粮食最低收购价政策执行调研报告

粮食最低收购价政策执行调研报告（推荐4篇）

粮食最低收购价政策执行调研报告 篇1

国家为了稳定和发展粮食生产，保护农民种粮利益，从2005年起在部分粮食主产省实行粮食最低价收购政策，最低价粮拍卖随之产生。经过几年的实践证明，最低价粮收购政策对稳定和促进粮食生产，保护种粮农民利益，稳定粮食市场价格，保障国家粮食安全起了积极的作用。最低价粮拍卖为购粮客户提供了一个公开、公平、公正的交易平台。但是，最低价粮收购政策在执行过程中也存在一些问题，值得引起高度重视。

一、收购环节：收购质量难保证，收购费用较低。

托市收购（最低价收购）不同于一般的市场收购。托市收购是按照“有利于保护农民利益，有利于粮食安全储存，有利于监管，有利于粮食销售”的原则执行。有收购主体资格的企业在收购时必须公开收购价格，公开质量标准，不得压级压价，满足农民售余粮的要求，同时又要坚持质量标准。但近年随着托市政策的连续出台，农民的质量意识也逐渐淡薄，特别是联合收割机推广使用后，田间初步整晒，除杂基本上简化，给粮食管理工作增加了压力，带来了难度。

为方便农民售粮，2006年湖南大面积增加了委托收储库点和延伸库点，以益阳市为例，2006年收购库点比上年增加60%。托市粮作为临时性国家储备粮，有收购资格主体的企业，为了获得一笔可以维系企业生存的管理费用，在收购季节都想最大限度掌握粮源，从而对收购市场形成竞争态势。最低收购价预案启动后，稻谷最低收购价价格底数是固定的（1400元/吨），由于托市企业都敞开收购，掌握了粮源的个体粮商生意火爆，待价而沽，企业在收购环节实际支付的收购费用高于核定的50元/吨，无利润可谈。

二、储存环节：正常损耗无补贴，保管费用较低。

最低收购价收购的粮食，粮权是国家的，托市收购企业无粮食经营权和所有权。企业托市收购赚的是国家50元/吨的收购费用和70元/吨的保管费用。粮食入库后由中储粮系统和农发行联合检查，质量、数量合格后才能验收入库。为争取微薄的保管费用补贴，企业自上至下都是高度重视库存管理工作，基本上都是严格按照有关管理办法来履行存储合同，以确保储粮的数量真实、质量完好、储存安全。但是粮食在储存过程中的正常损耗如水分减量、保管自然损耗等，得不到额外补偿，全部由企业负担。

再者，临时存储的最低价粮由国家组织拍卖，承储企业难保管1年以上。由于保管费是按实际保管月份拨付的，剔除粮食保管过程中的正常损耗、人员工资后，国家给的保管费用已所剩无几了。

三、拍卖出库环节

最低价粮食的销售是由国家有关部门根据市场情况择机销售，实行公开拍卖，单位核算，盈利上缴中央财政，差价亏损由中央财政负担。中国储备粮管理总公司作为卖方，采取现场和网上同时竞价的方式，按照“公开、公平、公正”的原则组织竞价销售。在拍卖出库过程中主要存在以下两个问题：

1、货款回笼缓慢，承储企业利息包袱重。《最低收购价粮食竞价销售交易细则》中明确规定，承储库必须凭《出库单》无条件执行出库计划，且对出库费作了严格的界定，否则将承担相应的责任。所以各粮食承储企业在出库时，必须按合同规定的时间、质量、品种、数量交货。但由国家组织粮食拍卖后的贷款回笼十分缓慢，平均在3个月以后，给承贷企业（即托市收购企业）形成了较大的利息差，企业难以承受。

2、最低价粮竞价拍卖中没有完全反映市场价格。主要是部分非国有企业存在恶意抬价、操控竞拍价格行为，使竞拍成交价高于起拍价中拍。湖南省益阳市非国有粮食经营、加工企业非常活跃，其中兰溪粮食市场是全国著名的米市。据调查摸底，益阳市现有各类非国有粮食经营、加工企业304家，其中兰溪市场有141家，占全市非国有粮食经营企业的46%。

2006年实行最低价粮拍卖以来，益阳市累计拍卖成交粮食数量38.34万吨，其中早籼稻34万吨，中晚籼稻4.34万吨。全市参加拍卖的非国有粮食经营企业达60余家，其中兰溪个体户有近50家，占83%。拍卖成交的38.34万吨粮食，被兰溪个体户拍走的粮食有25万吨，占拍卖成交总量的65.2%。

