計劃+市場，雙軌制并行的電價機制

電力具備瞬時性，“產供銷”即電力行業的發電、輸電、配電、售電和用電等所有環節瞬 間完成，因此在電力運營產業鏈中不存在存貨的概念。從電價環節來說，發電環節對應 針對不同電源的差異化上網電價，售電環節對應針對不同用電類型的差異化銷售電價， 中間輸配環節對應電網公司的輸配電價。除此之外，電網公司還承擔著代收電價政府性 基金的職責。 整體而言，電價始終遵循以下等式： 銷售電價（用戶）=上網電價（電企）+輸配電價（電網）+政府性基金（電網代收）。

當前我國電力系統及其相關制度正在推進電力市場化改革，處于由此前偏“計劃經濟” 的電量和電價形成制度向更加“市場經濟”的形成制度轉型過程中，因此便形成了目前 我國 “計劃電”和“市場電”同時存在、雙軌并行的特殊格局。

計劃電： 由于電力商品的特殊性，瞬間生產的電能必須同一瞬間使用，因此計劃用電是電力工業 經營管理部門保證電能安全生產和向用電單位正常供電的重要方式，也決定了過去我國 以計劃電為主的模式。 在“計劃電”的模式下，各地經信委根據歷史用電需求、未來發展規劃（即潛在需求）、 供給環境（即統調電廠裝機和外來電等）以及政策環境（即電量鼓勵、優先保障收購等）， 制定電力平衡方案及發電量計劃，并下發至電廠和電網公司遵照執行。通俗地來說，電 網企業為電能的“經銷商”，從發電企業處收購電能并出售給用戶，收購和銷售的電價 均由國家能源發改部門核定，包括各電源的上網電價和各用戶的銷售電價。

對于“計劃電”下的不同電源而言，國家相關部門分別制訂了不同的電價政策，彼此之 間的電價水平存在一定的差異，總體來看清潔能源的電價中樞相較煤電均有一定提升。

市場電： 在當前的電力運行規則中，各地經信委依然負責制定全年的市場化電量規模和市場準入， 再由各地的電力交易市場組織市場供需雙方的參與主體開展電力交易。在完全市場化的 電力運行構思中，電網企業將告別簡單“買賣電能”的職能，轉而回歸原本近似“高速 公路”的定位，即只能收取“過路費”（輸配電價）。而對于發電企業來說，發電企業能 夠獲得的電量將交由市場決定，理論上不再受到指導和干預。近年來我國市場化電量在 全社會用電量中的比重正在持續提升，根據中電聯統計，2021 年全國各電力交易中心 累計組織完成市場交易電量 37787.4 億千瓦時，同比增長 19.3%，占全社會用電量比重 為 45.5%。其中，云南市場化交易電量占全省全社會用電量比例近 70%，位居全國第 一，廣東市場化交易電量占比達到 37.52%。

“市場電”與“計劃電”最大的差異在于：“市場電”體系下發電側與用戶側直接進行電 價的協商談判，電網在其中只起到輸送電力的作用；而“計劃電”體系下，電網統購統 銷，輸電成本不作單列，而是與購電成本共同組成了電網公司的營業成本。因此，在電 力市場化改革中一項重大的工作，便是首先需要對輸電成本進行單獨的核定，即核準輸 配電價。通過輸配電價的核定，從產業鏈的角度來看便可以將中間環節的利潤管住，繼 而再放開發電側和用電側的“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。

在2015年《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）印發后，《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》（發改價格〔2016〕2711號）也隨后發布，文件對電網輸電費用進行了核定，并在2020年進行了修訂。定價原則是先核定電網企業輸配電業務的準許收入，再以準許收入為基礎核定分電壓等級和各類用戶輸配電價。

待中間環節的輸配電價確定后，電力市場上的供需雙方便可以通過多種市場化交易方式 進行交易，市場化形成的發電側市場電價和用戶側市場電價即可互相確定，電價等式也 就變成：發電側市場電價+輸配電價+政府性基金=用戶側市場電價的關系。目前主要的 市場化交易方式有雙邊協商、集中競價、掛牌交易，以陜西電力市場化交易為例，上述 交易方式在全年市場化交易電量的占比分別為 69%、23%、8%。其中，雙邊協商為主 流交易方式，進一步可細分為年度雙邊與月度雙邊，其中年度雙邊占全部市場化交易的 59%，也就是說市場化交易的電量中，大部分的電量及電價會在年初進行年度交易時確 定，電量和電價的確定實際上也相當于減少了發電側和用戶側在后續交易的不確定性， 月度以及現貨交易更多的是對年度交易進行補充。

