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《印尼的增加项目设计过程价值的政策研究》

  • 来源专题：食物与营养
  • 编译者： lixiaoman
  • 发布时间：2016-12-01

  • 综合参与发展与灌溉管理项目面向印尼东部和西部，预计2016年落实，届时将面向16个省份下的74个区，帮助当地依赖灌溉农业生存的小农户，促进印尼小型灌溉农业的发展。该项目总开支预计约为10亿美元。

    印尼政府于2014年请求国际农业发展基金与亚洲开发银行联手，设计新的灌溉农业投资项目，并提供相应资金支持。可见，印尼政府希望借助外部资金开发项目，为如今印尼面临的发展问题寻求新的解决方案，希望在产品、解决措施、技术等项目创新方面取得进展，而且印尼政府也学到了落实项目的经验，并利用这样的经验来制定新的政策，做出新的制度安排，落实新的项目。国际农业发展基金将会参与项目设计，并提供相应资金支持，这无疑将为印尼政府实现目标提供助力。

  • 原文来源：;https://www.ifad.org/documents/10180/db92f885-8db3-41d6-afd3-e5efd2872a12
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  • 《 风电项目电价政策汇总 》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-01-03
    • 一、前言 风电项目电价政策事关项目投资收益，与规模管理政策一同构成规范行业发展的重要支柱。近年来，随着技术水平的进步和行业发展状况的变化，我国风电项目电价政策不断调整。 本文主要以时间为脉络对风电项目的电价政策演变过程进行回顾和汇总，同时兼顾一些特殊的电价认定规则，力求尽可能较为全面地梳理出电价政策的全貌。 二、不同时期的风电项目电价政策 (一)政府定价(2003年之前) 1994年7月26日，电力工业部印发的《风力发电场并网运行管理规定(试行)》[1]第七条规定，风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，并兼顾用户承受能力，增值税在价外计征。高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。 1999年1月12日，国家计委和科技部发布《关于进一步支持可再生能源发展有关问题的通知》(计基础[1999]44号)，首次专门对可再生能源并网发电项目的电价进行规定。通知规定，可再生能源并网发电项目在项目建议书阶段应出具当地物价部门对电价的意向函，可行性研究阶段由当地物价部门审批电价(包括电价构成)，并报国家计委备案。项目在还款期内实行“还本付息+合理利润”的定价原则，高出电网平均电价的部分由电网分摊;还本付息期结束以后的电价按电网平均电价确定。 1999年11月22日，《国家经济贸易委员会关于进一步促进风力发电发展的若干意见》(国经贸电力〔1999〕1286号)规定，电网管理部门收购风电电量，应以物价部门批准的上网电价全部收购，其电价高于电网平均电价的部分在全省(区、市)电网范围内均摊。 在1999年至2000年之间，国家计委曾根据前述文件确定的原则对多个风电项目的电价作出批复，包括： (1)1999年8月31日，《国家计委关于调整新疆自治区电网电价有关问题的通知》(计价格(1999)1152号)[2]核定新疆自治区新建成投产的风力发电厂机组上网电价(含税)为每千瓦时0.533元。上述电价为整个经营期电价。 (2)1999年12月16日，《国家计委关于调整京津唐电网电价有关问题的通知》(计价格(1999)2239号)[3]核定京津唐电网新建成投产的长城风电机组上网电价(含税)为每千瓦时0.8106元。上述电价为整个经营期电价。 (3)2000年4月6日，《国家计委关于调整内蒙古自治区电网电价有关问题的通知》(计价格(2000)401号)[4]核定内蒙古西部电网新建成投产的风电场机组上网电价为每千瓦时0.671元。以上电价为经营期电价。 (4)2000年6月27日，《国家计委关于调整东北三省电网电价有关问题的通知》(计价格〔2000〕880号)[5]核定吉林通榆风电厂(含送出工程)机组上网电价(含税)为每千瓦时0.992元(含电网线损)。上述电价为整个经营期电价。 (5)2000年7月4日，《国家计委关于调整山东省电网电价有关问题的通知》(计价格[2000]876号)[6]核定长岛风电上网电价(含税)为每千瓦时0.9元。 2001年4月23日，《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》(计价格〔2001〕701号)[7]规定，在建立电力市场、实行竞价上网之前，为了防止新建发电项目投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。现有发电企业已按还贷期核定上网电价的，也统一改为按剩余经营期核定平均上网电价。还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价;仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期(整个经营期减已运行年限)重新核定上网电价。根据该文件要求，国家计委又多次核定了多个风电项目的电价，主要包括： (1)2002年1月25日，《国家计委关于疏导北京市电价矛盾有关问题的通知》(计价格〔2002〕91号)[8]将张家口长城风电上网电价(含税)降低为每千瓦时0.65元。 (2)2002年2月20日，《国家计委关于河北北部电网电价调整和城乡用电同价问题的通知》(计价格[2002]242号)[9]将张家口长城风电上网电价(含税)降低为每千瓦时0.65元。同时核定新投产红松风电电厂上网电价为每千瓦时0.65元。 (3)2002年2月20日，《国家计委关于疏导天津市电价矛盾及天津市实现城乡用电同价有关问题的通知》(计价格[2002]243号)[10]决定适当降低向天津供电的发电企业上网电价，降价后张家口长城风电公司上网电价为(含税)每千瓦时0.65元。 (4)2002年11月29日，《国家计委关于甘肃省疏导电价矛盾和实现城乡用电同价问题的通知》(计价格〔2002〕2611号)[11]核定新投产洁源风电公司玉门风电场上网电价每千瓦时为0.65元。 (5)2002年12月5日，《国家计委关于疏导宁夏自治区电价矛盾的通知》(计价格〔2002〕2662号)[12]核定新投产的贺兰山风电电厂上网电价每千瓦时为0.53元。 (6)2003年5月28日，《国家发展改革委关于疏导辽宁省电价矛盾的通知》(发改价格〔2003〕424号)[13]核定新投产的彰武、法库、康平和大连风电场上网电价为每千瓦时(含税)0.55元。 (二)政府定价和政府指导价/招标电价(2003年-2008年) 2003年7月9日，《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》(国办发〔2003〕62号)规定，风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，电力市场成熟时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。 2005年3月28日，《国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知》(发改价格〔2005〕514号)[14]规定，常规水力发电企业及燃煤、燃油、燃气发电企业(包括热电联产电厂)、新建和现已具备条件的核电企业参与市场竞争;风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，适时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。 2005年7月4日，《国家发展和改革委员会关于风电建设管理有关要求的通知》(发改能源〔2005〕1204号)[15]规定，风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定，并向社会公布。风电特许权建设项目的电价通过招标方式确定，但是，不得高于国务院价格主管部门规定的上网电价水平。 2006年1月5日，国家发展改革委印发的《可再生能源发电有关管理规定》第七条规定，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行;电网企业收购和销售非水电可再生能源电量增加的费用在全国范围内由电力用户分摊，具体办法另行制定。 2006年1月4日，国家发展改革委印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)第五条第一款规定，可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格。第六条规定，风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院价格主管部门按照招标形成的价格确定。 此后，国家发展改革委亦有单独核定具体项目电价的例子，如：2007年12月3日，《国家发展改革委关于核定河北张家湾、黑龙江乌尔古力山等风电项目上网电价的批复》(发改价格〔2007〕3303号)核定并公布了河北张家湾、黑龙江乌尔古力山、辽宁昌图辽能协鑫、内蒙古巴彦诺尔公、宁夏贺兰山三期、新疆小草湖、山西右玉、福建漳浦六鳌风电场二期等72个风力发电项目的上网电价。上述电价自风电机组并网发电之日起执行至累计发电利用小时数达到30000小时;累计发电利用小时数达到30000小时之后执行当地平均上网电价，具体价格由国家价格主管部门确定。再如：2008年7月23日，《国家发展改革委关于核定黑龙江马鞍山、辽宁阜新等风电项目上网电价的批复》(发改价格[2008]1876号)核定并公布了黑龙江马鞍山、辽宁阜新一期、吉林大岗子一期、河北满井三期、山西左云五路山、湖北九宫山一期、内蒙古赤峰克旗达里四期、河南南阳方城、甘肃白银捡财塘、山东中电长岛、福建平潭长江澳二期等风力发电项目的上网电价。各风电场累计等效满负荷发电30000小时之前，按批复的上网电价执行;等效满负荷发电30000小时之后，按当地届时平均上网电价执行，具体价格由国务院价格主管部门确定。 在法律层面，《中华人民共和国可再生能源法》(2005年2月28日第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议通过 根据2009年12月26日第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议《关于修改〈中华人民共和国可再生能源法〉的决定》修正)第十九条规定，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。依照本法第十三条第三款规定实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行;但是，不得高于依照前款规定确定的同类可再生能源发电项目的上网电价水平。 总结这一时期的风电项目电价政策，可以概括为“政府定价和招标确定电价并行”。 (三)风电标杆上网电价和招标电价(2009年-2018年) 2009年-2014年 国家发展改革委于2009年7月20日印发的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格〔2009〕1906号)首次针对陆上风电项目提出了“标杆上网电价”的概念。 发改价格〔2009〕1906号文规定，分资源区制定陆上风电标杆上网电价，按风能资源状况和工程建设条件，决定将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。今后新建陆上风电项目，包括沿海地区多年平均大潮高潮线以上的潮上滩涂地区和有固定居民的海岛地区，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。跨省区边界的同一风电场原则上执行同一上网电价，价格标准按较高的风电标杆上网电价执行。 需要注意的是，上述规定自2009年8月1日起实行。2009年8月1日之前核准的风电项目，上网电价仍按原有规定执行。 2011年7月12日，《国家能源局关于分散式接入风电开发的通知》(国能新能〔2011〕226号)规定，电网企业对分散式多点接入系统的风电发电量应认真计量、全额收购。风电发电量的电价补贴执行国家统一的分地区补贴标准。 2014年6月5日，《国家发展和改革委员会关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2014〕1216号)[16]规定，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税，下同)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。