降低电价落实情况（通用9篇）
篇1：降低电价落实情况
关于降低实体经济企业成本政策落实情况的调研报告
一、支持实体经济发展，降低实体经济企业成本，我行主要采取以下措施，内容如下：
一、全面贯彻落实中央及各级政府以及各级管理部门的政策文件和精神，加快推进营改增力度和进度，优化自身资产结构，加快信贷结构调整，进一步提升自身资产质量，有效的控制好自身成本的同时，为广大企业贡献更好的服务。
二、加强机制保障，着力为小微企业发展创造更好的环境。为切实贯彻落实好省、市、县一系列关于降低实体经济企业成本的相关要求，南皮农商行首先从加强机制保障入手，成立了支持实体企业与精准扶贫工作领导小组，形成了领导负总责，分管领导具体抓，各部门密切配合的工作格局。编制了南皮农商行2016支持实体经济及金融扶贫相应实施方案，单列扶贫贷款投放计划，优先满足扶贫贷款需求。同时，建立起客户经理相应的监督考核机制，依托实施方案的工作目标和时间节点，制定监督考核办法，对监督考核结果给予奖惩。
三、以金融扶贫富民产业贷为载体，大力推进金融扶贫惠农工程，不断创新优化信贷产品，推动实体经济健康发展，目前，我行以农业宝和商贷宝为基础，又积极推广幸福宝和致富宝等相关系列产品，针对有市场前景，经济效益好的实体经济，不断优化调整贷款利率，利率浮动最高达到40%，极大地便利了企业融资，降低企业融资成本。
四、建立贷款自评机制，南皮农商行为推动实体经济的发展，不断从自身挖掘潜能，建立一套有效的客户授信评级管理机制。南皮农商行对于优质客户的一整套授信评级管理机制，摒弃了外部评级机构繁琐的评价程序，减轻了授信环节冗长，极大地提高了客户授信的效率。
五、以服务创利润，通过优质的服务助力企业的经营管理。我行不断改善金融服务，设立网点23个，小微企业专营机构3个，公司一部、二部和小贷中心，自助银行6个，极大的方便了辖区内企业融资及资金流转效率，同时，加快企业网银建设，对企业通过网银流转的现金采取不收费和减少收费的政策，有效节约了了企业的不必要支出，降低了成本。
六、大力支持扶贫企业的发展，2016年我行办理金融扶贫企业3户金额650万元；农村合作社贷款2户，金额200万元，实行低利率，建立审批绿色通道，解决小微企业融资难的问题，降低社会融资成本的48万元。
二、政策是过程中问题及困难
一、银行利差日渐收窄，带动银行利差的进一步收敛，银行利差总体呈下降趋势，同时，银行贷款利率水平总体呈下降态势。尽管银行负债的成本也在下降，但负债端成本下降速度慢于资产端收益率，利差收窄态势明显。希望相关部门不断优化利率，为银行业发展创造有力的环境。
二、县域经济运行中存在的现实矛盾和突出问题，弱化了银行对县域经济的支持动力。南皮是典型的农业县，且是多年的全国贫困县，家底薄，基础差，经济先天弱势，发展后劲不足，信贷吸附力不强。县域中小企业普遍存在规模小、底子薄、经营效益不稳定等特征，且相当一部分企业属于家庭作坊式企业，大部分中小企业都属于配件加工企业，没有自己的产品，即使个别企业有自己的产品，也大都是低端、技术性不强、附加值低，市场饱和度高的产品，市场竞争力不强。这些极易产生违约风险，导致信贷不良和沉淀，严重挫伤了金融机构对中小企业的信贷投入。
三、贷款担保体系不健全，严重制约金融机构金融服务。当前，县域内整体金融环境存在以下三个矛盾突出点，一是，一流企业不愿找担保；二是二流企业大胆交叉保或联保；三是三流企业找不到担保。基于以上，加之当前社会担保体系不健全，尤其缺少国家出资的公益性政策性担保机构，企业获得贷款缺乏有效渠道和途径，光靠银行作为成效有限。
四、风险补偿机制不健全，面临风险较大。农业目前依然是弱势产业，“三农”生产周期长，对自然资源依赖性强，易受灾害，经营效益差，抗风险能力不强。农民综合素质不高，流动性强，观念陈旧，导致涉农贷款风险大，营销成本高，使农信社在涉农贷款的风险和收益上很不对称，加上目前没有政策性和商业性风险补偿渠道，由此产生的风险由农信社自身承担，使得农信社在支农贷款的风险和收益上很不对称。
