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7年内光伏电价下调5次!一文纵览我国电价变迁史

国际能源网能源资讯频道  来源:光伏头条  日期:2019-05-17
  本文整体梳理我国电价政策,详解各种电价的发展历程。
 
  电价专题系列报告
 
  以史为鉴,梳理电价脉络
 
  电改带来三环节电价:2002年国务院印发《电力体制改革方案》,将电价划分为上网电价、输电电价和配电电价、终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成;输、配电价由政府确定定价原则;销售电价与上网电价联动。自此,正式形成了三环节电价结构,三者相互关联、相互影响。
 
  标杆上网电价,现行电价体系的定海神针:电作为一种没有库存的产品,实时生产、实时消耗、动态平衡,理论上其价格可能会因为缺乏调节工具而出现极端剧烈的波动。因此,在建立起有效的电力市场并实现发电竞价上网前,对于电价的管控就成为必须,电价也呈现出极强的政策管制属性。2004年发改委规定了各地区统一调度范围内新投产燃煤机组以及部分水电机组的标杆上网电价,成为电力产业关键指标之一。
 
  煤电标杆电价:上调多于下调,主要取决于煤价走势。自2004年首次核定后,全国性的煤电标杆上网电价共经历了12次调整,其中7次上调、4次下调,还有1次有涨有跌。7次上调全部与煤炭价格上涨有关,4次下调中有2次也明确指出是因为执行煤电价格联动。
 
  水电标杆电价:从取消到回归。水电上网电价政策经历了标杆化、去标杆化、回归标杆化的三次调整,目前呈现为三种模式,即按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价、省内执行的标杆电价、以及跨省跨区送电的协商电价,部分大型水电的跨省跨区送电价格按照落地省煤电标杆电价和输电价格及线损倒推确定。
 
  核电标杆电价:以煤电标杆为参照,过半机组低于煤电。核电标杆电价主要参考所在地区煤电标杆,通常情况下新投产机组不高于当地煤电标杆上网电价,体现了核电对于煤电的替代能力。目前,全国在运核电机组中,24台上网电价低于当地煤电标杆电价,19台高于、2台持平。
 
  风电、光伏标杆电价:加速下调,目标平价。风电上网电价的标杆化始于2009年,历经三次下调;光伏发电在2011年开始执行标杆电价,五次下调。政策导向推动风电、光伏向着无补贴平价上网的目标加速推进。
 
  气电标杆电价:地方自主制定,单一制、两部制并存。2014年国家发改委对三种天然气发电机组制定了相应的上网电价政策,此后全国12个省(区,市)陆续制定或调整了当地气电上网电价政策。其中,除了最早执行两部制电价的上海、浙江以外,江苏、河南也从2019年起开始执行两部制电价,其余地区仍采用单一制电价。
 
  其他电源类型:执行标杆电价,无补贴部分参照煤电标杆。生物质、垃圾焚烧、光热发电均已制定了全国统一的标杆上网电价,其中电网和发电企业实时结算部分为当地煤电标杆电价,其余部分由可再生能源附加进行补贴。
 
  投资建议:通过对历史和现行电价政策的梳理,一方面可以发现煤电标杆上网电价在现有电价体系中的核心地位,其在多个方面影响着其他各类电源的标杆、上限和无补贴电价;另一方面可以发现各电源类型中,水电与核电的上网电价相比煤电更有竞争力,而风电与光伏加速平价后竞争力也会逐步提升。我们建议关注水电与核电运营商,水电板块推荐水火共济、攻守兼备的国投电力,以及全球水电龙头长江电力,建议关注湖北能源、华能水电;核电板块强烈推荐A股纯核电运营标的中国核电,推荐参股多个核电项目的浙能电力、申能股份,建议关注拟回归A股、国内装机第一的中广核电力(H)。
 
  风险提示:1)上网电价降低:下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低;随着电改的推进,电力市场化交易规模不断扩大,可能拉低平均上网电价。2)利用小时下降:电力供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。3)煤炭价格上升:煤炭优质产能的释放进度落后,且环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应,对于以煤机为主的火电企业,燃料成本上升将减少利润。4)政策推进滞后:国内部分地区的电力供需目前仍处于供大于求的状态,可能影响存量核电机组的电量消纳、以及新建核电机组的开工建设。5)降水量减少:水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况,而来水情况与降水、气候等自然因素相关,可预测性不高。
 
