上网电价承诺函

上网电价承诺函（精选7篇）

上网电价承诺函 篇1

电价、销售电价）

日前发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中也对未来五年价格机制改革大方向作出了明确安排，其中就要求减少政府对价格形成的干预，全面放开竞争性领域商品和服务的价格，放开电力、石油、天然气、交通运输、电信等领域竞争性环节的价格。中央此前发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》也提出了按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，促进市场主体多元化竞争，稳妥处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性。

中央目前，国家发改委正在抓紧起草推进价格机制改革专项行动计划，对明、后两年重点改革任务进行具体的安排。下一步要重点在医疗、天然气、电力、公用事业和公共服务等重点领域和关键环节，推动价格改革不断取得新的突破和新的成效。中央资料显示，我国经济中超过95%的产品与服务的定价已经完全“随行就市”，而包括水、石油、天然气、电力等十分重要在内的余下5%公共基础产品的价格仍然由政府掌控。

上网电价承诺函 篇2

1 我国现行电价政策及存在的主要问题

1.1 我国现行的电价政策

在我国的电力市场中, 不同地区根据不同的供电用电要求以及其他因素影响而采取了不同的上网电价政策。

我国东北区域电力市场由单一过渡电价、有限电量竞争转入两部制电价、全电量竞争, 并实现年度和月度两种报价方式[8]。据资料显示, 2002年辽宁省小水电的上网电价为0.263元/kWh (含税) 。2011年, 辽宁省发改委为适当疏导电价矛盾, 保障电力供应, 支持可再生能源发展, 促进节能减排, 经商国家电监会、国家能源局, 决定适当调整省内电价水平, 如将中朝界河电厂销售东北电网各省 (区) 的电价提高了0.005元/kWh。

我国西南地区水电上网电价实行统一领导, 分级管理的原则, 即并入省级及以上电网的机组上网电价由国家发改委制定和管理;省级以下电网的机组上网电价由省物价局管理[9]。以四川省为例, 四川省电力公司2006年在《转发国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》 (川电财[2006]94号) 明确新投产电厂标杆上网电价进入商业运营后, 上网电价一律按照0.288元/kWh (含税) 执行, 并执行分时电价政策。在四川, 0.288元/kWh的标杆电价一直保持到目前。

我国东南地区推行峰谷分时电价政策的电力需求侧管理[10]。实施此政策具有促进削峰填谷、提高电厂和电网的负荷率、减轻用户电费负担、提高电能市场占有率等优点。以福建省为例, 从2007-2009年, 装机容量在0.1~0.5万kW以下且调节性能居中的水电站, 其一般纳税人含税上网电价从0.344元/kWh调整至0.366元/kWh。2012年, 福建省将其标杆电价每千瓦时同步提高0.021/kWh。

1.2 存在的主要问题

对比国内不同地区的现行水电上网电价政策后, 不难发现其存在以下主要的问题:

(1) 电价结构未理顺[11]。现行的电价政策不能体现优质优价的原则。担负调峰和备用容量的电厂虽给系统带来很大的经济效益, 但其自身却因发电量较少、回报偏低造成经济效益和竞争能力低下[12]。其次这些政策不利于系统调峰运行。电站不愿承担调峰任务, 造成系统运行低谷周波上升、峰荷电力不足, 安全和可靠性受到不利影响[13]。最后不利于优化电源结构[14]。投资者不愿向具有调峰能力的水电厂、水蓄能电厂、燃汽轮机机组等具有系统效益的电站投资, 造成电源结构配置不合理。

(2) 电价水平存在问题。随着物价上涨, 水电站的单位千瓦投资也随即增加, 目前的标杆电价已不能反映社会或市场的平均价格水平及风险程度, 且其定价常以部分电站造价成本作为依据, 而不同电站资金渠道不同、还本付息的利率和年限各异、机组类型和燃料价格的差别, 必然导致电站的实际上网电价“一机一厂一价”, 即热门的“同网不同价”问题[15]。特别是对那些没有调节能力的小水电来说, 过低的上网标杆电价往往使其财务运营效益极差。

(3) 水电开发项目的地理资源条件差异很大, 导致不同区域定价不同。由于当地项目资源条件, 特别是发电利用小时数的差异, 各区域水电站单位千瓦投资差异极大, 这也直接导致不同区域水电上网电价很难制定一个标准价。如果完全采用社会平均成本来核定电价, 势必造成各区域发电企业之间收益差距很大, 诱导投资者在一些条件好的流域争相开发, 过度开发, 甚至掠夺性开发, 破坏性开发[16]。

