCFX）也交易着相似现货和期货合约。此外，法国的Powernext Carbon是主要的欧盟二氧化碳排放配额现货交易市场。
1.7.3 节能调度试点省份情况介绍
《节能发电调度办法（试行）》是国家节能减排政策的重要措施之一，电力行业作为节能减排的重点行业，其节能的成效直接关系到全社会节能工作的成败。为贯彻落实国务院有关节能减排的要求和部署，积极稳妥的推进节能发电调度相关工作，确保新办法实施期间正常的电力市场经营秩序，规避节能发电调度有可能带来的经营风险和社会问题，国家发改委首先选择在江苏、四川、河南、广东、贵州5省开展试点，并要求各试点省于2007年12月31日前完成试点准备工作。下面仅介绍江苏和河南两省节能调度试点情况。
1.7.4 江苏省节能发电调度试点进展情况
江苏电网基本情况
截至2007年12月31日，江苏电网共有统调电厂84座，装机容量5291.91万千瓦。其中60万千瓦及以上机组27台，装机容量1837万千瓦，占总装机容量的34.71%；30万千瓦至60万千瓦机组61台，装机容量2042.4万千瓦，占38.59%；20万千瓦及以下机组166台，装机容量1123.51万千瓦，占21.23%。
500kV线路96条，总长度达7614公里，形成了三纵四横的骨干网架，220kV及以下电网实现分区运行。1-12月份江苏电网电力运行态势良好，其中用电量完29523.69亿千瓦时，同比增长15.21%，发电量完成2825.33亿千瓦时，同比增长11.38%，最高用电负荷4562万千瓦，同比增长19.17%。
替代发电实施情况
2007年初，江苏省经贸委和南京电监办联合下发《关于2007年江苏电网实现资源优化配置实施替代发电工作的指导意见》，对交易规则进行了修改，促使发电权交易量的急速放大：一是把去年小机组自愿申报被替代电量改为明确要求20万千瓦及以下机组必须拿出50%的发电计划给大机组替代，若小机组所在企业的自身原因导致交易完不成，该部分的发电计划自动作废；二是针对去年第四季度30万千瓦机组参与交易并完成的替代发电量高于能效更高的60万千瓦机组的情况，规定小机组只能与60万千瓦机组协商实施“替代发电”，30万千瓦机组必须到交易平台上参与报价竞争。三是针对被替代发电机组报价过低的现象，对高能耗机组的报价作了规定，提出了根据燃料成本确定其最低报价的指导性意见，建立了“发电燃料成本与煤价联动机制”。此外，5月1日起，又对替代撮合原则作了完善，改“价格优先、效率优先、时间优先”为“效率优先、价格优先、时间优先”，将效率优先摆到了第一位，即被替代的小机组先与能效最高的60万千瓦机组进行替代电量交易，交易不成的电量再由30万千瓦机组竞价。
截至2007年12月底，江苏全省完共成替代发电量220亿千瓦时，节约标煤110万吨，减少二氧化硫排放2万多吨，节能减排效果明显。
关键技术支持平台建设
建立符合节能发电调度办法的技术支持平台是做好节能发电调度试点工作的基本前提，原有的计划模式平台已无法适应新形势的需求，江苏省经委已委托江苏省电力科学院开展相关节能技术平台的研究及建设工作，主要包括：
2006年，江苏省电力公司在全国率先研发建成了“热电机组运行管理信息系统”，将全省214家热电联产电厂的508台机组纳入监控之下，实时监控热电厂的运行情况，为节能减排提供了一手数据。仅实施“以热定电”管理一项，2007年，江苏电力即减少原煤消耗约60万吨，减少二氧化硫排放近1万吨；
2007年6月，江苏省电力公司研发建成了“燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统”，截至目前全省33家电厂93台机组总计35000MW已被纳入监管范围内，系统可以实时监测火力发电机组脱硫设备运行情况、污染物排放情况，对脱硫设备实时运行水平进行综合性评价，并与脱硫电价挂钩；
