【文章內容簡介】 022元以上。而目前國內煤機的造價（靜態(tài)投資 +建設期利息）每千瓦不超過 5000元，燃氣輪機造價每千瓦容量不超過 3000元。 ? 在核電總成本構成中，靜態(tài)投資成本一般占 50%以上。我國已建成的核電機組，建設成本所占比例達到 60%以上。 四、 核電上網電價 ? 負荷因子或利用小時高。核電機組如功率變化頻繁，核燃料將不能充分利用，也會增大放射性廢物的產量，導致環(huán)保費用上升。所以，核電機組必須帶基荷運行，才能保證預期的成本回收。 ? 正常情況下，核電的負荷因子應達 80%以上，國外設計核電站時一般將負荷因子設定為 85%，我國已建成的核電機組近幾年負荷因子也都超過 80%。而其他種類電源，設計的負荷因子一般都在 70%以下。 四、 核電上網電價 ? 燃料成本所占比重最小。國外核電的燃料成本一般占總成本的 20%以內，我國在運行的核電站燃料成本占總成本的比重在 15%左右。核電燃料成本占總成本的比例小是因為單位體積或重量計算的核燃料能量密度極高，運輸成本也低。 ? 目前我國核電上網電價暫時還只能采用經營期電價甚至還本付息電價。主要原因是目前我國核電還處在發(fā)展初期，技術上還很不成熟，對于核電這種特殊的電源，標桿電價如果不能建立在某種成熟和可靠的技術上，那么標桿電價可能會誘導出選擇落后技術等不良后果。 四、 核電上網電價 ? 目前我國核電上網電價采用了三種測算方法，還本付息電價測算方法、經營期電價測算方法和本 利測算方法。 ? 本 利浮動電價模式是廣東大亞灣核電站電價借鑒了國外公用事業(yè)的定價模式而采用的特殊電價機制，其上網電價是一個不確定值，由合營雙方協(xié)商平衡后確定。 ? 大亞灣核電站內外銷電價與當?shù)鼗痣妰r格相比均具備一定的價格優(yōu)勢。其中外銷電價按照合營合同規(guī)定采用“成本 +利潤”的方式確定， 2022年以來基本在 /千瓦時之間。內銷電價由國家確定， 2022年 2022年，內銷電價為 /千瓦時； 2022年后內銷電價為 /千瓦時。這種定價機制十分特殊，現(xiàn)在已經不再采用，現(xiàn)在主要采用的是經營期電價方法。 表 核電電價與所在網區(qū)上網電價比較 單位：元 /千瓦時 平均上網電價 煤電（脫硫）標桿電價 核電電價 核電上網電價 廣東 平均 大亞灣 嶺澳 浙江 平均 秦山一期 秦山二期 秦山三期 注：①平均上網電價為 2022年數(shù)； ②核電電價 “ 平均 ” 為 2022年所在省內核電電價加權平均值； ③各核電公司電價為其當前執(zhí)行的上網電價。 五、可再生能源上網電價 風電電價 ? 經營期電價 ? 隨著中國電力體制改革的深化，電價根據“廠網分開，競價上網”的目標逐步開始改革，風電上網電價由各地電價主管部門按經營期電價方法審批，報中央政府備案。最低的與燃煤電廠的上網電價相當，最高上網電價超過 1元 /千瓦時，例如浙江的蒼南風電場上網電價高達 /千瓦時。 ? 招標和審批電價并存階段。 ? 這是風電電價的“雙軌制”階段，時間從 2022年到 2022年，這個階段與前一階段的分界點是首期特許權招標。2022年國家發(fā)展和改革委員會組織了第一期全國風電特許權項目招標，將競爭機制引入風電場開發(fā)，以市場化方式確定風電上網電價。而在?。▍^(qū)）項目審批范圍內的項目，仍采用的是審批電價的方式，出現(xiàn)招標電價和審批電價并存的局面。 ? 招標和審批電價并存階段。 ? 2022年國家發(fā)展和改革委員會頒布發(fā)改電價 ? 2022? 7號）文件，提出了“風力發(fā)電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院電價主管部門按照招標形成的電價確定”。根據該文件，部分?。▍^(qū)、市），如內蒙古、吉林、甘肅、福建等，組織了若干省級風電特許權項目的招標，并以中標電價為參考，確定省內其他風電場項目的核準電價。 ? 風電場裝機容量在 50MW以下，以省內核準的形式確定上網電價。各地核準的電價也差別較大，但一般采取當?shù)孛摿蛉济弘姀S上網電價加上不超過 /千瓦時的電網補貼。 ? 標桿電價階段。 ? 2022年 7月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布了 《 關于完善風力發(fā)電上網電價政策的通知 》 (發(fā)改電價 ? 2022? 1906號 )，對風力發(fā)電上網電價政策進行了完善。文件規(guī)定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區(qū)，相應設定風電標桿上網電價。將全國分為四類風能資源區(qū)， 風電標桿電價水平分別為每千瓦時 、 、 。 ? 風電價格政策演變過程幾乎涉及了我國電價改革過程中出現(xiàn)的所有政策和方法。管制定價方法上包括了還本付息電價、經營期電價和標桿電價，市場定價方法上有特許權招標定價方法。 光熱發(fā)電上網電價 ? 國家正在推進分布式能源管理辦法。光熱發(fā)電發(fā)展面臨主要問題是成本問題， 2022年核定內蒙古鄂爾多斯和上海崇明太陽能光伏電站上網電價每千瓦時 4元。 2022年甘肅光熱項目，招標價格為 /千瓦時， 2022年國家相繼批復 13個光熱項目，招標價格從 /千瓦時，雖然價格已經大幅降低，但與火電項目，仍然缺乏競爭力。 ? 2022年 7月，國家發(fā)展改革委印發(fā) 《 關于完善太陽能光伏發(fā)電上網電價政策的通知 》 （發(fā)改價格 ? 2022? 1594號），規(guī)定，除西藏地區(qū)外， 2022年 7月 1日及以后核準或 2022年 12月31日之后建成投產的太陽能光伏發(fā)電項目，標桿上網電價為1元 /千瓦時。西藏地區(qū)太陽能光伏發(fā)電項目標桿上網電價統(tǒng)一為 /千瓦時。 生物質發(fā)電項目上網電價 ? 生物質發(fā)電項目上網電價實行政府定價，由國務院電價主管部門分地區(qū)制定標桿電價，電價標準由各省，自治區(qū)，直轄市 2022年脫硫然煤機組標桿上網電價加補貼電價組成。補貼電價標準為 /千瓦時。發(fā)電項目自投產之日起， 15年內享受補貼電價；運行滿 15年后，取消補貼電價。 ? 為了鼓勵技術進步，試行辦法還明確“自 2022年起，每年新批準和核準建設的發(fā)電項目的補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減 2%。 表 2022年全國風電發(fā)電標桿上網電價表 資源區(qū) 標桿上網電價（元 /千瓦時） 各資源區(qū)所包括的地區(qū) 一類風能資源區(qū) 內蒙古自治區(qū)除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外的其他地區(qū)；新疆維吾爾自治區(qū)烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市 二類風能資源區(qū) 河北省張家口市、承德市；內蒙古自治區(qū)赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市；甘肅省張掖市、嘉峪關市、酒泉市； 三類風能資源區(qū) 吉林省白城市、松原市；黑龍江省雞西市、雙鴨山市、七臺河市、綏化市、伊春市、大興安嶺地區(qū)；甘肅省除張掖市、嘉峪關市、酒泉市以外其他地區(qū)；新疆維吾爾自治區(qū)除烏魯木齊市、伊犁哈薩克族自治州、昌吉回族自治州、克拉瑪依市、石河子市其他地區(qū)；寧夏回族自治區(qū)； 四類風能資源區(qū) 除一、二、三類資源區(qū)以外的其他地區(qū) （數(shù)據來源：關于完善風力發(fā)電上網電價政策的通知（發(fā)改價格 [2022]1906號）） 表 國家