 
  01
 
  三环节电价:上网、输配、销售
 
  在研究电力行业以及业内上市公司时,电价是一个反复出现的关键词。不论是烧煤、烧气、烧垃圾的火电厂,还是截流筑坝的水电站,亦或是控制链式反应的核电站,乃至靠天吃饭的风电厂、光伏电站,所有发电企业在将不同形式的能量转化为电能后,都需要销售给自己的客户(通常是电网公司或直供电用户),以获得收入;而电网公司也要将接收到的电能,输送至下游的各类电力用户。简而言之,收入=电量×电价,因此对于电价的研究不可或缺。
 
  1.1 电改带来三环节电价
 
  电是工业产品的一种,但与其他所有产品的不同之处在于,电是无法储存的(在储能技术得到大规模推广应用前),即电是实时生产、实时消耗、动态平衡的,因此,电没有库存。作为一种没有库存的产品,理论上其价格会因为缺乏调节工具而出现极端剧烈的波动。因此,对于电价的管控就成为必须,电价也呈现出极强的政策管制属性。
 
  国内电价的形成机制随着电力供求关系、市场结构的变化而多次调整。从1985年以来,我国先后实行了“还本付息电价”、“燃运加价”、“经营期电价”等多项电价政策,对扭转前期存在的缺电局面,支持社会经济建设,起到了积极作用。在1995年12月28日经人大常委会审议通过、并自1996年4月1日起施行的《中华人民共和国电力法》中,第五章对于电价做出了如下规定:“电价,是指电力生产企业的上网电价、电网间的互供电价、电网销售电价。”这成为上网电价、输配电价、销售电价的初步设定。
 
  从产业链的角度,可将电力系统分为发电、电网、用户三个部分,其中电网内部可分为输电网和配电网,因此就产生了三个环节,即发电→输电、输电→配电、配电→用户。三个环节对应着四个电价,即上网电价、输电电价、配电电价、销售电价;而在目前输、配尚未分离的一体化供电格局中,输电电价和配电电价可视为一个整体。
 

 
 
  2002年2月10日,国务院印发了由国家计委会同有关部门和单位研究提出的《电力体制改革方案》(国发[2002]5号),作为实施厂网分开、实行竞价上网的配套政策,建立了新的电价形成机制,将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成;输、配电价由政府确定定价原则;销售电价以上述电价为基础形成,建立与上网电价联动的机制。自此,正式形成了由上网电价、输配电价、销售电价组成的三环节电价结构。
 
  1.2 三环节电价的构成
 
  承接电改5号文,2003年7月3日,国务院办公厅印发了《电价改革方案》(国办发[2003]62号),对电价改革提出了近期和长期目标。长期目标是将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价,发电、售电价格由市场竞争形成,输电、配电价格由政府制定;近期目标是建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制,初步建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制,实现销售电价与上网电价联动,优化销售电价结构,试行较高电压等级或较大用电量的用户直接向发电企业购电。方案同时对三环节电价的改革方向分别提出了相应设计。定稿后的《电价改革实施办法》(发改价格[2005]514号)在2005年3月28日由国家发改委正式印发,办法包括《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》三个部分,分别对三个电价做出详细规定:
 
  上网电价
 
  定义:发电企业与购电方进行上网电能结算的价格。
 
  形成:非竞价:发电企业的上网电价,由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期,按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。通过政府招标确定上网电价的,按招标确定的电价执行。竞价:参与竞争的发电机组主要实行两部制上网电价。容量电价由政府价格主管部门制定,电量电价由市场竞争形成。容量电价逐步过渡到由市场竞争确定。
 