2007年9月，为贯彻落实《国家鼓励的资源综合利用认定管理办法》，促
进资源综合利用事业健康发展，由江苏省经贸委委托江苏省电力公司组织开发的“江苏省资源综合利用电厂实时监控系统”投入试运行，其运行数据将作为资源综合利用资格认定的重要依据研究；
2007年11月，“基于节能发电调度的日计划编制系统”开发完毕，该系统主要分为负荷预计、机组组合、负荷分配、安全校核、统计分析等五个模块，为节能发电调度的顺利开展奠定坚实基础。
2008年3月，“火力发电机组能耗实时监控系统”投入运行，该系统提出了全新的供电煤耗计算数学模型，突破了长期因煤质分析数据严重滞后而无法实现发电机组供电煤耗实时计算的技术瓶颈，实现了火力发电机组能耗实时监控。系统的关键突破和优势在于依托先期开发的烟气脱硫装置，利用烟气计算出机组实时煤耗情况，误差范围小于1.5%，最终根据实测情况实时生成同类型火力发电机组能耗排序表，消除了按铭牌参数排序的弊端。
节能调度试运行情况
2008年1月9日~10日，根据《关于贯彻的意见》及工作安排，江苏省开展了连续两天节能发电调度模拟运行工作。模拟运行结束后，江苏省省组织了进行全方位的评估，内容包括：全网发电煤耗水平、各类机组发电水平、电网安全水平、电网损耗、技术支持系统适应性、模拟运行中存在的问题及改进措施等。评估结果表明：各参与单位能高度重视本次模拟运行工作，准备充分，措施到位，模拟达到预期的效果，为正式开展节能发电调度提供了宝贵经验。
1.7.5 河南省节能发电调度试点进展情况
河南电网基本情况
河南电网位于华中电网最北端，是西电东送、全国联网的重要枢纽。截至2007年底，全省装机容量4101万千瓦。其中，非统调机组容量537万千瓦，占全省装机容量的13.12%；统调机组容量3564万千瓦，占全省装机容量的89.08%。2007年，全省发电量完成1854.83亿千瓦时，同比增长17.2%：其中统调电厂发电量累计完成1555.55亿千瓦时，同比增长26.59%，机组平均利用小时达到5161小时；非统调电厂发电量累计完成290.02亿千瓦时，同比减少16.51%。全省用电量累计完成1808亿千瓦时，同比增长18.67%，主要指标均居全国前五位。 替代发电实施情况
2007年以来，河南公司采取多项措施继续深化节能发电调度，主要包括：
以差别发电量计划为基础，以市场化手段推进指标补偿交易、发电权交易、跨区跨省交易和大用户开拓交易，优先安排高效率机组，以保证高效率发电机组经济稳定运行的发电小时数。
2007年的差别发电量计划比去年更注重突出节能降耗减排的综合社会效益，主要体现在以下几个方面：
一是充分利用水能、生物质能和风能等资源。对风电厂，沼气电厂、秸秆电厂，高炉废气综合利用电厂，保证能发即发，并按照国家规定电价足额收购；适当增加垃圾发电、高炉煤气发电、煤泥发电机组发电小时。
二是继续实施“差别电量”计划，尽可能提高能源利用效率。对同类型火电机组发电小时按基本一致的原则进行安排，60万千瓦和35万千瓦机组4400小时、30万千瓦机组4300小时、20万千瓦机组4100小时、10万千瓦机组4000小时、5万千瓦机组3500小时、2.5万千瓦机组3400小时、1.2万千瓦及以下机组3200小时；按照“以热定电”原则调度，对高能耗机组形成“高煤价、低发电小时”的市场压力，适当提高供热机组发电小时数。
三是鼓励清洁生产。同类型机组中投运脱硫设备的机组提高100小时，利用中水机组提高50小时。
四是引导电源优化布局。由于目前还未实行电源接入价，为引导电源合理布局，提高少电、负荷中心、受端地区发电机组发电小时，同类型机组接入豫中、豫东电网的火电机组增加50发电小时，接入豫南电网的火电机组增加150发电小时。
据了解，河南公司对于指标补偿交易、发电权交易、跨区跨省交易和大用户开拓交易均以市场化手段完成。由于兼顾了各方利益，2007年河南电力市场交易十分活跃，每笔交易认购倍数均超过4倍以上，全年电力行业节约标准煤180万吨，减少污染物排放1.8万吨，节能降耗减排效果较去年有大幅提高。 关键技术支持