違約會面臨懲罰機制，但更多是針對用戶側。雖然電力交易已經較為市場化，但從簽約 角度更多還是偏向于對未來的規劃，即電力中長期交易合同電量均為計劃值，當合同電 量和實際用電量不相等就產生了偏差。也就是說，當合同電量≠實際用電量，即產生了 電量偏差，如果超出了各地規定的偏差范圍，就要面臨考核。以京津唐電網為例，超出 5%以外的偏差電量電費計算公式為：市場化偏差考核電費=市場化偏差考核電量×年度 雙邊協商交易電廠側加權平均成交價×20%。也就是說用戶側簽約電量沒有達到規定區 間范圍內，即使沒有用電，也需要繳納偏差考核費用。

煤電：全面推行市場化，上浮限制再松綁

2004 年以前，我國電力行業發展相對落后，為促進電力行業的快速發展政府出臺了一 系列政策，針對不同時期不同地區的發展情況，制定了較為復雜的電價體系。2004 年2019 年，國家開始按省份統一核定燃煤發電標桿上網電價，并以煤電聯動機制為基礎 對電價進行調整，因此“計劃電”方面除少部分歷史存量機組有自己特殊的電價執行標 準外，同一省份的燃煤電廠均執行該省的標桿電價。從調整的頻率和結果來看，彼時的 電價調整更多地是從準許收益率的角度出發。

2021 年 10 月，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通 知》，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通 過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價，現行燃煤發電基準價繼續作 為新能源發電等價格形成的掛鉤基準。此外，通知將市場交易電價上下浮動范圍擴大為 原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價與電力現貨價格不受上浮20%的限制。

文件發布后，自 12 月底開始，全國多地年度長協電價實現了大幅上漲，江蘇省、陜西 省、海南省、河北省及廣西自治區 2022 年年度成交均價較當地燃煤基準價均實現了 15% 以上的漲幅。當前來看，市場電價仍維持著高位水平，以江蘇近期月度競價電價為例， 7 月份江蘇省月度集中競價成交價格依然高達 467.3 元/兆瓦時，較當地燃煤基準價溢價 19.5%。

水電&核電&氣電：計劃電主導，市場化為輔

水電：三種計劃定價模式并存 目前我國水電定價出現三種模式，“計劃電”的電價較為穩定：2014 年 2 月以前投產的水電站，仍舊按照“一廠一價”的機制執行；2014 年 2 月以后投產的省內調度水電站，原則上按照該省的水電標桿上網電價執 行；2014 年 2 月以后投產的跨省區送電的水電站，按照落地省份燃煤發電標桿上網電 價倒推執行。

目前來看，水電市場化的交易規模仍較小，處于起步階段。以長江電力為例，其 2020 年、2021 年市場化交易電量占比分別為 14.2%、11.6%。雖然規模仍較小，但水電參與 市場化交易，可幫助水電電價上浮。2018 年，大型發電集團水電機組上網電量 6451 億 千瓦時，較上年增加 748 億千瓦時，占其合計上網電量的 17.6%；水電市場交易電量 2056 億千瓦時，較上年增加 292 億千瓦時，水電上網電量市場化率達到 31.9%，較上 年提高 1 個百分點；市場交易平均電價為 0.2245 元/千瓦時，較上年提高 0.0038 元/千 瓦時。

核電：二代標桿為主，三代“一廠一價” 我國核電目前基本實行標桿電價，但由于技術迭代原因，目前有少量先進三代機組實行 “一廠一價”制度：2013 年 6 月 15 日，國家發改委下發《核電上網電價機制有關問題的通知》（發改 價格[2013]1130 號），文件中“核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時 0.43 元”， 同時規定“核電標桿上網電價高于機組所在地燃煤機組標桿上網電價的，新建核電 機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價”，即二代核電機組電價按照“核電 0.43 元/千瓦時標桿電價和當地火電電價孰低”的原則執行；文件中同時規定，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，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高；2019 年伴隨著三代核電機組陸續投產，“承擔技術引進、自主創新的首臺或首批核 電示范工程“條件滿足，國家按照“一廠一價”的方式核準廣東臺山核電電價 0.4350 元/千瓦時、浙江三門核電電價 0.4203 元/千瓦時、山東海陽核電電價 0.4151 元/千 瓦時，試行價格從項目投產之日起至 2021 年底止。