  管理:非竞价:国务院价格主管部门。竞价:容量电价由国务院价格主管部门制定。
 
    输配电价
 
  定义:电网经营企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称。
 
  体系:共用网络输配电服务价格、专项服务价格(接入价、专用工程输电价、联网价)、辅助服务价格。
 
  形成:共用网络输、配电价以承担输、配电功能相对应的电网资产为基础定期核定,区域电网内共用网络按邮票法统一制定输电价,省级配电价以省为价区分电压等级制定。接入价以政府价格主管部门核定的接入系统工程准许收入为基础制定,实行单一制容量电价,由接入系统的电厂支付。专用工程输电价以政府价格主管部门核定的准许收入为基础制定,实行两部制输电价,由该工程的使用方支付。联网价以核定的准许收入为基础,分两种情况制定。没有长期电量交易的联网工程,联网价实行单一制容量电价,由联网双方支付。具有长期电量交易的联网工程,联网价实行两部制电价,联网容量电价由联网双方支付,联网电量电价是由受电电网支付。辅助服务价格另行制定。
 
  管理:共用网络输配电价、联网价和专项输电工程输电价由国务院价格主管部门负责制定;接入跨省电网的接入价由国务院价格主管部门负责制定,接入省内电网的接入价由省级价格主管部门提出方案,报国务院价格主管部门审批。独立配电企业的配电价格由省级价格主管部门制定。
 
  销售电价
 
  定义:电网经营企业对终端用户销售电能的价格。
 
  构成:购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金。
 
  体系:居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格。
 
  形成:居民生活、农业生产用电,实行单一制电度电价。工商业及其它用户中受电变压器容量在100千伏安或用电设备装接容量100千瓦及以上的用户,实行两部制电价。受电变压器容量或用电设备装接容量小于100千伏安的实行单一电度电价,条件具备的也可实行两部制电价。两部制电价由电度电价和基本电价两部分构成。
 
  管理:在输、配分开前,销售电价由国务院价格主管部门负责制定;在输、配分开后,销售电价由省级人民政府价格主管部门负责制定,跨省的报国务院价格主管部门审批。
 
 
  由电价结构可以看出,上网电价、输配电价和销售电价三者相互关联、相互影响。对于发电企业而言,上网电价与其营业收入直接相关,所以上网电价是我们研究的重点。
 
  02
 
  标杆上网电价,现行电价体系的定海神针
 
  根据5号文等电改政策的要求,上网电价改革的方向是全面引入竞争机制,价格由供需各方竞争形成,最终目标是要建立电力调度交易中心,实行发电竞价上网。2005年的《电价改革实施办法》中提出:“在竞价上网前,除政府招标确定上网电价和新能源的发电企业外,同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格,并事先向社会公布;原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。”其中“同一价格”就是标杆上网电价。而标杆上网电价在2004年即已面世。
 
  2004年4月16日,国家发改委发布了《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》(发改价格[2004]610号),通知要求规范上网电价管理,对同一地区新投产的同类机组(按水电、火电、核电、风电等分类),原则上按同一价格水平核定上网电价;对安装脱硫环保设施的燃煤电厂,其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。当年6月,发改委先后印发了《关于疏导华北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1036号)、《关于疏导南方电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1037号)、《关于疏导华中电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1038号)、《关于疏导华东电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1039号)、《关于疏导东北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1124号)、《关于疏导西北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1125号)这六大区域电网的电价调整通知,规定了各省(区、市)统一调度范围内新投产燃煤机组(含热电机组)、以及部分水电机组的标杆上网电价,并对安装脱硫设备的燃煤机组给予电价奖励。自此,标杆上网电价正式成为电力产业的关键指标之一。
 
 
  2.1 煤电:上调多于下调,主要取决于煤价走势
 
  根据统计,自2004年首次核定后,全国性的煤电标杆上网电价共经历了12次调整,其中7次上调、4次下调,还有1次全国各地区涨跌不一。观察调整的原因,7次上调全部与煤炭价格上涨有关,4次下调中有2次也明确指出是因为执行煤电价格联动。
 






 
  对比2004年至今历次煤电标杆电价的调整与电煤价格的变化,两者呈现高度关联性的特征。在电煤价格大幅上涨且高位运行一段时间后,就会上调上网电价;而2013年9月至2015年12月连续4次下调电价,也是因为电煤价格自2011年底开始进入了近5年的下行区间。
 




