我国现行上网电价政策.docx

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我国现行上网电价政策

第1章我国现行上网电价政策

建国以来，我国电力工业一直采用垂直一体化管理模式。

2002年，国家实施电力体制改革，提出''厂网分开，竞价上网”的发电侧改革LI标，但受到我国上网电价改革过渡时期出现的儿个现实难题：

合同电量历史遗留问题、“一厂一价”电价统一问题、新老电厂公平竞争问题、煤电矛盾有效解决问题等的影响，改革推进缓慢，目前仍处于电力市场化进程的起步阶段。

1-1我国上网电价的历史沿革

在计划经济体制下，发电企业按照政府安排的发电计划进行电能生产，供电企业按照计划向用户供应电能，电厂与电网都隶属政府部门，不存在上网电价的概念。

改革开放初期，电力改革逐步开展，其中电价是电力工业改革与发展的关键因素之一，是电力市场的杠杆和核心内容。

电价的制定原则对电力市场的形成与发展有着重要的作用，虽然没有明确上网电价的概念，但在电价制定过程中，已经逐步考虑发电厂维持设备折旧和直接运营费用等问题。

具体来讲我国的改革历程如图7-1所示：

统一电价

还本付息电价

经营期电价

过渡期

标杆电价政策

电价

1

1985年1998年2002年

图7-1我国上网电价改革历程

1985年为了吸引社会投资，加快电力工业发展。

国家出台“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定”（国发［1985172号），鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，投资主体由原来的单一制改为多家办电的多样化形式，并在电价中开始考虑投资回报。

1988年国务院印发了“电力工业管理体制改革方案的通知”（国发［1988］72号），要求按照“政企分开、省为实体、联合办电、统一调度、集资办电”的方针，因地、因网制宜，改革现行电力工业管理体制，加重地方在办电和用电方面的责任，调动各方面办电的积极性，形成多渠道、多层次、多模式办电的局面。

在文件精神指导下，逐步将省电力局改建为省电力公司，将网局改建为联合电力公司，形成独立核算、自负盈亏的经济实体。

同时出现了一些不属于电网的独立发电厂，这些电厂与电网签订经济合同，电网代售电量，并收取管理费。

电价实行

"新电新价”，“老电老价”，主要表现为集资办电电价、利用外资办电电价、小水、小火电电价等九种指导性电价，形成复杂的电价体系，上网电价的概念逐渐形成。

虽然我国对集资建设的电厂实行还本付息电价政策，发挥了加快电力发展、缓解电力供应紧张局面的重要作用。

但是随着我国社会主义市场经济体制改革的深化和电力市场情况的变化，还本付息电价政策带来的问题也日益显现。

为了防止新建发电项LI投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，1997年在电力项LI可行性研究阶段测算电价时，开始釆用经营期电价测算方法。

1998年后，国家适时调整电价政策，以经营期电价政策取代还本付息电价政策。

经营期电价在一定程度上改变了成本无约束、价格无控制的状况。

2001年，原国家计委下发计价格［20011701号文件规定，将现行按发电项LI还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项LI经营期核定平均上网电价。

还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价：

仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减去已运行年限）重新核定上网电价。

2004年，为了进一步完善政府管理职能，提高行政审批效率，引导电力投资，国家发改委在经营期电价政策基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区分别确定各地水火电统一的上网电价。

