火（huǒ）、水、風、光、核電的發電成本與上網（wǎng）電價

 國家能源局2018年全國（guó）電力工業統（tǒng）計數據顯示，全國（guó）6000千瓦及以上電（diàn）廠供電標準煤耗308克，線路損失率（lǜ）6.21%。全（quán）國（guó）發電（diàn）企業平均綜合廠用電（diàn）率為5.52%（2017年數據）。即發電機（jī）組發出1度電，到（dào）達用（yòng）戶約（yuē）0.89度；用戶用1度（dù）電，總煤耗約345克（全按燃煤機組計算）。因此，節約用電（diàn）不是一句（jù）口號，而且（qiě）要盡量用清潔電。

一度電（diàn）裏還有70%來自火電

到2018年底，全國電源總裝（zhuāng）機容量189948萬千（qiān）瓦，全年全口徑發電量69940億千瓦時。從裝機容量看，火電114367萬千瓦、水（shuǐ）電35226萬千瓦（抽水蓄能2999萬千瓦）、風電18426萬千瓦、太（tài）陽能發電17463萬千瓦、核電（diàn）4466萬千瓦。

數據來源：全（quán）國電力工業統計

從發電量看，火電發電量（liàng）49231億千瓦時，水電發電量12329億千瓦時，風電發（fā）電量3660億千瓦（wǎ）時，太陽能發電量1775億千瓦時，核電發電量2994億（yì）千瓦時。

從各省（市）發用電量看，電力資源分布與需求呈逆向分布特征明顯，2018年（nián）各省區外受（shòu）電量總和為8723億千瓦時，占當地總發電（diàn）量20.4%。廣（guǎng）東、江（jiāng）蘇、山東（dōng）省（shěng）用電量位居前三，山東、江蘇、內蒙古發電量位居前三，廣東、江蘇、浙江省（shěng）區外受電量（liàng）位居前三，北京、上海、重慶區外受電占用電量（liàng）的比重位居前三。

數據來（lái）源：公（gōng）開資料
 

幾種（zhǒng）典型發電機組的電價及成本，燃煤發電機組、水電機組、風電機（jī）組（zǔ）、光伏發電機組和核電機組。

燃煤發電機組

我國電源結構以燃煤（méi）火電機組為主，今後相當一段時間內（nèi）還很難（nán）改變。正是因為燃煤機組的重要性，我國發電機組的上網電價政策一直以燃煤機組上網電價政策為（wéi）主，曆經還本付息電價、經營期電價，現為標杆（gǎn）電價政策時期。
2019年9月26日（rì），國務院常務會議決定完善燃（rán）煤發電上網電價形成機製，從明年1月1日1日起，取消煤電聯動機製，將現行標杆上網電價機製（zhì），改為“基準價+上下浮動”的（de）市場化機製。基準價按各地現行燃煤發電（diàn）標杆上網電價確定，浮動範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體發電企（qǐ）業（yè）、售電公（gōng）司、電力用戶等通過協商或競價確（què）定，但（dàn）明年暫（zàn）不上浮，特（tè）別要確保一般工商（shāng）業平均（jun1）電（diàn）價（jià）隻降不升。2018年燃煤火電機組分省脫硫標（biāo）杆上網電價如圖。

數據來源：公開資料

影響燃（rán）煤火電機（jī）組上網電價的因素主要有煤（méi）價、工程造價（jià）、年發電（diàn）利用小時數、機組固定成本、長期貸款（kuǎn）利率（lǜ）、折舊率等。其中（zhōng）：影響標杆上網電價水平的三個主（zhǔ）要因素，依次是煤價、工程造價、年發電利用小時。不（bú）同時期、不同機組，燃料成本占發（fā）電成本50%-70%。