 
  2.2 水电:从取消到回归
 
  在2004年以前,我国水电站的上网电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种方式制定,基本为“一厂一价”。此后,水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、再到标杆化的三次调整。
 
  ※ 第一次设定
 
  与煤电相同,在2004年6月发布的《关于疏导南方电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1037号)、《关于疏导华中电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1038号)、《关于疏导西北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1125号)中,对湖南、四川、陕西、甘肃、宁夏、青海、广西、云南、贵州、海南这10个地区,规定了省内统一调度范围内新投产水电机组的标杆上网电价。
 
  ※ 取消
 
  由于不同水电站在开发成本、调节能力、增值税率等方面存在诸多差异,统一的标杆电价难以满足不同水电站的定价要求,水电企业出现亏损严重、更新改造资金不足等问题。2009年11月18日,国家发改委发布《关于调整华中电网电价的通知》(发改价格[2009]2925号)、《关于调整南方电网电价的通知》(发改价格[2009]2926号)、《关于调整西北电网电价的通知》(发改价格[2009]2921号),新建水电暂停执行水电标杆电价。
 
  ※ 第二次设定
 
  2014年1月11日,国家发改委发布了《关于完善水电上网电价形成机制的通知》(发改价格[2014]61号),对2月1日以后新投产的水电站,按照两种类型确定上网电价:
 
   跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定。跨省、跨区域送电水电站外送电量的上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格(含线损)确定,其中,跨省(区、市)输电价格由国家发展改革委核定;跨区域电网输电价格由国家能源局审核,报国家发展改革委核准;受电地区落地价由送、受电双方参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。
 
  省内上网电价实行标杆电价制度。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。
 
  此后,水电回归标杆电价政策,湖北、湖南、四川等地区也陆续出台了自己的水电标杆上网电价。至此,水电上网电价呈现为三种模式:按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价,省内执行的标杆电价,以及跨省跨区送电的协商电价。
 
  2015年5月5日,国家发改委发布了《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制的通知(发改价格[2015]962号)》,以向家坝、溪洛渡和雅砻江梯级水电站为例,确定了按照落地省燃煤发电标杆上网电价和输电价格和线损倒推确定上网电价的跨省跨区送电价格形成机制。
 
 
  2.3 核电:以煤电标杆为参照,过半机组低于煤电
 
  核电上网电价的标杆化来得比煤电和水电要晚许多,直至2013年6月15日国家发改委发布《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)之前,均是采用了“一厂一价”的定价政策,定价决策权也在国家发改委。1130号文规定:对新建核电机组实行标杆上网电价政策,核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元;核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区,执行当地燃煤机组标杆上网电价。
 
  此外,通知对核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区,以及承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程留有余地,规定其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。2019年3月20日,国家发改委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》(发改价格[2019]535号),明确对承担技术引进的首批核电机组予以支持,规定了三代核电首批项目三门、海阳、台山一期的试行上网电价,并要求按照原则性满发原则安排发电计划。
 
  观察核电标杆电价的制定准则,可见其主要是参考所在地区煤电标杆电价。而通常情况下新投产机组上网电价不高于当地煤电标杆,体现了核电对于煤电的替代能力。目前,全国45台在运核电机组中,有24台机组上网电价低于当地煤电标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘、超低排放电价),有19台机组高于煤电标杆,另有2台持平。
 






 
  2.4 风电、光伏发电:加速下调,目标平价
 
  风电和光伏发电作为可再生能源的代表,发展迅速,已分别成为全国第三、第四大装机的电源类型、发电量占比分列第三、第五。经历了早期的试验性发展后,其上网电价迅速完成了标杆化。在风电、光伏的上网电价结构中,煤电标杆电价同样占据了重要地位。
 
  2006年1月20日印发的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)中规定:可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格;可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分,以及可再生能源发电项目接网费用等,通过向电力用户征收电价附加的方式解决。即电网和发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价,其余部分需要等待可再生能源补贴到账后下发。
 