河南省调原有的计划编制及实时调度系统已经无法满足节能发电调度的实际需要，调度中心在原有系统的基础上重新开发节能发电调度技术支持系统，目前已能够完成节能发电调度模式下96点发电计划编制。
研究制定电厂烟气和供热机组在线监测实施方案，积极开展供热、脱硫机组和小火电调度信息接入工作，目前已完成全省18个供电公司，83个地方电厂信息接入调试工作，涉及223台机组，共计435万千瓦负荷，占总容量80%。
开展节能发电调度发电测算。为深入分析实施节能发电调度后对机组组合、发电曲线及发电量的影响，河南省调针对典型负荷日分别开展了有无安全约束的机组96点发电计划模拟编制，初步了解在节能发电调度模式下各类机组发电量
的变化情况：20万千瓦以下机组成为开机组合的边际机组，所有13.5万千瓦及以下统调机组基本没有开机机会。
节能调试运行情况
2008年10日零时至11日零时，河南电网开展了节能发电调度模拟运行，全省机组均按照节能发电调度办法进行调度，煤耗低、能耗排序靠前的60万千瓦火电机组利用率最高达到96.3%，部分煤耗高、能耗排序靠后的火电机组低负荷运行，全网煤耗水平显著下降，实现了节能发电调度目标。电网和发电厂全天运行安全稳定，发电模式过渡平稳，节能发电调度模拟试验成功。
1.7.6 安徽省节能调度实施情况
为贯彻落实“国发2号”文件精神，降低电力生产能耗，提高能源使用效率，安徽省经委会同有关部门制定了《开展节能调度实施替代发电工作指导意见》。其主旨是通过实施替代发电实现节能调度和污染减排目标，即以大容量、低排放的火电机组代替小容量、高排放的小机组发电。我省替代发电主要采取发电集团内部替代和不同发电企业之间替代两种模式，20万千瓦级及以下火电机组不得为替代发电的受让方。替代发电与其他正常发电相同，按月进行结算，结算价格为政府核定的转让方基本电价。
节能调度基本思路
（1）以保障系统安全稳定运行和连续供电为前提，以最大限度的节能和环保为目标；
（2）对无调节能力的可再生能源水电以及自备、热电、综合利用机组、蓄能机组和有合同约束的外资机组发电计划按政府安排的计划执行；
（3）电力平衡时考虑电网约束，同时综合考虑机组年度平均检修时间、电网调峰等因素，将常规公用火电可调机组根据电力平衡情况划分成三类，根据电量平衡确定各类机组的全年发电利用小时。
机组排序及电量安排
（1）常规火电机组排序
将所有常规公用火电机组按照发电煤耗从低到高排序，煤耗相近的机组（煤耗差在10克/千瓦时以内）电价低的排序靠前。
（2）常规火电机组分类
将常规公用火电机组分成三类。第一类是全年最小电力负荷时参加电力平衡的机组，主要为60万千瓦机组和部分煤耗较低的30万千瓦机组；第二类是全年
出现时间最多的电力负荷时参加电力平衡的机组，除第一类机组以外，主要是一部分30万千瓦机组；第三类是全年最大电力负荷时参加电力平衡的机组，除第
一、二类机组以外，主要是煤耗较高的30万千瓦机组和所有20万及以下机组。
（3）发电利用小时确定
考虑每台机组两次小修、两次临检，机组发电负荷率取全省平均用电负荷率85%，第一类机组发电利用小时取6500小时；考虑国家核定的发电利用小时及全省电力需求情况，第二类机组发电利用小时取4500小时；第三类机组按照省初步发电计划确定的发电量减去一、二类机组发电量计算获得，发电利用小时为3262小时；照付不议机组的发电利用小时按合同执行。
节能调度对节能减排的作用
2007年因开展节能调度，积极推进替代发电，累计交易电量43.4亿千瓦时，节约标准煤21.7万吨，减排二氧化硫0.27万吨，节能减排成效明显。
随着皖电东送政策的落实和我省60万千瓦级机组的大量投产，在全网范围内实施节能发电调度，在通道条件保证的情况下，我省电力的输出能力将会得到进一步加强，节能减排的作用将更显著。
