电价调整

建议收藏超全电价变迁史

电价专题系列

报告以史为鉴，梳理电价脉络

电改带来三环节电价：2002年国务院印发《电⼒体制改⾰⽅案》，将电价划分为上⽹电价、输电电价和配电电价、终端

销售电价。上⽹电价由国家制定的容量电价和市场竞价产⽣的电量电价组成;输、配电价由政府确定定价原则;销售电价

与上⽹电价联动。⾃此，正式形成了三环节电价结构，三者相互关联、相互影响。

标杆上⽹电价，现⾏电价体系的定海神针：电作为⼀种没有库存的产品，实时⽣产、实时消耗、动态平衡，理论上其价

格可能会因为缺乏调节⼯具⽽出现极端剧烈的波动。因此，在建⽴起有效的电⼒市场并实现发电竞价上⽹前，对于电价

的管控就成为必须，电价也呈现出极强的政策管制属性。2004年发改委规定了各地区统⼀调度范围内新投产燃煤机组以

及部分⽔电机组的标杆上⽹电价，成为电⼒产业关键指标之⼀。

煤电标杆电价：上调多于下调，主要取决于煤价⾛势。⾃2004年⾸次核定后，全国性的煤电标杆上⽹电价共经历了12

次调整，其中7次上调、4次下调，还有1次有涨有跌。7次上调全部与煤炭价格上涨有关，4次下调中有2次也明确指出

是因为执⾏煤电价格联动。

⽔电标杆电价：从取消到回归。⽔电上⽹电价政策经历了标杆化、去标杆化、回归标杆化的三次调整，⽬前呈现为三种

模式，即按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独⽴电价、省内执⾏的标杆电价、以及跨省跨区送电的协商电价，部

