中国水力发电电能上网价格及成本综合分析.doc

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第一节中国电价改革分析

转自：

从历史上看，我国电价改革可分为三个阶段：

第一阶段——1985年，国务院实行了多家办电和多渠道集资办电的政策，与此相适应，实行了多种电价制度。

第二阶段——1998年，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。

第三阶段——2002年，在“厂网分开”后，“竞价上网”前，实行临时上网电价。

2002年电力体制改革推开之后，中国连续三年遭遇了大范围的"电荒"。

作为核心内容之一的电价改革一直进展缓慢。

电力供应紧张时，推进电价改革的风险比较大，因为价格可能上涨。

因此，主管部门前两年对推行电价改革一直态度谨慎。

电价改革的目的，是改变执行了20多年的以成本来定价的“还本付息电价”模式，最终建立由市场形成电价的电价机制。

第一步便是在上网环节引入竞争机制。

中国电力体制改革的核心是电力市场化，而电价改革是电力市场化的关键环节，电价形成机制是否科学最终将影响着电力体制改革的成败。

2004年，在不到半年的时间里，国家发改委两次调整电价，平均提高幅度每千瓦时较2003年已经上涨了2分钱，这说明由电价引发的各种矛盾已然凸显。

电价改革的方向是全面引入竞争机制，但在过渡期可采取双轨制进行。

根据现有方案，就是在区域电力市场推行两部制电价，之后逐步加大竞价比例，实现市场化的整合。

同时，逐渐推进大用户直供的试点，鼓励供电和用电双方直接签订长期供电合同。

所谓“两部制电价”，是一种过渡性安排，即将上网电价分为容量电价和电量电价两部分，其中容量电价由政府制定，电量电价由市场竞价形成。

2004年1月，东北区域电力市场进入模拟运行状态，同年12月进行两轮年度竞价，2005年4月20日启动了月度竞价，进入试运行阶段。

除了包括“竞价上网”、“煤电价格联动的机制”在内的上网环节外，本次电价改革还将从收费和销售环节逐步完善电价政策。

从收费环节来看，今后相当长的一段时间内，对于电价的监管将成为政府监管的重点。

2005年，国家电监会颁布了《输配电成本核算办法》，用以规范输配电企业。

在其基础上，国家发改委、国家电监会将共同对输配电环节的成本实行严格监控。

同时，电力市场还将大力推行发电企业和用户双边交易方式，促进直接买卖。

第二节中国电力竞价上网现状

“竞价上网”的方式一般有三种:

不完全单一制电价竞价方式，完全单一制电价竞价方式和两部制电价竞价方式。

两部制电价竞价方式，即发电厂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。

从竞价上网情况来看，目前东北地区改革比较“激进”。

据我们了解，竞价上网对三省发电企业的总体影响不大，其中黑龙江发电量上升较大，但竞价结果较低；辽宁发电量有所下降，但电价有所提高。

具体而言，东北市场的年度竞价结果较低；但由于输电瓶颈的限制，部分发电厂在月度报价时以竞价上限申报，使得月度竞价结果提高，以致总体来看电网公司05年由于竞价产生了亏损。