三、政策完善建议，下一步工作举措
（一）、建议
银行应清醒认识与企业之间相互依存的辩证关系，把不断降低企业融资成本作为培育长期客户关系、提升自身信贷管理水准的立足点。帮助企业降低融资成本并不是简单的让利概念，而是银行基于自身长远发展应该做出的理性抉择。只有基于互惠共赢的合作理念，银行才能赢得企业的理解，赢得长期、稳定的合作伙伴，赢得可持续发展的根基。所以，从银行端拓展降低企业融资成本的空间，仅是降低企业融资成本的一个方面，还需要监管的引领和银行自身的创新，还需要相关金融服务基础设施建设的跟进。特别是统一的企业信用信息平台的构建与完善，将大大降低银行业信贷营销的成本，为银行批量化营销创造条件，为降低企业融资成本创造更大的空间。
（二）、举措
一、积极响应中央、各级政府号召，大力支持实体经济，为县域经济发展提供强有力支撑。
二、苦练内功，加强自身建设，不管创新管理模式和运行机制，探索一套助力实体经济发展切实有效的模式。
三、坚强贷款预审批建设，提高授信效率和用信的监督管理。对贷款即将到期仍有贷款需求的企业，在贷款到期前，提前介入，提前调查，组织有关贷款资料，提前审批，实现贷款审批、贷款归还、贷款发放的无缝对接，提高效率，降低企业成本。
四、创新信贷方式，支持我县骨干龙头企业发展。为解决企业担保难的问题，及时解决企业短期资金需要，对于效益好、信用度高的企业，我行将试点大胆推出无需担保、无需抵押、无需质押的信用贷款，同时对利率进行倾斜优惠。同时，对满足条件的小微企业进行信用贷款授信，解决小微企业“融资难、担保难、融资贵”的问题，适应小微企业资金需求“短、频、快”的特点，在降低企业成本的同时，及时满足企业资金需求，支持小微企业发展壮大。
篇2：降低电价落实情况
一、背景介绍
电费的准确核算，既是国家电力法律法规的严格要求，也是电网企业维系合法收益的基本需要，更是保障广大用电客户权益的根本需求．意义重大，不容小视。同时，电费核算业务又是电力营销的基础业务和核心业务．电费的准确核算并不是依靠现代化的计算机系统就能完成的，而是一个系统工程，它与客户业务管理、客户档案管理、客户用电方式调整、电能计量装置管理等紧密相连。
正确合理地计收电费，直接关系到供电企业和用电客户的切身利益，是每一位电费工作者的基本职责，为进一步提高电力营销工作质量，深化供电优质服务工作，减少用电纠纷，结合营销部实际工作，按照电费工作流程，如何有效规避电费差错进行有益的探讨。
二、问题导入：
目前我们的SG186系统中，客户档案信息存在部分不完整，变压器容量和实际的运行容量不符合、供电合同不完整，造成电费计算的不准确，针对这些问题，我们进行系统的核查，保证电费核算的完整性和准确性。
三、融入措施：
通过我们核查10kV供用电合同，发现存在某一个用户，系统中为普通的农业用电，由外线人员进行现场的核查，发现他不仅仅是农业用电，同时还开有一个小饭店，应使用商业用电，因此我们对他提定比定量，通过及时有效的调整电费信息，规范电费抄、核、收管理，降低电费差错率，堵塞电费信息的漏洞，减少了我们的经济损失，确保电费颗粒归仓。
在以后的工作中加强数据负荷环节
（1）加强抄表人员利用现场进行用电检查，及时发现计量缺陷和隐患，防止表计异常运行的能力
（2）熟练运用营销信息系统中“数据复核”、“抄表异常清单”等功能模块，筛查电量异常用户，提高复核环节。
（3）针对电费核算工作，明确岗位职责。落实人员责任，提高核算效率和工作质量。规范电量电费退补流程，严格设置退补权限，做好电量电费退补工作。
（4）编制“特殊电价目录”和“高耗能用户用电情况一览表”，“特 殊重点用户档案课件”，宏观掌握公司重要用户用电情况。
四、取得成效
通过我们的核查，把电费差错降到为零，这是我们追求的最终目标。同时提高了服务满意率，使我们的企业获得更大的经济效益，在激烈的市场竞争中得以更大的发展。
