国家电价管理采用

国家电价管理采用（精选6篇）

篇1：国家电价管理采用

附件3 规章制度编号：国网（财/2）102-2013 国家电网公司电价工作管理办法

第一章 总则

第一条 为加强电价管理工作，提高国家电网公司（以下简称“公司”）电价管理水平，根据国家有关电价改革和电价管理的法律、法规，按照公司“集团化运作、集约化发展、精益化管理和标准化建设”要求，特制定本办法。

第二条 电价管理工作的目标是推进电价改革，疏导电价矛盾，规范电价执行，增强电价管控，落实国家节能减排政策，支持公司和电网持续健康发展。

第三条 本办法适用于国家电网公司总部、分部、省（自治区、直辖市）电力公司（以下简称“省公司”）、地市（区、州）供电公司（以下简称“地市供电企业”）、县（市、区）供电公司（以下简称“县供电企业”）以及与电价管理有关的所属其他单位。

第四条 公司电价管理遵循“统筹兼顾，系统研究；重在机制，水平优先；规范执行，严格监管;加强管控，提升水平”的原则。

第五条 公司电价管理的对象包括上网电价、输配电价、销售电价、收费政策、政府性基金及附加等，主要内容包括电价研究与改革、电价测算与报批、电价执行与监督、电价信息管理等。

负责贯彻落实公司电价管理制度和规定，监督、检查公司电价政策在本区域内省公司的贯彻实施情况；执行国家、地方有权部门制定的相关政策；负责区域电力市场价格有关工作，研究并提出电价政策建议；经公司总部审核后，开展分部所属电网资产的输配电价审核、报批和执行工作；负责跨区、跨省电能交易相关电费结算工作；负责分部电价信息管理、电价风险分析、电价课题研究、业务培训等其他电价工作。

（三）省公司电价管理的职责

负责贯彻落实公司的电价管理制度和规定，以及国家、地方有权部门制定的相关政策；负责省级电力市场价格有关工作，研究并提出电价政策建议；经公司总部审核后，开展本地区销售电价、输配电价和上网电价的测算、报批和执行工作；组织开展农村电网维护管理费管理工作；参与跨区跨省输电电价和电厂上网电价的测算、报批和执行工作，协商确定跨区跨省电能交易上网电价和本省送出价格；负责省级电网电费预算制定，负责电价执行情况的分析工作；负责监督、指导、检查所属单位电价政策、收费政策及有关规定制度的执行；负责省公司电价信息管理、电价风险分析、电价课题研究、业务培训等其他电价工作。

（四）地市供电企业和县供电企业电价管理的职责 负责贯彻落实上级电网公司的电价管理制度和规定，以及地方有关职能部门在价权范围内制定的相关政策；负责争取本地区政府有权部门出台有关电价、收费政策；负责本地

电价的确认；落实节能发电调度经济补偿办法；参与购售电合同管理和发电侧电力市场建设，对辅助服务补偿机制、电力市场竞价规则、电价限价机制和平衡机制等提出意见。

4.负责输配电价管理。研究输配电价定价成本，推进建立输配电价机制，分析输配电价执行情况，提出输配电价核定和调整方案；测算和报批电力市场化改革的输配电价标准及跨区跨省电网项目的输电价格，确定输电损耗价格。

5.负责销售电价及收费政策管理。根据上网电价、输配电价核定和调整需求，提出销售电价调整建议；配合价格主管部门做好销售电价水平和结构调整工作；参与趸售电价核定，负责趸售电价管理；提出收费政策建议，配合相关部门做好政策出台工作；负责城乡同网同价以及农村电网维护管理费收取标准和资金管理工作；会同相关部门做好电价和收费政策贯彻、实施和宣传工作。

6.负责跨省跨区电能交易价格方案确定、电费结算以及输电价格执行工作；研究公司海外投资项目和跨国电能交易的电价政策，分析电价风险，提出相关建议。

7.检查、监督、考核电价执行情况，组织开展电价和收费政策检查，监督电价及价外基金的执行，提出加强电价管理的措施；负责组织做好外部电价检查配合工作，控制和防范电价电费风险。