由于东北地区06年新投机组较少，以及电网输送瓶颈仍难以解决，因此在竞价规则不变的前提下，若继续实行竞价将使得电网进一步亏损，这也是东北竞价暂停的真实原因。

表1各大区域电力市场竞价上网情况表

区域

模拟运行时间

试运行时间

正式运行时间

竞价模式

竞价比例

竞价主体

东北

2004年1月

2005年5月

06年

两部制全电量

100%

100MW及以上火电

华东

2004年5月

2006年4月

07年

单一制部分电量

10%

100MW及以上火电

南方

2005年11月

06年

07年

单一制部分电量

15%

模拟阶段为300MW及以上火电

华中

2006年7月

06年

07年

两部制全电量

100%

100MW及以上统调水电和火电

华北

06-07年

07年

07-08年

－

－

－

西北

06-07年

07年

07-08年

－

－

－

资料来源：

中国产业研究院

总体判断，“竞价上网”远非市场之前一直想象的那么简单，正常运行应该在3～5年之后。

第三节中国主要电源的成本构成比较

一、火电成本构成

我国的火力发电企业成本主要包括燃料费用、日常运营费用（水费、材料费、人工、检修费等）、折旧费用和期间费用。

其中燃料费用、折旧费用和财务费用所占比重较大，三者累积可以达到总成本的80%左右，工资支出、水费、日常检修费用等杂项仅占1/5左右。

图1火电企业成本结构

资料来源：

中国产业研究院

要降低发电成本中的折旧成本，关键是减少电站的动态比投资费用和线损率，同时应尽量增加发电设备的年利用时数和折旧年限。

发电财务成本是指电厂在营运期间的长期借款及流动负债的利息支出费用。

有些电厂是通过银行和财团贷款筹集建设资金，财务成本在发电成本中占了相当大的份额。

不过财务成本在各个具体电厂差别较大，而且机组的利用小时数对财务成本有直接影响，利用小时数低，财务成本就高。

煤炭成本是煤电成本的主要部分，一般而言，煤炭成本这一块要占到燃煤电厂总的发电成本的60%以上，煤炭价格的控制和机组效率管理是发电企业经营管理的中心内容。

同时煤炭品质优劣直接影响到锅炉的性能和机组的效率，锅炉燃烧品质好的煤，机组效率高，发电成本相应降低，但好煤往往价格一般偏高，燃煤品质对发电成本的影响是多方面的。

为了降低发电成本中的燃煤成本，应力求降低燃煤的价格，即尽可能选用品质适宜价格低廉的燃煤，对入场煤品质严格把关，采用科学和先进的检测手段和管理方法提高入场煤检测的准确性和精度。

同时应提高机组的效率，尽可能使机组优化运行，减低机组的供电煤耗。

运行维护成本与每年内发电厂所耗的水费、材料费、职工工资与福利基金，大修预提基金、流动资金的贷款利息和其他费用等有关。

但据统计，这项成本在发电成本中所占的份额一般为11.47%～15.36%。

从2001年下半年以来煤炭供不应求，造成原煤价格大幅上涨，这对需要大量原煤的火力发电业造成了很大影响。

二、水电成本构成

水电的建设成本明显高于火电，但水电站的长运营期和低运行成本却是火电站远远不及的。

我们知道，水电一旦投产，其运行成本就基本只有人工与机组折旧两项。

水电公司的长期运营成本明显低于火电。

水力发电成本低廉，据测，目前我国水电运行成本一般是4-9分/千瓦时，火电运行成本约为0.09-0.19元/千瓦时，15家水电股平均上网电价为0.302元每千瓦，而火电类上市公司平均上网电价为0.418元，相比之下，水电的成本优势所带来的溢价明显。

发、供电统一核算的小水电建设项目，其成本包括发电成本和供电成本，统称售电成本。

只发不供的水电站只计算发电成本。

统一核算的联合企业除发电成本外，还包括用电企业的成本和贷款利息。

根据财政部1993年颁发的新的财务制度规定，流动资金贷款利息和未还清的固定资产投资中贷款的利息均应计入总成本。

小水电站规模小，工程结构简单，基本上没有移民和淹没问题，建设期一般为1—2年，因此，具有投资成本低的优势。

三、核电成本构成

核电的发电成本由运行费、基建费和燃料费三部分组成。

核电站的运行费和火电站的差不多。

但核电站运行可靠，每年利用小时最高达8000小时，平均约为6000小时。

由于核电站系统的复杂和出于安全的考虑，因此它的基建费比火电高，对10～20万千瓦容量的轻水堆比火电约高100%，对100万千瓦容量的轻水堆约高60～70%。

重水堆和气冷堆的基建费还要贵一些。

目前，火电每千瓦投资为4000元，而核电投资为1330-2000美元，约合人民币为1.1万-1.6万元，两者相差高达2.75-4.1倍。

我国核电建设周期相对较长，其建设周期一般为70个月（约6年），如果控制不好，将达到80-90个月。

与此相对，火电一般为30多个月。

但核电设施使用寿命要比火电长30年左右。

而且其成本构成使得越往后越有竞争力：

在固定资产投资上，成本为50％-60％以上，而火电的比例为30％-40％；燃料费用上核电为20％，而火电为50％多；同样，在运行费用上，核电占到总成本的15％左右，而火电则为10％多一点。

