可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告(200

可再生能源电量收购和电价政策执行情况 监管报告（2008 年第 7 号） 国家电力监管委员会监管公告 2008 年第 7 号 （总第 10 号） 为贯彻落实科学发展观，促进能源产业结构向节约能源资源和保护环境 方向发展，促进可再生能源协调、可持续发展，规范电网企业全额收购可再生 能源电量行为、规范可再生能源电价附加补贴和配额交易行为，维护有关各方 合法权益，促进可再生能源发展，依据可再生能源法、电力监管条例 和电网企业全额收购可再生能源电量监管办法（电监会 25 号令）、可再 生能源发电价格和费用分摊管理试行办法、可再生能源电价附加收入调配 暂行办法等相关规定，2008 年 611 月，电监会组织各派出机构在全国范围 开展了可再生能源电量收购和电价政策执行情况（2006 年 1 月 1 日至 2008 年 8 月）专项检查。根据检查情况，形成本报告，现予公布。 一、基本情况 本次检查涉及全国（除西藏）30 个省、自治区、直辖市约 576 家电力企 业。其中，电网企业 126 家，包括：各区域、省级电网企业及其调度机构 36 家， 省级以下电网企业 90 家；发电企业约 450 家，包括：华能、大唐、华电、国电、 中电投、长江电力、国开投、国华电力、华润电力等中央发电公司所属可再生 能源发电企业和其他地方可再生能源发电企业。 本次检查，首先由电监会各派出机构组织全国 30 个省份的电网企业及其 调度机构、可再生能源发电企业开展自查。在此基础上，采取召开座谈会和实 地察看等方式对 104 家电网企业和 241 家发电企业进行了重点检查和抽查。 自可再生能源法实施以来，全国可再生能源发电装机容量和发电量 逐年增长。据本次检查统计，截至 2007 年底：全国可再生能源发电装机约为 15494 万千瓦，占当年全国总装机容量的 21.6。其中水电、风电、生物质能 发电装机容量分别为 14823、561、108 万千瓦，分别占总装机容量的 20.64、0.78、0.15。全国可再生能源发电量为 4825 亿千瓦时，占当年 全国总发电量的 14.8。其中水电、风电、生物质能发电量分别为 4714、53.6、42.5 亿千瓦时，分别占总发电量的 14.4、0.16、0.13。 自 2005 年底至 2007 年底：全国可再生能源发电装机增加了 3631 万千瓦， 增长了 30.6，其中，水电、风电、生物质能发电装机分别增长了 26.3、444、429。两年来可再生能源发电装机占全国发电装机比例下降 了 1.37 个百分点。全国可再生能源发电量增加了 822 亿千瓦时，增长了 20.6，其中，水电、风电、生物质能发电量分别增长了 18.9、268、363。两 年 来 可 再 生 能 源 发 电 量 占 全 国 发 电 量 比 例 下 降 了 1.23 个 百 分 点 。 二、监管评价 从检查情况看，可再生能源法及其配套规章实施以来，可再生能源 发电建设步伐逐年加快、发展环境明显改善。特别是电网企业全额收购可再 生能源电量监管办法、 可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法、 可再生能源电价附加收入调配暂行办法等规章实施后，电网企业在可再生 能源发电接入工程建设、上网服 务、并网安全运行保障、电量优先调度、电价 和附加政策执行、电费全额结算以及信息披露和报送等工作方面有较大提高， 进一步促进了可再生能源产业的发展。 （一）可再生能源发展环境日趋改善 可再生能源一系列法规出台以来，电力企业对可再生能源开发与利用日 益重视，依法发展和利用可再生能源的意识逐步增强。