市場化參與程度迅速提升。核電開啟市場化交易的進程較早，早在 2015 年的《關于有 序放開發用電計劃的實施意見》中就已提到鼓勵核電參與市場化交易，2018 年《關于 積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》也明確了穩妥有序推進核電機組 進入市場。當前，福建、浙江、廣西、遼寧、江蘇等省的核電機組均參與了市場化交易。從中國核電、中國廣核近年來市場化交易電量占比來看，核電市場化參與程度正迅速提 升，其 2021 年市場化交易電量占比均在 35%以上。

氣電：單一制與兩部制并行，成本電價倒掛問題亟需解決 我國天然氣發電廠上網電價主要定價方式為單一制電價和兩部制電價。單一制電價為各 省發改委價格主管部門批復的標桿電價或“一廠一價”的上網電價，各省自行補貼，存 在最高限價。根據《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》，天然氣發電上 網電價最高不得比當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格高出 0.35 元/kWh。在我國發電氣價較高的情況下，單一制的電價易產生天然氣成本與電價倒掛的 問題，因此部分省份采用兩部制電價對電量電價實行氣電價格聯動政策。單一制電價省份：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，所謂兩部制電價即一部分為固定的容量電價，主要覆蓋 氣電企業的固定成本，一部分為變動的電量電價，通過電量電價氣電聯動機制，將氣價 變化所帶來的高額燃料成本通過上網電價進行分攤。 以上海為例，上海氣電調峰機組容量電價為 37.01 元/月·千瓦（含稅），氣電價格聯動 調價公式為：聯動后電量電價=現行電量電價+天然氣平均調價幅度×稅收調整因子/發 電氣耗。

氣電機組具有啟停迅速、升降負荷快等調峰性能，是調峰電源的最佳選擇之一。但在現 行的電價機制下，氣電企業發電積極性不高，只愿在補貼電量范圍內發電，導致機組閑 置率較高。以廣西為例，2021 年廣西氣電企業平均發電小時數僅為 1713 小時，約為設 計利用小時數的 1/3。因此，推進氣電參與市場化交易成為了調動氣電積極性的方法之 一。目前，我國幾個氣電裝機大省（市），廣東、上海、天津、江蘇、浙江的氣電均已參 與市場化交易，其中廣東氣電參與市場化交易的電量約為其總發電量的 80%以上。

氣電 市場化交易模式主要有三種：直接交易模式（浙江、江蘇）、差價傳導交易模式（廣東、 上海）、強制配比模式（天津）。目前來看，由于高額的燃料成本，氣電參與市場化交易 與其他電源同臺競價，并不具備成本優勢。但從長期來看，氣電納入電力中長期市場， 可以幫助氣電企業突破補貼電量限制，依據購氣成本變化和電力市場價格走勢自主選擇 交易，拓寬收益來源。

風光綠電：邁向“平價時代”，綠電交易常態化

陸上風電：從標桿電價、指導價邁向全面平價。標桿電價時代：2009 年，國家發改委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通 知》，將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價，I 類資源區、II 類 資源區、III 類資源區與 IV 類資源區的標桿上網電價（元/kWh）分別為 0.51、0.54、 0.58 與 0.61，此后又分別于 2016 年、2018 年進行了調整。指導價時代：2019 年 5 月，國家發改委發布《關于完善風電上網電價政策的通知》， 將陸風標桿上網電價改為指導價。新核準的集中式陸上風電項目上網電價全部通 過競爭方式確定，競爭配置的電價不高于項目所在資源區指導價，并將燃煤機組標 桿上網電價作為指導價的下限。全面平價時代：自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上 網，不再補貼。

海上風電：從標桿電價、指導價到地方政府接力補貼。標桿電價時代：2014 年，國家發改委印發《關于海上風電上網電價政策的通知》 明確對非招標的海上風電項目區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價， 2017 年以前(不含 2017 年)投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時 0.85 元(含 稅)，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時 0.75 元，2014-2019 年補貼價格未作調 整。