分⼤型⽔电的跨省跨区送电价格按照落地省煤电标杆电价和输电价格及线损倒推确定。

核电标杆电价：以煤电标杆为参照，过半机组低于煤电。核电标杆电价主要参考所在地区煤电标杆，通常情况下新投产

机组不⾼于当地煤电标杆上⽹电价，体现了核电对于煤电的替代能⼒。⽬前，全国在运核电机组中，24台上⽹电价低于

当地煤电标杆电价，19台⾼于、2台持平。

风电、光伏标杆电价：加速下调，⽬标平价。风电上⽹电价的标杆化始于2009年，历经三次下调;光伏发电在2011年开

始执⾏标杆电价，五次下调。政策导向推动风电、光伏向着⽆补贴平价上⽹的⽬标加速推进。

⽓电标杆电价：地⽅⾃主制定，单⼀制、两部制并存。2014年国家发改委对三种天然⽓发电机组制定了相应的上⽹电价

政策，此后全国12个省(区，市)陆续制定或调整了当地⽓电上⽹电价政策。其中，除了最早执⾏两部制电价的上海、浙

江以外，江苏、河南也从2019年起开始执⾏两部制电价，其余地区仍采⽤单⼀制电价。

其他电源类型：执⾏标杆电价，⽆补贴部分参照煤电标杆。⽣物质、垃圾焚烧、光热发电均已制定了全国统⼀的标杆上

⽹电价，其中电⽹和发电企业实时结算部分为当地煤电标杆电价，其余部分由可再⽣能源附加进⾏补贴。

01

三环节电价：上⽹、输配、销售

在研究电⼒⾏业以及业内上市公司时，电价是⼀个反复出现的关键词。不论是烧煤、烧⽓、烧垃圾的⽕电⼚，还是截流

筑坝的⽔电站，亦或是控制链式反应的核电站，乃⾄靠天吃饭的风电⼚、光伏电站，所有发电企业在将不同形式的能量

转化为电能后，都需要销售给⾃⼰的客户(通常是电⽹公司或直供电⽤户)，以获得收⼊;⽽电⽹公司也要将接收到的电

能，输送⾄下游的各类电⼒⽤户。简⽽⾔之，收⼊=电量×电价，因此对于电价的研究不可或缺。

1.1电改带来三环节电价

电是⼯业产品的⼀种，但与其他所有产品的不同之处在于，电是⽆法储存的(在储能技术得到⼤规模推⼴应⽤前)，即电

是实时⽣产、实时消耗、动态平衡的，因此，电没有库存。作为⼀种没有库存的产品，理论上其价格会因为缺乏调节⼯

具⽽出现极端剧烈的波动。因此，对于电价的管控就成为必须，电价也呈现出极强的政策管制属性。

国内电价的形成机制随着电⼒供求关系、市场结构的变化⽽多次调整。从1985年以来，我国先后实⾏了“还本付息电

价”、“燃运加价”、“经营期电价”等多项电价政策，对扭转前期存在的缺电局⾯，⽀持社会经济建设，起到了积极作⽤。

在1995年12⽉28⽇经⼈⼤常委会审议通过、并⾃1996年4⽉1⽇起施⾏的《中华⼈民共和国电⼒法》中，第五章对于电

价做出了如下规定：“电价，是指电⼒⽣产企业的上⽹电价、电⽹间的互供电价、电⽹销售电价。”这成为上⽹电价、输

配电价、销售电价的初步设定。

配电价、销售电价的初步设定。

从产业链的⾓度，可将电⼒系统分为发电、电⽹、⽤户三个部分，其中电⽹内部可分为输电⽹和配电⽹，因此就产⽣了

三个环节，即发电→输电、输电→配电、配电→⽤户。三个环节对应着四个电价，即上⽹电价、输电电价、配电电价、

销售电价;⽽在⽬前输、配尚未分离的⼀体化供电格局中，输电电价和配电电价可视为⼀个整体。

2002年2⽉10⽇，国务院印发了由国家计委会同有关部门和单位研究提出的《电⼒体制改⾰⽅案》(国发[2002]5号)，作

为实施⼚⽹分开、实⾏竞价上⽹的配套政策，建⽴了新的电价形成机制，将电价划分为上⽹电价、输电电价、配电电价

和终端销售电价。上⽹电价由国家制定的容量电价和市场竞价产⽣的电量电价组成;输、配电价由政府确定定价原则;销

售电价以上述电价为基础形成，建⽴与上⽹电价联动的机制。⾃此，正式形成了由上⽹电价、输配电价、销售电价组成

的三环节电价结构。

1.2三环节电价的构成

承接电改5号⽂，2003年7⽉3⽇，国务院办公厅印发了《电价改⾰⽅案》(国办发[2003]62号)，对电价改⾰提出了近期

和长期⽬标。长期⽬标是将电价划分为上⽹电价、输电价格、配电价格和终端销售电价，发电、售电价格由市场竞争形

成，输电、配电价格由政府制定;近期⽬标是建⽴与发电环节适度竞争相适应的上⽹电价机制，初步建⽴有利于促进电⽹

健康发展的输配电价格机制，实现销售电价与上⽹电价联动，优化销售电价结构，试⾏较⾼电压等级或较⼤⽤电量的⽤

户直接向发电企业购电。⽅案同时对三环节电价的改⾰⽅向分别提出了相应设计。定稿后的《电价改⾰实施办法》(发

改价格[2005]514号)在2005年3⽉28⽇由国家发改委正式印发，办法包括《上⽹电价管理暂⾏办法》、《输配电价管理

暂⾏办法》和《销售电价管理暂⾏办法》三个部分，分别对三个电价做出详细规定：

Ø上⽹电价

定义：发电企业与购电⽅进⾏上⽹电能结算的价格。

形成：⾮竞价：发电企业的上⽹电价，由政府价格主管部门根据发电项⽬经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定