由于火电的燃料成本比重比较大，所以在核电提完折旧费以后，其成本相对而言就会大幅降低。

四、风电成本构成

由于不需要购买发电原料，风电的成本主要在于设备的投资。

目前国内的主要风电场，如广东、新疆、内蒙古风机配置成本一般占风电场建设成本的80%。

然而目前国内的风电设备制造技术较低，许多大型的风电设备需要依靠进口，国产化较低，因而设备投资很高。

这使我国目前的风电成本高于火电。

但是国内强大的制造能力、低廉的制造成本将降低风电成本，有助于风电产业的发展，据专家估计，风电配件在国内制造，风电机成本将至少减少15%。

随着规模的扩大和发电设备国产化程度的提高，国内的风电成本可以下降到0.5元以下，因为风电的外部成本为零，随着时间的推移、可利用风速的降低和设备使用寿命的增长，远期风电的成本可以降低到极低水平，风电有可能成为世界上经济、洁净的能源。

五、天然气发电成本构成

天然气发电的投资成本相对较低。

与采用烟道脱硫同等能力的燃煤电厂相比，天然气发电每千瓦装机容量的建设费用可节省50%，建厂周期缩短30%，占地面积节约85%，电厂热效率高出25%，冷却水少用40%，发电成本节省15%。

天然气还有较高的能量转化效率，可达到60％，而最好的燃煤电厂只能达到40％～45％。

但在原料价格上，天然气却要高于电煤而低于燃油。

目前原油、天然气和发电用煤之间的比价关系国内约为1∶0.24∶0.17。

经测算，燃气价格为1.00元/立方米时，在不同的运行小时情况下，燃气发电仅比进口66万千瓦脱硫机组和35万千瓦机组的电价低。

而在我国绝大多数地区，都很难拿到在1.00元/立方米及以下的天然气价格。

因此，天然气价格将成为制约我国天然气发电行业发展的主要因素。

第四节中国水电上网价格的竞争优势

竞价上网，各种能源之间的价格比较将成为决定其发展前景的首要因素。

在电力生产构成中，水电建设成本要高于火电，但考虑到火电的脱硫、脱硝、除尘等环保要求所需资金（约占总投资的1/3），水电的建设成本将与火电差距大幅缩小；而水力发电机组的长运营期和低运行成本，是火电机组无法比拟的。

水电机组一旦投产，其运行成本就基本只有人工与折旧两项，目前我国水电运行成本一般是4－9分/千瓦时。

而火电机组生产则离不开燃料，仅燃料一项就占去火电总成本的50－70%，目前我国火电运行成本约为0.09-0.19元/千瓦时，且煤炭为不可再生资源，从一个相对长的时间来看，这种燃料成本的持续上升趋势还将延续。

第五节中国电力竞价上网存在的主要问题

从山东、浙江、东北等地的竞价上网五年来的运行情况来看，无论是电网方面还是电厂方面都存在一些问题，值得我们总结经验、教训，制定相应的措施，从而保证竞价上网运行工作顺利的进行。

以下具体分析当前电网和发电企业在竞价上网中主要存在的问题。

一、上网电价风险问题

据分析，在目前的供求情况不变、投资政策不变的前提下，一旦实行竞价上网，全网的平均上网电价将会提高。

竞价上网的价格风险主要有：

（1）电价竞价水平过高。

当电力供给小于电力需求时，电价竞价水平过高，会损害电网企业的利益，美国加州电价风波就是一个很好的例子。

（2）建设成本较高的电厂还贷困难。

单位投资较高的电厂竞价上网形成的电价将会低于目前的上网电价，这会影响电厂的还本付息，甚至影响正常生产。

规避上网电价风险的对策：

（1）当电力供不应求时，为了避免电价竞价水平过高，损害电网企业的利益，物价部门可以通过同比例下调容量电价的手段，降低电网企业的购电成本，让所有的电厂和电网经营企业共担市场风险。

（2）政府物价部门在电力供不应求，上网电价竞价水平坚挺的情况下，可以制定临时的竞价电价的上限水平，对过高的电价水平予以限制。

（3）对过去电厂投资成本相差悬殊的情况，政府物价部门可以通过制定有区别的容量