从目前的情况来看, 水电上网电价的改革已势在必行, 随着电力市场的发展, 其制定应从“回报先保, 成本全包, 价格找齐”的模式转变为“价格先定, 成本争降, 回报有别”的模式[17,18], 从“厂网分开, 竞价上网”, 向“同网优质优价”的目标发展[19]。

2 现行标杆电价对不同类型电站效益的影响分析

在相同的年发电量及上网电价的基础上, 单位千瓦投资是影响水电站经济效益的关键因素。本文依托四川某装机容量1.2亿kW, 年发电量5.752亿kWh, 有效电量5.126亿kWh的中型水电站, 分析单位千瓦投资在7 000~10 000元内变化时水电站盈利能力水平的变化特性。考虑到四川目前的水电上网电价采用丰枯、峰谷分时计价模式, 对调蓄能力较小的电站其实际上网电价往往达不到标杆电价0.288元/kWh, 仅介于0.20~0.25元/kWh, 因此, 本文除标杆电价外, 还分析了0.20、0.22和0.25元/kWh三种电价水平下, 不同千瓦投资水电站的盈利能力水平变化特性。经测算, 在不同上网电价条件下, 不同千瓦投资电站典型财务指标变化见表1、表2和图1、图2。

从图表中可知, 单位千瓦投资及上网电价对电站财务效益的影响均较明显, 且呈明显的规律变化趋势, 即上网电价越低、单位千瓦投资越大, 则电站财务效益指标越差, 且随着上网标杆电价的降低, 内部收益率随单位千瓦投资增加而降低的幅度将增大。如在标杆电价0.288元/kWh下, 当单位千瓦投资从7 000元增加到9 500元时, 该电站所得税前和所得税后的内部收益率分别降低36.2%和37.6%, 投资回收期增长25.98%;若上网电价为0.20元/kWh, 当单位千瓦投资从7 000元增加到9 500元时, 该电站该电站所得税前和所得税后的内部收益率分别降低56.9%和64.0%, 投资回收期增长35.21%。

当实际上网电价达到标杆电价0.288元kWh时, 其单位千瓦投资在8 100元以内的电站均能达到社会普遍盈利能力水平, 即所得税后的内部收益率达到8%, 而实际上网电价仅能达到0.20~0.25元/kWh的电站则其单位千瓦投资只要超过7000元, 则无法达到社会普遍盈利能力水平。近年来, 随国家移民补偿标准提升、物价上涨等因素影响, 多数新建水电站的单位千瓦投资均超过8 000元, 若仍维持现行的上网电价, 无疑会给水电企业特别是中小型水电企业带来较大的财务压力, 不利于其可持续性发展, 因此有必要择机调整水电上网的标杆电价。

3 水电合理上网电价预测

受国家移民补偿标准提升、物价上涨等因素影响, 目前新建电站单位千瓦投资超过8 000元的较为普遍, 若仍维持现行的上网电价, 无疑会给水电企业特别是无调蓄能力的中小型水电企业带来巨大的财务压力, 不利于其可持续性发展, 因此有必要合理上调水电上网的标杆电价。

以保证电站均达到社会普遍盈利水平即8%的社会内部收益率为前提, 测算不同单位千瓦投资水电站的合理上网电价, 其结果如表3和图3。

元

从图表中可以看出, 随电站单位千瓦投资的增加, 维持社会预期盈利水平所需的上网电价也随之明显增加。电站单位千瓦投资低于7 000元时, 在目前的标杆单价0.288元/kWh, 其内部收益率能到达目前的普遍水平8%, 若电站千瓦投资介于8 500~9 500元时, 维持内部收益率8%所需的上网电价则应介于0.248~0.276元。

4 结语

(1) 我国实行的电价政策中存在电价结构未理顺、电价水平不合理等诸多问题, 应加大改革力度, 并配合适度的国家的宏观调控政策方能促进“价格先定, 成本争降, 回报有别”的模式, 保证电力市场有序、高效和可持续发展。

(2) 单位千瓦投资和上网电价是影响水电站经济效益的关键因素上网电价越低、单位千瓦投资越大, 则电站财务效益指标越差, 且随着上网标杆电价的降低, 内部收益率随单位千瓦投资增加而降低的幅度将增大。当实际上网电价达到标杆电价0.288元kWh时, 其单位千瓦投资在8 100元以内的电站均能达到社会普遍盈利能力水平, 即所得税后的内部收益率达到8%, 而实际上网电价仅能达到0.20~0.25元/kWh的电站则其单位千瓦投资只要超过7 000元, 则无法达到社会普遍盈利能力水平。

省外小水电上网电价研究与实践 篇3

目前接入梅州电网小水电企业有1580家，总装机容量为67.17万千瓦，年均上网电量约29.6亿千瓦时，规模较小、数量众多，分布广泛。这些小水电对保障电力供应、促进节能减排、促进山区经济发展等方面起到了重要作用。