 
  2.4.1 风电:三次下调,取消标杆、竞争配置
 
  风电上网电价的标杆化始于2009年,当年7月20日,国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号),按风能资源状况和工程建设条件,将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区,相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦时。此外,2014年6月5日,发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》(发改价格[2014]1216号),对当时尚未开始大规模发展的海上风电,制定了标杆上网电价。通知规定,2017年以前投运的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时,潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。
 
  在执行了5 年后,风电标杆电价迎来首次下调,2014年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时。一年后,《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)公布,再次将I、II、III类资源区风电标杆上网电价降低2分/千瓦时,Ⅳ类资源区降低1分/千瓦时。通知同时提前设定了2018年起的风电标杆电价,但又是在一年后,2016年12月26日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2016]2729号),大幅下调2018年起的风电标杆上网电价,Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比2016-2017年分别降低了7、5、5、3分/千瓦时。
 
  2018年5月18日,国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能[2018]47号),通知提出,从当日起,尚未印发2018年风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价;从2019年起,各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价;申报电价为合理收益条件下测算出的20年固定上网电价。
 
 
  2.4.2 光伏发电:五次下调,补贴加速退坡
 
  光伏发电标杆上网电价的制定始于2011年7月24日公布的《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)。通知规定,对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价;2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产的光伏发电上网电价统一核定为1.15元/千瓦时;2011年7月1日及以后核准的、2011年7月1日之前核准但2011年12月31日仍未投产的光伏发电项目,除西藏外上网电价均为1元/千瓦时。
 
  光伏标杆电价的首次下调在两年后,2013年8月26日国家发改委发布《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,规定I-III类资源区光伏电站标杆上网电价分别为0.90、0.95、1.00元/千瓦时,即I-III类资源区上网电价分别降低10、5、0分/千瓦时。通知同时明确了对分布式光伏发电的补贴政策,补贴标准为0.42元/千瓦时。15和16年底,光伏与风电一同调整了标杆电价,两次降价的幅度也呈扩大态势,分别为10、7、2分/千瓦时和15、13、13分/千瓦时。但随着光伏装机的爆发式增长,加速降价也难以缓解日益沉重的补贴压力,政策的调整也愈发频繁。2017年12月19日,发改委公布了《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》(发改价格规[2017]2196号),除了将集中式和分布式光伏电站的上网电价分别降低了10和5分/千瓦时,还规定2019年起全部按投运时间执行对应的标杆电价,不再按备案时间执行上网电价。紧接着在半年之后,《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源[2018]823号)公布。“531”新政一方面叫停了集中式电站的建设,另一方面也将集中式和分布式光伏电站的上网电价统一降低了5分/千瓦时。
 
 
  2.4.3 新政征求意见,目标无补贴平价上网
 
  2019年1月7日,国家发改委、国家能源局联合发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源[2019]19号),通知提出,开展平价上网项目和低价上网试点项目建设,推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目(平价上网项目;在资源条件优良和市场消纳条件保障度高的地区,引导建设一批上网电价低于燃煤标杆上网电价的低价上网试点项目(低价上网项目)。2019年4月8日,国家能源局印发《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》,接着在4月11日印发了《关于2019年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知(征求意见稿)》,向着平价上网的目标加速推进。
 
  征求意见稿提出:竞争配置办法应严格落实公开公平公正的原则,将上网电价作为重要竞争条件,优先建设补贴强度低、退坡力度大的项目。其中,《风电项目竞争配置指导方案》规定:
 
  各省级能源主管部门应测算并确定低于国务院价格部门发布的本区域风电标杆上网电价的竞争配置上网电价上限;
 
  2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价,各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价;
 
  2018年度未通过竞争方式进入国家补贴范围并确定上网电价的海上风电项目,其核准文件不能作为享受国家补贴的依据;
 
   2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价,各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。
 
  《光伏发电建设管理工作方案》规定:
 
  省级能源主管部门应按国家政策要求制定本地区统一的竞争性配置资源的管理办法,把预期上网电价作为主要竞争条件;
 
   国家能源局根据修正后的申报补贴项目上网电价报价由低到高排序遴选纳入补贴范围的项目;
 
