計(jì)劃+市場(chǎng)，雙軌制并行的電價(jià)機(jī)制

電力具備瞬時(shí)性，“產(chǎn)供銷”即電力行業(yè)的發(fā)電、輸電、配電、售電和用電等所有環(huán)節(jié)瞬 間完成，因此在電力運(yùn)營(yíng)產(chǎn)業(yè)鏈中不存在存貨的概念。從電價(jià)環(huán)節(jié)來說，發(fā)電環(huán)節(jié)對(duì)應(yīng) 針對(duì)不同電源的差異化上網(wǎng)電價(jià)，售電環(huán)節(jié)對(duì)應(yīng)針對(duì)不同用電類型的差異化銷售電價(jià)， 中間輸配環(huán)節(jié)對(duì)應(yīng)電網(wǎng)公司的輸配電價(jià)。除此之外，電網(wǎng)公司還承擔(dān)著代收電價(jià)政府性 基金的職責(zé)。 整體而言，電價(jià)始終遵循以下等式： 銷售電價(jià)（用戶）=上網(wǎng)電價(jià)（電企）+輸配電價(jià)（電網(wǎng)）+政府性基金（電網(wǎng)代收）。

當(dāng)前我國(guó)電力系統(tǒng)及其相關(guān)制度正在推進(jìn)電力市場(chǎng)化改革，處于由此前偏“計(jì)劃經(jīng)濟(jì)” 的電量和電價(jià)形成制度向更加“市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)”的形成制度轉(zhuǎn)型過程中，因此便形成了目前 我國(guó) “計(jì)劃電”和“市場(chǎng)電”同時(shí)存在、雙軌并行的特殊格局。

計(jì)劃電： 由于電力商品的特殊性，瞬間生產(chǎn)的電能必須同一瞬間使用，因此計(jì)劃用電是電力工業(yè) 經(jīng)營(yíng)管理部門保證電能安全生產(chǎn)和向用電單位正常供電的重要方式，也決定了過去我國(guó) 以計(jì)劃電為主的模式。 在“計(jì)劃電”的模式下，各地經(jīng)信委根據(jù)歷史用電需求、未來發(fā)展規(guī)劃（即潛在需求）、 供給環(huán)境（即統(tǒng)調(diào)電廠裝機(jī)和外來電等）以及政策環(huán)境（即電量鼓勵(lì)、優(yōu)先保障收購等）， 制定電力平衡方案及發(fā)電量計(jì)劃，并下發(fā)至電廠和電網(wǎng)公司遵照?qǐng)?zhí)行。通俗地來說，電 網(wǎng)企業(yè)為電能的“經(jīng)銷商”，從發(fā)電企業(yè)處收購電能并出售給用戶，收購和銷售的電價(jià) 均由國(guó)家能源發(fā)改部門核定，包括各電源的上網(wǎng)電價(jià)和各用戶的銷售電價(jià)。

對(duì)于“計(jì)劃電”下的不同電源而言，國(guó)家相關(guān)部門分別制訂了不同的電價(jià)政策，彼此之 間的電價(jià)水平存在一定的差異，總體來看清潔能源的電價(jià)中樞相較煤電均有一定提升。

市場(chǎng)電： 在當(dāng)前的電力運(yùn)行規(guī)則中，各地經(jīng)信委依然負(fù)責(zé)制定全年的市場(chǎng)化電量規(guī)模和市場(chǎng)準(zhǔn)入， 再由各地的電力交易市場(chǎng)組織市場(chǎng)供需雙方的參與主體開展電力交易。在完全市場(chǎng)化的 電力運(yùn)行構(gòu)思中，電網(wǎng)企業(yè)將告別簡(jiǎn)單“買賣電能”的職能，轉(zhuǎn)而回歸原本近似“高速 公路”的定位，即只能收取“過路費(fèi)”（輸配電價(jià)）。而對(duì)于發(fā)電企業(yè)來說，發(fā)電企業(yè)能 夠獲得的電量將交由市場(chǎng)決定，理論上不再受到指導(dǎo)和干預(yù)。近年來我國(guó)市場(chǎng)化電量在 全社會(huì)用電量中的比重正在持續(xù)提升，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，2021 年全國(guó)各電力交易中心 累計(jì)組織完成市場(chǎng)交易電量 37787.4 億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng) 19.3%，占全社會(huì)用電量比重 為 45.5%。其中，云南市場(chǎng)化交易電量占全省全社會(huì)用電量比例近 70%，位居全國(guó)第 一，廣東市場(chǎng)化交易電量占比達(dá)到 37.52%。