收益和依法计⼊税⾦的原则核定。通过政府招标确定上⽹电价的，按招标确定的电价执⾏。竞价：参与竞争的发电机组

主要实⾏两部制上⽹电价。容量电价由政府价格主管部门制定，电量电价由市场竞争形成。容量电价逐步过渡到由市场

竞争确定。

管理：⾮竞价：国务院价格主管部门。竞价：容量电价由国务院价格主管部门制定。

Ø输配电价

定义：电⽹经营企业提供接⼊系统、联⽹、电能输送和销售服务的价格总称。

体系：共⽤⽹络输配电服务价格、专项服务价格(接⼊价、专⽤⼯程输电价、联⽹价)、辅助服务价格。

形成：共⽤⽹络输、配电价以承担输、配电功能相对应的电⽹资产为基础定期核定，区域电⽹内共⽤⽹络按邮票法统⼀

制定输电价，省级配电价以省为价区分电压等级制定。接⼊价以政府价格主管部门核定的接⼊系统⼯程准许收⼊为基础

制定，实⾏单⼀制容量电价，由接⼊系统的电⼚⽀付。专⽤⼯程输电价以政府价格主管部门核定的准许收⼊为基础制

定，实⾏两部制输电价，由该⼯程的使⽤⽅⽀付。联⽹价以核定的准许收⼊为基础，分两种情况制定。没有长期电量交

易的联⽹⼯程，联⽹价实⾏单⼀制容量电价，由联⽹双⽅⽀付。具有长期电量交易的联⽹⼯程，联⽹价实⾏两部制电

价，联⽹容量电价由联⽹双⽅⽀付，联⽹电量电价是由受电电⽹⽀付。辅助服务价格另⾏制定。

管理：共⽤⽹络输配电价、联⽹价和专项输电⼯程输电价由国务院价格主管部门负责制定;接⼊跨省电⽹的接⼊价由国务

管理：共⽤⽹络输配电价、联⽹价和专项输电⼯程输电价由国务院价格主管部门负责制定;接⼊跨省电⽹的接⼊价由国务

院价格主管部门负责制定，接⼊省内电⽹的接⼊价由省级价格主管部门提出⽅案，报国务院价格主管部门审批。独⽴配

电企业的配电价格由省级价格主管部门制定。

Ø销售电价

定义：电⽹经营企业对终端⽤户销售电能的价格。

构成：购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基⾦。

体系：居民⽣活⽤电、农业⽣产⽤电、⼯商业及其它⽤电价格。

形成：居民⽣活、农业⽣产⽤电，实⾏单⼀制电度电价。⼯商业及其它⽤户中受电变压器容量在100千伏安或⽤电设备

装接容量100千⽡及以上的⽤户，实⾏两部制电价。受电变压器容量或⽤电设备装接容量⼩于100千伏安的实⾏单⼀电

度电价，条件具备的也可实⾏两部制电价。两部制电价由电度电价和基本电价两部分构成。

管理：在输、配分开前，销售电价由国务院价格主管部门负责制定;在输、配分开后，销售电价由省级⼈民政府价格主管

部门负责制定，跨省的报国务院价格主管部门审批。

由电价结构可以看出，上⽹电价、输配电价和销售电价三者相互关联、相互影响。对于发电企业⽽⾔，上⽹电价与其营

业收⼊直接相关，所以上⽹电价是我们研究的重点。

02

标杆上⽹电价，现⾏电价体系的定海神针

根据5号⽂等电改政策的要求，上⽹电价改⾰的⽅向是全⾯引⼊竞争机制，价格由供需各⽅竞争形成，最终⽬标是要建

⽴电⼒调度交易中⼼，实⾏发电竞价上⽹。2005年的《电价改⾰实施办法》中提出：“在竞价上⽹前，除政府招标确定

上⽹电价和新能源的发电企业外，同⼀地区新建设的发电机组上⽹电价实⾏同⼀价格，并事先向社会公布;原来已经定价

的发电企业上⽹电价逐步统⼀。”其中“同⼀价格”就是标杆上⽹电价。⽽标杆上⽹电价在2004年即已⾯世。

2004年4⽉16⽇，国家发改委发布了《关于进⼀步疏导电价⽭盾规范电价管理的通知》(发改价格[2004]610号)，通知要

求规范上⽹电价管理，对同⼀地区新投产的同类机组(按⽔电、⽕电、核电、风电等分类)，原则上按同⼀价格⽔平核定

上⽹电价;对安装脱硫环保设施的燃煤电⼚，其环保投资、运⾏成本按社会平均⽔平计⼊上⽹电价。当年6⽉，发改委先

后印发了《关于疏导华北电⽹电价⽭盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1036号)、《关于疏导南⽅电⽹电价⽭盾有关

问题的通知》(发改价格[2004]1037号)、《关于疏导华中电⽹电价⽭盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1038号)、《关

于疏导华东电⽹电价⽭盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1039号)、《关于疏导东北电⽹电价⽭盾有关问题的通知》

(发改价格[2004]1124号)、《关于疏导西北电⽹电价⽭盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1125号)这六⼤区域电⽹的电

