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政策法規(guī)

省物價局關于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關問題的通知

日期2015/12/10>閱讀(7966)

江蘇省物價局文件

蘇價工〔2015〕323號

省物價局關于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理

有關問題的通知

各市

、縣物價局（發(fā)改委、發(fā)改局）：

為規(guī)范我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理

，促進天然氣發(fā)電產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展，根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價管理有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕3009號）精神

，適應天然氣價格市場化改革的方向

，結合本省實際，現(xiàn)就我省天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價的有關問題明確如下：

一

、結合天然氣發(fā)電機組的特性

，區(qū)分調(diào)峰、熱電聯(lián)產(chǎn)機組（含10MW以上天然氣分布式能源）

，按照天然氣發(fā)電平均先進成本

、社會效益和承受能力、企業(yè)合理回報等原則確定上網(wǎng)電價

。

二

、根據(jù)我省天然氣發(fā)電和天然氣利用的實際情況，調(diào)峰機組

、熱電聯(lián)產(chǎn)機組的平均核價利用小時數(shù)分別暫定為3500小時和5500小時

。符合國家有關規(guī)定的分布式機組按實際確定。

三

、為適應天然氣價格市場化的改革方向

，自2016年1月1日起，天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價采取與天然氣門站價格聯(lián)動的方式

，具體聯(lián)動公式如下：

天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價=固定部分+（天然氣門站價格+平均短管輸費）×稅收調(diào)整因素/發(fā)電氣耗

，其中：

（一）固定部分（含運行維護費用、發(fā)電利潤及稅金）：調(diào)峰機組

、熱電聯(lián)產(chǎn)機組分別為0.12元/千瓦時

、0.10元/千瓦時;

（二）平均短管輸費：0.04元/立方米；

（三）稅收調(diào)整因素：1.035（天然氣稅率13%

、電力稅率17%）

；

（四）發(fā)電氣耗：調(diào)峰機組、9F供熱機組取5千瓦時/立方米

，熱電聯(lián)產(chǎn)機組取4.7千瓦時/立方米

。

四、對單機容量不超過10MW（含）的樓宇式分布式機組在熱電聯(lián)產(chǎn)上網(wǎng)電價基礎上每千瓦時加0.20元（2015年按每千瓦時0.89元結算）

。

五

、天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價在銷售電價中解決后，省電力公司應按照省級價格主管部門確定的上網(wǎng)電價

，及時與相關天然氣發(fā)電企業(yè)結算電費

；電價空間不足時，優(yōu)先解決分布式機組和2015年底前投產(chǎn)的機組，其他機組先按燃煤標桿上網(wǎng)電價進行結算

，其余部分在國家發(fā)展改革委銷售電價調(diào)整后

，予以解決。

六

、天然氣發(fā)電的調(diào)試電價按照核定天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價（2015年按每千瓦時0.69元）的80%結算

，自2015年4月1日起執(zhí)行。

七

、熱電聯(lián)產(chǎn)機組所在地價格主管部門應按照熱電比合理分攤相應的成本

，并取得合理利潤的原則核定熱電聯(lián)產(chǎn)機組供熱價格。對供熱價格達不到合理成本的

，有條件的地區(qū)地方政府應給予補貼或其他政策優(yōu)惠

。

八、考慮到2015年天然氣價格變動較大

、企業(yè)經(jīng)營狀況以及電價空間結余情況

，調(diào)峰機組自2015年1月1日、熱電聯(lián)產(chǎn)機組自2015年4月1日起上網(wǎng)電價在原電價基礎上每千瓦時提高0.026元

。

九

、我局將根據(jù)國家政策調(diào)整、省內(nèi)天然氣發(fā)電發(fā)展

、政策實施效果等情況

，對天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價政策實施動態(tài)管理。

江蘇省物價局

2015年11月26日

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