“市場(chǎng)電”與“計(jì)劃電”最大的差異在于：“市場(chǎng)電”體系下發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)直接進(jìn)行電 價(jià)的協(xié)商談判，電網(wǎng)在其中只起到輸送電力的作用；而“計(jì)劃電”體系下，電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng) 銷，輸電成本不作單列，而是與購電成本共同組成了電網(wǎng)公司的營(yíng)業(yè)成本。因此，在電 力市場(chǎng)化改革中一項(xiàng)重大的工作，便是首先需要對(duì)輸電成本進(jìn)行單獨(dú)的核定，即核準(zhǔn)輸 配電價(jià)。通過輸配電價(jià)的核定，從產(chǎn)業(yè)鏈的角度來看便可以將中間環(huán)節(jié)的利潤(rùn)管住，繼 而再放開發(fā)電側(cè)和用電側(cè)的“兩端”，也就是所謂的“管住中間、放開兩頭”，而這也正 是此輪“電改”的最終目標(biāo)。

在2015年《中共中央國(guó)務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9 號(hào)）印發(fā)后，《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法（試行）》（發(fā)改價(jià)格〔2016〕2711號(hào)）也隨后發(fā)布，文件對(duì)電網(wǎng)輸電費(fèi)用進(jìn)行了核定，并在2020年進(jìn)行了修訂。定價(jià)原則是先核定電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)的準(zhǔn)許收入，再以準(zhǔn)許收入為基礎(chǔ)核定分電壓等級(jí)和各類用戶輸配電價(jià)。

待中間環(huán)節(jié)的輸配電價(jià)確定后，電力市場(chǎng)上的供需雙方便可以通過多種市場(chǎng)化交易方式 進(jìn)行交易，市場(chǎng)化形成的發(fā)電側(cè)市場(chǎng)電價(jià)和用戶側(cè)市場(chǎng)電價(jià)即可互相確定，電價(jià)等式也 就變成：發(fā)電側(cè)市場(chǎng)電價(jià)+輸配電價(jià)+政府性基金=用戶側(cè)市場(chǎng)電價(jià)的關(guān)系。目前主要的 市場(chǎng)化交易方式有雙邊協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)、掛牌交易，以陜西電力市場(chǎng)化交易為例，上述 交易方式在全年市場(chǎng)化交易電量的占比分別為 69%、23%、8%。其中，雙邊協(xié)商為主 流交易方式，進(jìn)一步可細(xì)分為年度雙邊與月度雙邊，其中年度雙邊占全部市場(chǎng)化交易的 59%，也就是說市場(chǎng)化交易的電量中，大部分的電量及電價(jià)會(huì)在年初進(jìn)行年度交易時(shí)確 定，電量和電價(jià)的確定實(shí)際上也相當(dāng)于減少了發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)在后續(xù)交易的不確定性， 月度以及現(xiàn)貨交易更多的是對(duì)年度交易進(jìn)行補(bǔ)充。