篇3：降低电价落实情况
中国政府网1月15日发布《国务院办公厅关于印发降低流通费用提高流通效率综合工作方案的通知》, 《通知》提出, 降低农产品生产流通环节用水电价格和运营费用。规模化生猪养殖, 蔬菜生产等的用水、用电与农业同价。农产品批发市场, 农贸市场用电、用气、用热与工业同价。农产品冷链物流的冷库用电与工业用电同价。鼓励类商业用水、用电与工业同价。以上措施于2013年6月30日前执行到位, 工商业用电同价措施与调整销售电价同步实施。《通知》强调, 完善公路收费政策。严格执行鲜活农产品运输绿色通道政策, 将免收通行费措施落实到位, 结合实际完善适用品种范围。完善财税政策。开展农产品增值税进项税额核定扣除试点, 完善农产品增值税政策, 继续对鲜活农产品实施从生产到消费的全环节低税收政策, 将免征蔬菜流通环节增值税政策扩大到部分鲜活肉蛋产品。
篇4：降低电价落实情况
关键词：供电企业；电价；经济效益
中图分类号：F426.61 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 16-0000-01
对于供电企业来讲，电价的高低直接影响到企业经济效益。特别是在当今经济形势不景气，售电量增长幅度下降的情况下，严格、正确地执行国家电价政策，预防和处理客户私自改变用电性质降低电价，更是确保企业经济效益的关键因素。
一、正确执行电价政策的意义
我国现行销售电价主要按照用电性质，分为居民生活电价、非居民照明电价、非工业电价、普通工业电价、商业电价、大工业电价、农业生产电价和农业排灌电价等八大类，每类之间都存在着一定的电价差。供电企业与客户在签订供应电合同时，应当明确用电性质和电价。如果用电性质分类错误，客户执行电价较高，则给客户造成了额外的电费负担；客户执行电价较低，既给供电企业和国家造成损失，也对其他同类企业显失公平。因此必须嚴格按照国家有关政策规定明确用电性质和电价，保障供电企业和客户双方的合法权益。
二、电价执行异常影响供电企业经济效益的情况分析
在实际工作中，分类电价出现异常，造成电价下降的情况主要有两种：一是客户改变用电性质，以较低的电价购买电能。根据《中华人民共和国电力供用与使用条例》和《供电营业规则》，客户用电性质由供电企业和客户在签订供用电合同明确约定的。客户改变用电性质，须向供电企业提出申请，擅自改变电力用途，属违约用电。二是大工业客户私自增加用电容量。目前，我国对大工业客户实行基本电价和电度电价“两部制”电价。基本电价按照工业企业的变压器容量和最大需量作为计算电价的依据，由供电部门和用电客户签订合同，确定限额，每月固定收取，不依实际耗电数量为转移。大工业客户私自增加用电容量，结算的电量虽然没有减少，但造成供电企业容量电费的流失。
三、提高供电企业经济效益的相关措施
客户私自改变用电性质的情况具有一定的隐藏性，供电企业如果不能及时稽查发现，造成的损失会越来越大。供电企业要避免损失，提高效益，可以采取以下措施：
（一）密集政策宣传
有很多用户并不了解国家分类电价政策，特别是一些居民用户，认为“我用电，我拿钱，我用来干什么都可以”，直到被用电稽查部门查处，也没有意识到改变供用电合同中约定的电力用途是违约用电。客户改变用电性质，可能只是缺少对电价政策的理解，并非主观故意。因此，要加大对电价政策的宣传和解释，让分类电价政策家喻户晓。在签订供应电合同时，要与客户明确约定用电性质和电价，宣讲《电力供用与使用条例》和《供电营业规则》中关于分类电价和违约用电的条款，既提醒客户遵守政策，又避免客户的无心之失。
（二）定期营业普查
营业普查是核对分类电价执行是否正确的最基本的办法和途径。供电企业应定期组织开展营业普查，核对用户各类信息，特别是对分类电价的执行情况进行现场核对，及时发现和处理分类电价错误的情况。
（三）重视电量分析
