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1、 .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
2、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
3、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36
4、31万千瓦，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，
5、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
6、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
7、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
8、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
9、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
10、，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。
11、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
12、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
13、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
14、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
15、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
16、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
