2016年7月，云南15家光伏、風電企業聯名叫板云南物價局電價政策，詳見《新能源發電企業緣何叫板地方政府？》
云南省物價局以“水電平均結算價格”代替“脫硫煤標桿電價”與新能源企業結算。由于“水電平均結算價格”低于“脫硫煤標桿電價”0.1元/kWh以上。因此，此項政策使新能源企業損失慘重！
然而，叫板的結果是，企業不得不低頭服軟。
四川成為第二個變相降電價的省份
10個月以后，2017年5月12日，四川省發改委官網發布《2017年度推進電力價格改革十項措施》中，也明確提出：
四川電網風電和光伏豐水期發電量全部參與電力市場化交易。未參與市場化交易上網電量由電網企業按照四川電網豐水期市場交易價格進行結算。
光伏標桿電價=脫硫煤標桿電價+國家補貼
0.75元/kWh=0.4012+0.3488
根據四川省2015年2月的文件，徑流式水電的含稅上網電價為0.308元/kWh，豐水期下調8厘后為0.30元/kWh，與脫硫煤標桿電價相差0.1012元/kWh。
因此，四川的新能源企業，將步云南新能源企業的后塵！預期的項目收益率將大大下降，甚至會虧損！
下一個省份將是哪里？
四川、云南都是水電大省，全省用電量的65%以上為水電。當初，云南省物價局的理由就是“云南的主力電源，不是火電是水電，因此應以水電結算價格為準”。
云南出臺該政策時，市場一片嘩然，大家都很震驚！四川再出此政策，整個市場幾乎無大的反應。新能源企業只能默默承受著虧損。我擔心的是，下一個省份變相降電價的省份將是哪里？
四川省文件原文：
關于印發《2017年度推進電力價格改革十項措施》的通知
?。ùòl改價格〔2017〕237號）
各市（州）發展改革委（能源局、辦）、經濟和信息化委，國網四川省電力公司，省能源投資集團有限責任公司：
經省政府同意，現將《2017年度推進電力價格改革十項措施》印發你們，請結合各項措施牽頭單位印發的具體實施方案認真貫徹執行。
四川省發展和改革委員會四川省經濟和信息化委員會
四川省財政廳國家能源局四川監管辦公室四川省能源局
2017年5月11日
2017年度推進電力價格改革十項措施
一、降低豐水期水電標桿上網電價。自2017年6月1日起至10月31日，降低四川電網（含直供區、“子公司改分公司”、全資及控股供電公司，下同）調度的水電標桿上網電價8厘/千瓦時（合同電量）；其他執行政府定價的水電以及西南電網調度的留川水電上網電價同步下調。（牽頭單位：省發展改革委）
解讀：當前四川省電力供需寬松，尤其是水電供大于求的矛盾較為突出。豐水期結束后恢復執行原政府定價。
二、推進風電和光伏發電上網電價市場化。四川電網風電和光伏豐水期發電量全部參與電力市場化交易。未參與市場化交易上網電量由電網企業按照四川電網豐水期市場交易價格進行結算。（牽頭單位：省發展改革委、省經濟和信息化委，參加單位：四川能源監管辦、省能源局）
解讀：按照國家推進能源價格改革，建立有利于激勵降低成本的電價機制，逐步實現風電和光伏發電上網電價市場化有關精神，結合周邊省份推進新能源發電上網電價市場化的經驗，并考慮我省電力供應階段性過剩、豐水期棄水矛盾突出、目前水電參與市場化的程度已經較高等實際情況。
三、放開天然氣分布式發電余電上網電價。國家批復四川電網輸配電價后，全省天然氣分布式發電以熱（冷）定電的余電上網電量全部實行市場化交易，上網電價與電網企業和電力用戶自行協商確定或通過電力市場交易平臺形成。（牽頭單位：省發展改革委，參加單位：省經濟和信息化委、四川能源監管辦、省能源局）
解讀：為積極推進發電側電價市場化，合理引導天然氣分布式發電項目投資，今年先行放開天然氣分布式發電余電上網電價。待國家批復四川電網輸配電價后，全省天然氣分布式發電以熱（冷）定電的余電上網電量全部實行市場化交易。
四、加快推進輸配電價改革。爭取國家盡快批復四川電網輸配電價，對四川電網供區執行統一輸配電價。推進四川電網供區同網同價，合理安排制定統一目錄銷售電價。其他地方電網城鄉居民用電已通過四川電網躉售電價實現同價的，保持電價水平不變。研究新增配電網配電價格管理辦法，以及四川電網供區以外的地方電網輸配電價改革方案。（牽頭單位：省發展改革委，參加單位：省經濟和信息化委、四川能源監管辦、省能源局）
解讀：四川電網輸配電價方案已上報國家發展改革委。待國家批復方案后，將在四川電網直供區、全資及控股公司供區執行統一輸配電價，推進“同網同價”。同時，還將按照國家統一部署，研究新增配電網配電價格管理辦法，以及四川電網供區以外的地方電網輸配電價改革方案，實現四川電網輸配電價改革與售電側改革、與地方電網輸配電價改革相銜接。