一般情况下，改变用电性质主要是利用较低电价的居民生活用电、农业生产用电和农业排灌用电进行一般工商业生产。如果居民客户从事一般工商业生产，用电量要相对较大，营业人员可以利用这一特点，分析一般情况下当地居民生活最大用电量，并将其作为预警“红线”，当客户用电量超过“红线”，就应当进行分析和现场稽查电量突增原因，确定是否私自改变电力用途进行工商业活动。农业排灌用电具有季节性，如果在非农耕季节，农业排灌客户的用电量却相对增加，或该客户一年四季用电量一直保持较高，就有已经改变用电性质的可能。
（四）增强负荷监控
目前，供电企业普遍建立和应用了用电信息采集系统，可以在线监控用户负荷变化，对变压器负载率进行统计分析。对高供高计用户来说，当用户负荷长时间超过其专变容量时，应当现场稽查其是否擅自更换了大容量变压器、增加了变压器台数或安装了高压电机等设备。
（五）加大查处力度
《供电营业规则》第一百条第2款规定：“私自超过合同约定的容量用电的，除应拆除私增容设备外，属于两部制电价的用户，应补交私增设备容量使用月数的基本电费，并承担三倍私增容量基本电费的违约使用电费。《供用电监督管理办法》第二十八条第1、第2款分别规定电力管理部门对“擅自改变用电类别的，应责令其改正，给予警告；若再次发生的，可下达中止供电命令，并处以1万元以下罚款。”、“擅自超出合同约定的容量用电的，应责令其改正，给予警告；拒绝改正的，可下达中止供电命令，并按每千瓦（或每千瓦时）100元，累计总额不超过五万元的罚款。”供电企业应当依据上述规定对擅自改变用电类别和增加用电容量的客户进行处理，在挽回经济损失的同时，达到惩戒和警示的目的。
四、结束语
各类电价之间的差距，可能只是几分，但聚沙成塔，在几十万、几百万甚至更大的用电量的基数上，电价每上涨1分就可以带来很大的经济效益。因此，供电企业必须“锱铢必较”，通过严格执行电价政策，努力提高平均电价水平，实现效益最大化。
参考文献：
篇5：降低电价落实情况
好消息！发改委：4月1日起降低一般工商业电价
中新经纬客户端4月19日电 据国家发改委网站19日消息，近日，发改委发布《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，《通知》称，为贯彻落实中央经济工作会议关于降低企业用能成本和《政府工作报告》关于降低一般工商业电价的要求，决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求，进一步优化营商环境。《通知》要求，要全面落实已出台的.电网清费政策。要严格按照《关于取消临时接电费和明确自备电厂有关收费政策的通知》规定，做好电网清费工作，一是督促电网企业组织清退已向电力用户收取的临时接电费，二是减免余热、余压、余气自备电厂政策性交叉补贴和系统备用费，确保政策精准落地。《通知》要求，要推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革。根据《关于核定区域电网-输电价格的通知》和《关于调整宁东直流等专项工程2018-20输电价格的通知》核定的区域电网和跨省跨区专项工程输电价格，将降低部分用于核减相关省份输配电价。《通知》要求，要进一步规范和降低电网环节收费。一是提高两部制电价的灵活性。完善两部制电价制度，两部制电力用户可自愿选择按变压器容量或合同最大需量缴纳电费，也可选择按实际最大需量缴纳电费。逐步实现符合变压器容量要求的一般工商业及其他用电选择执行大工业两部制电价。二是全面清理规范电网企业在输配电价之外的收费项目。重点清理规范产业园区、商业综合体等经营者向转供电用户在国家规定销售电价之外收取的各类加价。产业园区经营的园区内电网，可自愿选择移交电网企业直接供电或改制为增量配电网。商业综合体等经营者应按国家规定销售电价向租户收取电费，相关共用设施用电及损耗通过租金、物业费、服务费等方式协商解决；或者按国家规定销售电价向电网企业缴纳电费，由所有用户按各分表电量公平分摊。《通知》还要求，临时性降低输配电价。将省级电网企业已核定的规划新增输配电投资额转为用于计提折旧的比例由平均75%降至70%，减少本监管周期定价成本，并相应降低输配电价。《通知》表示，第一批降价措施全部用于降低一般工商业电价，自4月1日起执行。(中新经纬APP)关注中新经纬微信公众号(微信搜索“中新经纬”或“jwview”)，看更多精彩财经资讯。篇6：关于幼儿园申请电价的情况说明
