《1z第五章 上网电价(201304151630).ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《1z第五章 上网电价(201304151630).ppt（74页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、第四章 电价理论与实务华北电力大学经济与管理学院华北电力大学经济与管理学院 黄辉黄辉一、上网电价概述一、上网电价概述o上网电价是发电企业出售电能的价格；上网电价是发电企业出售电能的价格；o上网电价主要有政府定价和市场形成价格两种类型；上网电价主要有政府定价和市场形成价格两种类型；o我国的上网电价为政府定价，主要有还本付息电价、经营期我国的上网电价为政府定价，主要有还本付息电价、经营期电价、标杆电价等形式，不同类型的发电技术采用的定价方电价、标杆电价等形式，不同类型的发电技术采用的定价方法各不相同；法各不相同；o我国的上网电价竞价改革模式有有限电量竞价、差价合约全我国的上网电价竞价改革模式有有限
2、电量竞价、差价合约全量竞价和两部制全量竞价模式；量竞价和两部制全量竞价模式；二、燃煤机组上网电价二、燃煤机组上网电价o1 1、概述、概述o目前，我国燃煤火电机组实行标杆上网电价政策。标杆电价目前，我国燃煤火电机组实行标杆上网电价政策。标杆电价政策实行初期，曾经区分不同单机容量制定标杆电价。考虑政策实行初期，曾经区分不同单机容量制定标杆电价。考虑标杆电价政策本身就包括引导发电企业选择高效率机组的功标杆电价政策本身就包括引导发电企业选择高效率机组的功能，因此，目前标杆电价不再考虑单机容易的差异，分省对能，因此，目前标杆电价不再考虑单机容易的差异，分省对所有新建燃煤机组执行统一标杆电价。所有新建燃煤
3、机组执行统一标杆电价。表表 20112011年年6 6月月1 1日电价调整后各省燃煤脱硫标杆上网电价日电价调整后各省燃煤脱硫标杆上网电价 单位：元单位：元/千千瓦时千千瓦时省份省份标杆电价标杆电价省份省份标杆电价标杆电价省份省份标杆电价标杆电价广东广东498498安徽安徽418418内蒙内蒙古古287.9287.9浙江浙江457457辽宁辽宁392.2392.2重庆重庆411.1411.1上海上海457457黑龙黑龙江江381.9381.9陕西陕西367.2367.2湖南湖南464.4464.4吉林吉林375.7375.7贵州贵州340.8340.8江苏江苏430430山东山东421.9421
4、.9山西山西356.2356.2海南海南465.3465.3北京北京380.7380.7云南云南326.9326.9江西江西448.2448.2天津天津383.8383.8青海青海324324湖北湖北445445河北河北401.7401.7甘肃甘肃308.3308.3福建福建417.4417.4河南河南411.2411.2宁夏宁夏270.2270.2广西广西440.7440.7四川四川408.7408.7新疆新疆250250（资料来源：根据国家发展和改革委员会）2 2、标杆电价、标杆电价o标杆电价是根据分省平均发电成本计算得出来，计算过程中标杆电价是根据分省平均发电成本计算得出来，计算过程中必
5、然要对未来的参数进行假设，如发电利用小时等。必然要对未来的参数进行假设，如发电利用小时等。o根据有关的研究，影响火电机组上网电价的因素主要有煤价、根据有关的研究，影响火电机组上网电价的因素主要有煤价、单位造价、年发电利用小时数、机组固定成本、长期贷款利单位造价、年发电利用小时数、机组固定成本、长期贷款利率、折旧率、自有资金比例和还贷年限等，这些因素对标杆率、折旧率、自有资金比例和还贷年限等，这些因素对标杆电价的影响的程度是不同的。电价的影响的程度是不同的。表表 标杆电价敏感性分析标杆电价敏感性分析影响因素因素变化比例（%）标杆电价变化比例（%）标杆电价相对变化弹性影响程度排序燃煤价格0.150
6、.090.601单位造价0.180.060.332年利用小时0.35-0.11-0.313固定成本0.750.150.204长期贷款利率0.500.050.105资本金比例3.000.050.026 2 2、标杆电价、标杆电价o根据敏感性分析可以看出，在影响标杆电价水平的七个因素根据敏感性分析可以看出，在影响标杆电价水平的七个因素中，燃煤价格，工程造价和年利用小时是三个影响标杆电价中，燃煤价格，工程造价和年利用小时是三个影响标杆电价水平的主要因素。水平的主要因素。o其中燃煤价格的影响最大，燃煤价格的上涨其中燃煤价格的影响最大，燃煤价格的上涨1%1%，将导致上网，将导致上网标杆电价提高标杆电价提