价调整通知，规定了各省(区、市)统⼀调度范围内新投产燃煤机组(含热电机组)、以及部分⽔电机组的标杆上⽹电价，并

对安装脱硫设备的燃煤机组给予电价奖励。⾃此，标杆上⽹电价正式成为电⼒产业的关键指标之⼀。

2.1煤电：上调多于下调，主要取决于煤价⾛势根据统计，⾃2004年⾸次核定后，全国性的煤电标杆上⽹电价共经历了

12次调整，其中7次上调、4次下调，还有1次全国各地区涨跌不⼀。观察调整的原因，7次上调全部与煤炭价格上涨有

关，4次下调中有2次也明确指出是因为执⾏煤电价格联动。

对⽐2004年⾄今历次煤电标杆电价的调整与电煤价格的变化，两者呈现⾼度关联性的特征。在电煤价格⼤幅上涨且⾼位

运⾏⼀段时间后，就会上调上⽹电价;⽽2013年9⽉⾄2015年12⽉连续4次下调电价，也是因为电煤价格⾃2011年底开始

进⼊了近5年的下⾏区间。

2.2⽔电：从取消到回归

在2004年以前，我国⽔电站的上⽹电价按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种⽅式制定，基本为“⼀⼚⼀价”。此后，⽔

电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、再到标杆化的三次调整。

※第⼀次设定

与煤电相同，在2004年6⽉发布的《关于疏导南⽅电⽹电价⽭盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1037号)、《关于疏

导华中电⽹电价⽭盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1038号)、《关于疏导西北电⽹电价⽭盾有关问题的通知》(发改

价格[2004]1125号)中，对湖南、四川、陕西、⽢肃、宁夏、青海、⼴西、云南、贵州、海南这10个地区，规定了省内

统⼀调度范围内新投产⽔电机组的标杆上⽹电价。

※取消

由于不同⽔电站在开发成本、调节能⼒、增值税率等⽅⾯存在诸多差异，统⼀的标杆电价难以满⾜不同⽔电站的定价要

求，⽔电企业出现亏损严重、更新改造资⾦不⾜等问题。2009年11⽉18⽇，国家发改委发布《关于调整华中电⽹电价

的通知》(发改价格[2009]2925号)、《关于调整南⽅电⽹电价的通知》(发改价格[2009]2926号)、《关于调整西北电⽹电

价的通知》(发改价格[2009]2921号)，新建⽔电暂停执⾏⽔电标杆电价。

※第⼆次设定

2014年1⽉11⽇，国家发改委发布了《关于完善⽔电上⽹电价形成机制的通知》(发改价格[2014]61号)，对2⽉1⽇以后

新投产的⽔电站，按照两种类型确定上⽹电价：

Ø跨省跨区域交易价格由供需双⽅协商确定。跨省、跨区域送电⽔电站外送电量的上⽹电价按照受电地区落地价扣减输

电价格(含线损)确定，其中，跨省(区、市)输电价格由国家发展改⾰委核定;跨区域电⽹输电价格由国家能源局审核，报

国家发展改⾰委核准;受电地区落地价由送、受电双⽅参照受电地区省级电⽹企业平均购电价格协商确定。

Ø省内上⽹电价实⾏标杆电价制度。各省(区、市)⽔电标杆上⽹电价以本省省级电⽹企业平均购电价格为基础，统筹考

虑电⼒市场供求变化趋势和⽔电开发成本制定;⽔电⽐重较⼤的省(区、市)，可在⽔电标杆上⽹电价基础上，根据⽔电站

在电⼒系统中的作⽤，实⾏丰枯分时电价或者分类标杆电价。

此后，⽔电回归标杆电价政策，湖北、湖南、四川等地区也陆续出台了⾃⼰的⽔电标杆上⽹电价。⾄此，⽔电上⽹电价

呈现为三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独⽴电价，省内执⾏的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商

呈现为三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独⽴电价，省内执⾏的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商

电价。

2015年5⽉5⽇，国家发改委发布了《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制的通知(发改价格[2015]962号)》，以向

家坝、溪洛渡和雅砻江梯级⽔电站为例，确定了按照落地省燃煤发电标杆上⽹电价和输电价格和线损倒推确定上⽹电价

的跨省跨区送电价格形成机制。

2.3核电：以煤电标杆为参照，过半机组低于煤电

核电上⽹电价的标杆化来得⽐煤电和⽔电要晚许多，直⾄2013年6⽉15⽇国家发改委发布《关于完善核电上⽹电价机制

有关问题的通知》(发改价格[2013]1130号)之前，均是采⽤了“⼀⼚⼀价”的定价政策，定价决策权也在国家发改委。

1130号⽂规定：对新建核电机组实⾏标杆上⽹电价政策，核定全国核电标杆上⽹电价为每千⽡时0.43元;核电标杆上⽹

电价⾼于核电机组所在地燃煤机组标杆上⽹电价的地区，执⾏当地燃煤机组标杆上⽹电价。此外，通知对核电标杆上⽹

电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上⽹电价的地区，以及承担核电技术引进、⾃主创新、重⼤专项设备国产化任务

