【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)
1 中国电力行业发展趋势
2014 年，全国电力供需总体平衡，迎峰度夏安全稳定。全社会用电量增速全年同比增长 3.8%;电力消费需求增速创 1998 年以来新低;三次产业和居民生活用电量增速全面回落，第三产业用电量增速明显领先于其他产业，其中信息业用电持续保持旺盛势头;四大重点用电行业增速均比 上年回落，设备制造业用电保持较快增长，产业结构优化调整效果显现。电力供应能力充足，电源结构进一步优化，水电新增装机容量大幅增加，并网太阳能发电迅 猛增长，火电装机比重降至 70%以下。全国发电设备利用小时 4286 小时，为 1978 年以来的年度最低水平，同比降低 235 小时。
截至 2014 年底全国全口径装机容量为 13.6 亿千瓦，位居世界首位。其中，非化石能源发电 4.5 亿千瓦，占全国总发电装机比重达到 33.3%。全年全国全口径发电量 5.55 万亿千瓦时，同比增长 3.6%。
1)火电
2014 年，火电完成投资 952 亿元，同比下降 6.3%，延续了“十一五”以来的逐年下降趋势，占电源投资比重降至 26.1%;新增装机 4729 万千瓦，同比增加 554 万千瓦， 2014 年底全国火电装机容量 9.2 亿千瓦，同比增长 5.9%，其中煤电 8.3 亿千瓦，同比增长 5.0%;气电 5567 万千瓦，同比增长 29.2%。2014 年，全国全口径火电发电量 4.17 万亿千瓦时，同比下降 0.7%，全年火电设备利用小时 4706 小时，同比下降 314 小时。全年火电机组供电标准煤耗降至 318 克/千瓦时，比上年降低 3 克/千瓦时，煤电机组供电标准煤耗继续居世界先进水平。
2)水电
2014 年，全国水电新增装机容量达到 2185 万千瓦，同比减少 911 万千瓦。截至 2014 年底，全国全口径水电装机容量 3.0 亿千瓦(其中抽水蓄能 2183 万千瓦)，同比增长 7.9%;全年全国全口径水电发电量 1.07 万亿千瓦时，同比增长 19.7%;全年水电设备利用小时 3653 小时，为 1996 年以来的年度次高值(最高值为 2005 年的 3664 小时)，同比?高 293 小时。
3)核电
中国核电从 80 年代初自行设计、建造第一座 30 万千瓦秦山核电站起，目前已建成浙江秦山、广东大亚湾和江苏田湾三个核电基地，截至 2014 年底，共有 22 台机组相继投入商业运行，总装机容量约 1988 万千瓦。
图 1 中国核电分布图
中 国正在建设的核电机组有 25 台，装机容量为 2590 万千瓦，在建核电规模居世界第一。分别是辽宁红沿河核电站 3\4 号机组、福建宁德核电站 3\4 号机组、福建福清核电站 2\3\4 号机组，广东阳江核电站 2\3\4\5 号机组、浙江方家山核电站 2 号机组、浙江三门核电站 1\2 号机组、山东海阳核电站 1\2 号机组、广东台山核电站 1\2 号机组、海南昌江核电站 1\2 号机组、广西防城港核电站 1\2 号机组、田湾核电站 3\4 号机组、石岛湾核电站 1 号机组。2014 年，全国核电发电量 1262 亿千瓦时，同比增长 13.2%，核电设备利用小时 7489 小时、同比降低 385 小时。 4)风电 2014 年，风电完成投资 993 亿元，同比增长 52.8%;并网风电新增装机容量 2072 万千瓦，同比增加 585 万千瓦。截至 2014 年底，全国并网风电装机容量 9581 万千瓦，同比增长 25.6%，全年并网风电发电量 1563 亿千瓦时，同比增长 12.2%。全年风电设备
4)风电