7、高0.6%0.6%。o工程造价与发电利用小时的影响程度相当，工程造价提高工程造价与发电利用小时的影响程度相当，工程造价提高1%1%，或发电利用小时降低，或发电利用小时降低1%1%，将分别导致上网标杆电价提高，将分别导致上网标杆电价提高0.330.33和和0.31%0.31%。o如果这些指标在政策周期内变化较大，标杆电价就应该做较如果这些指标在政策周期内变化较大，标杆电价就应该做较大的调整。例如，假设其它因素不变，如果燃煤价格的上涨大的调整。例如，假设其它因素不变，如果燃煤价格的上涨100%100%，上网标杆电价就应该提高，上网标杆电价就应该提高60%60%。2 2、标杆电价、标杆电价o进一步分
8、析，工程造价事后实际上是一个固定值，类似于沉进一步分析，工程造价事后实际上是一个固定值，类似于沉没成本，因此，可以从影响因素中剔除，这样，燃煤价格和没成本，因此，可以从影响因素中剔除，这样，燃煤价格和机组年利用小时就是影响标杆电价政策的有效性的最重要因机组年利用小时就是影响标杆电价政策的有效性的最重要因素。从这个意义上，煤电价格联动政策也是对标杆电价政策素。从这个意义上，煤电价格联动政策也是对标杆电价政策的一个有效补充。在目前这项政策难以启动的情况下，标杆的一个有效补充。在目前这项政策难以启动的情况下，标杆电价政策的合理性明显不充分。电价政策的合理性明显不充分。标杆电价的基础：京津唐某电厂标杆
9、电价的基础：京津唐某电厂2 26060万千瓦超临界机组万千瓦超临界机组o千瓦造价千瓦造价45004500元元o利率利率5.625.62o资本金比例资本金比例2020o厂用电率厂用电率7 7o供电煤耗供电煤耗330330克克o平均利用小时平均利用小时55005500小时小时o经营期经营期2020年年o资本金回报率资本金回报率8 8，上网电价上网电价305305元元/千千瓦时千千瓦时(2004)(2004)335.4335.4元元/千千瓦时（两次煤千千瓦时（两次煤电价格联动后）。电价格联动后）。在此基础上固化固定成本，在此基础上固化固定成本，按燃料成本不同确定其按燃料成本不同确定其他区域标杆电价。
10、他区域标杆电价。3 3、脱硫机组标杆电价政策、脱硫机组标杆电价政策o我国从我国从20042004年开始对燃煤机组标杆电价区分为脱硫机组标杆年开始对燃煤机组标杆电价区分为脱硫机组标杆电价和未脱硫机组标杆电价，一般相差电价和未脱硫机组标杆电价，一般相差1.51.5分分/千瓦。千瓦。o为加快燃煤机组烟气脱硫设施建设，提高脱硫设施投运率，为加快燃煤机组烟气脱硫设施建设，提高脱硫设施投运率，减少二氧化硫排放，促进环境保护，根据相关法律、法规，减少二氧化硫排放，促进环境保护，根据相关法律、法规，20072007年，国家发展和改革委员会、国家环保总局联合印发了年，国家发展和改革委员会、国家环保总局联合印发了
11、燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）（试行）（发改电价（发改电价2007200711761176号），办法规定，新（扩）建燃煤号），办法规定，新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行国家发展和改革委员会公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价。国家发展和改革委员会公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价。o现有燃煤机组应按照国家要求完成脱硫改造。安装脱硫设施现有燃煤机组应按照国家要求完成脱硫改造。安装脱硫设施后，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价后，其上网电量执行在现行
12、上网电价基础上每千瓦时加价1.51.5分钱的脱硫加价政策。分钱的脱硫加价政策。4 4、煤电联动、煤电联动o我国发电机组中约我国发电机组中约70%70%为燃煤机组，发电成本中燃料成本占为燃煤机组，发电成本中燃料成本占70%70%左右，煤价变化对火电上网电价影响较大。左右，煤价变化对火电上网电价影响较大。o为理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调、可为理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展，持续发展，20042004年年1212月月1515日，经国务院批准，国家发展和改日，经国务院批准，国家发展和改革委员会会同国家电力监管委员会颁布了革委员会会同国家电力监管委员会颁布了