的⾸台或⾸批核电机组或⽰范⼯程留有余地，规定其上⽹电价可在全国核电标杆电价基础上适当提⾼。2019年3⽉20

⽇，国家发改委发布《关于三代核电⾸批项⽬试⾏上⽹电价的通知》(发改价格[2019]535号)，明确对承担技术引进的⾸

批核电机组予以⽀持，规定了三代核电⾸批项⽬三门、海阳、台⼭⼀期的试⾏上⽹电价，并要求按照原则性满发原则安

排发电计划。

观察核电标杆电价的制定准则，可见其主要是参考所在地区煤电标杆电价。⽽通常情况下新投产机组上⽹电价不⾼于当

地煤电标杆，体现了核电对于煤电的替代能⼒。⽬前，全国45台在运核电机组中，有24台机组上⽹电价低于当地煤电标

杆电价(含脱硫、脱硝、除尘、超低排放电价)，有19台机组⾼于煤电标杆，另有2台持平。

2.4风电、光伏发电：加速下调，⽬标平价

风电和光伏发电作为可再⽣能源的代表，发展迅速，已分别成为全国第三、第四⼤装机的电源类型、发电量占⽐分列第

三、第五。经历了早期的试验性发展后，其上⽹电价迅速完成了标杆化。在风电、光伏的上⽹电价结构中，煤电标杆电

价同样占据了重要地位。

2006年1⽉20⽇印发的《可再⽣能源发电价格和费⽤分摊管理试⾏办法》(发改价格[2006]7号)中规定：可再⽣能源发电

价格实⾏政府定价和政府指导价两种形式。政府指导价即通过招标确定的中标价格;可再⽣能源发电项⽬上⽹电价⾼于当

地脱硫燃煤机组标杆上⽹电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再⽣能源独⽴电⼒系统运⾏维护费⽤⾼于当地省级

电⽹平均销售电价的部分，以及可再⽣能源发电项⽬接⽹费⽤等，通过向电⼒⽤户征收电价附加的⽅式解决。即电⽹和

发电企业实时结算的电价部分为当地煤电标杆电价，其余部分需要等待可再⽣能源补贴到账后下发。

2.4.1风电：三次下调，取消标杆、竞争配置

风电上⽹电价的标杆化始于2009年，当年7⽉20⽇，国家发改委发布《关于完善风⼒发电上⽹电价政策的通知》(发改价

格[2009]1906号)，按风能资源状况和⼯程建设条件，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区，相应标杆上⽹电价分别为0.51、

0.54、0.58、0.61元/千⽡时。此外，2014年6⽉5⽇，发改委发布了《关于海上风电上⽹电价政策的通知》(发改价格

[2014]1216号)，对当时尚未开始⼤规模发展的海上风电，制定了标杆上⽹电价。通知规定，2017年以前投运的近海风

电项⽬上⽹电价为0.85元/千⽡时，潮间带风电项⽬上⽹电价为0.75元/千⽡时。

在执⾏了5年后，风电标杆电价迎来⾸次下调，2014年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上⽹电价的通知》(发改

价格[2014]3008号)将第I类、II类和III类资源区风电标杆上⽹电价降低2分/千⽡时。⼀年后，《关于完善陆上风电光伏发

电上⽹标杆电价政策的通知》(发改价格[2015]3044号)公布，再次将I、II、III类资源区风电标杆上⽹电价降低2分/千⽡

时，Ⅳ类资源区降低1分/千⽡时。通知同时提前设定了2018年起的风电标杆电价，但⼜是在⼀年后，2016年12⽉26⽇

发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上⽹电价的通知》(发改价格[2016]2729号)，⼤幅下调2018年起的风电标杆上

⽹电价，Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相⽐2016-2017年分别降低了7、5、5、3分/千⽡时。

2018年5⽉18⽇，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(国能发新能[2018]47号)，通知提

出，从当⽇起，尚未印发2018年风电度建设⽅案的省(区、市)新增集中式陆上风电项⽬和未确定投资主体的海上风电项

⽬应全部通过竞争⽅式配置和确定上⽹电价;从2019年起，各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项⽬和海上风电项⽬