有人反映，兰溪片区141家非国有粮食经营企业，他们三四个一伙，五六个一群结成了许多个经济利益共同体，在粮食竞价交易过程中互相抬价，抢夺粮源，致使成交价高于起拍价20元/吨以上，有的甚至高于起拍价90元/吨。同等条件下，益阳的粮食成交价要高出其他市（州）成交价30元/吨以上。由于成交价过高，粮食销售无利润可图，他们就想方设法找承储企业的岔子，使众多真正想拍卖粮食的大中型龙头加工企业“有苦难言”。

几点建议：

1、加强对最低收购价粮食的质量管理，明确损耗补偿标准

一是参照储备粮管理，推行最低收购价粮食的收购及代储资格认定工作。对不具备清粮设备、通风设备及保管条件的企业不认定其收购及代储资格，从源头上把关。

二是尽快制定相应的最低收购价粮食质量管理办法，健全制度，做到依法依规加强最低价粮食的质量管理。

三是建议在执行预案中明确最低收购价粮正常损耗标准和补偿办法，在粮食拍卖后给企业一次补偿到位。

2、建立和完善最低收购价粮多渠道销售机制

除现行集中统一拍

卖，网上竞价拍卖销售方式外，建议国家开辟更多最低收购价粮畅通的销售渠道，并强化最低收购价粮销售措施。一是规定销区省储备粮的轮换等政策性用粮从产区最低价粮中调进。二是把储备轮换与最低价粮销售有机衔接起来，让适量的最低价粮转化为储备粮，以保持市场粮价不暴涨暴跌，在较为合理的价位上运行。

3、建立和完善最低价粮竞价交易协调机制

粮食最低收购价政策执行调研报告 篇2

一、实行粮食最低收购价的积极作用

1.粮食最低收购价格稳步上涨, 适应了经济社会发展的需要

从表中可以看出, 自2007年起, 我国粮食最低收购价是稳步上升的, 国家接连三次提高粮食最低收购价格。与2007年相比, 2010年红小麦、混合麦上涨0.28元/公斤;白小麦上涨0.3元/公斤;早籼稻上涨0.4元/公斤;中晚籼稻上涨0.4元/公斤;粳稻上涨0.44元/公斤, 增幅分别达到20.3%、21%、28.6%、27.8%、30.1%。而我国GDP在2007年、2008年、2009年的增长率分别为11.4%、8.7%、9%, 累计增长29.1%。粮食最低收购价政策适应了经济社会发展的需要, 也维护了农民的收益。

单位:元/公斤

2.粮食产量逐年上升、粮食种植面积逐步恢复, 维护了国家的粮食安全

单位:亿吨

单位:亿亩

民以食为天, 粮食安全是关系到社会稳定的重大问题。我国尚处于社会主义初级阶段, 虽是一个粮食生产大国, 可也是一个粮食消费大国, 粮食安全是国家经济社会发展的坚强后盾。2000—2003年我国粮食产量逐年下降, 严重影响到国家的粮食安全问题。自2004年起, 我国采取粮食最低收购价等惠农政策, 粮食产量逐年增长, 其中2009年全国粮食产量为5.3082亿吨, 比上年增长0.4%, 维护了国家的粮食安全。

实行粮食最低收购价政策有效调动了农业土地的资源配置, 粮食种植面积的恢复情况良好, 2000年我国粮食种植面积16.27亿亩, 随后降至2003年的14.91亿亩。2004年国家实行粮食最低收购价等政策之后, 全国粮食种植面积不断上升, 并实现2009年16.35亿亩的粮食种植面积。

3.农民人均纯收入不断增加, 调动了农民种粮的积极性

单位:元

粮食最低收购价等政策的实施, 有力地促进了农民收入的提高, 保障了农民增产增收的利益。其中, 2008年农民人均纯收入比2007年增加621元, 同比增长15%, 扣除物价上涨因素, 实际增长达8%;2009年农民人均纯收入比上年增加392元, 增长率为8.2%。伴随着农民收入的增长, 农民种粮积极性也在大幅提高。

4.粮食最低收购价政策的实施, 有效地缓解了农资价格上涨给农民带来的压力

2007—2010年粮食最低收购价都有一定的涨幅, 但农资价格也出现了不同程度的上涨。2010年小麦、稻谷最低收购价的提高, 将有利于补偿粮食生产因农业生产资料价格上涨而带来的额外成本, 保障了农民种粮的收益。因2010年粮食最低收购价水平略高, 这将进一步有利于粮食生产, 使农业资源更有效地配置到扩大优质小麦、稻谷上来, 改善粮食品种和结构, 农民会更多地从农业生产中受益。