在上网电价方面，广东省对小水电实行较为特殊的电价政策，根据广东省人大关于加快农村小水电建设的决议规定，广东省小水电上网电价凡没有达到广东省网购综合平均收购价的，按广东省网综合平均收购价结算，即最低保护价。2011年广东省小水电最低保护价为每千瓦时39.54分（不含税，下同）。2011年12月调整为每千瓦时42.82分，2014年4月调整为每千瓦时43.82分。我市严格执行广东小小水电上网电价最低保护价政策。

长期以来，我市下属平远、兴宁、蕉岭三个供电局存在收购省外小水电电量的情况。省外小水电企业81家，总装机容量为7.81万千瓦，年均上网电量约1.9亿千瓦时。2008年2月接管前，按照当时的管理体制，三个供电局均是隶属于当地政府管理的企业，执行当地县物价局电价政策。在2007年8月份，上述三个供电局按照当地县物价局转发的粤价〔2007〕147号文，对省外小水电执行我省最低保护价。在2009年1月省公司要求小水电由市局统一直接收购后，继续沿用原合同及上网结算价格。

在2009年1月省公司要求小水电由市局统一直接收购，我局就发现省外小水电上网电价不符合有关的政策，出现省外小水电单方独赢的局面，根据国家有关部门对跨省电能交易价格的相关规定，我局决定重新启动对省外小水电上网电价规范工作，以期取得双方共赢的成果。

二、协商定价政策研究与推进

1、加强电价政策研究，为协商定价提供依据，平息争议

在工作前期，我局通过各种渠道收集了《关于促进跨地区电能交易的指导意见的通知》（发改能源〔2005〕292号）、《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》（发改价格〔2009〕2474号）等跨省电能交易（即省外小水电交易）专门文件，同时结合《电力法》、《供电营业规则》、《电力监管条例》、《电力并网互联争议处理规定》、《跨省（区）电能交易监管办法（试行）》等法律规章，提出“目前我市省外小水电上网电价不符合国家'跨省电能交易价格由供购双方协商确定'的政策规定，需要供购电双方共同协商重新确定”的观点。为确保该电价政策的准确执行，我局主动与梅州市物价局沟通汇报，市物价局也认同我局上述观点，并咨询了省物价局得到确认。因此，我局开展省外小水电上网电价规范工作，是合法依规、是贯彻落实电价政策的重要工作。

在2012年8至9月份，我局秉着省外电不适用广东省最低保护价和尊重历史现行上网电价的原则，明确一是省外小水电企业的上网电价不享受粤价〔2011〕326号文规定的我省的小水电最低保护价每千瓦时42.82分，暂维持原价39.54分/千瓦时，取消峰谷电价政策。二是省外小水电的上网电价由供购电双方协商确定，并报广东电网公司批准，最终我局将按照广东电网公司批准的上网电价与省外小水电企业重新签订购售电合同后执行。

小水电业主认为电站处投产后电量一直单边输入梅州市，不属于跨省跨区电能交易，并投诉至物价、电监部门。在9月5日，鉴于部分小水电业主投诉问题，市物价局出具了《关于省外小水电在我市上网电价问题的复函》（梅市价函〔2012〕16号），答复：“经请示省物价局……，省外小水电在我市上网的价格，不享受广东省最低保护价政策，由你们与广东电网公司梅州供电局协商确定”，文件同时抄送广东省物价局。在9月29日，鉴于部分小水电业主咨询问题，南方电监局以《关于解决省外小水电上网收购问题的函》（南方电监稽查函[2012]280号）提出“供电企业与省外小水电企业协商定价”的要求。在10月19日，鉴于部分小水电业主越级咨询问题，广东省物价局以《省物价局关于梅州市小水电业主就上网电价问题申请复查的答复》（粤價访[2012]35号）提出“广东省最低保护价不适用省外小水电企业，省外小水电上网电价由供购双方协商定价”的要求。我局的观点进一步得到我省物价主管部门（省物价局）和电力市场监管部门（南方电监局）的书面确认。

2、做好现状摸底和实地调研，为正确决策提供支撑

在2012年9月份，我局会同梅州市物价局到江西省寻乌县、福建省龙岩市进行了小水电上网情况实地调查。通过调研，取得了当地小水电上本地电网的上网电价，为我局制定协商价格标准做好准备。同时我局通对省外小水电现状进行一次摸底调查，从上网线路、机组容量、计量点、产权分界点、CT变比、功率考核、线损分摊等方面进行了摸底调查，全面了解电站现状和存在的问题，为下一步工作的正确决策提供充足依据。