2014 年，风电完成投资 993 亿元，同比增长 52.8%;并网风电新增装机容量 2072 万千瓦，同比增加 585 万千瓦。截至 2014 年底，全国并网风电装机容量 9581 万千瓦，同比增长 25.6%，全年并网风电发电量 1563 亿千瓦时，同比增长 12.2%。全年风电设备利用小时达到 1905 小时，比上年降低 120 小时。由于风力发电受资源影响较大，我国各区域风力资源不同，因此各区域风力发电装机容量存在较大区别，具体如下表所示。结果显示，华北风电装机容量和发 电量最多，其次是西北和东北，其它区域则较少，基本可以忽略不计。就利用小时而言，各区域相差不大，其中华东区域风电利用小时最多，其次是华中和华北。可 见，我国风电主要分布在西北、华北和东北，南方则相对要少。
表 1 2014 年我国各区域风电状况
注：数据来源于中国国家能源局，与中国电力企业联合会数据稍有差异
为 了实现 2020 年底可再生能源在一次能源消费中占 15%的目标，中国风力发电仍将大规模发展。鉴于我国风能资源分布状况，未来我国风电发展也主要集中在华北、东北和西北地区。按照国家风电发展规划，哈 密、酒泉、河北、吉林、江苏沿海、蒙东、蒙西、山东八个千万千瓦风电基地将于 2020 年建成，总装机规模将达到 12900 万千瓦，预计占据全国风电总装机容量 80%左右。具体规划如下表所示。
表 2 全国八大风电基地装机容量规划(万 KW)
图 2 我国 2020 年八大风电基地规划(万 KW)
5)太阳能
我 国太阳能资源十分丰富，适宜太阳能发电的国土面积和建筑物受光面积也很大，青藏高原、黄土高原、冀北高原、内蒙古高原等太阳能资源丰富地区占到陆地国土面 积的三分之二，具有大规模开发利用太阳能的资源潜力。东北地区、河南、湖北和江西等中部地区，以及河北、山东、江苏等东部沿海地区太阳能资源比较丰富，可 供太阳能利用的建筑物面积很大。在四川、重庆、贵州、安徽、湖南等太阳能资源总体一般的区域，也有许多局部地区适宜开发利用太阳能。
2014 年，国务院及各部门出台了一系列扶持国内太阳能发电产业发展政策，极大地促进了我国太阳能发电发展。全年共新增并网太阳能发电装机 1173 万千瓦，与去年基本持平，截至2014年底我国并网太阳能发电装机容量达到2652万千瓦，同比增长67.0%。全年并网太阳能发电量为 231 亿千瓦时，同比增长 170.8%。到 2020 年，光伏装机达到 1 亿千瓦左右。
2 中国上网电价机制历史与现状
中国上网电价仍然实行政府定价方式，基本所有的发电上网电价都采用单一电量电价方式，但不同的发电方式上网电价水平存在不同，其中水电最低，其次是煤电，核电，气电，生物质发电，风电和太阳能光伏等上网电价则相对较高。
2.1 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。原因在于，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 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。
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。
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。
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。
表 4 全国风力发电标杆上网电价表
2014 年 6 月，国家发改委发布《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。
2015 年 12 月 22 日，《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044 号)，实行陆上风电、光伏发电(光伏电站，下同)上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。
表 5 2016 和 2018 年全国风力发电标杆上网电价表
注：上面价格为 2016 年水平，下面价格为 2018 年水平。
