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編者按：從明年1月1日1日起，取消煤電聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。影響標桿上網電價水平的三個主要因素，依次是煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時。

國家能源局2018年全國電力工業(yè)統計數據顯示，全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗308克，線路損失率6.21%。全國發(fā)電企業(yè)平均綜合廠用電率為5.52%（2017年數據）。即發(fā)電機組發(fā)出1度電，到達用戶約0.89度；用戶用1度電，總煤耗約345克（全按燃煤機組計算）。因此，節(jié)約用電不是一句口號，而且要盡量用清潔電。

一度電里還有70%來自火電

到2018年底，全國電源總裝機容量189948萬千瓦，全年全口徑發(fā)電量69940億千瓦時。從裝機容量看，火電114367萬千瓦、水電35226萬千瓦（抽水蓄能2999萬千瓦）、風電18426萬千瓦、太陽能發(fā)電17463萬千瓦、核電4466萬千瓦。


從發(fā)電量看，火電發(fā)電量49231億千瓦時，水電發(fā)電量12329億千瓦時，風電發(fā)電量3660億千瓦時，太陽能發(fā)電量1775億千瓦時，核電發(fā)電量2994億千瓦時。


從各?。ㄊ校┌l(fā)用電量看，電力資源分布與需求呈逆向分布特征明顯，2018年各省區(qū)外受電量總和為8723億千瓦時，占當地總發(fā)電量20.4%。廣東、江蘇、山東省用電量位居前三，山東、江蘇、內蒙古發(fā)電量位居前三，廣東、江蘇、浙江省區(qū)外受電量位居前三，北京、上海、重慶區(qū)外受電占用電量的比重位居前三。

幾種典型發(fā)電機組的電價及成本，燃煤發(fā)電機組、水電機組、風電機組、光伏發(fā)電機組和核電機組。

燃煤發(fā)電機組

我國電源結構以燃煤火電機組為主，今后相當一段時間內還很難改變。正是因為燃煤機組的重要性，我國發(fā)電機組的上網電價政策一直以燃煤機組上網電價政策為主，歷經還本付息電價、經營期電價，現為標桿電價政策時期。
2019年9月26日，國務院常務會議決定完善燃煤發(fā)電上網電價形成機制，從明年1月1日1日起，取消煤電聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制?；鶞蕛r按各地現行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。2018年燃煤火電機組分省脫硫標桿上網電價如圖。


影響燃煤火電機組上網電價的因素主要有煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時數、機組固定成本、長期貸款利率、折舊率等。其中：影響標桿上網電價水平的三個主要因素，依次是煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時。不同時期、不同機組，燃料成本占發(fā)電成本50%-70%。

水力發(fā)電機組

水力發(fā)電是水能利用的一種重要方式。水力發(fā)電通常要修筑擋水壩，用以集中河段的落差，并形成水庫，水庫可以調節(jié)流量、攔蓄洪水。按調節(jié)周期劃分，即按水庫一次蓄泄循環(huán)的時間來分，包括無調節(jié)、日調節(jié)、周調節(jié)、年調節(jié)和多年調節(jié)等。無調節(jié)，是水庫沒有調節(jié)庫容，按天然流量供水；日調節(jié)，是將水庫一日內的均勻來水，按用水部門的需水過程進行調節(jié)，水庫中的水位在一晝夜內完成一個循環(huán)；周調節(jié)，利用水庫將周內假日的多余水量蓄存起來，在其他工作日用，周調節(jié)水庫一般也同時進行日調節(jié)；年調節(jié)，對年內豐、枯季的徑流進行重新分配的調節(jié)（季節(jié)性變化）；多年調節(jié)，水庫庫容很大，豐水年份蓄存的多余水量，用以補充枯水年份的水量不足。

據2005年全國水力資源復查結果，我國大陸水力資源理論蘊藏量在1萬千瓦及以上的河流3886條，經濟可開發(fā)裝機容量40180萬千瓦，年發(fā)電量17534萬千瓦時。

我國水電上網電價政策呈多樣化格局，分為按經營期上網電價、標桿上網電價和根據受電市場平均上網電價倒推定價等。2014年1月11日，《國家發(fā)展改革委關于完善水電上網電價形成機制的通知》（發(fā)改價格〔2014〕61號），對2014年2月1日以后新投產的水電站中跨區(qū)跨省域交易價格由供需雙方協商確定；省內上網電價實行標桿電價制度，并根據水電站在電力系統中的作用，可實行豐枯分時電價或者分類標桿電價；鼓勵通過競爭方式確定水電價格；逐步統一流域梯級水電站上網電價。