电网企业比较重视可再 生能源的利用，制定相应措施和办法，尽可能多地收购可再生能源发电量，为 可再生能源发电的发展创造良好条件。 （二）可再生能源发电配套电网规划及建设工作得到加强 电网企业能够配合政府有关部门做好可再生能源发展规划和研究工作， 力求电网规划建设与可再生能源发电规划建设有机结合。例如：上海、江苏、 宁夏等省市电力公司积极开展风力发电建设对电网影响等调研工作，形成了研 究分析报告；安徽、上海等省市电力公司配合政府有关部门开展了生物质能、 太阳能、潮汐能发展的规划编制和研究等工作；辽宁省电力公司完成了风电接 入系统规划方案，并报东北电监局备案。 电网企业能够按照可再生能源发展规划及时建设、改造可再生能源发电 配套电网设施，为可再生能源发电机组的电力送出提供必要的网络条件。东北、 华中电网公司以及广东、贵州、辽宁、江苏、安徽、山西、陕西、宁夏等省电 力公司抓紧做好可再生能源发电项目接入系统工程建设、调试、验收等工作， 较好满足了可再生能源电量送出的需要。福建省电力公司实施了小水电电量上 省级电网的战略性改造，安排新建或改造电网项目 70 项，总投资额达 13.86 亿 元，解决了历史形成的 130 多万千瓦小水电上网容量受阻问题，提高了水能利 用效率，水电送出基本不受限制，小水电业主对此反映良好。 （三）可再生能源发电量全额收购得到切实推进 电网企业能够按照示范文本与可再生能源发电企业签订购售电合同 和并网调度协议，配合电力监管机构做好可再生能源发电机组并网安全性 评价。北京、青海、浙江等省市电力公司通过开辟“绿色通道”、“一站式服 务”等方式，建立了可再生能源发电项目并网申请受理、送出工程设计审查、 并网协议签订等工作制度，有效提高了可再生能源发电项目并网工作效率；福 建省电力公司专门针对地方中小型可再生能源发电企业制定了合同管理和并网 调度规范等文件；甘肃、宁夏电力公司编制了可再生能源发电机组并网工作流 程，积极为可再生能源发电机组并网提供技术服务和指导。 电网企业能够执行全额收购可再生能源电量相关规定，除不可抗力和影 响电网安全稳定运行情况外，尽量避免由于电网调度因素导致可再生能源发电 机组出力受限。南 方电网公司及广东、广西、重庆等省市电力公司制定了节能 发电调度、保证可再生能源全额上网的相关细则和办法。华东区域内各级调度 机构在实践中摸索了一套保 障可再生能源发电量全额上网的做法：风电、径流 式小水电、太阳能、潮汐能根据来风、来水、日照、潮汐情况发电；生物质能 发电机组根据发电原料来料情况调整发电量，在自愿的前提下参与调峰；安排 有调节能力的小水电在不弃水的前提下参与调峰。南方电网公司所属各省级及 以上调度机构充分考虑可再生能源发电季节性、间歇性特点，优化水火调度， 合理编制发电调度计划，积极开拓低谷用电市场，加大省区间余缺调剂力度， 不断提高可再生能源机组的发电利用小时，其中贵州电力调度通信局充分发挥 梯级水库调节互补性，根据中短期天气预报，按不弃水或少弃水原则优化水电 调度。华东电网公司充分发挥跨流域调节作用，积极组织协调上海、江苏、浙 江等省市电力公司，按照年度计划消纳三峡、葛洲坝等地水电，并通过双边交 易消纳四川低谷富余水电。浙江省电力公司合理安排省内火电机组出力，消化 周边省份的丰水期水电，有效避免了水能浪费。湖南省电力调度中心根据气候 与来水变化实施了较为科学的水电调度方案，甘肃省电力公司通过调整网内其 他机组开机方式或出力曲线保证风电最大限度送出，宁夏电力公司将影响可再 生能源发电的检修安排在发电负荷较低时期进行，有效保证了可再生能源发电 量优先上网。 （四）可再生能源电价政策执行和电费结算情况趋于规范 电网企业能够按照价格主管部门批准的可再生能源发电项目上网电价和 购售电合同约定的电费结算流程、计算方法、结算时间、结算方式等，与 发电企业及时、足额结算电费。对政府价格主管部门尚未审批上网电价的可再 生能源发电项目，多数电网企业能够先按临时结算电价与电厂结算，待电价批 复后进行清算及退补电费。可再生能源电价附加征收、补贴、配额交易、可再 生能源接网工程的补贴费用标准能够按照可再生能源发电价格和费用分摊管 理试行办法、可再生能源电价附加收入调配暂行办法等有关规定执行， 规范账户管理，按照文件要求参与配额交易。例如：青海省电力公司通过加强 内部管理，大大降低了承兑汇票的比例；宁夏电力公司在可再生能源附加配额 交易金额尚未到位的情况下，按照国家批复价格由电网企业垫支及时与发电企 业结算电费。 （五）可再生能源信息披露和上报逐步规范 电力企业能够真实、完整地记载和保存可再生能源发电机组相关技术参 数、可再生能源发电量、上网电量、电费及补贴结算情况等有关资料。部分电 网企业能够按照有关要求及时将因不可抗力或者有危及电网安全稳定而未能全 额收购可再生能源发电量的情况通知可再生能源发电企业，以各种方式向相关 发电企业披露有关信息，并定期报送电力监管机构。例如：华中、西北、南方 区域的省级及以上电网企业通过电力交易大厅实时信息平台、每日网厂电话生 产例会、电力市场交易信息网站、厂网联席会议等方式定期向可再生能源发电 企业披露有关信息。上海市电力公司、广东电网公司每月定期向电力监管机构 报送所属各地市供电企业收购可再生能源电量、电价和电费结算以及可再生能 源电价附加收支和配额交易等情况。甘肃省电力公司及时将风电等可再生能源 发电送出受限原因、持续时间以书面或会议通报等形式通知发电企业，同时努 力做好调整和改进工作。 三、存在问题 （一）可再生能源发电项目建设需进一步加强规划 部分地区缺乏统一、合理的可再生能源发电和接入系统项目建设规划， 工程项目存在布局不合理和无序建设等问题，风力发电规划与电网调峰调频能 力的协调有待加强，不同投资主体的电网企业在电网规划和建设上的协调机制 有待完善。例如：内蒙古风电资源富集地区缺乏统一规划，国家审批和地方审 批的项目并存（内蒙锡林郭勒盟灰腾梁地区的风电基地分属 7 个发电集团的 8 个风电企业，装机容量从 1.5 万到 4.95 万千瓦不等），风电接入系统工程难以 统一建设，同一区域内送出线路重复建设，既浪费土地资源，又造成电网安全 隐患。河北北部地区也存在类似问题。江苏省部分地区生物质能发电规划布局 不合理，部分秸秆电厂之间距离较近，秸秆收集半径交叉，造成秸秆收集恶性 竞争，抬高了成本。山东省菏泽市已投产 2 个秸秆发电项目，仍有 3 个项目在 建，根据秸秆数量和质量测算，市内秸秆资源已无法满足需要。广东、广西、 海南部分地县小水电建设开发缺乏统一规划，建设无序，部分小水电建设手续 不齐，建设过程中与电网缺乏必要信息沟通，电网规划建设难以及时配套，部 分小水电上网受阻，汛期矛盾较为突出。另外，部分省级政府有关部门未制定 可再生能源项目发展规划，部分省级电网企业未按照要求将可再生能源发电配 套电网设施建设规划情况报电力监管机构备案。 （二）部分可再生能源发电项目接入系统工程建设管理不够规范 部分电网企业未能按照电网企业全额收购可再生能源电量监管办法 第五条要求建设可再生能源并网发电项目的接入系统工程，加大了发电企业建 设成本。