8.负责公司电价信息管理，收集、分析与发布公司电价信息，汇总编制和上报电价报表。

电费结算；负责跨区跨省交易电量按市场机制确定上网电价，配合做好跨区跨省电价方案确定工作，确定输电损耗补偿方式；负责电力交易合同、购售电与输电合同管理；做好购电成本动态监控工作，提出优化建议，配合做好购售电预算工作；提供电厂信息资料和交易等情况；负责面向发电企业等市场主体发布电价有关信息；负责电力市场建设和电力市场规则制订；负责电力燃料管理，提供电力燃料及运输价格信息。

5.电力调度管理部门负责提供公司所辖电网、并网调度电厂的调度运行情况，节能发电调度情况和脱硫、脱硝设施在线系统建设及在线监测情况；负责研究和贯彻落实节能调度、辅助服务相关政策等。

6.人资、运检、科技、信息、基建等其他部门负责提供电价上报、审批等各个环节所需的有关资料，配合电价牵头管理部门向国家有关部门做好汇报解释工作。

第三章 电价研究与改革

第九条 公司总部统筹公司系统内外电价研究资源，结合国家电价改革进程和电价管理难点、热点问题，确定研究方向和研究内容，制定电价研究计划，组织分部、省公司开展电价研究。

第十条 分部、省公司根据公司总部课题研究计划，并结合本地区电价管理需要，开展电价研究工作，并将电价研究报告及应用情况报公司总部。

费政策的建议。

第四章 电价测算与报批

第十七条 公司系统各单位在公司总部的统一领导下，协同合作，加强沟通，共同做好电价测算与报批工作。

第十八条 关系公司和电网经营发展的全局性电价政策，包括公司系统推进电价改革、调整销售电价、实施煤电价格联动、核定输配电价、设立与调整政府性基金、争取全国性收费政策等，由公司总部牵头组织相关分部、省公司进行测算研究，并向国务院价格主管等有关部门提出测算方案及政策建议。

第十九条 特高压、跨区电网输电价标准、向下级电网传导方案以及需由国务院有关部门核定的跨区电能交易价格方案，由公司总部商分部、省公司、发电公司等有关方，测算提出价格方案，报国家电力监管机构、国务院价格主管部门审批。

第二十条 区域电网输电价标准、向下级电网传导方案、需由国务院有关部门核定的跨省电能交易价格方案及其他电价、收费政策，由分部商省公司测算提出方案，经公司总部审核后向有关省级价格主管部门和省级人民政府进行汇报沟通。在省级价格主管部门将电价方案上报国务院价格主管部门的同时，分部应将该方案以及有关意见报送公司总部。

第二十一条 省级电网输配电价标准、上级电网传导方

第五章 电价执行

第二十五条 公司各单位必须严格执行国家电价政策，不得擅自或变相调整电价，不得执行违规出台的电价政策。要积极落实国家节能减排、节能降耗政策，严格执行差别电价、脱硫电价、脱硝电价、可再生能源电价、系统备用容量费、自备电厂政府性基金及附加、高可靠性供电费用、分时电价及国家出台的其它专项电价政策。

第二十六条 特高压及跨区、跨省输电电价有国家批复的，严格按照国家批复电价执行。在国家批复之前，按照送受电双方协商确定的电价执行，同时报有关部门备案。第二十七条 电力用户与发电企业直接交易、双边交易，竞价上网、辅助服务等电价改革工作由国家统一部署，逐步试点推行。各单位不得擅自执行未经有权部门批准的电价改革试点方案。

第六章 检查考核

第二十八条 各分部、省公司电价管理牵头部门负责及时转发国家有权价格主管部门及公司总部相关电价文件，并商有关部门提出具体落实意见和要求，确保各项电价政策执行到位。

第二十九条 各单位应健全电价工作全过程管理和控制体系。在电价测算报批环节，应建立数据复核和方案会审制度，保证电价测算方案的全面、准确。在电价执行环节，电

1第三十四条 建立电价分析制度。各分部、省公司要对本地区销售电价、上网电价、输配电价的执行情况进行定期分析，建立分析模型，确定分析内容，健全电价信息反馈制度，提出政策建议。次年决算报表送审时提出电价分析报告，并按规定将分析报告报送公司总部。地市供电企业和县供电企业要结合实际对本地区情况进行定期分析，提出政策建议，同时根据上级电网确定的电价分析内容，定期提交分析报告。

第三十五条 建立重大事项报告制度。凡地方政府出台对公司经营发展有重大影响的电价政策，在接受物价、审计等检查过程中查出的重大涉价问题等，在一周内要将具体内容及对公司的影响情况上报公司总部。