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)，2016 年 1 月提高到 1.9 分钱。
表 6 中国可再生能源附加标准
2.5 光伏电价
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)。
表 7 中国光伏上网电价
注:西藏自治区光伏电站标杆电价另行制定。
2016年开始中国光伏上网电价又继续下调，具体如下表所示。
表 8 2016 年中国光伏上网电价
注:西藏自治区光伏电站标杆电价另行制定。
2.6 生物质发电电价
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)。
2.7 垃圾发电电价
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。
3 中国上网电价机制利益相关方
中国上网电价利益相关方可以从电力系统上下、内外、左右各方面来描述。
3.1 政府
政府在上网电价机制中的利益关系，体现着电力系统的从上到下的、既有宏观管理，又有微观调控的双重身份，可以追溯到行业历史渊源，对于电力价格错综复杂的的利益关系，具有决定因素。
(1)中央部委：管理、控制与统筹安排
主 要表现在：电力企业的投资权、定价权被发改委投资司和价格司掌控着;生产要素的跨省、跨区域流动也有着方方面面的限制;电力资源的配置很大程度上通过行政 审批来实现，而不是靠市场机制。政府的制度建设职能、监管职能，与现行的落后管理体制，产生冲突，电厂间的竞争加剧，但是民生并没有从其中得到电价的收 益。
近年来，随着省内电源与电网项目的审批权由中央下放至地方，而电价管理权限仍然集中在中央(主要是发改委价格司)，将导致电价问题成为 议题中心，并导致地方政府的事权与责权不对等。同时，由于电价调整涉及面广，决策程序较多，管理权限过于集中在中央，也可能出现不能及时反映市场价格和投 资成本变化的情况。
(2)地方政府：
地方政府的竞争主要表现在投资、融资、发电规模和效益上的竞争。宏观调控手段的失调，导致行业监管不力，具体到电力系统，一方面引发出弃风、弃光等负面效果，另一方面，环境污染治理仍有漏洞。
(3)利益相关方的未来改革方向，要通过有效的程序调整，推进电价机制改革，解决市场要素畅通流动问题。
主 要措施，以加快电力系统各环节价格机制改革，加强监管为主，破除政府过度干预，改革政府行政配置资源体制，建立完善的电力市场。转变传统的价格监管方式， 由过去制定价格为主转为制定规则为主，进一步完善上网、输配、销售电价管理办法，加强对地方的指导与协调，发挥好省级价格主管部门的作用，增强电价管理的 灵活性，更好地服务经济发展。
3.2 电厂
电厂主要通过上网电价获取收益，因此上网电价 机制改革主要影响方就是电厂。不同的上网电价机制对不同类型的电厂影响存在巨大差异，这也是本课题研究的重点。电厂包括火电厂、水电厂、核电厂以及新能源 电厂等，其中火电厂和新能源电厂是受上网电价机制改革影响最深的利益方，其他类型电厂受影响相对较小。另外不同类型电厂之间和同类型电厂内部也相互存在着 竞争和合作，也需要通过上网电价机制改革进行协调。
(1)火电厂
a. 燃煤电厂;
b. 燃气电厂;
c. 燃煤电厂与燃气电厂之间的合作与竞争;
d. 燃煤、燃气电厂内部不同容量发电机组之间的纵横联合。
(2)新能源电厂
a. 风电场;
b. 太阳能电场;
c. 新能源电力与传统火电厂的合作与竞争。
(3)利益相关方的未来改革方向，通过引入合理的上网电价机制，赋予电厂在市场中的操作能力，解决企业自主经营、自负盈亏的问题，以及不同类型电厂之间如何合理合作和竞争的问题。
3.3 电网
电网公司在电力系统中，是左边电厂和右边用户的联接通道。
电 网公司在上网电价机制中的利益关系和推动作用，有其历史原因。2002 年，我国的电力体制改革打破了原国家电力公司集发、输、配、售为一体的格局，电力体制实现厂网分离。但是，电网公司仍然垂直运营、高度集中。发电侧的多家 电厂基本形成合作与竞争的状态，但是，输配分开却没有实行，电价改革停滞不前。电网公司统购统销的经营模式没有调动起企业发展的积极性，也剥夺了消费者的 自由选择权。