例如：内蒙古西部电网 15 个风电项目中，仅 5 个项目的接入电网工程 由电网公司负责建设和管理；黑龙江省的风电项目配套接入电网工程基本上由 发电企业承担；吉林省电力公司要求白城地区风电企业共同投资建设 500 千伏 变电站；青海黄河公司大通河流域 4 座水电站与青海省电力公司协商未果，投 资约 1 亿元自建 135 公里 110 千伏送出线路；江西省居龙潭、廖坊等两个省调 水电厂的接入系统工程全部由发电企业投资建设。 （三）部分可再生能源发电上网存在“卡脖子”现象 部分电网企业未能及时改造可再生能源发电送出电网设施，造成可再生 能源发电出力受限、电量损失。例如：河北张家口地区风电发展迅速，但由于 变电容量较小且电网改造滞后，造成风电出力受限；浙江省泰顺县小水电发展 迅速，但泰顺电网与温州电网间只有 2 条 110 千伏输电线路，受输送限额的影 响，水电企业只能轮流发电，弃水较多；甘肃风电建设较快，电网建设相对滞 后，风电送出受阻问题加剧。 （四）部分可再生能源电量收购中依然存在不规范现象 部分电网企业及其调度机构未制定保证可再生能源发电量全额上网的具 体操作规则，在收购可再生能源发电量时，存在通过考核变相减少发电企业上 网电量、压低上网电价、强行分摊线损、不按期或不足额支付电费等问题，特 别是一些地方电网企业与小水电矛盾较为突出。例如：陕西电网企业对小水电 发电计划仍然进行考核，造成小水电一定电量损失，变相降低上网电价，且存 在延迟、不足额支付电费以及要求小水电承担 210线损等现象；安徽省、 浙江省、重庆市、福建省小水电企业反映关口计量表计安装点、产权分界点不 规范或线损分摊依据不明，存在线损分摊争议；湖北省电力公司在与清江高坝 州电厂结算时，将所谓超过测价电量的上网电量按 230 元/千千瓦时结算(国家 核价为 414.5 元/千千瓦时)；河南省洛阳市宜阳、栾川、嵩县等地供电企业与 小水电企业结算时，未执行优惠增值税率（6），通过采取扣减电量或电费形 式将税负转嫁给小水电企业；广西地方县级供电企业与大网之间未建立规范的 交易机制，丰水期间小水电弃水情况时有发生。 （五）部分可再生能源发电购售电合同和并网调度协议签订需进 一步规范 部分电网企业特别是地县级电网企业对购售电合同和并网调度协 议签订工作不够重视，存在合同过期、丢失，形式和内容与范本相差较大， 合同双方的权利和义务不对等，甚至无合同调度交易等现象。例如：广西大部 分县级供电企业未与可再生能源发电企业签订并网调度协议；广西兴安县供电 公司在协议中出现“电费在第三个月付清”等条款；海南电网公司所属供电企 业在与小水电签订的合同中，无功考核标准不符合当地政府部门有关规定；湖 北省电力公司在与水电企业签定的合同中仍然规定超过年度计划的上网电量执 行下调后的临时电价；江苏省仍在年度合同中约定购电量计划；贵州电网公司 部分县级供电企业与小水电企业签订的并网调度协议中，存在变相扣减电 量的条款；山西省电力公司在与风电企业签订的合同中要求其缴纳系统调峰补 偿费。 （六）可再生能源相关电力企业信息披露和报送工作有待改进 部分省级电网企业存在披露信息不及时、不全面，未能每月向所在地电 力监管机构报送上一月度可再生能源发电量、上网电量、电价、电费结算以及 电价附加收支等情况。部分可再生能源发电企业也存在报送信息不主动、质量 差等问题。有些省级电网企业未能按照要求将调度范围内可再生能源发电配套 电网设施建设规划报电力监管机构备案，部分电力调度机构未将保证可再生能 源电量全额上网的具体操作细则报电力监管机构备案。 （七）可再生能源现行政策、法规、标准需进一步完善 可再生能源法颁布实施以来，有关部门出台了一系列可再生能源配 套法规和相关标准，但在执行过程中反映出还存在一些不足。一是 2006 年 1 月 1 日前投产的可再生能源发电项目仍执行以前电价规定，部分企业上网电价 偏低，不利于企业持续发展。例如安徽芜湖绿洲环保有限公司的上网电价为 415 元/千千瓦时，接近于脱硫标杆电价。