13、关于建立煤电价关于建立煤电价格联动机制意见通知格联动机制意见通知（发改价格（发改价格2004200429092909号），并于号），并于20052005年和年和20062006年两次启动煤电联运政策。年两次启动煤电联运政策。o煤电价格联动机制规定上网电价与煤炭价格联动，销售电价煤电价格联动机制规定上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动。我国煤电价格联动实施，初步理顺了煤电与上网电价联动。我国煤电价格联动实施，初步理顺了煤电价格矛盾，为缓解煤电价格矛盾、实现向竞价上网平稳过渡价格矛盾，为缓解煤电价格矛盾、实现向竞价上网平稳过渡等方面发挥了积极作用。等方面发挥了积极作用。煤电价格联动机制煤
14、电价格联动机制o实施煤电价格联动实施煤电价格联动20042004年提高火电煤炭涨价年提高火电煤炭涨价0.70.7分钱分钱20052005年提高销售电价年提高销售电价2.522.52分钱，其中火电提高分钱，其中火电提高1.81.8分钱分钱20062006年提高销售电价年提高销售电价2.492.49分钱，其中火电提高分钱，其中火电提高0.880.88分钱分钱20082008年第一轮提高销售电价年第一轮提高销售电价2.612.61分钱，其中火电企业提高分钱，其中火电企业提高1.71.7分钱分钱20082008年第二轮销售电价不提高，其中火电企业提高年第二轮销售电价不提高，其中火电企业提高2 2分钱分
15、钱煤电价格联动机制煤电价格联动机制o建立煤热联动机制建立煤热联动机制上网电价与煤炭价格联动机制上网电价与煤炭价格联动机制以以不不少少于于一一年年为为一一个个联联动动周周期期，如如本本周周期期内内煤煤价价变变动动未未达达到到10%10%，则则下下一一周周期期累累计计计计算算，直直到到累累计计变变化化幅幅度度达达到或超过到或超过10%10%，进行热价调整。，进行热价调整。4 4、煤电联动、煤电联动o但是，煤电价格联动机制也存在一些问题：但是，煤电价格联动机制也存在一些问题：n第一，终端销售电价、上网电价与煤电价格之间的联动第一，终端销售电价、上网电价与煤电价格之间的联动机制运行不畅，不能够按时、足
16、额的疏导煤电矛盾。机制运行不畅，不能够按时、足额的疏导煤电矛盾。20082008年年8 8月月2020日，国家甚至单边调整上网电价，销售电价日，国家甚至单边调整上网电价，销售电价不作调整，电力行业承担了上游成本增加的压力，严重不作调整，电力行业承担了上游成本增加的压力，严重制约了电力行业的可持续发展。制约了电力行业的可持续发展。n第二，联动政策在机制上可能会造成轮番涨价的结果。第二，联动政策在机制上可能会造成轮番涨价的结果。正是由于发现了这个问题，所以从正是由于发现了这个问题，所以从20062006年开始，国家停年开始，国家停止执行煤电联动政策。止执行煤电联动政策。n第三，由于连年煤炭价格上涨
17、，发电企业难以承受第三，由于连年煤炭价格上涨，发电企业难以承受3030的消化比例。的消化比例。n第四，煤电价格联动机制仅仅反映了煤炭价格变动对电第四，煤电价格联动机制仅仅反映了煤炭价格变动对电力企业的影响，对天然气、石油等价格的影响没有反映。力企业的影响，对天然气、石油等价格的影响没有反映。对于燃气电站、燃油电站等，发电燃料价格上涨给电力对于燃气电站、燃油电站等，发电燃料价格上涨给电力企业带来的成本压力难以缓解。企业带来的成本压力难以缓解。n有关统计数据显示，在火电发电成本中，煤炭占到总成有关统计数据显示，在火电发电成本中，煤炭占到总成本本70%70%左右，而煤炭价格已是左右，而煤炭价格已是9
18、 9年前的年前的7 7倍。倍。20022002年，中国年，中国煤炭实际平均价约为煤炭实际平均价约为150150元元/吨，而截至目前，吨，而截至目前，70007000大卡大卡的标煤价格每吨已超千元。的标煤价格每吨已超千元。三、水电上网电价三、水电上网电价 o1 1、概述、概述o我国江河众多，水能资源十分丰富，水能资源总量居世界首我国江河众多，水能资源十分丰富，水能资源总量居世界首位。根据位。根据20052005年全国水力资源复查结果，技术可开发装机容年全国水力资源复查结果，技术可开发装机容量量5416454164万千瓦，年发电量万千瓦，年发电量2474024740亿千瓦时；亿千瓦时；o由于水电站
19、受自然资源和地理条件影响较大，水电企业不可由于水电站受自然资源和地理条件影响较大，水电企业不可控的因素较多，无论从成本补偿还是资源配置的角度，相对控的因素较多，无论从成本补偿还是资源配置的角度，相对于燃煤火电机组，水电采用分省标杆电价的难度较大。于燃煤火电机组，水电采用分省标杆电价的难度较大。o在这种情况下，目前我国水电上网电价政策呈现多样化格局，在这种情况下，目前我国水电上网电价政策呈现多样化格局，水电上网电价根据情况分别按经营期上网电价、标杆上网电水电上网电价根据情况分别按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推三种方法确定。价和根据受电市场平均上网电价倒推三种方法确定。