节能调度对平均上网电价的影响
我省发电机组主要为常规火电机组、热电联产机组、水电及综合利用机组和抽水蓄能调峰机组等。其中，除常规火电机组、综合利用机组和热电联产机组外，其余机组对节能调度购电费均无影响。根据模拟结果显示，在保证已关停低价机组电量完全被代发的情况下，实施节能发电调度将提高我省购电费2亿元左右。我省购电均价上涨的主要原因是实施节能调度后，我省上网电价较低的统配机组发电利用小时数大幅度减少和高于购电均价的热电联产和煤矸石等综合利用机组用电利用小时数增加。
1.8 抽水蓄能电站电价
1.8.1 抽水蓄能电站情况概述
抽水蓄能电站是电力供应安全和质量的重要保障手段，其效益包括调峰填谷、调频、调相、事故和负荷备用等。抽水蓄能电站具有良好的系统经济性，但目前业内对抽水蓄能电站在电力系统中的功能和作用认识不到位，特别是对其系统经济性评价缺乏客观性。
电站建设管理体制
我国抽水蓄能电站的建设管理体制主要有电网企业独资和独立发电公司两种形式。2004年国家发改委下发的71号文指出，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。
电站运营管理体制
抽水蓄能电站的运营管理方式大致可分为以下几种：电网统一经营、租赁经营、独立经营和委托经营。在我国目前的电力体制下，抽水蓄能电站根据各个区域电网电源结构和负荷特性的差异，采取不同的管理方式。
电网统一经营的典型代表是十三陵抽水蓄能电站，这种车间式的管理方式，有助于电网根据需求，自由灵活地对抽水蓄能电站进行调度。广州抽水蓄能电站采取的是租赁经营模式，电网和抽蓄电站之间通过租赁电价产生权责关系，双方通过履行合同规定的义务实现电力系统的安全、稳定运行。独立经营则需要有比较完善的动态效益补偿机制，峰谷时段电价差也必须足够大，才能满足独立经营模式下抽水蓄能电站的正常经营管理需要。浙江天荒坪抽水蓄能电站采取的是全面委托管理模式，由抽水蓄能电站和电网公司签订委托生产经营合同，委托电网公司对电站安全生产、电价方案制定、电能购销、设备检修、备品备件采购和索赔以及生产经营、机构定员设置等方面进行管理。这种委托管理的方式使抽水蓄能电站和电网的关系更加紧密，电站的发用电计划和电费结算只和电网公司发生关系，大大降低了工作难度。
1.8.2 抽水蓄能电站上网电价政策存在的问题
对抽水蓄能电站的认识不足，抽水蓄能电站静态效益难以体现
目前新建火电机组实行标杆电价，标杆电价和经营期电价均按理论利用小时为核价基础，与实际利用小时高低无关。因此，抽水蓄能电站投入运行导致火电机组利用小时提高、煤耗降低的边际效益，无法通过现行的上网电价机制进行调整，使电力用户受益。恰恰相反，由于抽水蓄能电站发电价格偏高，推动销售电价上调，导致电力用户负担加重，严重影响了抽水蓄能电站真实经济性的体现。 上网电价体系不完整，抽水蓄能电站动态效益难以体现
目前我国上网电价主要实行单一制电量电价，尚未对有偿辅助服务实行科学定价。目前按电量计价的体系，不仅无法体现抽水蓄能电站承担备用、调频、调
相等辅助服务的价值，反而导致其全部成本费用要通过有功电量电价来回收，使其发电价格水平偏高。
发电侧没有形成科学的峰谷电价，影响抽水电价机制落实
目前竞价上网还没有普遍推行，能够反映真实供需关系的分时上网电价机制还需要进一步完善；在实行政府定价的地区，部分电网试行发电侧峰谷电价，峰谷电价差比较小，难以反映峰谷发电成本、价值和供需关系，推行的阻力也比较大，导致合理的低谷抽水电价机制难以形成。一般按平均上网电价核定抽水电价，不仅不能反映低谷电能价值，而且直接导致了抽水高成本，影响发电价格。
1.8.3 安徽抽水蓄能电站基本情况