二是可再生能源电价补贴和配额交易 方案滞后，半年或一年一次的配额交易周期过长，在电价附加存在资金缺口的 省份，电网企业无法及时、足额支付本省补贴。三是可再生能源发电项目接入 工程的补贴标准偏低，电网投资回收期较长，影响电网企业投资建设积极性。 四是直接接入配电网的可再生能源发电项目，其接入系统工程投资主体不够明 确，容易引起厂网矛盾。五是生物质能发电缺乏可遵循的行业标准，在合同签 订、单位能耗、排放、造价等方面只能参照火电标准，不能反映生物质发电特 殊性、更好地维护生物质能发电企业利益。六是某些省市垃圾发电厂垃圾处理 费标准偏低，部分垃圾发电得不到足够的成本补偿。七是与可再生能源法规不 相符的相关规定尚待清理。 （八）可再生能源电量全额收购受到电网安全稳定运行等因素影响 一是受可再生能源与常规能源电源分布结构特性以及用电负荷特性影响， 负荷低谷时段，在火电最小开机方式下，可能出现电网无法承受突然增加的可 再生能源发电出力的状况，造成可再生能源发电出力受限。二是风力发电具有 随机性、间歇性，大多具有反调节特性，大规模风电机组接入电网，给电网调 峰、调频带来困难，加大了电网运行方式安排难度，对电网安全稳定运行造成 一定影响。例如位于东北电网末端的蒙东等地，大量风电项目建设和集中接入， 进一步增加了这些地区的电源外送压力，同时降低了电网稳定水平。三是风电 和小水电多分布在偏远且网架相对薄弱地区，用电市场容量有限，调节手段和 能力不足，在电量集中送出时，线路、变压器等电网设施经常出现过载，影响 电网安全稳定运行和供电可靠性。四是目前投产的风电机组大多不能进行有功、 无功调节，缺乏低电压穿越等电网安全运行需要的基本功能，也没有功率预测 系统，加之一些运行管理水平较低的风电和小水电并入电网，给电网的安全稳 定运行带来了一定威胁。 四、整改要求 电力企业要充分认识促进可再生能源开发利用的重要性，不断增强法律 意识，认真贯彻落实可再生能源相关法规、政策，促进可再生能源发电的可持 续发展。 （一）电力企业要严格执行可再生能源电价和附加政策 电力企业应严格执行国家可再生能源电价和附加政策，做好电价附加征 收、配额交 易、电费和补贴结算等工作。可再生能源发电企业、电网企业要按 照电监会关于厂网电费结算的规定，签订购售电合同，不得自行变更上网 电价，也不得通过变 相改变上网电量、强行分摊线损等方式变相降低上网电价， 要按照价格主管部门批复的上网电价和购售电合同的约定及时、足额进行 电费结算，不得擅自变更补 贴标准，要按照国家批复的补贴标准及时进行补贴 支付。电网企业要按照附加征收标准做好可再生能源电价附加的征收工作，要 继续做好账户管理工作，按照批复的 附加调配方案及时进行配额交易，完成可 再生能源电价附加的调配工作。 （二）电网企业要进一步做好全额收购可再生能源电量各项工作 电网企业要加强与可再生能源发电企业间的沟通协调，建立健全相关联 系机制。调度机构要制定科学合理、确保全额收购可再生能源电量的发电调度 计划，制定有关调度操作规则，及时报电力监管机构备案。电网企业应进一步 提高可再生能源发电预测的准确性，优化各类机组负荷分配，合理安排设备检 修，防止风力发电出力受限，尽量避免丰水期水电弃水。电网企业要尽快研究 解决水电密集度较高地区在丰水期水电电量跨省（区）外送问题。可再生能源 上网电量网损要严格按产权分界点界定，对于产权不明晰的部分，应本着友好 协商的原则确定。电网企业特别是地、县供电企业要按照电监会电网企业全 额收购可再生能源电量监管办法、发电企业与电网企业电费结算暂行办法 以及电网运行规则等要求，参照有关示范文本与可再生能源发电企业协商 签订并严格执行购售电合同和并网调度协议，规范并网及电费结算等 行为。