3、加强政策宣传沟通，公平、自愿，友好开展协商谈判工作

由于国家相关政策要求省外小水电上网电价要双方协商定价，但是目前尚未有详细的操作流程及模式，且小水电企业，认为与供电局协商定价是不对等、不公平的，最终协商结果不利于小水电企业，造成供购双方的矛盾。针对小水电企业业主上述问题，蕉岭、平远、兴宁供电局将新电价政策文件送达至省外小水电企业业主，进行政策宣传解释工作，留下相关工作人员的联系方式，双方有一个有效的沟通渠道。经我方认真细致解释后，仍有26家对政策较为抵触。针对对政策抵触不接受的26家小水电企业，邀请市物价局工作人员、业主代表进行三方的面对面的商谈，政府价格主管部门作为有公证力的第三方，在公平、公证的基础上一起对政策进行解读，消除小水电企业对政策的疑虑。同时在符合政策、上级同意、实地调研的基础上，提出在一定期限内如双方不能达成一致意见，建议小水电企业转回所在地上网。通过我局的大量努力，小水电企业业主对新政策有抵触转为理解，意识到协商合作、互利共赢才是符合双方利益的正确选择，逐步转变了抵触情绪。

在2012年11月份，我局根据国家“参考送端电网平均上网电价和受端电网平均购电电价、销售电价协商确定”的政策规定，制定准备了两套协商谈判价格方案。方案一是按照“省外小水电当地平均上网电价与42.82分/千瓦时的中间值”计算的报价。该价格方案严格按照国家政策规定，在双方共赢、平等分享差价的基础上得出。由于省外小水电所在地的上网电价约28-31分/千瓦时之间，按照该方案计算的上网价格对省外小水电的既得利益影响较大。方案二是按照“39.54分/千瓦时，不执行峰谷”执行。该价格方案秉着省外电不适用广东省最低保护价和尊重历史现行上网电价的原则，同时考虑到小水电价格在全省仍然属于价格较低的电源，为确保双方以后能继续友好合作，我局在差价分享上作出让步。如果上述方案价格双方达不成一致意见，我局建议双方停止电能交易，省外小水电转回当地电网上网。

2012年12月，在政策明朗和对小水电企业做好充分解释的基础上，在法律部门的指导下，我局通过公证邮递的形式，对在我市上网的省外小水电企业陆续发出《广东电网公司梅州供电局关于对省外小水电企业上网电价进行商价的邀请函》，提出在公平、自愿、友好的前提下，邀请省外小水电企业分批次与我局对上网电价进行协商确定。同时再次说明了协商谈判的政策依据，最后提出双方达不成一致意见或不来参与谈判的处理意见。

我局组织了协商定价谈判工作小组，负责主持谈判及处理谈判中发生的事项，签订价格协商一致的相关协议。在2013年初，我局总共8次与81家省外小水电企业进行了面对面的协商定价谈判。最终，经过双方友好协商，在遵守国家规定和尊重历史的前提下，双方互相理解和支持，对上网电价达成一致意见，将省外小水电上网电价确定为不含税39.54分/千瓦时，不执行峰谷电价政策，执行时间追溯到2012年8月份。为巩固本次协商谈判的成果，谈判后双方签订了《广东电网公司梅州供电局与省外小水电企业关于上网电价格的确认书》，将上网电价的谈判结果通过书面形式予以确定。

三、成果与效益

通过新建立的省外小水电协商定价机制，一方面确保了电价政策的执行到位，解决了省外小水电上网电价的历史遗留问题，为下一步顺应电力体制改革提供了很好的实践经验；另一方面扩大了电网企业的经营空间，切实做好降本增效措施。2013年梅州局购省外小水电上网电价平均下降5.87分/千瓦时，同时省外小水电上网电价比送当地上网提高约10分/千瓦时，取得了双赢的效果。

上网电价承诺函 篇4

分布式光伏发电项目管理暂行办法要点 • 总则 – 分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网 且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施； – 鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和 经营分布式光伏发电项目； – 分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式； 规模管理 – 对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和指导规模管理，不需要国

家资金补贴的项目部 纳入指导规模管理范围； – 下达各地区指导规模； 项目备案 – 能源主管部门依据本地区分布式光伏发电的指导规模指标，对实行备案管理； 建设条件 – 项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，当非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，签订合同能源服务协议； – 设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。采用主要设备应通过符合检测认 证，符合相关接入电网的技术要求。电网接入与运行 计量与结算 – 享受电量补贴政策的项目，由电网企业按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。– 在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该 供电区内其他电力用户直接售电； 产业信息监测 违规责任 • • • • • • •