在报告中，上网电价机制中涉及电网公司的部分未做深入分析，主要原因在于，现行的输配电价机制并未独立，发供电计划、电力交易 以及交易平台全部掌握在电网公司手中。电网公司的利益分析，避免不了对这些核心要素的理论描述和数学模拟，但是，本报告篇幅主要限于上网电价改革方案分 析，无法，也不可能涵盖如此广泛和具体的问题。因此，电网公司的利益相关仅仅做基本介绍，未来有条件的情况下，可以单独进行分析。
4 中国现行上网电价机制存在的问题
4.1 电力交易及价格机制不合理
(1)电量生产仍受计划控制
电力交易流量主要以计划电量为主，由供需双方协商或者依据交易平台竞争成交的电量很低，电力供需平衡没有实施节能发电调度，仍采用年度发电量计划管理，导致可再生能源发电机组让位于火电机组。
国家有可再生资源利用政策，但是在电力交易中，无法强制供用电双方形成可以促进可再生能源发展的管理机制，以至于出现弃风、弃光困境。
通过计划价格方式推动电力交易，当计划与实际供需产生较大偏差时，由于市场调整机制不健全，影响电力资源配置效率，增加系统用电成本，与市场实际需求不符。
(2)价格形成机制不合理
目 前，中国的上网电价由政府审核并批准，价格与电量相匹配，其原理基于单一电量电价。即用单一的单位价格包含了发电方所有成本和期望历任，发电方的固定成本 和变动成本没有界定，统一体现在一部制电价中。其后果，虽然计量简单，一方面难以协调市场参与者之间的行为，无法反映市场各方的需求，也不符合经济效益原 则。而一部制容量电价，采取了另一个极端原则，即无论发电方的运营状况和用户的需求如何，都可以保证电力企业收回成本。这并不利于体现多用电多付费的市场 原则。
4.2 价格杠杆无法起到调节供需的作用
(1)价格传导方法不规范
现 有电价的传导方法有明显缺陷，上网固定价格对于市场信息不敏感，在系统产生变化时，无法通过价格体系，把系统风险和收益分散出去。电力系统有不可预测的波 动性，通过交易价格的管理行为，体现到市场中，对于意外的负荷变化，增加经济上的惩罚或者奖励制度，降低系统不平衡风险。
对于市场的弹性变化，可以通过上网定价的灵活管理，来约束发电侧，也可以通过增加市场透明度，提高电价中的竞争因素，让需求侧参与到电力系统的平衡中来，通过市场的竞争提高市场和系统的运行效率。
(2)价格杠杆的激励机制不明显
中国目前上网价格则采用成本计算，按照实际发生成本，分摊到发电量中，既不包括时间费用的概念，也不包括需求端的效益程度。从一定程度上，无法体现资源优化、市场配置的调控机制。
现 行体系中，缺少灵活的、有市场元素的电价杠杆推动系统各方积极参与到电力运行和调度中来。送端上网电价执行固化的政府定价，交易空间被各省标杆电价的差异 空间限定，发电主体和购电主体失去了根据供需形势自由商定价格的权利，难以反映市场供求关系，不能发挥价格的调节作用。作为发电的供应方，在电力需求旺盛 时段，无法根据市场方，做出有效反应，以促进电力消费，并保证成本回收。
4.3 配套政策不完善
(1)局部性的市场机制政策无法打破目前的计划体制格局
当前以发电计划电量为基础的电力运行管理模式下，电力系统内各类不同的发电资源，特别是火电机组因风电发电数量的增加而带来的利益冲突，无法通过合理的政策制度安排得到疏导，已有的相关政策因为各利益方的不妥协，而无法得到具体实施。
(2)系统运行协调政策无法体现竞争因素
电力交易主要在计划指标的分配上出现竞争，真正市场化的电力资源间的竞争几乎没有，当前的成本效益核算不是市场行为的结果，绝大多数由标杆电价和电量分配之决定。
(3)可再生能源的气候优势与电价政策不一致
可再生能源的节能减排、控制气候变化的制度安排与发展规划不匹配。对于传统电力企业，除了环保的脱硫、脱销和除尘开始逐渐实施，但是，大气污染控制方面，可再生能源的优势没有落实，排放的控制无法对电力交易产生影响。
(本文整理自长策智库，作者胡军峰 南珂)