虽然在当时下发的文件中，没有明确称之为“标杆电价”，但业内将此重大的上网电价改革政策称之为“标杆电价”政策。

1.2还本付息上网电价政策

20世纪80年代中期至2001年前，对集资、贷款和利用外资建设的独立电厂采用“还本付息电价”办法核定上网电价。

即还贷期内电价按照补偿每个电力项目实际的运行成本，按期归还银行贷款本息，并取得合理利润水平的原则确定；还贷期后随着成本降低相应降低电价。

1.2.1还本付息上网电价的原理

上网电价山还贷期内发电成本费用、发电利润和发电税金构成。

成本费用包括生产成本和财务费用。

计算公式为：

上网电价二（生产成本+财务费用+发电利润+发电税金）/厂供电量

1.2.1.1生产成本的计算方法

生产成本二燃料成本+水费+外购电费+材料费+折旧费+工资及福利费+预提大修理费+其它费用

其中：

＜燃料成本一般以机组的设计•燃料消耗为测算基础；

◊水费根据设计•的耗水量和当地政府部门规定的水价测算；

＜材料费根据电厂所在地区同类型电厂（机组）平均材料消耗水平计算；

＜折旧费按形成生产能力的固定资产原值及综合折旧率计算；

◊工资及福利费应根据行业标准容量电厂的定员人数和电厂（机组）所在地区平均工资水平和福利费汁算；

◊大修理费按固定资产总额和大修理费预提比例计•算，大修理费预提比例一般为1%至2.5%；

。

厂供电量二发电设备容量X设计利用小时（1-厂用电率）；

。

厂用电率：

水电厂一般为0.0-1%，火电厂一般为4-8%。

1.2.1.2财务费用的计算方法

财务费用主要是指电厂运营期间的贷款利息和汇兑损益，贷款利息包括长期贷款利息和流动资金贷款利息。

。

财务费用二长期贷款利息+流动资金贷款利息+当年汇兑损益分摊额

＜长期贷款利息二形成固定资产的长期贷款余额X贷款利率X（1+贷款利

率）n/（（1+贷款利率）n-l）-当年应还贷款本金。

其中，n是指还贷年限。

这种方法计算出来的长期贷款利息在还贷期限

内每年等额；

◊流动资金贷款利息按流动资金总额和一年期的贷款利率计算；

◊兑汇损益分摊按国家有关规定计算确定。

1.2.1.3发电利润的计算方法

发电利润二还贷利润+资本金收益

＜还贷利润二（当年应还贷款本金-当年折旧可用于还贷数额）/（1-所得税率）

◊资本金收益二（基本金数额x资本金收益率）/（1-所得税率）

0项忖注册资本金占项LI总投资的比例不足20%的按20%H-算，超过20%的按实际计算。

资本金收益率按同期银行长期贷款利率再加上1-2个白分点计算。

1.2.1.4发电税金的计算方法

发电税金包括发电环节增值税、城建税和教育附加等。

O发电税金二（发电成本+财务费用+发电利润）X增值税X（1+城建、教育附加税率）。

0增值税率为17%,城建及教育附加税率一般为增值税率的11%,但有些地区略有不同。

122还本付息电价的弊端

还本付息电价根据电力项LI还贷期还本付息需要确定电价，没有考虑到社会平均成本情况，对电力企业的资本金收益水平也没有统一规范。

九十年代初期，为筹集资金解决电力供给不足问题，国家出台了集资办电“还本付息”等一系列优惠政策，对上网电价实行“逐厂核定”、“一厂一价”的办法，造成同类型的机组因投产时间不同、投资额不同而上网电价不同的不合理局面，导致电厂投资规模越来越大，建设成本难以控制，上网电价普遍偏高。

1.3经营期电价政策

1985年以来，我国对集资建设的电厂实行还本付息电价政策，发挥了加快电力发展、缓解电力供应紧张局面的重要作用。

随着我国社会主义市场经济体制改革的深化和电力市场情况的变化，还本付息电价政策带来的问题也日益显现。

为了防止新建发电项LI投产初期上网电价过高，推动销售电价水平过多上涨，

1997年在电力项LI可研阶段测算电价时，开始采用经营期电价测算方法。

1998年后，

国家适时调整电价政策，以经营期电价政策取代还本付息电价政策，经营期电价在一定程度上改变了成本无约束、价格无控制的状况。

2001年，原国家计委下发计价格［20011701号文件规定，将现行按发电项目还贷需要核定还贷期的还本付息电价改为按发电项LI经营期核定平均上网电价。

还贷已经结束或折旧已经提完的，要重新核定发电成本，降低上网电价；仍在还贷期内的，对尚未归还的贷款改为按剩余的经营期（整个经营期减去已运行年限）重新核定上网电价。

1.3J经营期电价的原理

经营期电价主要是将按电力项LI还贷期还本付息需要定价，改为按社会平均成本及项LI经营期收益水平统一定价，通过考察电力项訂经济寿命周期内各年度现金流量，使项LI在经济寿命周期的自有资金净现金流量满足一定的财务内部收益率。

经营期电价规范了发电企业的资本金收益率水平，关注整个经营期的综合回报。

1・3・2经营期电价的测算

经营期电价方法的主要理论基础是资金的时间价值理论，即今年的1元钱要比明年的1元钱值钱，比后年的1元钱更值钱，它们之间的价差就体现在内部收益率上。

测算时，通过调整电价水平，直到资金内部收益率IRR满足约定水平。

即满足下式：

其中，现金流入包括：

销售收入、固定资产回收、流动资金回收、其它现金流入；现金流出包括：

长期投资中的资本金投入、流动资金中的自有资金、经营成本（不含折旧费的发电成本）、长期负债的本金偿还、流动负债的本金偿还、利息偿还、增值税、所得税、工资及福利、其它费用，测算方法如下表所示。