第三十六条 建立电价工作定期沟通协调制度。在电价改革和电价调整工作期间，建立公司系统电价工作定期汇报制度，各分部、省公司应按时向公司总部上报相关工作开展情况。公司总部将重要情况在公司内部进行通报。具体报送内容和报送周期，由公司总部根据工作需要确定。

第三十七条 加强电价资料管理。公司各单位电价管理牵头部门要建立健全电价资料管理制度，对历年电价调整资料、电价清算报告、会议纪要、电价研究课题等重要资料进行归集整理，并妥善保管。

第三十八条 强化电价信息的保密和审核管理。为提高电价信息质量，保障公司利益，保证信息安全，各分部、省

篇2：国家电价管理采用

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；市县区要在已设立的企业发展专项资金中，优先支持在我市注册纳税的光伏发电运营、重点光伏发电示范项目、重点示范企业贷款贴息、以奖代补等。

5、项目政策。发改、工信、财政、建设、商务、环保、科技等相关部门要加强与中省部门的沟通衔接，积极引导企业申报产业引导、产业振兴、节能环保、光伏建筑一体化、科技计划、高新技术等项目，争取中省资金支持。

6、并网政策。国家电网商洛供电局和商洛市地方电力公司要加强电网规划和建设，提高电网吸纳光伏发电能力，全额收购光伏电站所发电量，免收分布式光伏发电系统备用容量费和其他相关并网服务费用。简化项目受理、咨询、调试、验收程序，并通过网络、媒体、文件等形式公布；在收到项目单位并网申请后，应出具书面受理函，凡申请材料不全或不符合要求的，应一次性书面告知，对不具备接入条件的项目，应及时书面说明理由。对分布式光伏发电项目，提供一站式服务，无障碍接入。接入公共电网的光伏发电项目，接网工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设；接入用户侧的分布式光伏发电，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设；鼓励光伏发电业主代建电网未覆盖区域接入系统。

7、技术政策。鼓励光伏企业与高校、科研机构、上下游协作单位合作组建研发机构，开展原始创新、引进消化吸收创新和集成创新，加快光伏材料降本提质、光电转化效率、电站系统集成、逆变器、高效蓄能电池、建筑光伏构件等技术攻关，研发一批具有自主知识产权的光伏发电应用技术，积极参与光伏发电行业技术标准制定，提升光伏发电行业竞争力。

8、审批政策。分布式光伏发电项目按属地原则，实行分级备案管理，豁免分布式光伏发电应用发电业务许可，发改、住建、环保、规划等相关部门要简化能评、环评、规划等手续，优先审批配套建设光伏发电的基础设施项目。鼓励中小企业、个人（家庭）自建自用分布式光伏发电项目，单个项目不大于10千瓦的个人（家庭）分布式光伏发电项目，采用登记制管理（填报备案登记表）。对不需要国家资金补贴的分布式光伏发电项目，如具备接入电网运行条件，可放开规模建设。

篇3：国家电价管理采用

1 现有抄表模式存在的问题

目前, 电力公司普遍采用的集中抄表模式是全载波模式或半载波模式。抄表过程大致有5个数据转发环节, 即:载波电表和载波模块;电表载波模块和集中器载波模块;集中器载波模块和集中器;集中器和通信模块;通信模块和主站之间的数据转发。其中, 任何一个环节出现问题, 均不能有效地实现抄表, 更不能实现参数下发。如果采用半载波模式, 还要增加一个电能表RS485通信的环节。

集中器和电能表都安装在现场, 它们之间的载波通信存在天然的时变性, 有时尽管主站能够在一个时间段内抄到该表, 远程参数下发时却失败。因此, 需要在分析参数下发模式的基础上, 设计一种新的现场参数下发的模式, 以弥补这5个环节以及时变性带来的参数下发问题。

2 国网标准参数下发模式

国家电网Q/GDW 365-2009《智能电能表信息交换安全认证技术规范》中定义了各种与远程预付费业务相关业务流程。其中, 通过通信端口进行参数修改时, 对于ESAM中已经定义的、必须写入ESAM芯片的参数, 参照DL/T645-2007《多功能电能表通信协议》及备案文件定义的协议格式, 先进行身份认证, 认证通过后, 以明文+MAC的方式进行数据的传输和修改。参数修改的数据交互流程如图1所示。

