【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4页-北极星火力发电网

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2.2 水电电价

水电上网电价政策呈现多样化格局，水电上网电价根据情况分别按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推三种方法确定。

2001年4月，原国家计委出台了《关于规范电价管理有关问题的通知》(计价格〔2001〕 701 号)，通知规定，上网电价由按发电项目还贷需要核定还贷期还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。已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。

2004 年国家发展和改革委员会《关于疏导华北、南方、华中、华东、东北、西北电价矛盾有关问题的通知》(发改价格〔2004〕1036、1037、1038、1039、1124、1125 号)对于水电较丰富的地区，核定了水电标杆电价。

其中，湖南 315 元/千千瓦时，四川 280 元/千千瓦时，广西、陕西 260 元/千千瓦时，云南、贵州 215 元/千千瓦时，甘肃、宁夏、青海 227 元/千千瓦时。2005 年和 2006 年煤电联动时，相关省区对水电标杆电价进行了相应调整。

但是，由于不同水电站开发成本差异大、调节能力不同以及水电税率差异等原因，统一水电标杆电价政策难以满足水电定价要求，因此，国家之后的电价调整中逐步取消了各地水电标杆电价政策(2009 年 11 月 20 日调价取消青海等)。

目前只有三峡水电站是依据受电地区市场情况倒推确定上网电价的电站。国务院批准的三峡电能定价机制(计基础〔2001〕2668 号)为：在实行“竞价上网”之前，三峡上网电价分别为各省市的平均上网电价减去国家核定的输电电价，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动;在实行“竞价上网”之后，三峡电力按国家分配的方向和数量，参与各地电力市场的竞争，实行由市场供需关系形成电价。

2014 年 1 月 11 日，《国家发展改革委关于完善水电上网电价形成机制的通知》(发改价格【2014】61 号)，各省(区、市)水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定。水电比重较大的省(区、市)，可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。

2.3 核电电价

我国核电上网电价采用了三种测算方法，还本付息电价测算方法、经营期电价测算方法和本-利测算方法。

本-利浮动电价模式是广东大亚湾核电站电价借鉴了国外公用事业的定价模式而采用的特殊电价机制，其上网电价是一个不确定值，由合营双方协商平衡后确定。

大亚湾核电站内外销电价与当地火电价格相比均具备一定的价格优势。其中外销电价按照合营合同规定采用“成本+利润”的方式确定，2003 年以来基本在 6-6.6 美分/千瓦时之间。内销电价由国家确定，2004 年-2006 年，内销电价为 0.414 元/千瓦时;2007年后内销电价为 0.42 元/千瓦时。这种定价机制十分特殊，2009 年已经不再采用，主要采用的是经营期电价方法。

表 3 核电电价水平(元/千瓦时)

2013 年 7 月，国家发改委《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》(发改价格[2013]1130 号)，将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆电价为每千瓦时 0.43 元。核电标杆电价保持相对稳定，今后将根据核电技术进步、成本变化、电力市场供需状况等对核电标杆电价定期评估并适时调整。

2.4 风电电价

2003 年，国家发展改革委办公厅关于开展全国大型风电场建设前期工作的通知(发改办能源[2003]408 号)。

2003 年，国家发展改革委关于印发风电特许权项目前期工作管理办法及有关技术规定的通知(发改能源[2003]1403 号)。

2003 年到 2005 年，是风电电价的“双轨制”阶段，招标和审批电价并存，这个阶段与前一阶段的分界点是首期特许权招标。2003 年国家发展和改革委员会组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。而在省(区)项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式，出现招标电价和审批电价并存的局面。

2005 年 3 月，颁布《可再生能源法》对可再生能源的电价管理原则做出了规定。

2006 年，国家发改委会同国家电监会制定《可再生能源发电价格和费用分摊管理暂行办法》〔2006〕7 号文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院电价主管部门按照招标形成的电价确定”。根据该文件，部分省(区、市)，如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。

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