水力發電機組

水力發電（diàn）是水（shuǐ）能利（lì）用的一種重要方式。水力發電通常（cháng）要（yào）修築擋水（shuǐ）壩，用以集中河段（duàn）的落差，並形成水庫，水庫（kù）可以調節流量、攔蓄（xù）洪水。按調節（jiē）周期劃分，即按水（shuǐ）庫一次蓄泄循環（huán）的時間來分，包括無（wú）調節、日調節、周調節、年調節和多年調節等。無調節，是水庫沒有調節庫容，按天然流量供水；日調節，是將水庫一日內的均勻來水，按用水部門的（de）需水過程進（jìn）行調節，水庫中的水位在一晝夜內完成一個循環（huán）；周調節，利用（yòng）水庫將周內假日的多餘水量蓄存起（qǐ）來，在其他工作（zuò）日用（yòng），周調節（jiē）水庫一般也同時進（jìn）行日調節；年調（diào）節（jiē），對年內豐、枯季的徑流進行重（chóng）新分配的調節（jiē）（季節性變化）；多年調節，水庫庫容很（hěn）大，豐（fēng）水年份（fèn）蓄存的多餘水量，用以補充枯水年份的水量不足。

據2005年全國水力資源複查結果，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，經濟可開發裝機容量（liàng）40180萬千瓦，年發電量17534萬千瓦時。

數據來源：公開（kāi）資料
 

我國水電上網電價政策呈多樣化格局，分為按（àn）經營期（qī）上網（wǎng）電價、標杆上網（wǎng）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（jiā）發（fā）展改革委關於完善水電上網電價形成機（jī）製的通知》（發改價格〔2014〕61號），對2014年（nián）2月1日以後新投產（chǎn）的水電站（zhàn）中跨區跨（kuà）省域交易價格由供需雙（shuāng）方協商確定；省內上網電價（jià）實（shí）行標杆電（diàn）價製度，並根據（jù）水電站在電（diàn）力係統中的作（zuò）用（yòng），可實行豐枯分時（shí）電價或者分類標杆電價；鼓勵通過競爭方式（shì）確（què）定水電價格；逐步統一（yī）流域梯級水電（diàn）站上網電價。

抽水蓄（xù）能電站是（shì）一種特殊的水電站，在用電（diàn）低穀（gǔ）時用過剩電力將水從下水庫抽到上水庫儲存起來，然後在用電高峰時將水放出發電，並（bìng）使水流到下水庫。抽水蓄能電站是（shì）解決係統調峰、低穀之間（jiān）供需矛盾、保證新能源發展而建設的水電站，還能擔（dān）負係統的調頻（pín）、調相和事故備用等輔（fǔ）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，發電時隻能發出3度，可以認為轉換效率75%。基於此，抽水蓄能電站上（shàng）網電機與其他電源的上網電價有根本區（qū）別（bié），主要有電網統一經營、單一電量電價、兩部製電（diàn）價、租賃電價。

圖片來源：網絡圖
 

2014年7月31日，《國家發展改革委關於完善抽水蓄能電站價格形成機製有關問（wèn）題的通（tōng）知》（發改價格〔2014〕1763號），進一步完善抽水蓄能電站價格（gé）形成機製。電力（lì）市場形成（chéng）前，抽水蓄能（néng）電站實行兩部製電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。

兩部製電價中，容量電價主要體現抽水蓄能電站提供備用（yòng）、調（diào）頻（pín）、調相和黑啟動等輔（fǔ）助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益（yì）的原（yuán）則核定。逐步對新（xīn）投產抽水蓄能電站實行（háng）標（biāo）杆容量電價；電量電價主要體現抽水蓄能（néng）電站通（tōng）過抽發電量實（shí）現的調峰填穀效（xiào）益。主要（yào）彌補抽水蓄（xù）能（néng）電（diàn）站抽發電損耗等變動成本。電價水平按（àn）當地燃煤機組標杆上網電價（jià）（含脫硫、脫硝、除塵等環保電價）執行。

電網（wǎng）企業向抽水蓄能（néng）電站提（tí）供的抽水電量（liàng），電價（jià）按燃煤機組標杆上網電價的75%執行。抽水蓄能電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核（hé）算，並作為銷售電價調整因素（sù）統籌考慮。

為推動抽水（shuǐ）蓄能（néng）電站電價市場化，在（zài）具備條件的地區，鼓勵采用招（zhāo）標、市場競價等方（fāng）式確定抽水蓄能電站項目業主、電量、容（róng）量電價、抽水電價和（hé）上網電價。當前，正值電力（lì）市場形成的過渡期，抽水蓄能電站未（wèi）納入輸配電定價成本，電網企（qǐ）業承擔抽水蓄能電（diàn）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。