20、1 1、概述、概述o20042004年国家发展和改革委员会年国家发展和改革委员会关于疏导华北、南方、华中、关于疏导华北、南方、华中、华东、东北、西北电价矛盾有关问题的通知华东、东北、西北电价矛盾有关问题的通知（发改价格（发改价格2004200410361036、10371037、10381038、10391039、11241124、11251125号）对于水电较号）对于水电较丰富的地区，核定了水电标杆电价。丰富的地区，核定了水电标杆电价。o其中，湖南其中，湖南315315元元/千千瓦时，四川千千瓦时，四川280280元元/千千瓦时，广西、千千瓦时，广西、陕西陕西260260元元/千千瓦时，云南
21、、贵州千千瓦时，云南、贵州215215元元/千千瓦时，甘肃、千千瓦时，甘肃、宁夏、青海宁夏、青海227227元元/千千瓦时。千千瓦时。20052005年和年和20062006年煤电联动时，年煤电联动时，相关省区对水电标杆电价进行了相应调整。相关省区对水电标杆电价进行了相应调整。o但是，由于不同水电站开发成本差异大、调节能力不同以及但是，由于不同水电站开发成本差异大、调节能力不同以及水电税率差异等原因，统一水电标杆电价政策难以满足水电水电税率差异等原因，统一水电标杆电价政策难以满足水电定价要求，因此，国家之后的电价调整中逐步取消了各地水定价要求，因此，国家之后的电价调整中逐步取消了各地水电标杆电
22、价政策。（电标杆电价政策。（20092009年年1111月月2020日调价取消青海等）日调价取消青海等）1 1、概述、概述o目前只有三峡水电站是依据受电地区市场情况倒推确定上网目前只有三峡水电站是依据受电地区市场情况倒推确定上网电价的电站。国务院批准的三峡电能定价机制（计基础电价的电站。国务院批准的三峡电能定价机制（计基础2001200126682668号）为：号）为：n在实行在实行“竞价上网竞价上网”之前，三峡上网电价分别为各省市之前，三峡上网电价分别为各省市的平均上网电价减去国家核定的输电电价，并随受电省的平均上网电价减去国家核定的输电电价，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动；在实行市平
23、均电价水平的变化而浮动；在实行“竞价上网竞价上网”之之后，三峡电力按国家分配的方向和数量，参与各地电力后，三峡电力按国家分配的方向和数量，参与各地电力市场的竞争，实行由市场供需关系形成电价。市场的竞争，实行由市场供需关系形成电价。2 2、经营期电价、经营期电价o为了尽快改变还本付息电价办法，建立有利于约束成本上升，为了尽快改变还本付息电价办法，建立有利于约束成本上升，合理引导投资的新的电价形成机制，合理引导投资的新的电价形成机制，20012001年年4 4月，原国家计月，原国家计委出台了委出台了关于规范电价管理有关问题的通知关于规范电价管理有关问题的通知(计价格计价格2001200170170
24、1号号)，通知规定，上网电价由按发电项目还贷需要，通知规定，上网电价由按发电项目还贷需要核定还贷期还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上核定还贷期还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价。已有发电企业已按还贷期核定上网电价的，也统一网电价。已有发电企业已按还贷期核定上网电价的，也统一改为按剩余经营期核定平均上网电价。改为按剩余经营期核定平均上网电价。2 2、经营期电价、经营期电价o还本付息电价，利润包括还贷利润和资本金回报，还贷利润还本付息电价，利润包括还贷利润和资本金回报，还贷利润由还本付息扣除可还贷折旧确定；由还本付息扣除可还贷折旧确定；o还本付息电价主要是个别成本定价。价格一
25、年一变，先高后还本付息电价主要是个别成本定价。价格一年一变，先高后低。低。o经营期电价不考虑每年还本付息利润和资本金回报约束，经经营期电价不考虑每年还本付息利润和资本金回报约束，经营期统一定价，价格水平低于还本付息电价，考虑了资金时营期统一定价，价格水平低于还本付息电价，考虑了资金时间价值，保证了财务内部收益率目标实现。间价值，保证了财务内部收益率目标实现。2 2、经营期电价、经营期电价o经营期电价测算方法是在综合考虑电力项目经济寿命周期内经营期电价测算方法是在综合考虑电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷需要的变化情况的基础上，通过计算电各年度的成本和还贷需要的变化情况的基础上，通过计算电