电网企业要抓紧研究解决历史遗留问题，应由电网企业负责运行和管理 的可再生能源送出工程要尽快收购其资产并承担相应运行和维护职责。 （三）电网企业要科学规划电网，进一步优化与完善电网结构，促进可再 生能源协调发展 电网企业要进一步深入研究论证适应可再生能源发展的电网规划，提出 可再生能源发电配套电网设施建设规划、电网建设方案以及加强电网管理的意 见；结合可再生能源发展规划，进一步加强对电网结构特性的分析，不断优化 和完善电网结构，努力提高可再生能源发电机组上网发电效率，促进可再生能 源发电和电网的协调、可持续发展；进一步加强网架建设，切实做好可再生能 源配套电网设施的建设维护工作，按照有关要求做好并网安全性评价和新机组 进入商业化运行工作，保证可再生能源项目及时上网发电。 （四）电力企业要加强信息披露和报送工作 电网企业应不断完善可再生能源相关信息披露制度，进一步加强与发电 企业沟通，及时将可再生能源发电上网电量、电价情况及未能全额收购可再生 能源电量持续时间、估计电量、具体原因和改进措施等情 况书面通知发电企业； 严格执行可再生能源相关信息报送和备案制度，定期将政府有关部门批准的可 再生能源配套电网规划及其滚动规划报监管机构备案；制定保证 可再生能源发 电全额上网的具体操作规则，并报电力监管机构备案。各省级电网企业要定期 汇总所属各级电力调度机构直调可再生能源发电未能全额上网的情况、原 因、 改进措施等情况并报电力监管机构。省级电网企业和可再生能源发电企业要于 每月 20 日前向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电上网电量、上 网电价和电费结算情况，省级电网企业应当同时报送可再生能源电价附加收支 情况和配额交易情况。 （五）进一步做好可再生能源发电企业安全生产工作 电网企业应进一步加强对可再生能源发电企业的技术指导，消除设备安 全隐患。可再生能源发电企业要加强水情、风情等预测工作，及时提出发电计 划申请，协调设备检修管理，充分发挥可再生能源利用效率。可再生能源发电 企业要严格执行国家有关并网技术要求，严格遵守调度命令，配备必要的保护 装置、自动化装置及通信装置，提高负荷预测及生产管理水平。 五、监管建议 （一）加强统一、科学规划，促进可再生能源协调、有序发展 应根据国家制定的可再生能源中长期发展规划，进一步做好各地区 可再生能源发展中长期规划与年度计划，制定同步、协调、可持续的可再生能 源电源和电网发展规划，以更好满 足可再生能源发电规模化发展的需要。应充 分发挥区域在可再生能源利用上的优势，在编制省级可再生能源开发利用规划 时，充分考虑可再生能源项目在一定时期的 建设容量限制，科学布置可再生能 源电源点。进一步理顺中央与地方可再生能源发电项目审批体制，使可再生能 源发电开发利用规范化，布局合理化，避免无序开 发。 （二）进一步完善促进可再生能源发展的价格、财税政策 全面分析总结近年来促进风电、生物质能、太阳能等可再生能源发电项 目发展的有 关价格、税收和财政政策，巩固成果，进一步完善相关政策，为实 现可再生能源的规模化和产业化发展创造条件；进一步研究可再生能源发电上 网电价形成机制，结 合各地实际情况，对同一地区同类可再生能源发电项目尽 可能明确同等水平的价格，生物质能发电价格应根据近两年来物价水平变化情 况适当提高，研究完善小水电上网电价形成机制；进一步研究完善可再生能源 发电项目和接入工程的补贴政策，改变现有补贴方式，确定统一的投资回收期， 在回收期既定的情况下，制定接网费补贴标准；研究出台可再生能源发电项目 建设和电费、补贴结算的税收优