【深度报告】中国上网电价机制现状及其问题(涉及火电、水电、风电、核电等)-第3页-北极星火力发电网

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煤电价格联动机制也存在一些问题：

第一，终端销售电价、上网电价与煤电价格之间的联动机制运行不畅，不能够按时、足额的疏导煤电矛盾。2008 年 8 月 20 日，国家甚至单边调整上网电价，销售电价不作调整，电力行业承担了上游成本增加的压力，严重制约了电力行业的可持续发展。

第二，联动政策在机制上可能会造成轮番涨价的结果。正是由于发现了这个问题，所以从 2006 年开始，国家停止执行煤电联动政策。

2005 年 5 月 1 日，国家发展改革委关于印发电价改革实施办法的通知(附：《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、《销售电价管理暂行办法》)。

2007 年 7 月 1 日，《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》主要确认，燃煤机组脱硫标杆上网电价:自 2004 年起，国家发展改革委对各省(区、市)电网统一调度范围的新投产燃煤机组不再单独审批电价，而是事先制定并公布统一的上网电价，称为燃煤机组标杆上网电价。其中，安装脱硫设施的燃煤机组上网电价比未安装脱硫设施的机组每千瓦时高出 1.5 分钱。

电厂使用的煤炭平均含硫量大于 2%或者低于 0.5%的省 (区、市)，脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。

标杆电价政策实行初期，曾经区分不同单机容量制定标杆电价。考虑标杆电价政策本身就包括引导发电企业选择高效率机组的功能，因此，目前标杆电价不再考虑单机容易的差异，分省对所有新建燃煤机组执行统一标杆电价。

标杆电价是根据分省平均发电成本计算得出来，计算过程中必然要对未来的参数进行假设，如发电利用小时等。影响火电机组上网电价的因素主要有煤价、单位造价、年发电利用小时数、机组固定成本、长期贷款利率、折旧率、自有资金比例和还贷年限等，这些因素对标杆电价的影响的程度是不同的。

2008 年 7 月, 国家发展改革委发出电价调整通知，分别发布《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》(发改价格[2008]1677 号)，《国家发展改革委关于调整东北电网电价的通知》(发改价格[2008]1678 号)，《国家发展改革委关于调整西北电网电价的通知》(发改价格[2008]1679 号)，《国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知》(发改价格[2008]1680 号)，《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》(发改价格[2008]1681 号)，《国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知》(发改价格 [2008]1682 号)。

2009 年 11 月, 国家发展改革委发出电价调整通知，分别发布《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》(发改价格[2009]2919 号)，《国家发展改革委关于调整东北电网电价的通知》(发改价格[2009]2920 号)，《国家发展改革委关于调整西北电网电价的通知》(发改价格[2009]2921 号)，《国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知》(发改价格[2009]2924 号)，《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》(发改价格[2009]2925 号)，《国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知》(发改价格 [2009]2926 号)。

2011 年 12 月，国家发展改革委发出电价调整通知，分别发布《国家发展改革委关于调整南方电网电价的通知》(发改价格[2011]2618 号)，《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》(发改价格[2011]2619 号)，《国家发展改革委关于调整东北电网电价的通知》(发改价格[2011]2620 号)，《国家发展改革委关于调整西北电网电价的通知》(发改价格[2011]2621 号)，《国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知》(发改价格[2011]2622 号)，《国家发展改革委关于调整华中电网电价的通知》(发改价格 [2011]2623 号)。

2013 年 9 月，《国家发展改革委关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》(发改价格[2013]1942 号)，《关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》(发改价格[2013]1651 号)，对脱硝达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高 1 分钱;对采用新技术进行除尘、烟尘排放浓度低于 30mg/m3 (重点地区低于 20mg/m3 )，并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高0.2 分钱。

2014 年 8 月 20 日，《国家发展改革委关于进一步疏导环保电价矛盾的通知》(发改价格〔2014〕1908 号)，进一步降低燃煤机组上网电价，降价部分用于支付环保电价。

2015 年 12 月 2 日，《国家发展改革委关于燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》(发改价格[2015]2835 号)，对经所在地省级环保部门验收合格并符合超低限值要求(即在基准含氧量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10mg/Nm3 、35mg/Nm3 、50mg/Nm3 )的燃煤发电企业给予适当的上网电价支持。其中，对 2016 年 1 月 1 日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时 1 分钱(含税);对 2016 年 1 月 1 日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时 0.5 分钱(含税)。

2015 年 12 月 27 日，《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格〔2015〕3105 号)，全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约 3 分钱，支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展，将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准，提高到每千瓦时 1.9 分钱。

2015年 12月 31日，《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格[2015]3169 号)，对煤电价格实行区间联动。以 5000 大卡/千克代表规格品电煤价格为标准，当周期内电煤价格与基准煤价相比波动不超过每吨 30 元(含)的，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制。当周期内电煤价格与基准煤价相比波动超过每吨 30 元的，对超过部分实施分档累退联动，即当煤价波动超过每吨 30 元且不超过 60 元(含)的部分，联动系数为 1;煤价波动超过每吨 60 元且不超过 100 元(含)的部分，联动系数为 0.9;煤价波动超过每吨 100 元且不超过 150 元(含)的部分，联动系数为 0.8;煤价波动超过每吨 150 元的部分不再联动。按此测算后的上网电价调整水平不足每千瓦时 0.2 分钱的，当年不实施联动机制，调价金额并入下一周期累计计算。按煤电价格联动机制调整的上网电价和销售电价于每年 1 月 1 日实施。

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