違約會(huì)面臨懲罰機(jī)制，但更多是針對(duì)用戶側(cè)。雖然電力交易已經(jīng)較為市場(chǎng)化，但從簽約 角度更多還是偏向于對(duì)未來的規(guī)劃，即電力中長(zhǎng)期交易合同電量均為計(jì)劃值，當(dāng)合同電 量和實(shí)際用電量不相等就產(chǎn)生了偏差。也就是說，當(dāng)合同電量≠實(shí)際用電量，即產(chǎn)生了 電量偏差，如果超出了各地規(guī)定的偏差范圍，就要面臨考核。以京津唐電網(wǎng)為例，超出 5%以外的偏差電量電費(fèi)計(jì)算公式為：市場(chǎng)化偏差考核電費(fèi)=市場(chǎng)化偏差考核電量×年度 雙邊協(xié)商交易電廠側(cè)加權(quán)平均成交價(jià)×20%。也就是說用戶側(cè)簽約電量沒有達(dá)到規(guī)定區(qū) 間范圍內(nèi)，即使沒有用電，也需要繳納偏差考核費(fèi)用。

煤電：全面推行市場(chǎng)化，上浮限制再松綁

2004 年以前，我國(guó)電力行業(yè)發(fā)展相對(duì)落后，為促進(jìn)電力行業(yè)的快速發(fā)展政府出臺(tái)了一 系列政策，針對(duì)不同時(shí)期不同地區(qū)的發(fā)展情況，制定了較為復(fù)雜的電價(jià)體系。2004 年2019 年，國(guó)家開始按省份統(tǒng)一核定燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，并以煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制為基礎(chǔ) 對(duì)電價(jià)進(jìn)行調(diào)整，因此“計(jì)劃電”方面除少部分歷史存量機(jī)組有自己特殊的電價(jià)執(zhí)行標(biāo) 準(zhǔn)外，同一省份的燃煤電廠均執(zhí)行該省的標(biāo)桿電價(jià)。從調(diào)整的頻率和結(jié)果來看，彼時(shí)的 電價(jià)調(diào)整更多地是從準(zhǔn)許收益率的角度出發(fā)。

2021 年 10 月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通 知》，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)，燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入電力市場(chǎng)，通 過市場(chǎng)交易在“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價(jià)，現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)繼續(xù)作 為新能源發(fā)電等價(jià)格形成的掛鉤基準(zhǔn)。此外，通知將市場(chǎng)交易電價(jià)上下浮動(dòng)范圍擴(kuò)大為 原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)與電力現(xiàn)貨價(jià)格不受上浮20%的限制。

文件發(fā)布后，自 12 月底開始，全國(guó)多地年度長(zhǎng)協(xié)電價(jià)實(shí)現(xiàn)了大幅上漲，江蘇省、陜西 省、海南省、河北省及廣西自治區(qū) 2022 年年度成交均價(jià)較當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)均實(shí)現(xiàn)了 15% 以上的漲幅。當(dāng)前來看，市場(chǎng)電價(jià)仍維持著高位水平，以江蘇近期月度競(jìng)價(jià)電價(jià)為例， 7 月份江蘇省月度集中競(jìng)價(jià)成交價(jià)格依然高達(dá) 467.3 元/兆瓦時(shí)，較當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)溢價(jià) 19.5%。

水電&核電&氣電：計(jì)劃電主導(dǎo)，市場(chǎng)化為輔

水電：三種計(jì)劃定價(jià)模式并存 目前我國(guó)水電定價(jià)出現(xiàn)三種模式，“計(jì)劃電”的電價(jià)較為穩(wěn)定：2014 年 2 月以前投產(chǎn)的水電站，仍舊按照“一廠一價(jià)”的機(jī)制執(zhí)行；2014 年 2 月以后投產(chǎn)的省內(nèi)調(diào)度水電站，原則上按照該省的水電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)執(zhí) 行；2014 年 2 月以后投產(chǎn)的跨省區(qū)送電的水電站，按照落地省份燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電 價(jià)倒推執(zhí)行。

目前來看，水電市場(chǎng)化的交易規(guī)模仍較小，處于起步階段。以長(zhǎng)江電力為例，其 2020 年、2021 年市場(chǎng)化交易電量占比分別為 14.2%、11.6%。雖然規(guī)模仍較小，但水電參與 市場(chǎng)化交易，可幫助水電電價(jià)上浮。2018 年，大型發(fā)電集團(tuán)水電機(jī)組上網(wǎng)電量 6451 億 千瓦時(shí)，較上年增加 748 億千瓦時(shí)，占其合計(jì)上網(wǎng)電量的 17.6%；水電市場(chǎng)交易電量 2056 億千瓦時(shí)，較上年增加 292 億千瓦時(shí)，水電上網(wǎng)電量市場(chǎng)化率達(dá)到 31.9%，較上 年提高 1 個(gè)百分點(diǎn)；市場(chǎng)交易平均電價(jià)為 0.2245 元/千瓦時(shí)，較上年提高 0.0038 元/千 瓦時(shí)。

