西藏新一轮电价政策12月1日起实施 平价光伏执行0.341元/度电价

近日，西藏自治区人民政府办公厅印发《关于进一步优化调整全区上网电价和销售电价引导降低社会用电成本的通知》，通知要求，决定自2023年12月1日起，适当上调平价新能源上网电价、逐步统一昌都电网电价、完善居民阶梯电价、优化一般工商业分季节电价、调整大工业峰谷分时电价。

通知规范电站的类别，针对光伏电站，按照分布情况和运营模式差别,将主要供应区内用电的光伏发电项目划分为2种类型。第1类,集中式光伏电站，第2类,分布式光伏电站。分布式光伏发电企业在项目备案时可以选择“自发自用、余量上网”或“全额上网”中的一种模式;已按“自发自用、余量上网”模式执行的项目,在用电负荷显著减少(含消失)或供用电关系无法履行的情况下,允许变更为“全额上网”模式。选择“全额上网”模式,项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案,并不得再变回“自发自用、余量上网”模式。

上网电价标准方面，针对太阳能光伏发电，实行上网分类标杆电价,对于按照国家有关规定已纳入或符合纳入国家可再生能源电价补贴目录范围的,第1类集中式光伏电站执行0.10元/千瓦时,第2类分布式光伏电站中选择“全额上网”模式的执行0.10元/千瓦时,选择“自发自用、余量上网”模式执行0.25元/千瓦时。对符合《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕883号)精神,平价上网的新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目,执行上网电价0.25元/千瓦时。

此外，对于纳入自治区电力发展规划主要供应区内用电的风力发电、地热发电、太阳能热发电(含4小时以上储热功能,以下相同)以及光伏配套储能(配置储能规模不低于项目装机容量的20%,储能时长不低于4小时,以下相同)等其他新能源发电项目,按照国家有关规定,已纳入或符合纳入国家可再生能源电价补贴范围的执行上网电价0.25元/千瓦时。对根据国家政策规定,平价上网的风力发电、地热发电、太阳能热发电以及光伏配套储能等其他新能源项目,执行上网电价0.341元/千瓦时。

以下为原文：

各地(市)行署(人民政府),自治区各委、办、厅、局:

为贯彻落实国家电力体制改革部署,纵深推进全区电价形成机制改革,按照《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》(发改价格〔2021〕689号)、《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号)要求,进一步优化调整上网电价和销售电价,全面实现全区用电同网同价,引导降低大工业、一般工商业和城乡居民用电成本,稳步推进清洁能源基地建设,努力促进全区经济高质量发展,切实提升群众的获得感、幸福感和安全感,经自治区人民政府同意,现就电价调整事宜通知如下:

一、规范调整上网电价类别及标准

(一)规范电站类别。

1.水电站。按照电站主体功能、开发成本、经营方式差别,将主要供应区内用电的水电站划分为3种类型。

第1类,国网西藏电力有限公司直属水电站及并网运行的装机小于2.5万千瓦的小水电站。

第2类,主要由社会资本投资的装机在2.5万千瓦及以上的大中型水电站。

第3类,具备发电能力的旁多、满拉等水利枢纽发电项目。具有其他特殊情形确需调整类别的,由自治区能源主管部门审定。

2.光伏电站。按照分布情况和运营模式差别,将主要供应区内用电的光伏发电项目划分为2种类型。

第1类,集中式光伏电站。

第2类,分布式光伏电站。分布式光伏发电企业在项目备案时可以选择“自发自用、余量上网”或“全额上网”中的一种模式;已按“自发自用、余量上网”模式执行的项目,在用电负荷显著减少(含消失)或供用电关系无法履行的情况下,允许变更为“全额上网”模式。选择“全额上网”模式,项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案,并不得再变回“自发自用、余量上网”模式。

(二)上网电价标准。

1.水力发电。实行上网分类标杆电价,分别为:第1类水电站0.292元/千瓦时;第2类水电站0.341元/千瓦时;第3类水电站0.247元/千瓦时。

2.太阳能光伏发电。实行上网分类标杆电价,对于按照国家有关规定已纳入或符合纳入国家可再生能源电价补贴目录范围的,第1类集中式光伏电站执行0.10元/千瓦时,第2类分布式光伏电站中选择“全额上网”模式的执行0.10元/千瓦时,选择“自发自用、余量上网”模式执行0.25元/千瓦时。对符合《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕883号)精神,平价上网的新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目,执行上网电价0.25元/千瓦时。

