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為規范我省天然氣發電上網電價管理，促進天然氣發電產業健康發展，根據《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》（發改價格〔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，現就我省天然氣發電上網電價的有關問題明確如下：
一、結合天然氣發電機組的特性，區分調峰、熱電聯產機組（含10MW以上天然氣分布式能源），按照天然氣發電平均先進成本、社會效益和承受能力、企業合理回報等原則確定上網電價。
二、根據我省天然氣發電和天然氣利用的實際情況，調峰機組、熱電聯產機組的平均核價利用小時數分別暫定為3500小時和5500小時。符合國家有關規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，天然氣發電上網電價采取與天然氣門站價格聯動的方式，具體聯動公式如下：
天然氣發電上網電價=固定部分+（天然氣門站價格+平均短管輸費）×稅收調整因素/發電氣耗，其中：
（一）固定部分（含運行維護費用、發電利潤及稅金）：調峰機組、熱電聯產機組分別為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）稅收調整因素：1.035（天然氣稅率13%、電力稅率17%）；
（四）發電氣耗：調峰機組、9F供熱機組取5千瓦時/立方米，熱電聯產機組取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產上網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、天然氣發電上網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電價，及時與相關天然氣發電企業結算電費；電價空間不足時，優先解決分布式機組和2015年底前投產的機組，其他機組先按燃煤標桿上網電價進行結算，其余部分在國家發展改革委銷售電價調整后，予以解決。
六、天然氣發電的調試電價按照核定天然氣發電上網電價（2015年按每千瓦時0.69元）的80%結算，自2015年4月1日起執行。
七、熱電聯產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產機組供熱價格。對供熱價格達不到合理成本的，有條件的地區地方政府應給予補貼或其他政策優惠。
八、考慮到2015年天然氣價格變動較大、企業經營狀況以及電價空間結余情況，調峰機組自2015年1月1日、熱電聯產機組自2015年4月1日起上網電價在原電價基礎上每千瓦時提高0.026元。
九、我局將根據國家政策調整、省內天然氣發電發展、政策實施效果等情況，對天然氣發電上網電價政策實施動態管理。
江蘇省物價局
2015年11月26日