核電：二代標(biāo)桿為主，三代“一廠一價(jià)” 我國(guó)核電目前基本實(shí)行標(biāo)桿電價(jià)，但由于技術(shù)迭代原因，目前有少量先進(jìn)三代機(jī)組實(shí)行 “一廠一價(jià)”制度：2013 年 6 月 15 日，國(guó)家發(fā)改委下發(fā)《核電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改 價(jià)格[2013]1130 號(hào)），文件中“核定全國(guó)核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí) 0.43 元”， 同時(shí)規(guī)定“核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)高于機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的，新建核電 機(jī)組投產(chǎn)后執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)”，即二代核電機(jī)組電價(jià)按照“核電 0.43 元/千瓦時(shí)標(biāo)桿電價(jià)和當(dāng)?shù)鼗痣婋妰r(jià)孰低”的原則執(zhí)行；文件中同時(shí)規(guī)定，承擔(dān)核電技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng)新、重大專項(xiàng)設(shè)備國(guó)產(chǎn)化任務(wù)的首臺(tái) 或首批核電機(jī)組或示范工程，其上網(wǎng)電價(jià)可在全國(guó)核電標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上適當(dāng)提高；2019 年伴隨著三代核電機(jī)組陸續(xù)投產(chǎn)，“承擔(dān)技術(shù)引進(jìn)、自主創(chuàng)新的首臺(tái)或首批核 電示范工程“條件滿足，國(guó)家按照“一廠一價(jià)”的方式核準(zhǔn)廣東臺(tái)山核電電價(jià) 0.4350 元/千瓦時(shí)、浙江三門核電電價(jià) 0.4203 元/千瓦時(shí)、山東海陽核電電價(jià) 0.4151 元/千 瓦時(shí)，試行價(jià)格從項(xiàng)目投產(chǎn)之日起至 2021 年底止。

市場(chǎng)化參與程度迅速提升。核電開啟市場(chǎng)化交易的進(jìn)程較早，早在 2015 年的《關(guān)于有 序放開發(fā)用電計(jì)劃的實(shí)施意見》中就已提到鼓勵(lì)核電參與市場(chǎng)化交易，2018 年《關(guān)于 積極推進(jìn)電力市場(chǎng)化交易進(jìn)一步完善交易機(jī)制的通知》也明確了穩(wěn)妥有序推進(jìn)核電機(jī)組 進(jìn)入市場(chǎng)。當(dāng)前，福建、浙江、廣西、遼寧、江蘇等省的核電機(jī)組均參與了市場(chǎng)化交易。從中國(guó)核電、中國(guó)廣核近年來市場(chǎng)化交易電量占比來看，核電市場(chǎng)化參與程度正迅速提 升，其 2021 年市場(chǎng)化交易電量占比均在 35%以上。

氣電：?jiǎn)我恢婆c兩部制并行，成本電價(jià)倒掛問題亟需解決 我國(guó)天然氣發(fā)電廠上網(wǎng)電價(jià)主要定價(jià)方式為單一制電價(jià)和兩部制電價(jià)。單一制電價(jià)為各 省發(fā)改委價(jià)格主管部門批復(fù)的標(biāo)桿電價(jià)或“一廠一價(jià)”的上網(wǎng)電價(jià)，各省自行補(bǔ)貼，存 在最高限價(jià)。根據(jù)《關(guān)于規(guī)范天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管理有關(guān)問題的通知》，天然氣發(fā)電上 網(wǎng)電價(jià)最高不得比當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)或當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)平均購電價(jià)格高出 0.35 元/kWh。在我國(guó)發(fā)電氣價(jià)較高的情況下，單一制的電價(jià)易產(chǎn)生天然氣成本與電價(jià)倒掛的 問題，因此部分省份采用兩部制電價(jià)對(duì)電量電價(jià)實(shí)行氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng)政策。單一制電價(jià)省份：北京、天津、廣東、福建、山西、湖南、湖北、重慶、海南；兩部制電價(jià)省份：江蘇、浙江、上海、河南、河北、廣西。