单位名称：，以下简称我园。
我园位于地址某小区内，目前我园现处于筹备装修阶段，预计于2016年9月份开园，为了幼儿园的正常用电需求，现申请教育用电。幼儿园的各种资质办理是以先运营后办理为原则，所以目前相关的资质文件没有完备，接下来在我园把相关资质办理完成后，会给供电局留存一份。现对此特加以说明。
某某幼儿园
篇7：降低电价落实情况
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6～11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2％～10％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、补贴结算的税收优惠政策，明确减免比例和额度，大力扶持风力发电、太阳能发电、秸秆和垃圾焚烧发电等产业的发展；研究出台对可再生能源发电企业贴息政策，减少企业的财务费用；根据各地实际，分省、区出台垃圾补贴标准，适当提高垃圾补贴收入；研究建立全国范围内的配额交易平台，按月度开展可再生能源附加收入的配额交易，加快附加补贴的支付。此外，对于2006年以前批准建设的可再生能源发电项目以及小水电的接入工程，也应结合实际情况进行研究，适当解决其电价和补贴问题，减轻电力企业的经营压力。
（三）进一步加强可再生能源相关技术研究
政府有关部门应进一步引导有关电力机构做好可再生能源相关运行技术研究工作：一是结合可再生能源发展规划，深入研究电网内电源布局、网架结构以及不同电力系统可接纳可再生能源类型与规模问题，发挥资源在更大范围利用的优势；二是加强风电、小水电等季节性、间歇性较强的可再生能源发电与电力系统安全稳定之间关系等研究工作，在确保电力系统安全稳定的同时，尽可能保证可再生能源电量全额收购；三是研究编制可再生能源发电接入电网的相关技术导则，规范可再生能源发电的接入系统及其继电保护、自动化、通信和能量计量装置等技术标准；四是引进国外先进风电运行经验和技术，加强对风能参数的预测工作，研究建立风能参数测评系统，研究解决风电场输出功率稳定和无功补偿问题，不断提高风电在电网中的运行水平；五是不断提高风电机组及风电场整体测试技术，研究风电场接入电网确保电力系统安全稳定运行的分析评价技术，逐步建立风电场接入电网测试、评价和许可制度。
篇8：降低电价落实情况
通知指出，近年来，我国企业杠杆率高企，债务规模增长过快，企业债务负担不断加重。各级财税部门要充分认识积极稳妥降低企业杠杆率的重要性，坚决贯彻执行中央决策部署，严格按照《国务院关于积极稳妥降低企业杠杆率的意见》要求认真落实好有关税收政策，充分发挥税收职能作用，切实减轻企业负担、降低企业成本，为企业降杠杆创造良好的外部环境。
通知明确，要落实好八项降杠杆相关税收支持政策。一是企业符合税法规定条件的股权(资产)收购、合并、债务重组等重组行为，可按税法规定享受企业所得税递延纳税优惠政策。二是企业以非货币性资产投资，可按规定享受5年内分期缴纳企业所得税政策。三是企业破产、注销，清算企业所得税时，可按规定在税前扣除有关清算费用及职工工资、社会保险费用、法定补偿金。四是企业符合税法规定条件的债权损失可按规定在计算企业所得税应纳税所得额时扣除。五是金融企业按照规定提取的贷款损失准备金，符合税法规定的，可以在企业所得税税前扣除。六是在企业重组过程中，企业通过合并、分立、出售、置换等方式，将全部或者部分实物资产以及与其相关联的债权、负债和劳动力，一并转让给其他单位和个人，其中涉及的货物、不动产、土地使用权转让行为，符合规定的，不征收增值税。七是企业重组改制涉及的土地增值税、契税、印花税，符合规定的，可享受相关优惠政策。八是符合信贷资产证券化政策条件的纳税人，可享受相关优惠政策。