風力發電（diàn）機（jī）組

風電上網電價（jià）曆經初期參照（zhào）燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價並存（cún）、招標加核準方式、標杆電（diàn）價。當前，正處於標杆上網電價退坡的（de）關鍵時刻，未來將（jiāng）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杆上網電價平價，不需要國（guó）家補貼。低價上網電價是指（zhǐ）低於燃煤機組標（biāo）杆上網電價。

2019年（nián）5月21日，《國家發展改革委關於完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號），將陸上（shàng）風電、近海風電標杆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（hǎi）上風電上網電價全部通過競爭方式確定，不得高於項目所在資源區指導價；潮間帶海（hǎi）上（shàng）風電通過競爭方式確定的上網電價，不（bú）得高於項目所在資源區陸上風電指導價。

數據來源：公開資料

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（běn）、人員成本與（yǔ）材料（liào）費等。

太陽能（néng）發電機（jī）組

太陽能發電分為光伏發電（PV)和光熱發電（CSP)。光伏發電有（yǒu）集中式的地麵電站，也有與建築物相結合的分布式光伏發電項目。 

2019年4月28日，《國家發展（zhǎn）改革委關於完（wán）善光伏發電上網電價機製有關問題的通知》（發改價格〔2019〕761號），將集中式光伏電（diàn）站標杆上網電價改為指導價，新增集中式光伏電站上網電價原則（zé）上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業分布式項（xiàng）目，市（shì）場競爭形成的價格不得超（chāo）過所在資源區指導價，且補貼標準不得超過每千瓦時0.10元。

數據來源：公開資料

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

而在今年剛剛結束了領跑者項目招標中，已（yǐ）經出現0.26元/kWh的中標電價

國家（jiā）發展改革委核定全國統一的太陽能熱發電（含4小時以（yǐ）上儲熱功能）標杆上（shàng）網電價為每千瓦（wǎ）時（shí）1.15元（含稅），2018年12月31日以前全部投運的太陽能熱發電項目執行上述標杆上網電價。太陽能熱發電上網電價（jià）退坡機製尚未（wèi）確定，考慮太陽能熱發電產業現（xiàn）狀，退坡幅度（dù）可能不會不太大。

核電機組

我國核（hé）電裝機容量比例相對較小。與一般火電機組一樣，核（hé）電成本主要由建設成本、運（yùn）維成本、燃料成本組成。核電（diàn）成本（běn）還有長期成本有（yǒu）較大下降空間、地域差異（yì）不明顯等特點。

圖片來源：網絡圖
 

由於核電技術上不適宜參與市場競（jìng）爭，2013年以前，我國（guó）對核電基本實行（háng）一廠一價。

2013年（nián）6月15日，國家發展改革委印發《關於完善核電上網電價（jià）機製有關問題的通知》（發改價格〔2013〕1130號（hào）），對2013年1月1日以後新建核電機（jī）組實行標杆上網電價政策（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（guó）核（hé）電標杆上網電價為每千瓦時0.43元（yuán））；全國核電（diàn）標杆上網電價高於核電機（jī）組所在（zài）地燃煤機組（zǔ）標杆上網電價（含脫硫、脫硝加價，下（xià）同）的地區，新建核電機組投產後（hòu）執（zhí）行當地燃煤機組標杆上（shàng）網電價（jià）；對承擔核電技術（shù）引（yǐn）進、自主（zhǔ）創新、重（chóng）大專項（xiàng）設備國產化任務的首（shǒu）台或首批核電機組或（huò）示範工程，其上網電價可（kě）適當（dāng）提高。

參考資（zī）料：
1.《國家發展改革委（wěi）關於完善水電上網電價形成機製的通知》（發（fā）改價（jià）格〔2014〕61號），2014年1月（yuè）11日。
2.《國家發展改革委關（guān）於完善抽水蓄能電站價（jià）格形成機製有（yǒu）關問（wèn）題的通知》（發改價格〔2014〕1763號），2014年7月31日。
3.《國家發展改革（gé）委關於完（wán）善風電上網電價政策的通知》（發（fā）改價格（gé）〔2019〕882號），2019年5月（yuè）21日。
4.《國家發展改革（gé）委關於完善光伏發電上網電價機製有關（guān）問題的（de）通知》（發改價格〔2019〕761號），2019年4月28日。
5.國（guó）家（jiā）發展改革委印發《關於（yú）完善核電上網電價機製有關問題的通知（zhī）》（發改價格〔2013〕1130號），2013年6月15日。