2017年及以后投运的海上风电项目上网电价，国家发改委将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况研究制定。 2015年-2018年 在2014年年底至2016年年底期间，国家发改委陆续发布多份文件对2015年至2018年的陆上风电项目上网标杆电价标准进行调整，主要文件及其内容摘要如下[17]： (1)《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号) 2014年12月31日，《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)规定，对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。 需要注意的是，上述规定适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。 (2)《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格(2015)3044号) 实行陆上风电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。 需要注意的是，2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行2016年、2018年的上网标杆电价。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。2018年前如投资运行成本发生较大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。 该文件于2015年12月22日发布，自2016年1月1日起执行。 (3)《国家发展和改革委员会关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格(2016)2729号) 根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，2018年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价具体价格标准如下： 需要注意的是，根据上表附注，2018年1月1日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行2018年的标杆上网电价。2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。2018年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电项目但于2019年底前仍未开工建设的，执行2018年标杆上网电价。2018年以前核准但纳入2018年1月1日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目，执行2018年标杆上网电价。 此外，对非招标的海上风电项目，仍然区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价，其中近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元，该标准未发生变化。 该文件于2016年12月26日发布，自2017年1月1日起执行。 (四)风电指导价/竞价电价(2019年-2020年) 2019年5月21日，国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)，对风电项目上网电价政策进行了较大调整。 针对陆上风电项目，将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元(含税、下同);2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价，下同)的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。参与分布式市场化交易的分散式风电上网电价由发电企业与电力用户直接协商形成，不享受国家补贴。不参与分布式市场化交易的分散式风电项目，执行项目所在资源区指导价。另外，2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴;2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。 针对海上风电项目，将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。此外，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。 国家能源局于2019年5月28日印发的《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号)附件1《2019年风电项目建设工作方案》规定，2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区指导价，同时不得设置竞争最低限价。 (五)平价和低价(2017年至今) 2017年-2020年 2017年5月17日，《国家能源局综合司关于开展风电平价上网示范工作的通知》印发，首次在全国范围内开展风电平价上网示范工作。示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，相关发电量不核发绿色电力证书。2017年8月31日，国家能源局以《国家能源局关于公布风电平价上网示范项目的通知》(国能发新能[2017]49号)文件公布了河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等5个省(区)的13个风电平价上网示范项目，总规模共计70.7万千瓦。 2019年1月7日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号)，要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目(以下简称平价上网项目)，引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目(以下简称低价上网项目)。