总 结 • 国家布局为集中开发与分布式应用并举，更关注分布式发电市场 • 发挥“市场机制和政策扶持双重作用”应该是今后几年内光伏应用市场 的基调；目标可能浮动，但安装总量会加以控制； • “有序推进光伏电站建设”——希望稳定发展 – 真正实现“保障性收购”，着力解决“接入”和“限发”、补贴资 金到位慢三大问题可使大型电站效益改善； – 西部仍是重点、东部有望突破、路条依然难拿、投资相对旺盛； – 2013年估计实现装机4-5GW，2014年控制规模4-5GW。• “大力开拓分布式光伏发电”——希望重点突破、快速发展 – 政策密集出台，细节尚需补充完善； – 分布式光伏发电示范园区项目启动，但受“屋顶落实”和“融资方 式”两大难题影响，（也包括年底抢装因素对市场供应的影响）实 施进度必将后移； – 2013年估计实现装机2-3GW，2014年指导性规模预方案7-8GW。• 综上：2013年估计可实现光伏发电总装机7-8GW； 2014年期望可实现年 总装机10-12GW。（如果分布式发电的几个难点问题不能很好解决，该 分布式光伏装机目标实现难度还是比较大的）

绿色上网承诺书 篇5

自觉遵守《小学生守则》、《小学生日常行为习惯》，绝不进社会网吧、游戏厅，在家或校上网的时候努力做到：第一，要善于网上学习，不浏览不良信息；第二，要诚实友好交流，不侮辱欺诈他人；第三，要增强自护意识，不随意约会网友；第四，要维护网络安全，不破坏网络秩序；第五，要有益身心健康，不沉溺虚拟时空，控制上网时间，做一名思想品德端正、行为习惯良好的学生；第六,不得利用本班级或个人的博客网站发表反动、暴力、色情等不健康信息。

如果有相关老师、学生或其他相关人员发布了违背上述条款的信息，将追究其法律责任，甚至介入司法刑事程序！

承诺人

2011健康上网承诺书范文 篇6

一、互联网做为崇尚科学知识、传播先进文化、塑造美好心灵、弘扬社会正气的主阵地，同学们要共同营造积极向上、和谐文明的网上舆论氛围。

二、从自身做起，在主观思想上建立一道防线，抵制网络上反动、腐朽、不健康的内容对自己精神上的侵蚀，树立与之斗争的信念与决心。听从家长、老师的教育指导，自觉服从家长及老师的管理。

三、在上网时要做到“三要”“三不”。“三要”即要健康上网，把网络作为获取知识的园地；要文明上网，正确处理上网与学习的关系；要绿色上网，熟悉上网的安全通道。“三不”即不进营业性网吧；不进色情、垃圾网站；不长时间上网、沉迷网络游戏，每次在家上网不超过半小时。

奇台一中向全体同学倡议，从现在做起，从自我做起，坚持自尊、自律、自强，努力弘扬网络文明，自觉远离网吧，追求健康时尚的网络新生活，为社会的和谐健康发展做出自己的贡献！

学生签名：

****中学

基于减排效益的水电上网电价研究 篇7

1基于减排效益的水电上网电价理论

资源性产品是指人力劳动与自然资源相结合、以自然资源为主要载体的劳动产物[1]。通过人类的生产劳动,开发出来的可供人类利用的原油、煤炭、电力等能源产品就属于资源性产品。资源性产品在生产过程中往往会创造出社会价值、经济价值、生态价值等。现行的资源型产品价格仍以成本定价,导致其价格普遍偏低,价值与价 格倒挂。水电是重 要的资源 性产品,本身具有减少CO2、SO2、氮氧化物、烟尘等污染物排放的清洁能源价值,但其价格不仅远低于其他可再生能源发电价格, 同时也低于环境污染较大的火电价格,不符合《电力法》中上网电价“同网同质同价”的规定。

近几年,国家积极推进燃煤机组脱硫、脱硝及除尘改造,对实施这些改造的火电企业在上网电价上给予一定的补贴。以四川新建 电站为例,目前水电 上网标杆 电价仅为0.308元/kWh,而采取脱硫、脱硝、除尘措施的火电上网标杆 电价为0.460 7元/kWh,远远高于具有相同电能质量的水电价格。若某一燃煤机组安装脱硫、脱硝、除尘设施,则该机组的标杆上网电价=不含脱硫、脱硝、除尘电价 + 脱硫补偿 + 脱硝补偿 + 除尘补偿。其中,不含脱硫、脱硝、除尘电价是指燃煤机组不安装脱硫、脱硝、除尘设施时,根据社会平均成本按照经营期算法计算得出的燃煤机组获得合理收益时应具备的价格水平。因此, 在确定基于减排效益的水电上网电价时,可以参照火电定价机制,将环境效益内部化,“承认”水电的减排效益,在价格制定中予以疏导,体现“同网同质同价”。新的水电上网电价定价机制应在原来成本+利润+税金的基础上加上由于减排而获得的分摊到单位千瓦上的收益,即:

式中:Pc为考虑减 排效益的 水电上网 电价,简称清洁 电价; V减排为水电的减排 效益,及由于开 发水电项 目而减少CO2、 SO2、氮氧化物、烟尘等排放产生的减排效益;P清洁为清洁能源价格,即单位电量减排效益;PCO为单位上网电量年平均CO2减排效益,简称二氧 化碳电价;PSO2为单位上 网电量年 平均SO2减排效益,简称二氧化硫电价;PNO2为单位上网电量年平均氮氧化物减排效益,简称氮氧化物电价;P烟尘为单位上网电量年平均烟尘减排效益,简称烟尘电价;β为政策激励系数。

考虑目前对水电的减排效益分析存在难以精确计量、价格难以到位等因素,本文在此引入一个政策激励系数β,β值的大小可以具体灵活调整,其体现了政府对水电这一清洁可再生能源的支持力度[2]。该电价测算模型是从促进水电等清洁可再生能源可持续发展的角度出发,在原有的水电上网电价定价机制的基础上,附加一个清洁能源价格,由此体现水电的减排效益,并利用价格这一经济杠杆来调整能源结构和电源结构,对促进水电清洁能源和可再生能源的使用具有重要作用。

2减排效益电价计算方法

2.1CDM方法学

水电项目是参与国际CDM市场的重要组成部分[3],早在2002年南非世界可持续发展高 峰会议上,水电包括 大型水电 作为清洁可再生能 源的作用 就已经得 到国际社 会的充分 肯定[4]。凡是经CDM执行理事 会 (EB)批准并注 册后的水 电CDM项目,都可在项目计算期内出售其温室气体减排量,从而获得经济补偿。因此可采 用CDM项目方法 学计算水 电项目CO2减排量及其产生的经济效益。

CDM方法学的内容由 方法选定、基准线确 定、额外性评 价、项目边界确定和泄露估算等几方面组成。目前可应用于确定水电项目二氧化碳减排量的方法学有AMS-I.D(小容量可 再生能源计算方法)和ACM0002(经批准的可再生 能源发电 并网项目整合的基准线方法)两种。由于AMS-I.D方法学仅适用于装机小于15 MW的小水电项目,在此不加赘述。根据ACM0002方法学,水力发电项目的CO2减排效益的计算过程如下。

(1)水力发电项目所 产生的排 放量PEy。根据方法 学规定,定义功率密度ω=新电站的装机容量或改造电站的增加容量/水库满水位时淹没表面积(W/m2),其值作为阈值来确定水力发电项目所产生的排放量PEy。当4 W/m2≤ω≤10 W/m2时,PEy=90kg/(MW·h);当ω>10 W/m2时,忽略来自水库的CO2排放量,PEy=0。

(2)基准线排放BEy。基准线是指若没有水电这 个CDM项目,为了获得相同质量的服务,最可能建设的其他项目所产生的温室气体排放量,该替代项目被称为基准线项目。水电项目与基准线相比较其减少的CO2排放量就是它自身产生的减排效益[5]。该水电项目最佳基准线情景替代方案为该项目所在地区电网提供与该项目年上网电量等额的电量。其基准线排放量为:

式中:BEy为基准排放量;EGy为y年该水电 项目上网 电量; CM为水电项目所在电网排放因子。

根据ACM0002方法学的规定,电网基准线排放因子为电量边际排放因子OM和容量边 际排放因 子BM的加权平 均, 即:

水电CDM项目并入电网后,其可以对电网产生两种影响: 一种是影响电网发电和运行调度(OM);另一种影响电网的容量建设(BM)。因为OM和BM的计算非常繁琐,为简化CO2减排量的计算,默认的权重系数为ωOM=ωBM=0.5。国家发改委发布了以区域电网为单位的基准线排放因子,各地区有所不同,具体见表1。

(3)泄漏的排放。泄露是指审定项目边界外的、可计量的、 由于开展CDM项目活动 所产生的 温室气体 排放的净 变化值[6]。ACM0002方法学中规定不考虑泄漏,即Ly=0。

(4)水电项目CO2减排量ERy。在某一具体年份y,水力发电项目产生的CO2减排量ERy是基准线排放量BEy与水力发电项目 所产生的 排放量PEy和泄漏量Ly的差值。 公式如下:

(5)CO2减排效益。在减排效益计算期限、交易单价及年CO2减排量都确定 的情况下,具体某一 年份的CO2减排效益为:

一般水电站经营期为30a,则单位电量CO2减排效益也即CO2电价PCO2的计算公式为:

式中:ABCO2,y为第y年CO2减排效益;p为碳交易 单价;Q为年平均上网电量。

2.2绿色GDP核算

自改革开放以来,我国的GDP以年约10%的高速度增长, 创造了现代世界经济发展的奇迹,但是,我国经济的发展是以资源的消耗和环境退化为代价的[7]。绿色GDP是一种在现有国民核算体系基础 上,扣除资源 消耗与环 境成本之 后的GDP核算。在绿色GDP核算体系中,环境污染损失成本法是核算SO2的环境退化成本的重要方法,即可推算出由于水力发电减少SO2排放而降 低的环境 污染损失,以此作为SO2的减排效益。

SO2的环境退化成本主要由SO2污染造成的健康经济损失、SO2污染造成的农业减产损失及SO2造成的材料损失三部分构成,由于环境统计数据的可得性、剂量反应关系的缺乏等, 采用环境污染损失成本法计算SO2的环境退化成本可行性较差,因此,在计算SO2的减排效益时,本文采用根据各类污染物的污染当量值和 排放量及 总的大气 环境退化 成本计算 得出SO2的环境退化成本。

(1)SO2的环境退化成本。在《排污费征收标准管理办法》 中,污染当量值用来体现不同种类的污染物排放量在综合考虑其污染危害和治理费用方面的一种等标关系。以大气污染中1 kg某污染物为基准,若0.95kg SO2的有害程度和对生物体的毒性以及处理的费用与1kg该污染物相等,则SO2的污染当量值是0.95kg。污染当量数就是污染当量的数量,无量纲[8], 大气污染物的污染当量数为:

式中:Ap,i为i污染物的污染当量数;Qi为i污染物的排放量; Wi为i污染物的污 染当量值。各类污染 物的污染 当量值见 表2。

kg

由于污染当量数代表某一具体污染物染污当量的数量,即对环境的有害程度,因此,可将各类污染物的污染当量数的比值近似的看作各类污染物的环境退化成本之比,则SO2的环境退化成本可由下式得出:

式中:ECy为y年的大气环境退化成本;Ap,SO为SO2的污染当2量数;Ap,NO x为氮氧化物的污染当量数;Ap,烟尘为烟尘的污染当量数。

y年SO2污染的环境退化成本除以该年的SO2排放量即可得到当期的SO2污染造成的单位退化成本:

式中:UECSO2,y为y年SO2污染造成的单位退化成本;VSO2,y为y年SO2的排放量。

由于水电项目的经营期较长,在测算上网电价时项目往往还未投产,逐年计算SO2的单位退化成本的可行性较差。李娟伟、任保平在 《协调中国 环境污染 与经济增 长冲突的 路径研究》[9]一文中指出治理污染的成本与工业品出厂价格指数PPI具有较强的相关性,因此选用工业品出 厂价格指 数PPI计算其他年份由于SO2污染产生的环境退化成本,计算公式为:

(2)y年SO2减排效益。在得到y年由SO2污染造成的环境退化成本后就可依据下面的公式计算y年由于发展水电项目得到的SO2减排效益。

式中:BSO2,y为y年SO2的减排效益;RSO2,y为由于修建水电项目而产生的y年SO2减排量。

则单位上网电量年SO2减排效益的公式如下:

氮氧化物及烟尘的减排效益的计算与二氧化硫的减排效益计算方法同理,可计算出单位上网电量年平均氮氧化物减排效益,即氮氧化物电价PNO2,以及单位上网电量年平均烟尘减排效益,即烟尘电价P烟尘。根据上述计算,水电单位上网电量减排效益即清洁能源价格可由其加和得出,计算公式见式(2)。

3案例研究

某水电站位于四川省阿坝州,电站装机容量2 000 MW,属年调节电站,电站开发 任务以发 电为主,兼顾防洪。 该电站2013年截流,2019年底第一台机组投产发电,2020年机组全部投产,多年平均年 发电量约724 360万kWh(不考虑厂 用电率)。电站工程总投资为3 979 679.4万元,资本金按总投资的20%计,为796 135.9万元,其余资金从银行借款,借款年利率采用6.55%,该水电站发电成本费用各项取值见表3。

3.1经营期电价

目前在计算水电站上网电价时多采用经营期算法。根据省物价局提供的水电站经营期电价测算参数,采用增值税率为17%,所得税税率为25%,城市维护建设税和教育费附加税率分别采用7%和3%;资本金内部收益率一般取8%。该测算应满足如下公式:

式中:CI为第t年的现金流入量;CO为第t年的现金流出量; (CI-CO)t为第t年的净现金流量;n为计算期;IRR为内部收 益率;t为时间序列。

使资本金内部收益率IRR符合要求水平,并且经营期内累计资本金净现金流为0时的上网 电价水平 即为经营 期价格。 经过测算,上网电价应达到0.618元/kWh才能维持电站的正常运营、满足水电企业的合理收益,该电价水平与目前四川省水电站标杆电价0.308元/kWh相比每千 瓦时高出0.31元。 电站属年调节水库,且承担防洪任务,社会效益显著,但由于要修高坝、建大库,调节性能好的电站建设工期长、征地和移民安置费用大,投资成本也相对较高,导致该电站上网电价水平过高,在现行的定价机制下,电站批复电价很难到位。

3.2清洁电价

在此,利用CDM方法学及绿色GDP核算方法计算该水电站发电带来的减排效益,并根据基于减排效益的水电上网电价理论,确定其清洁电价。

(1)CO2电价。该电站装机容量为2 000 MW,水库满水位时淹没表面积为36.6km2,功率密度ω为:ω=2 000MW/36.6 km2=54.64 W/m2,符合ACM0002方法学的适用条件。

根据公式(4)及2013年国家发改委公布的华中电网基准线排放因子OM和BM ,可得该水 电项目所 在电网排 放因子CM为0.738 45tCO2/(MW·h),再由公式(3)、(5)可得经营期平均年CO2减排量ERy为5 349 036t。

2011年11月,北京、上海、天津、重庆、深圳、广东和湖北已被国家发改委确定为首批碳交易试点省市。目前试点地区交易价格及涨跌幅度差异较大,价格从20~80元/t不等。在此取最低价20元/t作为碳交易价格,由公式(6)可得经营期内水电项目CO2年减排效益ABCO2,y为10 698万元,则单位电量二氧化碳减排效益即二氧化碳电价PCO为0.014 8元/kWh。 2

(2)SO2、NOx、烟尘电价。根据2008年《中国环境 经济核算研究报告》的核算数据,全国SO2排放量为2 230万t,氮氧化物排放量为2 494.2万t,烟尘排放量为901.6万t,大气污染造成的环境退化成本为4 725.6亿元。由各污染物排放量、污染当量值及公式(8)、(9)可计算得出其相应的污染当量数及单位环境退化成本,结果见表4。

根据国家公布的PPI指数及公式(11)可求得2009-2013年我国SO2、NOx、烟尘的单位环境退化成本,计算结果见表5。

目前我国燃煤电厂 平均燃烧1t煤的污染 物排放量 见表6。取煤质单 位热值为21.2 MJ/kg,硫含量为1%,灰分为15%,静电除尘效率为99%。

kg / t

该水电项目年发电量724 360万kWh,电站发电后,若以煤耗310g/kWh计,电站每年约减少使用224.55万t煤炭,每年减少SO2排放量4.042万t、NOx排放量1.796万t、烟尘排放量0.09万t。则由公式(12)可得该项目年平均SO2、NOx、烟尘的减排效益分别为37 713.5、16 757.4、365.9万元。再由公式(13),单位上网 电量SO2、NOx、烟尘的减 排效益及SO2、 NOx、烟尘电价分别为0.052 0、0.023 1、0.000 5元/kWh。

由上述计算结果可得出清洁能源价格P清洁为:

P清洁 = PCO2+PSO2+PNOx+P烟尘 =0.090 4 (元/kWh)

目前四川省水电标杆电价为0.308元/kWh,若在此基 础上附加以上 测算的清 洁能源价 格,则该电站 清洁电价 为0.398 4元/kWh,略低于四川燃煤机组安装脱硫、脱硝、除尘设备的火电上网电价。

根据近期四川省对于安装脱硫、脱硝、除尘设施的燃煤发电企业给予电价补偿的政策,经环保部门验收合格的,在原上网电价的基础上每千瓦时分别提高1.5、1和0.2分钱。本例计算得出的SO2、NOx、烟尘电价之和为7.5分钱,高于燃煤机组脱硫脱硝除尘补偿,因此可根据具体情况合理调整政策激励系数β的取值。

4结语

(1)清洁电价能够反映水电项目代替火电项目相应减少污染物的排放而产生的环境效益,体现了水电的清洁能源价值。

(2)以四川省某水电站为例,其测算的清洁电价与安装脱硫、脱硝、除尘设备的火电电价接近,并可灵活调整政策激励系数β,可见基于减排效益的水电上网电价是相对合理的。