相較于容易理解的單一制電價(jià)，所謂兩部制電價(jià)即一部分為固定的容量電價(jià)，主要覆蓋 氣電企業(yè)的固定成本，一部分為變動(dòng)的電量電價(jià)，通過電量電價(jià)氣電聯(lián)動(dòng)機(jī)制，將氣價(jià) 變化所帶來的高額燃料成本通過上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行分?jǐn)偂?以上海為例，上海氣電調(diào)峰機(jī)組容量電價(jià)為 37.01 元/月·千瓦（含稅），氣電價(jià)格聯(lián)動(dòng) 調(diào)價(jià)公式為：聯(lián)動(dòng)后電量電價(jià)=現(xiàn)行電量電價(jià)+天然氣平均調(diào)價(jià)幅度×稅收調(diào)整因子/發(fā) 電氣耗。

氣電機(jī)組具有啟停迅速、升降負(fù)荷快等調(diào)峰性能，是調(diào)峰電源的最佳選擇之一。但在現(xiàn) 行的電價(jià)機(jī)制下，氣電企業(yè)發(fā)電積極性不高，只愿在補(bǔ)貼電量范圍內(nèi)發(fā)電，導(dǎo)致機(jī)組閑 置率較高。以廣西為例，2021 年廣西氣電企業(yè)平均發(fā)電小時(shí)數(shù)僅為 1713 小時(shí)，約為設(shè) 計(jì)利用小時(shí)數(shù)的 1/3。因此，推進(jìn)氣電參與市場(chǎng)化交易成為了調(diào)動(dòng)氣電積極性的方法之 一。目前，我國(guó)幾個(gè)氣電裝機(jī)大省（市），廣東、上海、天津、江蘇、浙江的氣電均已參 與市場(chǎng)化交易，其中廣東氣電參與市場(chǎng)化交易的電量約為其總發(fā)電量的 80%以上。

氣電 市場(chǎng)化交易模式主要有三種：直接交易模式（浙江、江蘇）、差價(jià)傳導(dǎo)交易模式（廣東、 上海）、強(qiáng)制配比模式（天津）。目前來看，由于高額的燃料成本，氣電參與市場(chǎng)化交易 與其他電源同臺(tái)競(jìng)價(jià)，并不具備成本優(yōu)勢(shì)。但從長(zhǎng)期來看，氣電納入電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)， 可以幫助氣電企業(yè)突破補(bǔ)貼電量限制，依據(jù)購氣成本變化和電力市場(chǎng)價(jià)格走勢(shì)自主選擇 交易，拓寬收益來源。

風(fēng)光綠電：邁向“平價(jià)時(shí)代”，綠電交易常態(tài)化

陸上風(fēng)電：從標(biāo)桿電價(jià)、指導(dǎo)價(jià)邁向全面平價(jià)。標(biāo)桿電價(jià)時(shí)代：2009 年，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通 知》，將全國(guó)分為四類風(fēng)能資源區(qū)，相應(yīng)制定風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，I 類資源區(qū)、II 類 資源區(qū)、III 類資源區(qū)與 IV 類資源區(qū)的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)（元/kWh）分別為 0.51、0.54、 0.58 與 0.61，此后又分別于 2016 年、2018 年進(jìn)行了調(diào)整。指導(dǎo)價(jià)時(shí)代：2019 年 5 月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》， 將陸風(fēng)標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)改為指導(dǎo)價(jià)。新核準(zhǔn)的集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)全部通 過競(jìng)爭(zhēng)方式確定，競(jìng)爭(zhēng)配置的電價(jià)不高于項(xiàng)目所在資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)，并將燃煤機(jī)組標(biāo) 桿上網(wǎng)電價(jià)作為指導(dǎo)價(jià)的下限。全面平價(jià)時(shí)代：自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準(zhǔn)的陸上風(fēng)電項(xiàng)目全面實(shí)現(xiàn)平價(jià)上 網(wǎng)，不再補(bǔ)貼。