我省目前主要有响洪甸抽水蓄能电站和琅琊山抽水蓄能电站。响洪甸抽水蓄能电站采取独立经营模式，省物价局按照1632小时的发电利用小时安排年度上网电量，电价为0.85元/千瓦时。琅琊山抽水蓄能电站于2007年9月全部投产，受国家调整抽水蓄能电站定价方式变革的影响，琅琊山电站上网电价迟迟未能出台，国家发改委下发的[2008]100号文规定琅琊山电站实行租赁经营模式。在容量方面琅琊山抽水蓄能电站按照安徽、上海各50%容量分配，同时租赁费用也各分摊50%。租赁费原则上由电网企业消化50％、发电企业和用户各承担25％。发电企业承担部分通过电网在用电低谷招标采购抽水电量解决，用户承担部分纳入销售电价调整方案统筹解决。电网和抽水蓄能电站之间通过租赁产生权责关系，双方通过履行合同规定的义务实现电力系统的安全、稳定运行。
目前琅琊山电站已经由华东调度运行，根据调度规定，安徽仅能申请日前的电站发电计划，安徽失去了电站事故备用的主要功效。另一方面，由于煤炭价格不断上涨，低谷抽水电价招标困难，发电企业无法通过承担低谷抽水电量弥补25%的租赁费，而用户承担的25%还需要等待下一次电价调整时才能统筹解决，目前电网企业实际上承担了全部的租赁费用。
1.9 新投产机组商业运营前电价
1.9.1 “新投产机组商业运营前管理办法”简介
为规范新建发电机组进入商业运营管理，维护电网企业和发电企业的合法权益，促进电网和并网发电机组安全稳定运行，2007年国家电力监管委员会办公厅制定了《新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》，下文简称“办法”。
调试期电量
“办法”规定新建发电机组调试运行期上网电量，按照第一次并网运行开始到进入商业运营止的上网电量计算（简称调试电量）。
调试电量的上网电价
“办法”规定调试电量的上网电价，按照政府价格主管部门的规定执行；尚无规定的，由发电企业和电网企业按照不低于补偿发电机组变动成本的原则协商确定；经协商不能达成一致的，按管理权限报电力监管机构和当地政府有关部门协调裁定；也可按照所在电网前三年平均调试电量上网电价并考虑煤价变动等因素确定。
商业运营的起始时间
“办法”规定进入商业运营的起始时间，按照新建火力发电机组完成分部试运、整套启动试运，已签署机组启动验收交接书；新建水力发电机组完成带负荷连续运行、可靠性运行，已签署机组启动验收鉴定书。
1.9.2 新建发电机组调试期间对电网产生的影响
新建发电机组调试期间对电网产生的影响主要包括对电网企业安全生产的影响，对用电用户供电质量和可靠性的影响，以及对为新机组提供备用服务的其他发电企业备用成本的影响。
电网企业并网调度服务工作
电力调度机构需要将并网调试电厂纳入正式调度范围，按照电力系统有关规程、规范进行调度管理。
电力调度机构需要根据电厂要求和电网情况编制专门的调试调度方案(含应急处理措施)，合理安排电厂的调试项目和调试计划。
电力调度机构需要针对调试期间可能发生的紧急情况制定应急预案，明确处理原则及具体处理措施，确保电力系统及设备安全。
其他发电企业提供的服务
为了配合新机组调试，调试期间需要有其他发电企业提供相应的有偿辅助服务。主要有旋转备用和有偿无功调节辅助服务。
旋转备用是指为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。在新机组调试期间，发电出力可能出现大幅度波动的情况。为了平衡新机组的出力波动，需要安排具有深度调节出力能力的机组为新
机组提供旋转备用辅助服务。特别指出抽水蓄能机组具有调节幅度大，响应快速，调节成本低的特点，是新机组调试期间旋转备用辅助服务的首选。
有偿无功调节是指电力调度交易机构要求发电机组超过规定的功率因数范围向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。在新机组调试期间，发电无功出力波动较大，可能会引起电网电压波动。为了抑制电网电压的波动，保证供电电能质量，需要安排具有无功调节能力的机组为新机组提供有偿无功辅助服务。