从图1可以看出, 现场电能表中ESAM模块中的数据修改, 是需要主站和加密机配合使用的, 离开主站和加密机, 电能表参数无法修改。参数修改过程中, 没有集中器、采集器的参与, 其本质是集中器和采集器是采用透明转发的方式进行数据传递的, 在此过程中, 集中器和采集器不参与认证和加解密。

通过分析发现, 参数下发具有以下特点:主站和电能表间需要先进行身份认证;下发参数前需要交互, 协商加密密钥, 密钥是随机的, 每次认证都会变;业务实时性要求高;集中器、路由和载波从节点都是透明传输;下发数据是加密的。因此, 单纯采用掌机进行现场参数下发是不可行的, 需要设计新的现场参数下发模式。

3 阶梯电价现场参数下发设计

对现场表计中分时电价的设置, 可以通过掌机加现场参数设置卡的方式实现。但现场参数设置卡目前还不能设置与阶梯电价有关的参数。通过远程抄表环节以及国网参数下发模式的分析, 设计了采用GPRS掌机的阶梯电价参数下发方案。方案结构如图2所示。

该方案的主站和加密机系统不变。需要在GPRS掌机中, 开发符合国网376.1中的透明转发功能, 并将主站发来的数据通过红外进行发送。

该方案的本质是在主站和电能表之间, 建立了一个稳定的通信链路。

持有GPRS掌机的抄表员到达电能表现场, 先通过掌机红外采用广播方式分别读取表箱内的所有电能表表址, 即读取从节点地址, 然后登录主站, 向主站请求参数下发, 流程如图3所示。

从参数下发的流程可以看出, 该方案不需要增加任何新的通信协议, 采用现有376.1协议即可完成, 具有实现的简单性。同时不需要主站人员的支持, 掌机系统与主站通信后, 可以自动完成。

4 结束语

重要参数的下发, 需要主站及加密机的参与, 普通掌机加现场参数设置卡不能完成该功能。采用GPRS掌机进行阶梯电价参数下发, 本质是将上下行信道、通信模块、档案参数等各环节的不可预期的问题进行了有效地回避, 让主站、加密机直接与表计进行符合国家电网Q/GDW365-2009《智能电能表信息交换安全认证技术规范》的信息交互, 该方案是远程参数下发的有效补充。

小资料

智能电网量测数据管理系统

量测数据管理系统 (MDMS) 是一个带有分析工具的数据库, 通过与智能电能表和客户端互动自动数据收集系统 (ADCS) 的配合使用, 处理和储存电能表的计量值。ADCS按照预先设定的时间或由事件触发的任何时间把智能电能表的计量或报警信息取回数据中心, 通过企业服务总线 (ESB) 将数据与其他系统分享。一些实时运行需要的信息会直接转发到相关的系统, 如停电管理系统、工作人员管理系统、调度管理系统、能量管理系统、配电自动化和其他运行方面的应用系统。MDMS从ESB取得数据后, 对其进行处理和分析, 然后按要求和需要传给其他对实时性要求不高的系统, 如用户信息系统、计费系统、企业资源计划 (ERP) 、电能质量管理、负荷预测系统、变压器负荷管理。

篇4：国家电价管理采用

通知指出，在深圳市开展输配电价改革试点，将现行电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管。即政府以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，固定电网的总收入，并公布独立的输配电价。同时，明确了输配电准许成本核定办法，建立对电网企业的成本约束和激励机制。

通知明确，独立输配电价体系建立后，要积极推进发电侧和销售侧电价市场化，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费。

通知强调，建立独立的输配电价体系，是推进电力市场化改革的必然要求，是加强对电网企业成本约束和收入监管的有效途径，也是促进电网企业健康协调发展的重要条件。试点单位要充分认识输配电价改革的重大意义，认真做好试点工作，并尽快提交首个监管周期（2015—2017年）深圳市输配电准许收入及价格水平测算报告。新电价机制自2015年1月1日起运行，原有相关电价制度停止执行。

篇5：国家电价管理采用

国家发展改革委关于调整东北电网电价的通知

辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古(区)发展改革委、物价局、电力公司,东北电监局,东北电网公司: 为疏导电价矛盾,完善电价结构,促进可再生能源发展,经商国家电监会、国家能源局,决定适当调整电价水平.现将有关事项通知如下: 一、调整发电企业上网电价. (一)为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化,辽宁省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时下调0.38分钱,现行上网电价高于标杆电价的.统调机组,按上述标准同步下调. (二)黑龙江、吉林、内蒙古东部地区燃煤机组脱硫加价标准由每千瓦时1.5分钱调整为1.3分钱,燃煤机组脱硫标杆电价保持不变.

