上网电价水平分析

　　为实现绿色和谐发展，可再生能源发电比重将有较大提高，这些能源发电成本较高，将推动电源平均上网电价的升高。同时，各类电源自身成本也将发生较大变化，我国煤炭价格水平将逐步升高，煤电环保标准提高，水电开发成本、移民费用不断增加，将加大煤电、水电生产成本，推高煤电、水电的上网电价水平;核电站建设成本仍然维持较高水平，核燃料价格也会提升，远期随着技术取得突破，核电造价水平可能会有较大降低;燃气电站上网电价随着天然气价格提高，有持续增长的趋势。总体判断，未来较长时期内平均上网电价水平将呈上升趋势。

　　按照煤电联动机制，目前全国煤电上网电价欠账33.8元/千千瓦时(考虑发电企业承担30%煤价上涨因素)，折合平均上网电价欠账约28.84元/千千瓦时。按照电源规划基准方案，在弥补“十一五”期间煤电联动欠账(“十二五”期间平均分摊)、煤炭价格年均上涨5%和发电企业净资产收益率8%的条件下，计算表明，2015年平均上网电价应为475.3元/千千瓦时，比2010年上涨90.0元/千千瓦时，增加23.4%、年均增长4.3%;2020年平均上网电价应为532.5元/千千瓦时，比2015年上涨57.1元/千千瓦时，增加12.0%、年均增长2.3%。

　　【解读】

　　目前我国上网电价总体水平偏低，2010年底预计上网电价为385.3元/千千瓦时。自2003年以来国家累计提高了上网电价10.75分/千瓦时，上涨了38%，平均上调幅度不到煤炭、汽油和钢铁产品价格涨幅的一半。

　　目前的上网电价水平已严重影响到电力企业的生存。主要原因是煤电价格联动机制执行不到位、办法不完善，“市场煤、计划电”的状况没有得到改变。从2004年实施煤电价格联动机制至今，电煤价格累计上涨了140%，国家虽经四次煤电价格联动上调电价，但上网电价仍有缺口，造成煤电企业亏损面越来越大。另外水电开发中移民成本、环保成本和支持当地经济社会发展的成本大幅度增加，但现行的水电定价机制，未完全考虑这些因素，造成水电定价偏低，影响水电企业的持续发展。目前国家对风电、太阳能等新能源的电价机制未完全理顺，这种状况不利于新能源的可持续发展。为了帮助电力企业渡过难关，当务之急是继续实施煤电价格联动，上调煤电价格，取消煤电企业承担煤价涨幅30%的规定。

　　未来的上网电价改革，要发挥市场调节作用，从标杆电价管理过渡到两部制电价的管理方式，上网电价由发电容量电价和交易市场竞争形成电量电价组成。为促进可再生能源开发，可通过相应提高容量电价、保证风电等可再生能源的投资基本回报等经济手段进行调节。通过完善市场交易规则或者改进发电调度规则，推行节能减排(也是边际成本最低)调度，以经济手段保证水电、风电等可再生能源和核电等清洁能源优先发电。

　　编辑推荐：

　　上网电价将如何走

　　上网电价将如何走

　　部分地区上网电价微涨