   列入国家补贴范围的光伏发电项目,应在申报的预计投产时间所在的季度末之前全容量建成并网,逾期未建成并网的,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。
 
  2.5 气电:地方自主制定,单一制、两部制并存
 
  天然气发电作为火电的一种类型,以其清洁环保、快速响应的特性,在全国多个地区得到了推广应用。但因为气源和气价的问题,目前仍只有北京、上海、广东、江苏、浙江等地区具有较多的装机,也多是执行临时上网电价。部分地区因电价难以覆盖气价成本,发电即亏损,所以采取了两部制电价政策,以确保调峰机组的盈利能力;其他仍采用单一制电价。
 
  2014年12月31日,国家发改委发布《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》(发改价格[2014]3009号),对三种不同类型的天然气发电机组施行不同的上网电价政策。其中,新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策;新投产天然气调峰发电机组上网电价,在参考天然气热电联产发电上网标杆电价基础上,适当考虑两者发电成本的合理差异确定;对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余,并由电网企业收购的电量,其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。此外,通知规定天然气发电最高电价不得比当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格高出0.35元/千瓦时,并对天然气发电价格管理实行省级负责制。
 
  此后,全国有12个省(区,市)陆续制定或调整了自己的气电上网电价政策。其中,除了最早执行两部制电价的上海(2012年开始)、浙江(2015年开始)以外,江苏、河南也从2019年起执行两部制电价。
 



 
 
  2.6 其他电源类型:执行标杆电价,无补贴部分参照煤电标杆
 
  2.6.1 生物质发电
 
  2010年7月18日,国家发改委发布《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)。通知规定:自2010年7月1日起,对农林生物质发电项目实行标杆上网电价政策,未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目,统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元;农林生物质发电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分由当地省级电网企业负担,高出部分通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
 
  2.6.2 垃圾焚烧发电
 
  2012年3月28日,国家发改委发布《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》 (发改价格[2012]801号)。通知规定:2006年1月1日后核准的垃圾焚烧发电项目,先按其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;执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元,其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价;垃圾焚烧发电上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分实行两级分摊,其中当地省级电网负担0.1元/千瓦时,其余部分纳入全国征收的可再生能源电价附加解决。
 
  2.6.3 光热发电
 
  2016年8月29日,国家发改委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》(发改价格[2016]1881号),2018年12月31日以前全部投运的太阳能热发电项目,执行全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)标杆上网电价1.15元/千瓦时。
 
  03
 
  未来趋势
 
  电力体制改革建立了由上网电价、输配电价和销售电价构成的三环节电价机制,三者相互关联、相互影响。而电作为一种没有没有库存的产品,实时生产、实时消耗、动态平衡,理论上电价会因为缺乏调节工具而出现极端剧烈的波动。因此,在建立起有效的电力市场并实现发电竞价上网前,对于电价的管控就成为必须,电价也呈现出极强的政策管制属性。
 
  通过对历史和现行电价政策的梳理,一方面可以发现煤电标杆上网电价在现有电价体系中的核心地位,其在多个方面影响着其他各类电源的标杆、上限和无补贴电价;另一方面可以发现各电源类型中,水电与核电的上网电价相比煤电更有竞争力,而风电与光伏加速平价后竞争力也会逐步提升。
 
  04
 
  存在的问题
 
  (1)上网电价降低
 
  下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低;随着电改的推进,电力市场化交易规模不断扩大,可能拉低平均上网电价。
 
  (2)利用小时下降
 
  电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。
 
  (3)煤炭价格上升
 
  煤炭优质产能的释放进度落后,且环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应;用电需求的大幅增长提高了煤炭生厂商及供应商的议价能力,导致电煤价格难以得到有效控制;对于以煤机为主的火电企业,燃料成本上升将减少利润。
 
  (4)政策推进滞后
 
  国内部分地区的电力供需目前仍处于供大于求的状态,可能影响存量核电机组的电量消纳、以及新建核电机组的开工建设。
 
  (5)降水量减少
 
  水电的经营业绩主要取决于来水和消纳情况,而来水情况与降水、气候等自然因素相关,可预测性不高
 
 
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