五、實施電能替代輸配電價。經國家發展改革委批準后，對2017年1月1日以后改造和新建燃煤、燃油、燃氣鍋爐電能替代等項目輸配電價按藏區留存電量輸配電價執行，電網企業對上述項目的電費收入單獨核算并納入準許收入中統籌平衡，相關電量不納入工商業輸配電價測算。（牽頭單位：省發展改革委，參加單位：省經濟和信息化委、四川能源監管辦、省能源局）
解讀：為切實發揮電價杠桿促進電能替代的作用，推出此條。同時，支持鼓勵電能替代項目通過合理使用電力系統低谷電、與發電企業開展直接交易等多種方式降低用電成本。
六、取消停征部分政府性基金及附加。自2017年4月1日起，取消城市公用事業附加，相應降低各類銷售電價。自2017年4月1日起至2020年12月31日，暫停征收小型水庫移民扶助基金，相應調整銷售電價。（牽頭單位：財政廳，參加單位：省發展改革委、省經濟和信息化委、四川能源監管辦、省能源局）
解讀：2016年四川省已對工商企業用電暫停征收城市公用事業附加每千瓦時1分錢。2017年4月1日起全面取消城市公用事業附加，自4月1日起至2020年12月31日暫停征收小型水庫移民扶助基金。
七、組織實施好直購電政策。擴大直購電量規模到500億千瓦時左右。降低直購電用戶電量準入條件，2016年已納入直購電范圍的企業原則上保持不變，新增用戶電量準入標準由年用電量1000萬千瓦時降至600萬千瓦時，對高新技術企業年用電量標準降至300萬千瓦時。按照市場化改革方向加快完善電力市場體系，實施雙邊協商交易、集中競價交易、掛牌交易等多種交易。（牽頭單位：省經濟和信息化委，參加單位：省發展改革委、四川能源監管辦、省能源局）
解讀：直購電量規模由去年380億千瓦時擴大到500億千瓦時；用戶準入條件大幅降低；同時，還將按照市場化改革方向，實施多種交易。
八、組織實施好留存電量政策。組織實施2017年度甘孜、阿壩、涼山州留存電量實施方案，支持甘眉工業園區、成阿工業園區、德阿產業園區等“飛地”園區用戶使用留存電量。實行留存電量計劃年中評估調整機制，對未完成的留存電量通過市場化交易實施。（牽頭單位：省發展改革委、省經濟和信息化委，參加單位：四川能源監管辦、省能源局）
解讀：留存電量政策是國家支持四川省藏區經濟社會發展和民生改善的價格政策。2017年度甘孜、阿壩、涼山州留存電量實施方案已經批復實施，留存電量用戶涵蓋民生、旅游以及符合國家產業、環保和節能減排政策要求的工業企業。甘眉工業園區、成阿工業園區、德阿產業園區等“飛地”園區用戶也納入用戶名單，有利于促進民族地區發展“飛地經濟”。此外，為用好用足留存電量政策，充分發揮政策效應，今年將實行留存電量計劃年中評估調整機制，對未完成的留存電量通過市場化交易實施。
九、實施豐水期臨時性富余電量政策。豐水期富余電量基數維持2016年基數不變，工業企業用電量超過基數的增量部分確定為富余電量。富余電量交易價格為0.07元/千瓦時—0.10元/千瓦時，通過集中掛牌等方式實施。（牽頭單位：省經濟和信息化委、省發展改革委，參加單位：四川能源監管辦、省能源局）
解讀：在工業用電領域實施富余電量政策，是鼓勵工業企業擴大電力消費，促進豐水期富余水電消納和減少棄水的政策措施。
十、試行豐水期居民生活電能替代電價。為鼓勵居民增加用電，減少水電棄水，自2017年6月1日起至10月31日，對四川電網“一戶一表”城鄉居民用戶（含與直供區同價的“子公司改分公司”、全資及控股供電公司居民用戶）試行電能替代電價，由國網四川省電力公司采用市場化方式代居民用戶采購豐水期富余電量。在維持現行居民生活用電階梯電價制度基礎上，對月用電量在181千瓦時至280千瓦時部分的電價下移0.15元/千瓦時，月用電量高于280千瓦時部分的電價下移0.20元/千瓦時。（牽頭單位：省發展改革委，參加單位：省經濟和信息化委、四川能源監管辦、省能源局）
解讀：2016年四川省居民生活用電量392.7億千瓦時，同比增長15.2%。為進一步擴大居民電力消費，鼓勵居民多用豐水期余電，緩解豐水期棄水壓力，今年將探索在居民生活用電領域推行電能替代和實施富余電量政策。在不改變國家現行居民生活用電階梯電價制度基礎上，自6月1日起至10月31日，對四川電網“一戶一表”城鄉居民用戶（含與直供區同價的“子公司改分公司”、全資及控股供電公司居民用戶）試行電能替代電價。其中：月用電量在181千瓦時至280千瓦時部分的電價下移0.15元/千瓦時，月用電量高于280千瓦時部分的電價下移0.20元/千瓦時，由電網企業通過市場化方式代購豐水期富余電量的方式實施?，F行居民低谷時段優惠電價、城鄉“低保戶”和農村“五保戶”免費用電基數等政策保持不變。