二、实行粮食最低收购价政策所面临的困境

1.居民消费支出增加, 生活负担加重

粮食最低收购价水平的提高, 必然会推动粮食流通、成品粮价格的上涨, 而粮食是人们的生活必需品, 这必将增加消费者的生活消费支出。2009年我国城乡居民恩格尔系数仍保持在较高的比率上, 食品消费支出占居民的生活消费支出比例比较大, 此次最低收购价政策势必增加部分居民的生活负担。

仅2010年10月份我国CPI就同比上涨4.4%, 环比上涨0.8%, 其中城市上涨4.2%, 农村上涨4.7%, 食品上涨达到10.1%, 涨幅已大于年初所预计的3%以内。粮食是基础产品, 是市场商品价格的方向标, 是CPI的重要组成部分, 粮食最低收购价格的提高必然会带动与CPI有关的其他商品的价格上涨, 进而拉动整个CPI指数的上升。

2.粮食流通市场发育不健全, 农民很难从粮食最低收购价政策中得到实惠

我国自2003年起就提出全面放开国内粮食流通市场, 并实行粮食价格市场化。然而现实是, 中储粮用最低收购价来收购农民粮食, 形成对粮食价格和粮食市场的垄断, 外加中储粮在国家补贴政策下具有雄厚的收购资金优势, 基本上控制了绝大多数的粮食资源, 整个流通环节可赚取的利润可想而知。

以粳稻为例, 2009年最低收购价为1.9元/公斤, 2010年为2.1元/公斤, 上涨幅度为0.2元/公斤, 但有些中储粮的验收点通过简单的操作就可以实现翻倍的利润增长。国家实行粮食最低收购价有标准品、杂质含量、水分、出糙率、整精米率的严格限制, 而等级差价更是难以掌握, 国家又对整精米率达不到相应质量等级标准下限要求的进行控制, 即每低1个百分点, 扣价0.75%;不足1个百分点, 不扣价;高于标准上限的不增价。整精米率低于38%的中晚籼稻和整精米率低于49%的粳稻不列入最低收购价范围, 从而不断压低粮价。中储粮下设的收购站点都有自身的高额赢利空间, 想要获得翻倍的净利润额 (0.4元/公斤) 也是不足为奇的, 农民得到的实惠与流通环节的利润额相比微乎其微。

3.农业生产资料价格的上涨远大于农民的承受范围

仅2008年一年, 农业生产资料价格就上涨了20.3%, 而2009年和2010年随着物价的不断上涨, 农业生产资料价格也大幅度地提高了, 外加农业水电、人工、机械用油等费用逐年提高, 农业生产成本不断增加, 但与其相对应的粮食最低收购价水平上升幅度较小, 种粮农民从土地上得到的收入严重缩水。尽管这些年来对农业的各项补贴标准不断完善, 但却很难真正弥补农民因农业生产资料价格上涨而增加的成本支出。

三、建议

1.适度提高粮食最低收购价格

粮食价格关系到每个人的利益, 既要兼顾四方, 又要保障农民收益。为避免“谷贱伤农”现象就要适度提高粮食最低收购价格, 这不仅可以促进农民增产增收、稳定粮食的供给, 还会引导资源和生产要素投向粮食生产, 促进资源的优化配置, 更有效地保证粮食市场的稳定。

2.实现粮食最低收购价政策与其他农业补贴政策的整合

为保障国家粮食安全及提高农民收入, 要在不断完善粮食最低收购价政策的条件下, 与其他农业补贴政策进行整合。采用按实际播种面积和实际商品粮出售数量进行补贴, 减少流通环节费用, 使补贴资金能够真正补贴到种粮农民的手中;现行的粮食最低收购价政策只关注粮食种类, 但粮食的优质程度却很难保证, 这也阻碍了粮食结构的优化, 国家应加大对农民的良种补贴, 减少粮食品种结构性矛盾;农机具因其自身的特殊性, 种粮农民需要花大成本才能购置农机具, 因而国家应采取农机具购置补贴政策, 扩大单机特别是价值较高的大型机械的不同额度和数量;燃油税的开征, 加大了农业成本, 使农机燃油补贴政策的实行变得更为迫切;农业生产资料价格的不断上涨使农资综合直补政策迫在眉睫, 这也是为了调动种粮农民的生产积极性, 保障国家的粮食安全。