表7-1标准火电厂经营期电价测算表

项目\年份

0

1

2

•••

18

19

20

一、现金流入

0

46140

46140

•••

46140

46140

46140

1.销售收入

0

46140

46140

•••

46140

46140

46140

上网电量

12555

0

12555

0

•••

12555

0

12555

0

12555

0

上网电价

0.37

0.37

0.3

7

0.37

0.37

0.37

2、回收流动资金

•••

3、回收固定资产余

值

•••

4、其他

•••

二、现金流出

20088

49401

48867

•••

36585

36585

37841

1、资本金投入

20088

•••

2、销售税金及附加

7374

7374

•••

7374

7374

7374

3、经营成本

27700

27700

•••

27700

27700

27700

其中：

折旧费用

5022

5022

•••

5022

5022

燃料成本

20000

20000

•••

20000

20000

20000

水费

300

300

•••

300

300

300

材料费

2000

2000

•••

2000

2000

2000

大修理费

2900

2900

•••

2900

2900

2900

工资及福利费

1000

1000

•••

1000

1000

1000

保险费

500

500

•••

500

500

500

其它费用

1000

1000

•••

1000

1000

1000

4、贷款本金偿还

8035

8035

•••

0

0

0

人民币本金

80352

72317

•••

0

0

0

人民币还款

8035

8035

•••

0

0

0

6、利息支出

6292

5662

•••

0

0

0

7、所得税

0

95

•••

1511

1511

2766

利润总额

0

-248

381

•••

6043

6043

11065

三、净现金流量

-2008

-3262

-2728

•••

9554

9554

8299

四、累积净现金流量

-2008

8

-2335

0

-2607

7

•••

4552

4

5507

8

6337

7

五、净现金流量现值

-2008

8

-3020

-2338

•••

2391

2214

1781

六、累计净现金流量现值

-2008

8

-2310

8

-2544

6

•••

-391

5

-178

1

0

1.3.3经营期电价与还本付息电价的区别

经营期电价与还本付息电价相比，相同之处在于测算的电价都能够满足电力项LI正常运行及投资者取得合理收益的需要，所依据的基本参数是一致的。

区别在于：

1.3.3.1电价核定的期限不同

还本付息电价核定的是项LI还贷期间的电价，还贷期结束后电价应相应降低；经营期电价核定的是项LI整个经济寿命周期的电价，它综合考虑了项U还贷期间和还贷期结束后的成本变化情况。

1.3.3.2电价核定的方法不同

相比较而言，经营期电价更多地考虑了资金的时间价值，为电力投资者和经营者利用资本市场降低融资成本创造了条件；同时，经营期电价测算方法与电力企业财务核算结合更加密切，基本能够反映项LI经营期内各年度的财务概况。

此外，经营期电价测算方法与项U投资决策时进行的财务评佔方法比较衔接，为投资者分析项目获利能力提供了基础。

1.3.3.3依据的成本基础不同

还本付息电价依据的是电力企业的个别成本；经营期电价依据的是同类机组社会平均成本，有利于激励电力企业降低成本、提高效率。

1・3・3・4核定的电价水平不同

还本付息方法核定的还贷期电价较高，使得电力项□投产后对用户的销售电价冲击较大。

还贷期结束后电价本该大幅度下降，但企业往往通过产权重组、资产重新评估等方式加大成本，使电价难以及时下调，而经营期方法核定的电价则比较平稳。

在我国电力装机容量增长较快、电力企业还贷任务较重的情况下，用经营期电价方法核定电价，有利于减轻电力项LI投资初期对电价的压力。

1・3・4经营期电价政策的效果

经营期电价政策改变了还本付息电价政策成本无约束、价格无控制的状况，对上网电价上涨起到了明显的抑制作用。

定价的年限由“还贷期”拉长为“经营期”，减缓了新建发电项LI还贷期内对上网电价的推动作用。

按社会平均成本定价，统一规范发电企业的资本金内部收益率水平，改变了一机一价的状况，对新建发电项目造价起到了一定的约束作用。

1-4标杆电价政策

2004年，为了进一步完善政府管理职能，提高行政审批效率，引导电力投资，国家发改委在经营期电价政策基础上，推出了标杆电价政策，明确按价区分别确定各地水火电统一的上网电价。