海上風(fēng)電：從標(biāo)桿電價(jià)、指導(dǎo)價(jià)到地方政府接力補(bǔ)貼。標(biāo)桿電價(jià)時(shí)代：2014 年，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》 明確對(duì)非招標(biāo)的海上風(fēng)電項(xiàng)目區(qū)分潮間帶風(fēng)電和近海風(fēng)電兩種類型確定上網(wǎng)電價(jià)， 2017 年以前(不含 2017 年)投運(yùn)的近海風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí) 0.85 元(含 稅)，潮間帶風(fēng)電項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)為每千瓦時(shí) 0.75 元，2014-2019 年補(bǔ)貼價(jià)格未作調(diào) 整。

指導(dǎo)價(jià)時(shí)代：2019 年，海上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)改為指導(dǎo)價(jià)，2019 年新核準(zhǔn)近海風(fēng) 電指導(dǎo)價(jià)調(diào)整為每千瓦時(shí) 0.8 元，2020 年調(diào)整為每千瓦時(shí) 0.75 元。新核準(zhǔn)的海上 風(fēng)電項(xiàng)目全部通過競(jìng)爭(zhēng)性方式確定上網(wǎng)電價(jià)，其中新核準(zhǔn)的近海風(fēng)電不得高于前 述指導(dǎo)價(jià)，新核準(zhǔn)的潮間帶風(fēng)電項(xiàng)目不得高于項(xiàng)目所在資源區(qū)陸上風(fēng)電指導(dǎo)價(jià)。政府補(bǔ)貼接力時(shí)代：2020 年《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》 規(guī)定 2021 年底前完成并網(wǎng)的存量海風(fēng)可按相應(yīng)價(jià)格政策納入中央財(cái)政補(bǔ)貼范圍， 其余新增不再補(bǔ)貼，海上風(fēng)電由國(guó)家補(bǔ)貼調(diào)整為地方政府補(bǔ)貼，同時(shí)通過競(jìng)爭(zhēng)性方 式配置新增項(xiàng)目，優(yōu)先選擇補(bǔ)貼強(qiáng)度低、退坡幅度大、技術(shù)水平高的項(xiàng)目。

我國(guó)沿海省份經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)，因地制宜發(fā)展海上風(fēng)電可以解決其用能需求以及調(diào)整用能結(jié)構(gòu)。 因此在國(guó)補(bǔ)退出后，截至目前廣東、山東、浙江相繼推出海風(fēng)省補(bǔ)。 以浙江為例，2022-2023 年浙江新增海風(fēng)項(xiàng)目按 60 萬千瓦、150 萬千瓦的規(guī)模，分別 給予 3 分和 1.5 分的度電補(bǔ)貼，補(bǔ)貼期限為期十年。

光伏：從標(biāo)桿電價(jià)、指導(dǎo)價(jià)邁向全面平價(jià)。標(biāo)桿電價(jià)時(shí)代：與風(fēng)電一致，在 2019 年前，光伏補(bǔ)貼采用標(biāo)桿電價(jià)模式，針對(duì)不 同資源區(qū)制定不同標(biāo)桿電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。指導(dǎo)價(jià)時(shí)代：2019 年 4 月 ，國(guó)家發(fā)展改革委出臺(tái)《關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià) 機(jī)制有關(guān)問題的通知》將集中式光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)改為指導(dǎo)價(jià)，并規(guī)定統(tǒng)一實(shí) 行市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)方式配置的集中式光伏電站、工商業(yè)分布式項(xiàng)目，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)形成的價(jià)格 不得超過其所在資源區(qū)相應(yīng)指導(dǎo)價(jià)。全面平價(jià)時(shí)代：自 2021 年起，集中式與工商業(yè)分布式光伏不再進(jìn)行補(bǔ)貼，戶用分 布式光伏仍享受 0.03 元/千瓦時(shí)的補(bǔ)貼。2022 年起，光伏正式進(jìn)入全面平價(jià)時(shí)代， 戶用光伏補(bǔ)貼結(jié)束。

