发电侧电价政策沿革-北极星售电网

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改革开放以来，我国发电侧上网电价政策随着经济体制改革、电力供需形势变化经历了还本付息电价、经营期电价、标杆电价、竞价上网等阶段。梳理如下：

（来源：微信公众号“电力市场随感”）

一、还本付息电价

1985年以前，我国实行高度垄断的电价管理制度，实行计划建设、计划发电、计划供电、计划用电体制，进入80年代中期以后，全国性缺电局面日益严重。在此背景下，1985年4月，国家经济委员会、国家计划委员会、水利电力部、国家物价局发布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，决定改革国家统一出资建设电力设施和统一制定电价的办法，允许除国家以外的其他投资者投资发电项目，包括外资、地方政府和社会投资者，促成大量投资流向发电领域。“多种电价”包括：

1.一厂一价：1985年以前主要利用政府拨款建设的电厂以及1985年至1992年期间利用补贴的政府贷款建设的电厂，上网电价=定额发电单位成本+发电单位利润+发电单位税金，实行一厂一价，一次核定多年有效；

2.还本付息电价：1986年-1992年期间建设的非中央政府投资的电厂以及1992年以后建设的所有电厂，按还本付息原则核定电价。上网电价=定额发电单位成本+发电单位还贷利润-发电单位折旧还贷额+发电单位投资回报和企业留利+发电单位流转税和所得税。实行一厂一价或一机一价，一年一核定。还本付息电价受电厂（机组）个别投资成本影响，激发了各方集资办电的热情，较短时期内解决了严重缺电的局面；但是由于发电投资成本缺乏有效约束机制，导致上网电价持续上涨。

从1997年开始，电力供需形势开始出现逆转，1997-2001年之间的供应充足甚至过剩。这与1985年开始实施鼓励多元投资和多种电价制度紧密相关，但是电力供应基础不牢固，属于短期内供大于求。

还本付息电价法对电厂固定成本而言是“事后定价”，即，核价时固定成本参数选择该项目本身的投资造价，可以确保发电项目收回投资，对发电企业工程造价没有约束。对于燃料成本而言是“事前定价”，即，核价时变动成本部分采用标准供电煤耗，而非项目本身的供电煤耗，发电企业仍可以通过降低煤耗（降低变动成本）的方式提高利润，即在还本付息电价下仍有降低变动成本的动机

二、经营期电价

2001年，原国家计委出台《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），是从还本付息电价向经营期电价过渡的标志性文件。将按电力项目还贷期还本付息需要定价，改为按社会平均先进成本定价，加强了电力企业的成本控制意识。文件明确发电项目经营期：火电20年、水电30年。

经营期电价法对发电企业固定成本而言仍是事后定价，但延长了贷款期限，电价水平有所降低，对发电企业工程造价仍旧没有约束。

三、标杆电价

从2004年开始，对新投产的燃煤机组在省网区域范围执行标杆电价政策，标杆电价以管制电价形式出现，一定程度上引入了市场竞争机制，是上网电价形成机制的革命性转变。但标杆电价机制本质上仍是一种经营期定价机制，但与经营期电价核定一厂一价定价机制相比，标杆电价不再考虑各电厂自身投资和特殊成本，对同类电厂执行相同的标杆电价。如燃煤电厂标杆电价，不考虑机组单机容量、机组台数、煤耗数据、用煤来源及煤价等。

2004年标杆电价的核定方法：以当年京津唐电网新机组上网电价为参照，主要考虑各地区煤炭价格差异分别确定各省标杆电价水平；以单机30万千瓦机组和当时的供电煤耗水平确定标杆电价。目前，随着技术进步、燃煤机组单机容量扩大、单位造价大幅降低、发电煤耗大幅降低，而历史上标杆电价调整仅针对电煤的价格变化，未考虑机组性能进步等因素。

标杆电价法不论对固定成本（投资造价），还是变动成本（燃料成本），核价时的参数选择均采用较先进的社会平均成本，即均为“事前定价”，对工程造价实现约束，电价水平进一步降低。

原标题：发电侧电价政策沿革

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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