指導價時代：2019 年，海上風電標桿上網電價改為指導價，2019 年新核準近海風 電指導價調整為每千瓦時 0.8 元，2020 年調整為每千瓦時 0.75 元。新核準的海上 風電項目全部通過競爭性方式確定上網電價，其中新核準的近海風電不得高于前 述指導價，新核準的潮間帶風電項目不得高于項目所在資源區陸上風電指導價。政府補貼接力時代：2020 年《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》 規定 2021 年底前完成并網的存量海風可按相應價格政策納入中央財政補貼范圍， 其余新增不再補貼，海上風電由國家補貼調整為地方政府補貼，同時通過競爭性方 式配置新增項目，優先選擇補貼強度低、退坡幅度大、技術水平高的項目。

我國沿海省份經濟發達，因地制宜發展海上風電可以解決其用能需求以及調整用能結構。 因此在國補退出后，截至目前廣東、山東、浙江相繼推出海風省補。 以浙江為例，2022-2023 年浙江新增海風項目按 60 萬千瓦、150 萬千瓦的規模，分別 給予 3 分和 1.5 分的度電補貼，補貼期限為期十年。

光伏：從標桿電價、指導價邁向全面平價。標桿電價時代：與風電一致，在 2019 年前，光伏補貼采用標桿電價模式，針對不 同資源區制定不同標桿電價標準。指導價時代：2019 年 4 月 ，國家發展改革委出臺《關于完善光伏發電上網電價 機制有關問題的通知》將集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價，并規定統一實 行市場競爭方式配置的集中式光伏電站、工商業分布式項目，市場競爭形成的價格 不得超過其所在資源區相應指導價。全面平價時代：自 2021 年起，集中式與工商業分布式光伏不再進行補貼，戶用分 布式光伏仍享受 0.03 元/千瓦時的補貼。2022 年起，光伏正式進入全面平價時代， 戶用光伏補貼結束。

分布式光伏上網電價區別于各類電源，分布式光伏按照用能單位原有電價協商確定折扣 向其提供電力，剩余發電量并入所在區域電量。分布式光伏發電企業自用電量無需征收 政府性基金，且由于自發自用電量不并入電網，也無需繳納輸配電價，因此政府性基金 和輸配電價共同構成了用能單位折扣電價和分布式光伏獲得較高電價的來源。由于工商 業電價普遍高于居民電價，且居民側電能消費規模有限，因此工商業分布式光伏項目上 網電價普遍高于戶用分布式光伏上網電價。

2019 年 4 月及 5 月，國家發改委陸續發布《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題 的通知》、《關于完善風電上網電價政策的通知》,規定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，新核準的集中式陸上風電項目及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；分散式風電項目不參與競爭性配置。 自此，2019 年風電及光伏正式進入競價上網階段，不過需要注意的是競價上網更多是 指在電站開建前向政府允諾的上網基準價，即更多是事前定價，與同用戶側進行交易而 形成的市場化電價性質截然不同。

雖然國家發改委出臺了全國層面的保障性收購利用小時政策，但是部分省份囿于可再生 能源裝機規模大，消納能力偏弱，因此陸續出臺了本省的保障性收購利用小時，其中出 臺省份基本都是將保障收購利用小時在一定程度上下修。

2021 年 8 月，國家發展改革委、國家能源局正式函復《綠色電力交易試點工作方案》， 同意國家電網公司、南方電網公司開展綠色電力交易試點。《方案》規定，初期，售電方 優先組織平價風電和光伏發電企業，平價新能源裝機規模有限的省份可由本省電網企業 通過代理的方式跨區跨省購買符合條件的綠電，或由部分帶補貼的新能源項目參與綠電 交易，交易電量不再領取補貼。

當前我國綠電交易已經呈現出常態化交易狀態，以其中 數據披露較為完備的廣東省和江蘇省為例，綠電交易價格較當地煤電基準價持續溢價， 廣東省綠電成交價格平均較當地煤電基準價溢價 4-6 分/千瓦時，江蘇省溢價水平持續 高于 7 分/千瓦時。而綠電溢價背后的邏輯在于，綠電作為低碳能源，電量具備環境屬 性，因此用戶需要向環境屬性支付溢價。