据此，平价上网项目执行的电价标准为燃煤标杆上网电价，低价上网试点项目执行的上网电价低于燃煤标杆上网电价。 2021年至今 国家发展改革委于2021年6月7日印发的《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〕833号)开启了陆上风电项目的全面平价时代。文件规定，2021年起，对新核准陆上风电项目(以下简称“新建项目”)，中央财政不再补贴，实行平价上网。2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行;新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。2021年起，新核准海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。 三、关于电价的特殊认定规则 (一)调试运行期上网电价和商业运营期上网电价 国家发展改革委、国家电监会和国家能源局于2009年10月11日印发的《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)明确了不同类型的发电机组进入商业运营前和商业运营后的电价确定规则。通知规定，在发电机组进入商业运营前，其调试运行期上网电价按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上网电价的一定比例执行，其中，水电按照50%执行，火电、核电按照80%执行，水电以外的可再生能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价;在发电机组进入商业运营后，除跨省、跨区域电能交易及国家另有规定的以外，其上网电量一律执行政府价格主管部门制定的上网电价。 据此，风电项目的调试运行期上网电价和商业运营期上网电价并无不同。 (二)全容量并网时间的上网电价 财政部办公厅于2020年11月18日印发的《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》(财办建〔2020〕70号)规定，按照国家价格政策要求，项目执行全容量并网时间的上网电价。对于履行程序分批次并网的项目，除国家另有明确规定以外，应按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价。项目全容量并网时间由地方能源监管部门或电网企业认定，如因技术原因等特殊原因确实无法认定的，为加快项目确权，暂按本文所附《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》进行认定。需要注意的是，该文件对存量项目具有溯及力。 (三)2022年国补核查确定的认定规则 2022年9月30日，国家发展改革委办公厅、财政部办公厅和国家能源局综合司联合印发《关于明确可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》(发改办运行〔2022〕853号)，明确了建设时间跨度大的风电项目上网电价的确定规则，即：若风电项目在核准有效期(依据《企业投资项目核准和备案管理条例》(国务院令第673号)第十二条：项目自核准机关作出予以核准决定或者同意变更决定之日起2年内未开工建设，如需可申请1次延期开工建设，期限最长不得超过1年)内开工建设，且在相关政策文件规定的并网时间之前完成全容量并网，则该项目上网电价按项目核准时所在资源区的风电上网电价政策确定。 四、总结 通过以上对风电项目电价政策演变过程的梳理可以发现，与光伏项目类似(光伏项目电价政策的梳理详见《光伏项目电价政策汇总》一文)，风电项目近十年间的电价政策变化亦较为频繁，并且不时出现后来出台的政策对之前政策进行修改、补充和解释说明等情况，因此系统、全面地理清电价政策的全貌对于正确认定某一具体项目的电价至关重要，望本文内容对各位行业同仁有所帮助。 (正文完) [1] 该文件已被《国家发展改革委关于废止部分规章和规范性文件的决定》(2016年1月1日发布;2016年1月1日实施)废止。 [2] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [3] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [4] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [5] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [6] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [7] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [8] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [9] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [10] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [11] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [12] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [13] 该文件已被《国家发展改革委宣布失效一批文件的公告》(2016年6月13日发布;2016年6月13日实施)废止。 [14] 该文件已被《国家发展和改革委员会公告2017年第5号—国家发展改革委决定废止的价格规范性文件目录》(2017年7月13日发布;2017年7月13日实施)废止。 [15] 该文件已被《国家发展和改革委员会关于废止、修改若干规范性文件的决定》(2013年12月16日发布;2013年12月16日实施)废止。 [16] 该文件已被《国家发展和改革委员会公告2017年第5号—国家发展改革委决定废止的价格规范性文件目录》(2017年7月13日发布;2017年7月13日实施)废止。