篇9：营改增后税负降低情况说明
税负降低情况说明
我公司成立于年月日，单位地址位于，注册资本：万元，法定代表人：，经营范围：等。
集团公司现有职工300余人，拥有年生产10万吨铝合金棒加工能力，工业型材年生产能力5000 吨。合金棒采用进口设备，利用国际先进技术，自动化程度高，引进世界一流的立式半连续成型设备及先进的气滑式工艺,选用可倾式熔炼炉、保温炉,同时引进电磁搅拌器、在线除气、连续式均热炉、锯切机等先进的辅助设备,整条生产线具有很高的制动控制水平，性能稳定。技术装备在同行业具有优越性，处领先地位。铝锭的价格直接影响合金棒的价格。
铝型材加工生产线共有四台挤压机及辅机，分别由台湾馨杰公司和建新公司生产。年产能5000吨，可生产各类型材上千种。
集团公司投资参股上市公司：持有股份有限公司股权万股，占其总股本%，（股票于2009年9月上市流通）是股份有限公司的第三大股东。
集团公司投资控股：有限责任公司，拥有其70%股权。2016年3月5日，第十二届全国人民代表大会第四次会议开幕，国务院总理李克强作政府工作报告，审查计划报告和预算报告。李克强总理指出，适度扩大财政赤字，主要用于减税降费，进一步减轻企业负担。今年将采取三项举措。
第一项就是全面实施营改增。从2016年5月1日起，将试点范围扩大到建筑业、房地产业、金融业、生活服务业，并将所有企业新增不动产所含增值税纳入抵扣范围，确保所有行业税负只减不增。营业税将退出历史舞台，增值税制度将更加规范。这是自1994年分税制改革以来，财税体制的又一次深刻变革。
2016年，已纳入“营改增”的行业减税规模估计有2000亿元，金融业、房地产和建筑业、生活服务业等行业减税规模或接近4000亿元，2016年“营改增”减税总规模接近6000亿元。
多年来公司始终严格遵守税法、按章纳税、及时缴纳税款，2013年-2015年近三年累计已缴纳相关税款2233.17万元，为山阳区的税收做出了应有的贡献。
此次营改增涉及到我集团公司的项目主要是建筑业和生活服务业两大类。
集团公司不动产租赁年收入约423.5万元，原营业税制下每年应纳营业税21.18万元，营改增后应纳20.17万元，较营业税制下应纳税额减少1.01万元。
集团公司4月份承接济源高新区幕墙工程造价327.7万元，原营业税制下每年应纳营业税9.83万元，营改增后应纳9.54万元，较营业税制下应纳税额减少0.29万元。
除此之外，原营业税制下集团公司取得的保安服务费、劳务派遣费、住宿费、电费、水费、劳保用品、办公用品、会议费、外购机器设备等在营改增后均取得增值税专用发票，可以进行抵扣，取得的过路过桥费在过渡期内也可以按照一定比例进行抵扣，这些优惠政策在很大程度上减轻了集团公司的资金压力，降低企业税收成本，增强企业发展能力，使企业获得了很大的受益。
李克强总理说，全面实施营改增，是深化财税体制改革、推进经济结构调整和产业转型的“重头戏”。营改增不只是简单的税制转换，它有利于消除重复征税，减轻企业负担，促进工业转型、服务业发展和商业模式创新，是一项“牵一发而动全身”的改革。的确，改革带来的不仅是受益，更是商机。集团公司成立近20年，作为“老牌”国有企业，目前正处在经济转型的关键时期，步入21世纪后，面临很大的生存危机，不过我们始终相信在中国共产党的正确领导下，在税务机关以及相关部门的通力协调下，在集团公司员工的一致努力下，我们一定可以走出困境，取得更加辉煌的成绩，为税收作出更大的贡献。