太陽能發電報價（火）

建設以新能源為主的新型電力系統，意味著未來風電光伏等新能源將成為主力電力，煤電將逐漸被取代。然而，據國家能源局發布的2020年全國電力工業統計數據顯示，截止至2020年底，我國發電裝機容量22.0億千瓦，發電量為7.62萬億千瓦時。其中，煤

建設以新能源為主的新型電力系統，意味著未來風電光伏等新能源將成為主力電力，煤電將逐漸被取代。

然而，據國家能源局發布的2020年全國電力工業統計數據顯示，截止至2020年底，我國發電裝機容量22.0億千瓦，發電量為7.62萬億千瓦時。其中，煤電裝機容量占比49.1%，發電量占比60.8%。

也就是說，現在我們所用的電里面，有60%來自燃煤發電。而全國6000千瓦及以上電廠供電標準煤耗為305.5克/千瓦時。在短期內，火電還是我國發電主力。

那么，燃煤發電機組、水電機組、風電機組、光伏發電機組和核電機組的電價多少？五種發電方式的成本如何？

01燃煤發電機組

我國電源結構以燃煤火電機組為主，今后相當一段時間內還很難改變。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主，歷經還本付息電價、經營期電價，現為標桿電價政策時期。

2019年9月26日，國務院常務會議決定完善燃煤發電上網電價形成機制，從明年1月1日1日起，取消煤電聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價只降不升。

31省燃煤基準價格如下：

影響燃煤火電機組上網電價的因素主要有煤價、工程造價、年發電利用小時數、機組固定成本、長期貸款利率、折舊率等。其中：影響標桿上網電價水平的三個主要因素，依次是煤價、工程造價、年發電利用小時。不同時期、不同機組，燃料成本占發電成本50%-70%。

2水力發電機組

水力發電是水能利用的一種重要方式。水力發電通常要修筑擋水壩，用以集中河段的落差，并形成水庫，水庫可以調節流量、攔蓄洪水。按調節周期劃分，即按水庫一次蓄泄循環的時間來分，包括無調節、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，按用水部門的需水過程進行調節，水庫中的水位在一晝夜內完成一個循環；周調節，利用水庫將周內假日的多余水量蓄存起來，在其他工作日用，周調節水庫一般也同時進行日調節；年調節，對年內豐、枯季的徑流進行重新分配的調節（季節性變化）；多年調節，水庫庫容很大，豐水年份蓄存的多余水量，用以補充枯水年份的水量不足。

據2005年全國水力資源復查結果，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40180萬千瓦。

數據來源：公開資料

我國水電上網電價政策呈多樣化格局，分為按經營期上網電價、標桿上網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，《國家發展改革委關于完善水電上網電價形成機制的通知》（發改價格〔2014〕61號）：

對2014年2月1日以后新投產的水電站中跨區跨省域交易價格由供需雙方協商確定；省內上網電價實行標桿電價制度，并根據水電站在電力系統中的作用，可實行豐枯分時電價或者分類標桿電價；鼓勵通過競爭方式確定水電價格；逐步統一流域梯級水電站上網電價。

抽水蓄能電站是一種特殊的水電站，在用電低谷時用過剩電力將水從下水庫抽到上水庫儲存起來，然后在用電高峰時將水放出發電，并使水流到下水庫。抽水蓄能電站是解決系統調峰、低谷之間供需矛盾、保證新能源發展而建設的水電站，還能擔負系統的調頻、調相和事故備用等輔助服務功能。一般認為，抽水蓄能電站“4度換3度”，抽水時消耗4度電，發電時只能發出3度，可以認為轉換效率75%。基于此，抽水蓄能電站上網電機與其他電源的上網電價有根本區別，主要有電網統一經營、單一電量電價、兩部制電價、租賃電價。

國網新源安徽響水澗抽水蓄能電站

2014年7月31日，《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號），進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制。電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。

電網企業向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網電價的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）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。

2021年5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，抽水蓄能容量電價核定辦法規定，電站經營期按40年核定，經營期內資本金內部收益率按 6.5%核定。同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發揮電價信號作用。

據統計，截至2020年年底，我國抽水蓄能電站總裝機規模達到3149萬千瓦，但僅占我國電源總裝機的1.43%，還無法滿足新能源快速發展和電網調峰調頻的需求。抽水蓄能新價格機制的發布執行，將吸引更多社會資本加入。

3風力發電機組

風電上網電價歷經初期參照燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價并存、招標加核準方式、標桿電價。當前，正處于標桿上網電價向平價、低價上網過渡。平價上網電價是指與燃煤機組標桿上網電價平價，不需要國家補貼。低價上網電價是指低于燃煤機組標桿上網電價。

2019年5月21日，《國家發展改革委關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號），將陸上風電、近海風電標桿上網電價改為指導價，新核準的集中式陸上風電項目、近海海上風電上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價；潮間帶海上風電通過競爭方式確定的上網電價，不得高于項目所在資源區陸上風電指導價。

2021年開始，風電項目將全面去補貼，進入平價時代。

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、人員成本與材料費等。

4太陽能發電機組

太陽能發電分為光伏發電（PV)和光熱發電（CSP)。光伏發電有集中式的地面電站，也有與建筑物相結合的分布式光伏發電項目。

2019年4月28日，《國家發展改革委關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2019〕761號），將集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價，新增集中式光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價。

2021年開始，除戶用光伏以外，光伏項目將全面去補貼，進入平價時代。31省新建光伏發電、風電項目指導價（單位：元/千瓦時）如下：

國家能源局組織實施的首批太陽能熱發電示范項目于2019年和2020年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.10元執行；2021年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.05元執行。2022年1月1日后并網的首批太陽能熱發電示范項目中央財政不再補貼。

5核電機組

我國核電裝機容量比例相對較小。與一般火電機組一樣，核電成本主要由建設成本、運維成本、燃料成本組成。核電成本還有長期成本有較大下降空間、地域差異不明顯等特點。

圖片來源：網絡圖

由于核電技術上不適宜參與市場競爭，2013年以前，我國對核電基本實行一廠一價。

2013年6月15日，國家發展改革委印發《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》（發改價格〔2013〕1130號），對2013年1月1日以后新建核電機組實行標桿上網電價政策（根據目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元）；全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加價，下同）的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價；對承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可適當提高。

2020年，各種類型發電項目的電價如下圖所示：（單位元/千瓦時）