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  • 《成都生物所在长江上游生态屏障水资源保护政策研究获进展》
    • 来源专题：长江流域资源与环境知识资源中心 | 领域情报网
    • 编译者：changjiang
    • 发布时间：2019-12-31
    • 水资源危机是人类21 世纪面临的最为严重的资源问题。我国水资源人均占有量为2, 240 m3，约为世界人均占有量的1/4，在世界银行统计的153个国家中居第88位。我国16省（自治区、直辖市）人均水资源量严重不足，属于重度缺水。长江水资源总量为9, 883亿m3，占全国水资源总量的35%，支撑着全球超过6%的人口的水需求，其重要性不言而喻。再者，长江经济带被誉为中国经济的“金腰带”、中国经济的脊梁，事关国家安全、高效、可持续发展的全局。长江上游是长江经济带的水源区，其水资源保护及水源涵养对长江流域乃至全国水供给发挥重要作用。 过去长江上游流域有多样、稳定的植被生态系统，发挥着涵养水源、净化水质等重要生态系统服务功能，使全流域水资源的质量及供需分配处于较好的状态。 但是，近年来随着工农业生产和城镇建设迅速发展，长江上游地区植被的减少、生态系统稳定性降低、陆生生态系统退化，长江流域整体水质情况恶化，长江流域水资源分配出现严重问题，不少地区水资源的情势趋于恶化，并影响到中下游地区供水安全。 长江上游地区的水源涵养和水源净化的服务功能一旦进一步退化，水资源供给形势将进一步恶化，对长江、长江流域乃至全国将是灾难性的。 重庆位于长江流域上游，是我国西南、华中和华东三大经济区的交融区域。该地区拥有得天独厚的自然资源、相对较好的经济基础、庞大的市场容量和充足的人力资源，在未来经济发展中潜力巨大。同时该地区是长江流域生态屏障，其水环境的好坏，直接影响整个长江流域，具有牵一发而动全身的不可替代地位，肩负着守护好一江碧水的重要责任。为缓解长江流域的水资源问题，重庆建立和实施了一系列与水环境保护、水源涵养相关生态保护政策（包括饮用水源保护实施方案、森林工程、退耕还林和天然林保护工程等相关政策）。但已有研究发现这些政策不足以保障下游的水资源在未来的供给，未来在保持长江上游生态安全的同时，为实现长江流域水资源可持续发展寻找可行的政策解决方案具有挑战性。摆在政府和学者面前亟待解决的问题有以下三点：如何通过政策手段保证水资源供给？如何净化水污染，提高水资源质量？水资源外部性怎样内部化？ 为解决以上问题，中国科学院成都生物研究所生物多样性与生态系统服务领域地表过程与生态系统管理项目组潘开文研究员、熊勤犁等与吉首大学肖洋副教授、中山大学梁平汉教授合作，开发适用于长江上游的GEOMOD，InVEST模型，使用模型分析和预测在三种不同政策实施方案下水资源在未来的质量变化和供给情况，从而得到可以相比较的结果。通过比较2050年的三种情景来检验相关保护政策的有效性：方案1维持现有的政策，不考虑生态系统服务；方案2将生态系统服务纳入政策规划；方案3考虑到长江流域人民群众的水资源需求并将生态系统服务纳入政策规划，用于分析不同的生态政策实施与未来长江流域供给水源和净水变化之间的关系。研究表明2050年，长江上游在3种方案下，水量调节能力大幅增加（≤3, 000×103 m3 km-2），净水能力也大幅增加（污染物≤30 kg km-2）。 但是，遗憾的是方案1对解决水资源供给的空间异质性和需求没有任何帮助。相较于方案1，采用方案2、3则更大程度的减少长江流域水污染并增加产水量，满足当地居民的需求。改进后的两个方案对水源的总净变化分别是目前保护政策的1.35和1.34倍，水污染生态风险预期显著降低（分别为39.97%和37.58%）。改进后的两种方案将有助于长江上游通过改善水流调节和有效缓解人口稠密地区水质下降来获得更多的水资源效益。 方案3提供了未来最好的水环境发展情景，因为它考虑了不同地区水资源产量和净化的需求和供应特征。此外，研究发现长江经济带城市化将导致所有政策实施方案中的生态系统退化，导致水净化服务降低约7％。水净化服务对长江上游生态屏障生态系统服务正面影响和负面影响最大（分别为26%-47%和-7%），将水净化服务与政策规划相结合，将有效地提高整体生态系统功能稳定性和环境质量。为了降低未来水资源短缺的风险并增加长期用水的可能性，管理者必须更多地关注气候变化和人为干预对水资源的综合影响。但需要注意的是，本研究没有考虑不同位置的土地的经济价值，因此忽略了长江流域土地利用变化的成本和效益，但实际上许多土地利用变更决策都是由政府或相关参与者制定的。由于明确的财政预算、财政收入约束，这些决策者必须考虑农田、森林和城市建设用地的价格和潜在经济价值，这些实际价值的定价可能会导致政策导向的偏移，从而使理想的生态屏障水资源保护政策无法在现实中实施。虽然情景分析综合了政策和空间特征，可能代表不同土地类型的经济价值，但土地价格这一主要决策动因仍然未被本研究考虑。将来进一步的研究应明确地将不同土地的价格和经济价值引入水保护政策规划，采用“自下而上”的方法来协调长江经济带社会、经济和生态三元平衡，同时，考虑到有利于永续发展的水资源交易市场建立，最终实现长江上游生态屏障水资源保护政策 的优化、升级。 本研究是三峡大坝对长江流域生态系统服务功能影响研究（http://www.cas.cn/syky/201705/t20170508_4599932.shtml）及长江上游通过生态系统服务调整现有生态环境保护政策研究（http://www.cas.cn/syky/201812/t20181228_4675364.shtml）的延续，为长江上游生态屏障水资源保护提供参考，为长江流域政策制定者和利益相关方提供实现水资源保护和可持续发展提供可行建议，为保障人类福祉、我国永续发展奠定基础。 该研究获得国家重点研发计划 (2016YFC0502101)、国家自然科学基金（31700544）和西部之光“西部青年学者”项目（2016XBZG_XBQNXZ_B_005）的支助。近日以“A blessing for the Yangtze River: Optimization of Chinese regional policy planning for water yield and purification in the Three Gorges Reservoir Area”为题发表于期刊Environmental Science and Pollution Research。
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