作 者：作者单位：刊 名：中国水能及电气化英文刊名：CHINA HYDROPOWER & ELECTRIFICATION年，卷(期)：“”(12)分类号：关键词：

篇6：国家电价管理采用

湖北、湖南、河南、江西、四川、重庆省（市）发展改革委、物价局、电力公司，华中电监局，郑州、长沙、成都电监办，华中电网公司：

为疏导电价矛盾，完善电价结构，促进可再生能源发展，经商国家电监会、国家能源局，决定适当调整电价水平。现将有关事项通知如下：

一、调整发电企业上网电价

（一）为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化，适当调整统调燃煤机组标杆上网电价水平。江西省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调0.2分钱，现行上网电价低于标杆电价的机组，同步上调；四川省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调1分钱；重庆市统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时上调0.4分钱，其他燃煤机组同步调整；河南省统调燃煤机组标杆上网电价每千瓦时下调0.3分钱，现行上网电价高于标杆电价的机组，同步下调。

（二）为合理补偿燃煤机组脱硫成本，将重庆市统调燃煤发电机组脱硫加价标准由每千瓦时1.5分钱调整为2.0分钱。

（三）为促进水电站库区和移民安置区经济社会发展，缓解水电企业亏损严重、更新改造资金不足等问题，适当提高部分水电企业的上网电价。湖北省水布垭电站3号机组上网电价暂按照1、2号机组上网电价执行；江西省上犹江、洪门、江口、廖坊、柘林电厂上网电价每千瓦时分别提高3分钱，万安水电厂上网电价每千瓦时提高1分钱；四川省水牛家、洛古、硗碛、瓦屋山、大桥、仁宗海、狮子坪、紫兰坝水电站上网电价每千瓦时提高3分钱；葛洲坝电厂送湖北基数电量上网电价调整为每千瓦时0.18元，其余上网电量执行电价调整为每千瓦时0.24元。重庆市装机容量5万千瓦以上的水电企业，2008年7月份以前投产的上网电价为每千瓦时0.30元，2008年7月份以后投产的上网电价为每千瓦时0.31元；5万千瓦以下的水电企业上网电价由重庆市物价局另行制定。

（四）由于水电项目开发的政策环境变化较大，新建水电暂停执行我委核定的水电标杆电价。四川省瀑布沟电站暂执行临时上网电价每千瓦时0.30元。

（五）江西省分宜发电公司和分宜第二发电公司国产循环流化床机组上网电价调整为每千瓦时0.447元。同意江西省矶山湖风电场、长岭风电场、大岭风电场执行中标价格。

有关电厂调整后的上网电价水平见附件一。

二、理顺发电企业上网电价与销售电价关系。2008年8月全国火力发电企业上网电价提高影响电网企业增加的购电成本，通过调整销售电价予以疏导。

三、根据可再生能源发展需要，按照《可再生能源法》和《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）有关规定，将可再生能源电价附加标准提高到每千瓦时0.4分钱。其中，四川省列入国家地震灾后重建规划的39个县、市、区可再生能源电价附加标准每千瓦时提高0.2分钱。

四、各省（市）销售电价每千瓦时提高0.2分钱，暂用于解决电网企业“一户一表”改造投资还本付息等问题。

五、为逐步完善跨省跨区电网输电价格机制，此次湖北、河南、湖南、江西、重庆省（市）提高的销售电价中含华中电网公司输电价格每千瓦时0.05分钱。

六、适当提高电网销售电价。有关省（市）销售电价平均提价标准每千瓦时分别为：湖北省3.20分钱、湖南省2.70分钱、河南省3.45分钱、江西省2.84分钱、四川省2.24分钱、重庆市3.20分钱。各类用户调价后具体电价标准见附件二至附件七。

七、进一步优化销售电价结构。同意江西省推进城乡工业用电同价，实现全省各类用电同价；湖北省将非居民照明及商业电价与非普工业电价合并为一般工商业及其他电价；河南省将一般工商业电价与非居民照明电价合并为一般工商业及其他电价；四川省实行商业与非居民照明用电同价；重庆市实行商业与非居民照明用电同价。

八、以上电价调整自2009年11月20日起执行。其中，电力用户11月20日后的用电量，可按对应抄表周期内日平均用电量乘以应执行调整后电价的天数确定。