分布式光伏上網(wǎng)電價(jià)區(qū)別于各類電源，分布式光伏按照用能單位原有電價(jià)協(xié)商確定折扣 向其提供電力，剩余發(fā)電量并入所在區(qū)域電量。分布式光伏發(fā)電企業(yè)自用電量無需征收 政府性基金，且由于自發(fā)自用電量不并入電網(wǎng)，也無需繳納輸配電價(jià)，因此政府性基金 和輸配電價(jià)共同構(gòu)成了用能單位折扣電價(jià)和分布式光伏獲得較高電價(jià)的來源。由于工商 業(yè)電價(jià)普遍高于居民電價(jià)，且居民側(cè)電能消費(fèi)規(guī)模有限，因此工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目上 網(wǎng)電價(jià)普遍高于戶用分布式光伏上網(wǎng)電價(jià)。

2019 年 4 月及 5 月，國(guó)家發(fā)改委陸續(xù)發(fā)布《關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制有關(guān)問題 的通知》、《關(guān)于完善風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》,規(guī)定新增集中式光伏電站上網(wǎng)電價(jià)原則 上通過市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)方式確定，新核準(zhǔn)的集中式陸上風(fēng)電項(xiàng)目及海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)全部通過 競(jìng)爭(zhēng)方式確定，不得高于項(xiàng)目所在資源區(qū)指導(dǎo)價(jià)；分散式風(fēng)電項(xiàng)目不參與競(jìng)爭(zhēng)性配置。 自此，2019 年風(fēng)電及光伏正式進(jìn)入競(jìng)價(jià)上網(wǎng)階段，不過需要注意的是競(jìng)價(jià)上網(wǎng)更多是 指在電站開建前向政府允諾的上網(wǎng)基準(zhǔn)價(jià)，即更多是事前定價(jià)，與同用戶側(cè)進(jìn)行交易而 形成的市場(chǎng)化電價(jià)性質(zhì)截然不同。

雖然國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)了全國(guó)層面的保障性收購利用小時(shí)政策，但是部分省份囿于可再生 能源裝機(jī)規(guī)模大，消納能力偏弱，因此陸續(xù)出臺(tái)了本省的保障性收購利用小時(shí)，其中出 臺(tái)省份基本都是將保障收購利用小時(shí)在一定程度上下修。

2021 年 8 月，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局正式函復(fù)《綠色電力交易試點(diǎn)工作方案》， 同意國(guó)家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司開展綠色電力交易試點(diǎn)?！斗桨浮芬?guī)定，初期，售電方 優(yōu)先組織平價(jià)風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)，平價(jià)新能源裝機(jī)規(guī)模有限的省份可由本省電網(wǎng)企業(yè) 通過代理的方式跨區(qū)跨省購買符合條件的綠電，或由部分帶補(bǔ)貼的新能源項(xiàng)目參與綠電 交易，交易電量不再領(lǐng)取補(bǔ)貼。

當(dāng)前我國(guó)綠電交易已經(jīng)呈現(xiàn)出常態(tài)化交易狀態(tài)，以其中 數(shù)據(jù)披露較為完備的廣東省和江蘇省為例，綠電交易價(jià)格較當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)持續(xù)溢價(jià)， 廣東省綠電成交價(jià)格平均較當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)溢價(jià) 4-6 分/千瓦時(shí)，江蘇省溢價(jià)水平持續(xù) 高于 7 分/千瓦時(shí)。而綠電溢價(jià)背后的邏輯在于，綠電作為低碳能源，電量具備環(huán)境屬 性，因此用戶需要向環(huán)境屬性支付溢價(jià)。