虽然在当时下发的文件中，没有明确称之为“标杆电价”，但业内将此重大的上网电价改革政策称之为“标杆电价”政策。

1.4.1标杆电价的制定历程

最初的标杆电价是以京津唐电网某电厂（2*600MW）为参照，以经营期电价方法为依据，确定了京津唐电网的新投产机组上网电价。

我国其他地区新机上网电价以京津唐电网的新机价格为参照，主要考虑了当时煤炭价格的差异，分别确定了各省（自治区、直辖市）的新投产火电机组的上网电价。

随后，按照同样的原则，确定了各省的水电新投产发电机组的上网电价水平。

国家发改委于2004年8月下发了关于疏导电价矛盾有关问题的通知（发改价格[2004]610号），明确了电网统一调度范圉内的新投产燃煤机组（含热电机组）统一的上网电价水平。

标杆电价政策和水平发布后，社会各界对此评价很高。

但是在执行过程中，部分地区对水电标杆电价提出了意见，意见主要集中在水电的投资成本差异过大，如有坝没坝、坝高坝低，水库的库容差异也大，统一的水电标杆电价导致水电企业之间的利润差异过大，国家发改委经过权衡，虽然没有正式下文正式宣布废止水电的标杆电价政策，但是在各省以后的政策执行过程中，没有将水电标杆电价作为一项硕的政策来执行，这项政策在2005年的煤电联动加价时就得到了充分的体现。

1-4.2标杆电价的特点

从国家发改委制定标杆电价政策和发布的各地标杆电价水平来看，主要有以下一些特点：

1.4.2.1标杆电价实际上是经营期电价的延续

从定价机制看，标杆电价实质上仍然是经营期电价的一种，按照社会平均先进成本加适当的投资回报确定；从具体的测算方法看，两者也是基本相同的，均按照《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》（讣价格［2001J701号）规定测算，电价核定的期限为项U的整个经营期，综合考虑项U还贷前后的成本水平和整个经营期资金的时间价值，投资回报略高于同期国内银行贷款利率。

1・4・2・2标杆电价是经营期电价政策的进一步完善

与以前的经营期电价相比，标杆电价更加完善。

一是在测算上，还贷年限、折旧率等地区差异不大的参数，在全国范圉内水平得到统一，价格的确定更加准确和科学；二是在测算和审批的程序上，各省区内新机组通过试运行即执行统一的标杆价格，电价不再进行一机一测算，一机一审批，程序上更加简明高效；三是在信息披露上，山于事先核定了统一的标杆价格，可以直接对社会披露，政策更加透明，有利于引导投资。

1.4.3标杆电价的意义

1.凸现了政府驾驭整个国民经济能力的提髙，科学执政、民主执政能力的提升

电价是政府实施宏观调控职能的重要工具和手段。

通过执行标杆电价和标杆电价水平的调整，政府可以有效的利用价格信号、使用经济手段影响电力行业相关上下游产业的发展，进而对整个国民经济进行总量平衡和结构调整。

标杆电价的推出，体现了政府科学执政、民主执政能力的提高，政府驾驭与管理国民经济有了更多和更加有效的手段。

2.是政府职能转变的重要表现

转变政府管理职能，就是要从微观的行政性事务管理转向宏观的制定政策、制定发展战略、经济调节、组织协调、市场监管、公共服务等社会管理、服务职能上。

标杆电价推出后，政府摆脱了一机一核价的大量具体工作，从而有更多的精力用于价格政策研究、价格宏观调控。

标杆电价的推岀是政府职能转变的一个重要体现。

3.价格制订和审批政策更加透明

标杆电价山各省区物价主管部门制订方案报国家价格主管部门审批，制订、审批政策和各省区标杆电价水平山国家价格主管部门直接向全社会公布，新机组投产通过试运行之后即可执行正式的标杆电价。

与以往电价相比，标杆电价更加公开和透明，有利于减少价格执行过程中的盲目性和随意性。

4.改变了一机一价的方式，使发电企业之间的竞争更加公平

标杆电价是按照各省区的先进社会平均成本水平核定，全省区内的新投产机组执行统一的标杆电价。

各个电厂在上网电价水平上处于同一起跑线，发电企业之间的竞争变为造价的成本和运营成本的竞争，最终归结于经营管理水平的竞争。

5.有利于引导投资，有利于资源的优化配置，有利于资本的合理流动

标杆电价为投资者提供了一个明确的标杆。

投资者根据标杆电价并结合自身实际情况，就可测算出项U盈利状况。

如果投资者造价、运营成本高于标杆电价对应的标准造价和运营成本，企业就无法获得标杆电价对应的内部收益率，反之则会超过社会平均的内部收益率，投资者可以据此进行投资决策。