26、力项目每年的现金流量，按照使项目在经济寿命周期内各年力项目每年的现金流量，按照使项目在经济寿命周期内各年度的净现金流量能够满足按项目注册资本金计算的财务内部度的净现金流量能够满足按项目注册资本金计算的财务内部收益率为条件测算电价的一种方法。收益率为条件测算电价的一种方法。o确定电力项目的经营期期限和资本金的财务内部收益率标准。确定电力项目的经营期期限和资本金的财务内部收益率标准。经营期期限按项目经济寿命周期确定，火电企业一般为经营期期限按项目经济寿命周期确定，火电企业一般为2020年，年，水电企业一般为水电企业一般为3030年；资本金财务内部收益率与银行贷款利年；资本金财务内部收益率与银行贷款
27、利率挂钩，按高于同期长期国债利率率挂钩，按高于同期长期国债利率2-32-3个百分点计算。个百分点计算。o还本付息电价主要是个别成本定价，在考虑经营成本时以同还本付息电价主要是个别成本定价，在考虑经营成本时以同类机组社会平均成本水平制定，经营期内价格统一不变。类机组社会平均成本水平制定，经营期内价格统一不变。2 2、经营期电价、经营期电价o计算项目经营期各年现金流量。现金流量表是计算电价的基计算项目经营期各年现金流量。现金流量表是计算电价的基础。计算公式为础。计算公式为:o（l l）现金流入）现金流入=产品销售收入产品销售收入+回收固定资产残值十回收流回收固定资产残值十回收流动资产，产品销售收入
28、动资产，产品销售收入=厂供电量上网电价；厂供电量上网电价；o（2 2）现金流出）现金流出=资本金投人资本金投人+本金偿还本金偿还+利息支出利息支出+经营成本经营成本+销售税金及附加；销售税金及附加；o（3 3）净现金流量）净现金流量=现金流人现金流人-现金流出；现金流出；o（4 4）资本金财务内部收益率。指电力项目在经营期内，各）资本金财务内部收益率。指电力项目在经营期内，各年净现金流量的现值累计为零时的折现率。年净现金流量的现值累计为零时的折现率。o在给定财务内部收益率的情况下，可以求得现金流入，然后在给定财务内部收益率的情况下，可以求得现金流入，然后计算求得上网电价水平。计算求得上网电价水
29、平。经营期电价例题经营期电价例题o采用经营期电价方法测算一台装机容量采用经营期电价方法测算一台装机容量24.7524.75万千瓦的水电万千瓦的水电机组上网电价。基本情况及核价参数如下：机组上网电价。基本情况及核价参数如下：o贷款利率贷款利率6.60%6.60%，还贷年限，还贷年限1515年，经营期年，经营期2020年，综合折旧率年，综合折旧率3.3%3.3%。发电机组设计利用小时。发电机组设计利用小时34963496小时，年发电量小时，年发电量8.678.67亿千亿千瓦时，厂用电率瓦时，厂用电率0.2%0.2%，上网电量，上网电量8.658.65亿千瓦时。亿千瓦时。o总造价：总造价：21379
30、0213790o资本金（资本金（20%20%）：）：4275842758o贷款（贷款（80%80%）：）：171032171032o贷款年限及利息：贷款年限及利息：20 6.8%20 6.8%o年均还本金：年均还本金：8551.68551.6o发电企业增值税率发电企业增值税率17%17%，所得税率，所得税率25%25%，城建税及附加，城建税及附加1.7%1.7%。该机组年固定成本费用包括材料费、维护修理费、水费、工该机组年固定成本费用包括材料费、维护修理费、水费、工资及福利、其他费用。资及福利、其他费用。o其中：材料费按每千瓦其中：材料费按每千瓦4 4元计算，为元计算，为9999万元；维护修理
31、费按万元；维护修理费按固定资产的固定资产的1%1%，为，为19241924万元；水费为万元；水费为260260万元；职工人数万元；职工人数9494人，人均工资及福利人，人均工资及福利3 3万元，合计万元，合计321321万元；其他费用：每千万元；其他费用：每千瓦瓦52.5656652.56566元，元，13011301万元。万元。项目项目 年份年份0 01 12 23 3282829293030一、现金流入一、现金流入27770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.79527770.7951
