主题：【原创】中国上网电价政策历史与现状 -- 周来九

前段时间做了个电力价格的研究报告，其中有一部分资料收集和整理，属于公开信息。藏在内部报告里无用，拿出来共享。

中国上网电价政策历史与现状

1、燃煤电价

1985年国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，改变了原来的单一制改为多家办电的形式。

1987年颁发《关于多种电价 实施办法的通知》，形成了指导电价、指令电价共存的，复杂的电价体系。

1993年-2002年，改革电力燃运加价办法，将燃运加价标准并入目录电价;全面推行峰谷电价办法;全面试行新电新价，适当调整电价水平。

1996年颁布的《电力法》对电价作出了专门规定。

1997年后采用经营期平均上网电价。

2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件，将正在执行的三段式还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价，新建电厂按经营期平均上网电价核定。

2002年，《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）、《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），逐渐形成发电、输配、售电的三环节电价。独立发电集团与电网之间形成上网电价，电网与最终用户之间形成销售电价。

2004年开始, 国家发展改革委出台了标杆上网电价和脱硫加价政策, 首次公布了各地的燃煤机组发电统一的上网电价水平，对燃煤机组标杆电价区分为脱硫机组标杆电价和未脱硫机组标杆电价，并在以后年度根据发电企业燃煤成本的变化进行了适当调整。规定脱硫电厂上网电价每千瓦时提高1.5分钱。

2004年12月15日，国家发展和改革委员会会同国家电力监管委员会颁布了《关于建立煤电价格联动机制意见通知》（发改价格〔2004〕2909号），并于2005年和2006年两次启动煤电联运政策。原因：我国发电机组中约70%为燃煤机组，发电成本中燃料成本占70%左右，煤价变化对火电上网电价影响较大。

煤电价格联动机制规定上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动。

2004年提高火电煤炭涨价0.7分钱

2005年提高销售电价2.52分钱，其中火电上网电价提高1.8分钱

2006年提高销售电价2.49分钱，其中火电上网电价提高0.88分钱

2008年第一轮提高销售电价2.61分钱，其中火电上网电价提高1.7分钱

2008年第二轮销售电价不提高，其中火电上网电价提高2分钱

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。

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。

3、核电

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。

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。

4、风电

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。

风电场装机容量在50MW以下，以省内核准的形式确定上网电价。各地核准的电价也差别较大，但一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.25元/千瓦时的电网补贴。

2009年7月，国家发展和改革委员会发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改电价〔2009〕1906号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。将全国分为四类风能资源区， 风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

全国风力发电标杆上网电价表

2014年6月，国家法改委发布《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格［2014］1216号），规定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。

与电价相关的，是可再生能源电价附加标准。2006年6月开征1厘 / 千瓦时,征收范围为除农业生产以外的电量。2008年7月提高到2厘/千瓦时。 2009年11月提高到4厘钱。2011年12月提高到8厘/千瓦时。2013年9月，提高到1.5分钱（西藏、新疆除外）。

5、光伏

2008年核定内蒙古鄂尔多斯和上海崇明太阳能光伏电站上网电价每千瓦时4元。2009年甘肃光热项目，招标价格为1.09元/千瓦时，2010年国家相继批复13个光热项目，招标价格从0.72-0.99元/千瓦时

2011年7月，国家发展改革委印发《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2011〕1594号），规定，除西藏地区外，2011年7月1日及以后核准或2011年12月31日之后建成投产的太阳能光伏发电项目，标杆上网电价为1元/千瓦时。西藏地区太阳能光伏发电项目标杆上网电价统一为1.15元/千瓦时。

2013年7月，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）。

2013年9月，《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号），将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税）。

6、生物质发电

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。

生物质发电项目上网电价实行政府定价，由国务院电价主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省，自治区，直辖市2005年脱硫然煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为0.25元/千瓦时。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。

通过招标确定投资人 的生物质发电项目, 按中标确定的价格执行, 但不得高于生物质标杆电价。 2007年开始,又对秸秆 直燃项目给予了每千瓦时0.1元的临时电价补贴。

为了鼓励技术进步，试行办法还明确“自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。

2010年7月，《国家发展改革委关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价格[2010]1579号），统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元（含税）。

7、垃圾发电

2012年4月，国家发展改革委《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格[2012]801号），按入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，并执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元（含税）；其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。

• 【原创】国际可再生能源－风电的交易机制介绍

日本每度太阳能电力收购价格将降为29日元，中国现行收购体系恐怕坚持不了多久了吧。

• 【原创】国际可再生能源－风电的交易机制介绍

美国合两毛多钱，日本似乎是一块四，差得有点大，中国折中。

日本已经考虑开建海上太阳能了。

发电的成本中很重要的一部分是土地使用费吗？

其实农业也是太阳能，地方很重要。但荒地、盐碱地，沙漠都可以发展太阳能，对中美这种大国就不重要了。

甘肃or青海？

地方政府将荒地交给光伏发电企业，企业要每年交土地使用费的。

我来另发一文来说。链接出处

稍后继续下文。

针对美国风电价格稍稍解释：

美国的风电平均价格，以2012年全国数据来计算，入网价格在13.8-16.1美分/千瓦时之间。与国内价格相比，差别不大。此其一。

美国风电交易形式多种多样，毕竟自由市场体系为主导，各个风场、州，从政策，交易形式、到补贴方法，差别很大，所以会出现4美分一度风电的极端价格，并不奇怪。此其二。

三，要注意4美分的前提条件，属于长期电力供应合约，多长期，我印象见过20年以上期限的。这种合同，属于超长期，稳定收入合约。对风电场来说，能维持住运行维护费用即可。运行维护费用又有多少？普通经济模型中，常常预估为0（真实中不会为0，但是与风电场建设投资相比，算0是正常的）。前段时间，做另一份报告，一定要测算风电运行维护费用，勉强按照电力收入的4%计算。

四，在电力现货市场中，实行自由市场交易体制的国家，常常会出现1分的价格（因为系统限制负价格，所以最低就是1分）。就是为了即发即用，尽量不浪费，另外挤占其他电源的市场空间，提高风电市场份额。从理论到实际，都是可以接受的。

此外，说点别的，风电价格涉及面极广，上游风电设备生产商要考虑，中游电网公司，下游电力用户，全部需要斟酌到。外加上近些年国际社会的环保、大气排放要求，涉及国家未来战略动向。我是看看资料就觉得水深。