同样，政府可以根据电力供求趋势预测，通过对标杆电价的调整来鼓励或抑制电力投资，调整区域电力投资结构，优化资源配置。

6.有利于逐步向电力市场过渡

各种电价逐步归并后，新投资的项目受标杆电价限制，造价逐步接近，发电企业开始站在同一起跑线上，有了竞价上网的实力基础，有利于向电力市场过渡。

1.5可再生能源电价政策

随着人类社会发展对能源消费需求不断的增长，LI前以化石燃料为主的能源结构已经不能满足人类社会快速发展的要求，新能源的研究利用成为解决发展问题的关键。

而人类在氢能、核聚变技术等研究领域还未有新的突破，水能、风能、太阳能、生物质能、潮汐能等可再生能源成为解决全球能源供应问题最可行的途径。

我国也加入到可再生能源发展的行列中。

国家通过三峡基金、水库后期扶持资金等方式来解决水电发展带来的问题；通过制定“可再生能源法”、“可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法”等政策鼓励发展风能、生物质能等可再生能源。

下面将详细介绍这些可再生能源相关的电价政策。

1・5・1水电相关电价政策

1.5.1/I三峡基金

为了支持三峡工程建设，根据国务院决定，从1993年1月1日起，对城乡居民生活用电每千瓦时征收3厘钱，作为三峡工程建设基金。

1994年为了深化电价改革，提高电力企业还贷能力，将三峡工程建设基金提高到4厘钱。

1996年再次提高三峡工程建设基金，三峡工程直接受益地区及经济发达地区每千瓦时提高到7厘钱。

1997年三峡基金根据不同地区的具体情况再次进行提供，安徽的三峡基金达到1.3分，征收范圉为除贫困县农业排灌以外的各类电量。

2006年，为解决葛洲坝电站上网电价问题，国家利用降低三峡工程基金上缴标准置换葛洲坝电站提价对各省增支影响，我省上缴标准降低为每千瓦时1.292分，对用户征收标准维持不变。

1.5.1・2大中型水库后期扶持基金

2006年为帮助水库移民脱贫致富，促进库区和移民安置区经济社会发展，根据《国务院关于完善大中型水库移民后期扶持政策的意见》（国发［2006117号），决定增收大中型水库后期扶持基金，并停止增收中央直属水库库区建设基金，安徽的中央直属水库库区建设基金标准是每千瓦时1.8厘。

同年国家发展改革委下发'‘关于调整华东电网电价的通知（发改价格［2006］1230号）”中规定，大中型水库后期扶持基金标准为每千瓦时8.3厘。

征收范围：

大中型水库后期扶持资金为除农业生产、贫困县农业排灌以外用电量；地方小水库后期扶持资金为除居民生活、农业生产、贫困县农业排灌以外用电量。

1.5.1・3地方小水库后期扶持基金

根据国家发展改革委关于调整华东电网电价的通知（发改价格［200631230号）规定，除居民生活、农业生产和贫困县农业排灌用电外，安徽省每千瓦时再提取0.05分钱用于解决地方水库、水电站移民后期扶持问题。

1.5.1・4其他可再生能源的电价政策

1.5.2可再生能源基金附加

为促进可再生能源的开发利用，国家发改委在《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格［200617号）中提出，可再生能源发电项LI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LI接网费用等，通过向电力用户征收电价附加的方式解决。

1.5.2.1可再生能源电价附加征收范围

可再生能源电价附加向省级及以上电网企业服务范围内的电力用户（包括省网公司的崑售对象、自备电厂用户、向发电厂直接购电的大用户）收取。

地县自供电网、以及从事农业生产的电力用户暂时免收。

1・5・2・2可再生能源电价附加计算

可再生能源电价附加由国务院价格主管部门核定，按电力用户实际使用的电量计收，全国实行统一标准。

可再生能源电价附加计算公式为：

可再生能源电价附加二可再生能源电价附加总额/全国加价销售电量；

可再生能源电价附加总额二E［（可再生能源发电价格-当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）x电网购可再生能源电量+（公共可再生能源独立电力系统运行维护费用一当地省级电网平均销售电价x公共可再生能源独立电力系统售电量）+可再生能源发电项目接网费用以及其他合理费用］;

其中：

◊全国加价销售电量=规划期内全国省级及以上电网企业售电总量-农业生产用电量-西藏电网售电量；

◊电网购可再生能源电量=规划的可再生能源发电量一厂用电量；

＜公共可再生能源独立电力系统运行