32、.1.销售收入销售收入27770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.827770.79527770.795上网电量上网电量86527.486527.486527.486527.486527.486527.486527.486527.486527.486527.486527.39886527.398上网电价上网电价0.3209480.3209480.3209480.3209480.3209480.3209480.3209480.3209480.3209480.3209480.3209480.3209482
33、 2、回收流动资金、回收流动资金3 3、回收、回收固定资产余值固定资产余值4 4、其他、其他二、现金流出二、现金流出427584275828729.9728729.9728308.628308.627887.2227887.2211750.911750.911750.911750.911750.911750.91 1、资本金投入、资本金投入4275842758项目项目 年份年份0 01 12 23 32828292930302 2、销售税金及附加、销售税金及附加4438.584438.584438.584438.584438.584438.584438.584438.584438.584438
34、.584438.58014438.58013 3、经营成本、经营成本 (不含折旧）不含折旧）3905.4043905.4043905.4043905.4043905.4043905.4043905.4043905.4043905.4043905.4043905.40443905.4044 折旧费用折旧费用7055.077055.077055.077055.077055.077055.077055.077055.077055.077055.077055.077055.074 4、偿还贷款、偿还贷款8551.68551.68551.68551.68551.68551.60 00 00 05 5、利
35、息支付、利息支付11630.1811630.1811048.6711048.6710467.1610467.160 00 00 06 6、所得税、所得税185.3912185.3912330.7684330.7684476.1456476.14563092.9353092.9353092.9353092.9353092.93523092.93527 7、公益金、公益金18.8200218.8200233.5780133.5780148.33648.336313.9798313.9798313.9798313.9798313.97979313.979797 7、其他、其他 三、净现金流量三、净现
36、金流量-42758-42758-959.176-959.176-537.803-537.803-116.429-116.42916019.916019.916019.916019.916019.89616019.896四、累积净现金流量四、累积净现金流量-42758-42758-43717.2-43717.2-44255-44255-44371.4-44371.4146278.6146278.6162298.5162298.5178318.42178318.42五、净现金流量现值五、净现金流量现值-42758-42758-888.126-888.126-461.079-461.079-92.4
37、252-92.42521856.9261856.9261719.3761719.3761592.01451592.0145六、累计净现金流量现六、累计净现金流量现值值-42758-42758-43646.1-43646.1-44107.2-44107.2-44199.6-44199.6-3311.29-3311.29-1591.92-1591.920 0o现金流出：资本金投入现金流出：资本金投入+销售税金及附加销售税金及附加+经营成本经营成本+贷款本贷款本金金+利息支付利息支付+所得税所得税+公益金公益金o现金流入：销售收入、回收固定资产残值现金流入：销售收入、回收固定资产残值o经营成本：包括
38、材料费、维护修理费、水费、工资及福利、经营成本：包括材料费、维护修理费、水费、工资及福利、其他费用。（水电，没有计入燃料成本）其他费用。（水电，没有计入燃料成本）o销售税金及附加：销售收入销售税金及附加：销售收入*17%*17%*（1+1.7%1+1.7%）o所得税：（销售收入经营成本折旧利息）所得税：（销售收入经营成本折旧利息）四、核电上网电价四、核电上网电价o与一般火电机组一样，核电成本也主要由建设成本、运行维与一般火电机组一样，核电成本也主要由建设成本、运行维护成本、燃料成本组成。护成本、燃料成本组成。o静态投资比例大。近年来我国建成的核电机组，静态投资均静态投资比例大。近年来我国建成的