3.减少粮食供应的流通环节

执行最低收购价政策的中央储备粮直属库、地方储备粮企业等, 这些国有性质的企业使粮食主体趋于单一, 限制了粮食生产、流通、销售的市场化发展。以粳稻为例, 因2010年种粮成本不断攀升, 粮食价格上涨是必然之势, 粳稻最低收购价2010年比2009年上涨0.2元/公斤, 然而超市里的普通粳米价格已由3.4元/公斤增长到5元/公斤左右, 其上涨幅度早已是粳稻上涨幅度的3倍以上, 其中最重要的原因是粮食流通环节的大肆涨价。所以要减少粮食流通环节费用, 提高粮食企业的市场营销能力, 重点建设面对种粮农民的大型粮食市场, 建立粮食流通信息平台, 促进电子化交易, 使农民真正从粮食最低收购价政策中得到实惠。

摘要：自2004年起, 我国在部分粮食主产区实行粮食最低收购价政策, 7年的实践经验证明国家实行最低收购价政策对保护农民利益、增加农民收入、稳定和提高粮食产量、平衡市场粮食价格水平、维护国家粮食安全起到了积极的作用, 但国家在实行粮食最低收购价政策时也面临着一定的困境。全面实行最低收购价政策、实行及制定最低价格标准要兼顾各方的利益。

关键词：粮食,最低收购价,农民

参考文献

[1]田建民, 孟俊杰.我国现行粮食安全政策绩效分析[J].农业经济问题, 2010 (3) .

[2]江峰.对提高粮食最低收购价政策的思考[J].中国粮食经济, 2010 (6) .

[3]金良.浅议粮食价格与农民致富[J].粮食问题研究, 2009 (2) .

[4]王吉富, 史成刚.浅析执行最低价粮食收购政策面临的问题及对策[J].商业会计, 2010 (4) .

粮食最低收购价政策问题研究 篇3

研究背景

粮食是人民生活必需品，是经济社会发展的重要物质基础，是国家安全的重要战略物资。保证国家粮食安全应主要从提高粮食综合生产能力、顺畅国内粮食流通储备体系、保证粮食进出口能力等方面着手。自2004 年以来，中国已经连续5 年实现了粮食大丰收，粮食自给率高于95%，粮食生产与进口压力不大，保证国家粮食安全的关键在于顺畅国内粮食流通渠道。2008 年，面对全球性的粮食危机，包括美国、澳大利亚等主要粮食出口国在内的许多国家都出现了不同程度的粮食价格爆涨甚至粮食供应紧张的现象；而在中国，恰逢粮食增产，实际情况是市场粮价稳定、粮食主产区的粮农卖粮难。究其原因，主要是中国的粮食流通渠道不畅，主产区与主销区之间的对接存在问题，粮食收购市场中生产者、中间商、终端收购分销企业之间的利益协调性差。因此，分析并理顺粮食收购市场中各利益主体之间的关系，做到有的放矢，对解决中国粮食市场中存在的问题、保证国家粮食安全具有十分重要的意义。

模型评价执行效果

面对复杂多变的粮食购销形势，为了避免出现谷贱伤农和粮价大幅波动，国家于2004年出台并实施了以最低收购价为主要内容的粮食托市政策。到2010年为止，最低收购价政策的执行范围依然有严格规定，一般是主要粮食品种的重点主产区，如早籼稻主要是湖北、湖南、江西、安徽、广西等省区；中晚稻主要是湖北、湖南、江西、安徽、四川、吉林、黑龙江、广西、江苏、辽宁、河南等省区；小麦则主要是河北、河南、山东、湖北、安徽、江苏等省。

下面我们以中中晚稻最低收购价执行区域（安徽、黑龙江、江苏）和非执行区域（山东）为目标，对最低收购价的执行效果进行评价

可以发现在政策执行前，评价模显示给出的分数显示粮食生产有走下坡路的趋势，但是在中晚稻最低收购价的开始执行以来，执行区内粮食生产趋势开始逆转，并且持续向好，2008年以后都处于中上水平运行。而作为中晚稻最低收购价非执行区的山东，虽然有所好转，但却反复不定。

总结与讨论

总结：根据粮食种植面积评价体系可知，众多影响因素可以归结为四个公因子，分别为经济因子、作物因子、自然因子和农村因子，且前两个因子承担了83.3%解释权，所以要对粮食种植进行优化，首先是要促进整体经济发展起来，这样才是发展之道，其次是可以适当调整产业结构，适当增加或缩减部分作物的种植面积。

讨论：由于时间限制以及数据资料的欠缺，例如我国从2005年起才开始对粮食主产区实行了最低收购价政策，因此数据量较少。对做回归分析以及预测等，做出了较大的干扰。

粮食最低收购价政策执行调研报告 篇4

中央政府门户网站

2009年01月21日

来源：电监会网站

电监会发布《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》 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，形成可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告，现予公布。

附件:《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》

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、1 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 4 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计划的上网电量执行下调后的临时电价；江苏省仍在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。

（四）进一步加强对可再生能源相关规则规范的研究