3.其他新能源发电。对于纳入我区电力发展规划主要供应区内用电的风力发电、地热发电、太阳能热发电(含4小时以上储热功能,以下相同)以及光伏配套储能(配置储能规模不低于项目装机容量的20%,储能时长不低于4小时,以下相同)等其他新能源发电项目,按照国家有关规定,已纳入或符合纳入国家可再生能源电价补贴范围的执行上网电价0.25元/千瓦时。对根据国家政策规定,平价上网的风力发电、地热发电、太阳能热发电以及光伏配套储能等其他新能源项目,执行上网电价0.341元/千瓦时。

4.垃圾焚烧发电。以生活垃圾为原料的垃圾焚烧发电项目,先按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算,每吨生活垃圾折算上网电量为280千瓦时,包含国家补助执行0.65元/千瓦时,其余上网电量执行0.25元/千瓦时。

5.自备电厂电价。拥有自备电厂的企业应与电网企业协商确定备用容量,按照10元/千伏安·月向电网企业支付系统备用费。富余电量由电网企业按0.25元/千瓦时收购。

6.其他电价政策。对于抽水蓄能、源网荷储一体化和多能互补等其他价格政策,由自治区价格主管部门根据电力产业发展情况及时依法确定。我区对边境地区建立“安居特惠”电价政策,由自治区价格主管部门会同有关部门另行通知。

二、规范调整销售电价类别及标准

(一)实行“两部制电价”。

1.基本电价。对安装专用变压器的大工业、一般工商业用电收取基本电价,标准为按安装的变压器容量10元/千伏安·月。

2.电度电价。按电表显示电度量收取。

(二)居民生活用电价格。

1.居民生活用电价格标准。全区统一执行0.49元/千瓦时。

2.实行居民生活用电分季节阶梯电价。

(1)执行范围:全区与国网西藏电力有限公司确定供用电关系并登记在册的城乡居民住宅用电。

(2)执行方式和价格标准:

丰水期(每年5-10月,以下相同),居民每户每月用电量在100千瓦时(包含本数)以内的0.49元/千瓦时;101-200千瓦时的电量下降15%,即0.4165元/千瓦时;201千瓦时(包含本数)以上的电量下降30%,即0.343元/千瓦时。

枯水期(每年1-4月和11-12月,以下相同),居民每户每月用电量在300千瓦时(包含本数)以内的,执行0.49元/千瓦时;301-400千瓦时的电量上浮10%,即0.539元/千瓦时;401千瓦时(包含本数)以上的电量上浮20%,即0.588元/千瓦时。

不具备相应计量条件的居民住宅用户,其用电量均按第一阶梯的价格标准执行。以上具体电压等级执行标准详见附件2。

(三)农牧业生产用电价格。拉萨市、日喀则市、山南市、林芝市、那曲市和阿里地区执行0.20元/千瓦时。

昌都市分两步实现全区同价。自文件执行之日起至2024年12月31日期间用电价格为0.17元/千瓦时,自2025年1月1日起执行0.20元/千瓦时。

(四)大工业用电。指受电变压器(含不通过受电变压器的高压电动机)容量在315千伏安及以上用电。

1.大工业用电价格标准。拉萨市、日喀则市、山南市、林芝市、那曲市和阿里地区执行0.66元/千瓦时。由主管部门认定的大工业中属于限制类、淘汰类用户用电价格,继续执行0.72元/千瓦时。

昌都市分两步实现全区同价。自文件执行之日起至2024年12月31日期间用电价格为0.63元/千瓦时,自2025年1月1日起所有大工业用户统一执行0.66元/千瓦时。

2.实行大工业用电分季节峰谷分时电价。

(1)执行范围:全区与国网西藏电力有限公司确定供用电关系并登记在册的,除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的所有大工业用电用户。

(2)峰谷价差标准。根据我区电力系统峰谷差率、新能源消纳和系统调节能力等情况,我区峰谷电价按3暶1设置价差。即高峰时段电价在平时段电价基础上上浮50%,低谷时段电价在平时段电价基础上下浮50%,尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%,深谷时段电价在低谷时段电价基础上下浮20%。

(3)执行方式和价格标准:

①丰水期。平段:0:00-3:00,6:00-11:00,17:00-24:00共15小时;

低谷时段:11:00-17:00,共6个小时;

深谷时段:3:00-6:00,共3个小时。

②枯水期。平段:0:00-9:00,13:00-19:00,共15个小时;

高峰时段:9:00-13:00,22:00-24:00,共6个小时;