39、核电机组，静态投资均在每千瓦在每千瓦1000010000元以上，进口机组更高，如岭澳、秦山三期元以上，进口机组更高，如岭澳、秦山三期的静态投资可达每千瓦的静态投资可达每千瓦1200012000元以上。而目前国内煤机的造元以上。而目前国内煤机的造价（静态投资价（静态投资+建设期利息）每千瓦不超过建设期利息）每千瓦不超过50005000元，燃气轮元，燃气轮机造价每千瓦容量不超过机造价每千瓦容量不超过30003000元。元。o在核电总成本构成中，静态投资成本一般占在核电总成本构成中，静态投资成本一般占50%50%以上。我国以上。我国已建成的核电机组，建设成本所占比例达到已建成的核电机组，建设成本所占
40、比例达到60%60%以上。以上。四、四、核电上网电价核电上网电价o负荷因子或利用小时高。核电机组如功率变化频繁，核燃料负荷因子或利用小时高。核电机组如功率变化频繁，核燃料将不能充分利用，也会增大放射性废物的产量，导致环保费将不能充分利用，也会增大放射性废物的产量，导致环保费用上升。所以，核电机组必须带基荷运行，才能保证预期的用上升。所以，核电机组必须带基荷运行，才能保证预期的成本回收。成本回收。o正常情况下，核电的负荷因子应达正常情况下，核电的负荷因子应达80%80%以上，国外设计核电以上，国外设计核电站时一般将负荷因子设定为站时一般将负荷因子设定为85%85%，我国已建成的核电机组近，我国已
41、建成的核电机组近几年负荷因子也都超过几年负荷因子也都超过80%80%。而其他种类电源，设计的负荷。而其他种类电源，设计的负荷因子一般都在因子一般都在70%70%以下。以下。四、四、核电上网电价核电上网电价o燃料成本所占比重最小。国外核电的燃料成本一般占总成本燃料成本所占比重最小。国外核电的燃料成本一般占总成本的的20%20%以内，我国在运行的核电站燃料成本占总成本的比重以内，我国在运行的核电站燃料成本占总成本的比重在在15%15%左右。核电燃料成本占总成本的比例小是因为单位体左右。核电燃料成本占总成本的比例小是因为单位体积或重量计算的核燃料能量密度极高，运输成本也低。积或重量计算的核燃料能量密
42、度极高，运输成本也低。o目前我国核电上网电价暂时还只能采用经营期电价甚至还本目前我国核电上网电价暂时还只能采用经营期电价甚至还本付息电价。主要原因是目前我国核电还处在发展初期，技术付息电价。主要原因是目前我国核电还处在发展初期，技术上还很不成熟，对于核电这种特殊的电源，标杆电价如果不上还很不成熟，对于核电这种特殊的电源，标杆电价如果不能建立在某种成熟和可靠的技术上，那么标杆电价可能会诱能建立在某种成熟和可靠的技术上，那么标杆电价可能会诱导出选择落后技术等不良后果。导出选择落后技术等不良后果。四、四、核电上网电价核电上网电价o目前我国核电上网电价采用了三种测算方法，还本付息电价目前我国核电上网电
43、价采用了三种测算方法，还本付息电价测算方法、经营期电价测算方法和本测算方法、经营期电价测算方法和本-利测算方法。利测算方法。o本本-利浮动电价模式是广东大亚湾核电站电价借鉴了国外公用利浮动电价模式是广东大亚湾核电站电价借鉴了国外公用事业的定价模式而采用的特殊电价机制，其上网电价是一个事业的定价模式而采用的特殊电价机制，其上网电价是一个不确定值，由合营双方协商平衡后确定。不确定值，由合营双方协商平衡后确定。o大亚湾核电站内外销电价与当地火电价格相比均具备一定的大亚湾核电站内外销电价与当地火电价格相比均具备一定的价格优势。其中外销电价按照合营合同规定采用价格优势。其中外销电价按照合营合同规定采用“
44、成本成本+利利润润”的方式确定，的方式确定，20032003年以来基本在年以来基本在6-6.66-6.6美分美分/千瓦时之间。千瓦时之间。内销电价由国家确定，内销电价由国家确定，20042004年年-2006-2006年，内销电价为年，内销电价为0.4140.414元元/千瓦时；千瓦时；20072007年后内销电价为年后内销电价为0.420.42元元/千瓦时。这种定价机制千瓦时。这种定价机制十分特殊，现在已经不再采用，现在主要采用的是经营期电十分特殊，现在已经不再采用，现在主要采用的是经营期电价方法。价方法。表表 核电电价与所在网区上网电价比较核电电价与所在网区上网电价比较 单位：元单位：元/