抽水蓄能電站是一種特殊的水電站，在用電低谷時用過剩電力將水從下水庫抽到上水庫儲存起來，然后在用電高峰時將水放出發(fā)電，并使水流到下水庫。抽水蓄能電站是解決系統調峰、低谷之間供需矛盾、保證新能源發(fā)展而建設的水電站，還能擔負系統的調頻、調相和事故備用等輔助服務功能。一般認為，抽水蓄能電站“4度換3度”，抽水時消耗4度電，發(fā)電時只能發(fā)出3度，可以認為轉換效率75%?；诖?，抽水蓄能電站上網電機與其他電源的上網電價有根本區(qū)別，主要有電網統一經營、單一電量電價、兩部制電價、租賃電價。

2014年7月31日，《國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制。電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。

兩部制電價中，容量電價主要體現抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。逐步對新投產抽水蓄能電站實行標桿容量電價；電量電價主要體現抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實現的調峰填谷效益。主要彌補抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動成本。電價水平按當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保電價）執(zhí)行。

電網企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執(zhí)行。抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當地省級電網（或區(qū)域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。

為推動抽水蓄能電站電價市場化，在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網電價。當前，正值電力市場形成的過渡期，抽水蓄能電站未納入輸配電定價成本，電網企業(yè)承擔抽水蓄能電站費用已力不從心，抽水蓄能電站電價市場化是一個還需深入研究的課題。

風力發(fā)電機組

風電上網電價歷經初期參照燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價并存、招標加核準方式、標桿電價。當前，正處于標桿上網電價退坡的關鍵時刻，未來將逐步向平價、低價上網過渡。平價上網電價是指與燃煤機組標桿上網電價平價，不需要國家補貼。低價上網電價是指低于燃煤機組標桿上網電價。

2019年5月21日，《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882號），將陸上風電、近海風電標桿上網電價改為指導價，新核準的集中式陸上風電項目、近海海上風電上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價；潮間帶海上風電通過競爭方式確定的上網電價，不得高于項目所在資源區(qū)陸上風電指導價。


從全生命周期看，風電的成本主要可以分為機組成本、建設成本、運維成本、人員成本與材料費等。

太陽能發(fā)電機組

太陽能發(fā)電分為光伏發(fā)電（PV)和光熱發(fā)電（CSP)。光伏發(fā)電有集中式的地面電站，也有與建筑物相結合的分布式光伏發(fā)電項目。

2019年4月28日，《國家發(fā)展改革委關于完善光伏發(fā)電上網電價機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2019〕761號），將集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價，新增集中式光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區(qū)指導價。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業(yè)分布式項目，市場競爭形成的價格不得超過所在資源區(qū)指導價，且補貼標準不得超過每千瓦時0.10元。


在2019年結束的光伏項目競價中，各地的平均中標電價在上表指導價的基礎上平均降低了8分/kWh。Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)的加權平均電價如下表所示。


而在今年剛剛結束了領跑者項目招標中，已經出現0.26元/kWh的中標電價


國家發(fā)展改革委核定全國統一的太陽能熱發(fā)電（含4小時以上儲熱功能）標桿上網電價為每千瓦時1.15元（含稅），2018年12月31日以前全部投運的太陽能熱發(fā)電項目執(zhí)行上述標桿上網電價。太陽能熱發(fā)電上網電價退坡機制尚未確定，考慮太陽能熱發(fā)電產業(yè)現狀，退坡幅度可能不會不太大。

核電機組

我國核電裝機容量比例相對較小。與一般火電機組一樣，核電成本主要由建設成本、運維成本、燃料成本組成。核電成本還有長期成本有較大下降空間、地域差異不明顯等特點。

由于核電技術上不適宜參與市場競爭，2013年以前，我國對核電基本實行一廠一價。

2013年6月15日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2013〕1130號），對2013年1月1日以后新建核電機組實行標桿上網電價政策（根據目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元）；全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區(qū)，新建核電機組投產后執(zhí)行當地燃煤機組標桿上網電價；對承擔核電技術引進、自主創(chuàng)新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可適當提高。

參考資料：
1.《國家發(fā)展改革委關于完善水電上網電價形成機制的通知》（發(fā)改價格〔2014〕61號），2014年1月11日。
2.《國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），2014年7月31日。
3.《國家發(fā)展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2019〕882號），2019年5月21日。
4.《國家發(fā)展改革委關于完善光伏發(fā)電上網電價機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2019〕761號），2019年4月28日。
5.國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2013〕1130號），2013年6月15日。
原標題：火、水、風、光、核電的發(fā)電成本與上網電價