尖峰时段:19:00-22:00,共3个小时。

不具备计量条件的大工业用户,其用电量均按平段价格标准执行。以上具体电压等级执行标准详见附件3。

(五)一般工商业用电价格。指除大工业用电、居民生活用电、农牧业生产用电以外的其他用电。

1.一般工商业用电价格标准。拉萨市、日喀则市、山南市、林芝市、那曲市和阿里地区执行0.72元/千瓦时。

昌都市分两步实现全区同价。在文件执行之日起至2024年12月31日期间用电价格为0.65元/千瓦时,自2025年1月1日起所有一般工商业用户统一执行0.72元/千瓦时。

2.实行一般工商业用电分季节电价。

(1)执行范围:全区与国网西藏电力有限公司确定供用电关系并登记在册的,除非工业以外的一般工商业用电用户。

(2)分季节电价标准。根据全区电力供应及新能源消纳等情况,对执行范围内的一般工商业用电,丰水期在目录电价基础上下调0.04元/千瓦时,枯水期在目录电价基础上上调0.02元/千瓦时。

以上具体电压等级执行标准详见附件3。

(六)“煤改电”优惠电价。对全区实施“煤改电”集中供暖的电锅炉用户,包括电锅炉、电窑炉、空气热泵、水源热泵等以电能为基础的工商业用户,且电采暖设备分表计量的,对其采暖用电统一执行居民生活用电价格,并执行两部制电价。

(七)跨区跨省外送电价。以上发电类型中的水电、光伏发电、其他新能源发电参与跨区跨省电力外送交易的,以及属于外送电源性质的发电项目,由电网企业根据国家市场化交易有关办法,组织拟定交易实施方案,报自治区能源主管部门备案后实施。

(八)供需直接交易电价。鼓励各类电力用户通过协商或市场竞价直接向发电企业购电,由供需双方自行确认意向交易电量和价格,经电力调度部门安全校核后确定最终成交电量,电网环节费用在国家未核定我区输配电价前,按照直接交易用户所适用的销售电价和相应电源企业所适用的上网电价之间的差额执行。

(九)区外购电疏导电价。对于枯水期跨区跨省市场化购电高于区内平均购电增加成本部分,在经主管部门认定的高耗能企业用户中按月进行疏导。由电网企业测算需要疏导的加价幅度,报自治区价格主管部门备案并向社会公开发布后,按月随电费进行收取、滚动开展清算。

三、工作要求

(一)不断提高电力供给,切实降低用电成本。能源主管部门要加强发供电侧研究,建立和完善电力调度机制,引导更多资本参与我区电力资源开发,增加能源有效供给。电网企业要根据全区供电形势,积极对接相关省区,努力确保不拉闸不限电。发电企业要进一步加强电源点建设力度并优化内部管理,建立健全电力生产成本约束机制,切实提高发电能力,降低发电成本。

(二)加快推进智慧电力,强化要素有效配置。电网企业要加快分表到户和智能电表改造进程,确保各项价格政策落地见效;要采取科学合理举措调配电力资源,确保清洁能源应发尽发、及时消纳。住房城乡建设部门要严格执行有关设计标准规范,指导居民小区供配电设施建设。能源等各有关部门,要加大科技成果运用,完善利益联结机制,有效配置生产要素。

(三)不断优化配套机制,促进清洁能源基地建设。价格主管部门要根据国家和自治区电力体制改革要求,结合全区电力能源发展实际,不断完善上网电价和销售电价等价格政策,同时要按照“管住中间,放开两头”的原则,适时推进从国家层面核定全区输配电价,逐步实现上网电价和销售电价市场化改革。

(四)强化政策宣传监管,确保电价方案平稳实施。价格主管部门要会同电网企业精心组织,周密部署,做好政策宣传解读,通过广播电视、门户网站、网络媒体等多种途径广泛宣传电价政策。市场监管部门要依法加强市场价格监管,进一步清理转供电环节加价行为,切实维护消费者合法权益。本通知自印发次月1日起实施,此前相关政策文件与本通知精神不一致的,一律以本通知为准。期间遇国家政策调整的,将及时制定公布我区实施办法。

附件:1.销售电价分类适用范围

2.居民生活用电阶梯价格表

3.大工业用电峰谷分时和一般工商业用电价格表

4.昌都市过渡期各类别用电价格表

2023年11月13日

阅读余下全文

登录后立即解锁全站精选内容

• 了解周评详情

• 查看行情月报

• 浏览行情综述

• 阅读优质资讯

• 分析市场变化

立即登录