45、千瓦时千瓦时平均上网电价煤电（脱硫）标杆电价核电电价核电上网电价广东0.4850.4532平均0.415大亚湾0.414岭澳0.429浙江0.4410.4195平均0.426秦山一期0.420秦山二期0.393秦山三期0.464注：平均上网电价为2005年数；核电电价“平均”为2005年所在省内核电电价加权平均值；各核电公司电价为其当前执行的上网电价。五、可再生能源上网电价五、可再生能源上网电价 1 1、风电电价、风电电价o经营期电价经营期电价n随着中国电力体制改革的深化，电价根据随着中国电力体制改革的深化，电价根据“厂网分开，厂网分开，竞价上网竞价上网”的目标逐步开始改革，风电上网电价由各地
46、的目标逐步开始改革，风电上网电价由各地电价主管部门按经营期电价方法审批，报中央政府备案。电价主管部门按经营期电价方法审批，报中央政府备案。最低的与燃煤电厂的上网电价相当，最高上网电价超过最低的与燃煤电厂的上网电价相当，最高上网电价超过1 1元元/千瓦时，例如浙江的苍南风电场上网电价高达千瓦时，例如浙江的苍南风电场上网电价高达1.21.2元元/千瓦时。千瓦时。o招标和审批电价并存阶段。招标和审批电价并存阶段。n这是风电电价的这是风电电价的“双轨制双轨制”阶段，时间从阶段，时间从20032003年到年到20052005年，这个阶段与前一阶段的分界点是首期特许权招标。年，这个阶段与前一阶段的分界点是
47、首期特许权招标。20032003年国家发展和改革委员会组织了第一期全国风电特年国家发展和改革委员会组织了第一期全国风电特许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化许权项目招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价。而在省（区）项目审批范围内方式确定风电上网电价。而在省（区）项目审批范围内的项目，仍采用的是审批电价的方式，出现招标电价和的项目，仍采用的是审批电价的方式，出现招标电价和审批电价并存的局面。审批电价并存的局面。o招标和审批电价并存阶段。招标和审批电价并存阶段。n20062006年国家发展和改革委员会颁布发改电价年国家发展和改革委员会颁布发改电价20062006
48、7 7号）号）文件，提出了文件，提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导风力发电项目的上网电价实行政府指导价，电价标准由国务院电价主管部门按照招标形成的电价，电价标准由国务院电价主管部门按照招标形成的电价确定价确定”。根据该文件，部分省（区、市），如内蒙古、。根据该文件，部分省（区、市），如内蒙古、吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目吉林、甘肃、福建等，组织了若干省级风电特许权项目的招标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项的招标，并以中标电价为参考，确定省内其他风电场项目的核准电价。目的核准电价。n风电场装机容量在风电场装机容量在50MW50MW以下，以省内核准的形式确定上
49、以下，以省内核准的形式确定上网电价。各地核准的电价也差别较大，但一般采取当地网电价。各地核准的电价也差别较大，但一般采取当地脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过脱硫燃煤电厂上网电价加上不超过0.250.25元元/千瓦时的电网千瓦时的电网补贴。补贴。o标杆电价阶段。标杆电价阶段。n20092009年年7 7月，国家发展和改革委员会发布了月，国家发展和改革委员会发布了关于完善风关于完善风力发电上网电价政策的通知力发电上网电价政策的通知(发改电价发改电价2009200919061906号号)，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全，对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定，全国按风能资源状况和工
50、程建设条件分为四类风能资源区，国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。相应设定风电标杆上网电价。将全国分为四类风能资源将全国分为四类风能资源区，区，风电标杆电价水平分别为每千瓦时风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.510.51元、元、0.540.54元、元、0.580.58元和元和0.610.61元。元。o风电价格政策演变过程几乎涉及了我国电价改革过程中出现风电价格政策演变过程几乎涉及了我国电价改革过程中出现的所有政策和方法。管制定价方法上包括了还本付息电价、的所有政策和方法。管制定价方法上包括了还本付息电价、经营期电价和标杆电价，市场定价方法上有特许权招标定