应全部通过竞争⽅式配置和确定上⽹电价;申报电价为合理收益条件下测算出的20年固定上⽹电价。

2.4.2光伏发电：五次下调，补贴加速退坡

光伏发电标杆上⽹电价的制定始于2011年7⽉24⽇公布的《关于完善太阳能光伏发电上⽹电价政策的通知》(发改价格

[2011]1594号)。通知规定，对⾮招标太阳能光伏发电项⽬实⾏全国统⼀的标杆上⽹电价;2011年7⽉1⽇以前核准建设、

2011年12⽉31⽇建成投产的光伏发电上⽹电价统⼀核定为1.15元/千⽡时;2011年7⽉1⽇及以后核准的、2011年7⽉1⽇

之前核准但2011年12⽉31⽇仍未投产的光伏发电项⽬，除西藏外上⽹电价均为1元/千⽡时。

光伏标杆电价的⾸次下调在两年后，2013年8⽉26⽇国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作⽤促进光伏产业健康发展的

通知》(发改价格[2013]1638号)，将全国分为三类太阳能资源区，规定I-III类资源区光伏电站标杆上⽹电价分别为0.90、

0.95、1.00元/千⽡时，即I-III类资源区上⽹电价分别降低10、5、0分/千⽡时。通知同时明确了对分布式光伏发电的补贴

政策，补贴标准为0.42元/千⽡时。15和16年底，光伏与风电⼀同调整了标杆电价，两次降价的幅度也呈扩⼤态势，分

别为10、7、2分/千⽡时和15、13、13分/千⽡时。但随着光伏装机的爆发式增长，加速降价也难以缓解⽇益沉重的补贴

压⼒，政策的调整也愈发频繁。2017年12⽉19⽇，发改委公布了《关于2018年光伏发电项⽬价格政策的通知》(发改价

格规[2017]2196号)，除了将集中式和分布式光伏电站的上⽹电价分别降低了10和5分/千⽡时，还规定2019年起全部按

投运时间执⾏对应的标杆电价，不再按备案时间执⾏上⽹电价。紧接着在半年之后，《关于2018年光伏发电有关事项的

通知》(发改能源[2018]823号)公布。“531”新政⼀⽅⾯叫停了集中式电站的建设，另⼀⽅⾯也将集中式和分布式光伏电

站的上⽹电价统⼀降低了5分/千⽡时。

2.4.3新政征求意见，⽬标⽆补贴平价上⽹

2019年1⽉7⽇，国家发改委、国家能源局联合发布《关于积极推进风电、光伏发电⽆补贴平价上⽹有关⼯作的通知》

(发改能源[2019]19号)，通知提出，开展平价上⽹项⽬和低价上⽹试点项⽬建设，推进建设不需要国家补贴执⾏燃煤标

杆上⽹电价的风电、光伏发电平价上⽹试点项⽬(平价上⽹项⽬;在资源条件优良和市场消纳条件保障度⾼的地区，引导

建设⼀批上⽹电价低于燃煤标杆上⽹电价的低价上⽹试点项⽬(低价上⽹项⽬)。2019年4⽉8⽇，国家能源局印发《关于

推进风电、光伏发电⽆补贴平价上⽹项⽬建设的⼯作⽅案(征求意见稿)》，接着在4⽉11⽇印发了《关于2019年风电、

光伏发电建设管理有关要求的通知(征求意见稿)》，向着平价上⽹的⽬标加速推进。

征求意见稿提出：竞争配置办法应严格落实公开公平公正的原则，将上⽹电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强度

低、退坡⼒度⼤的项⽬。其中，《风电项⽬竞争配置指导⽅案》规定：

Ø各省级能源主管部门应测算并确定低于国务院价格部门发布的本区域风电标杆上⽹电价的竞争配置上⽹电价上限;

Ø2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项⽬全部通过竞争⽅式配置并确定上⽹电价，各项⽬申报的上⽹电价不得⾼

于国家规定的同类资源区标杆上⽹电价;

Ø2018年度未通过竞争⽅式进⼊国家补贴范围并确定上⽹电价的海上风电项⽬，其核准⽂件不能作为享受国家补贴的依

据;

Ø2019年度新增集中式陆上风电和海上风电项⽬全部通过竞争⽅式配置并确定上⽹电价，各项⽬申报的上⽹电价不得⾼

于国家规定的同类资源区标杆上⽹电价。

《光伏发电建设管理⼯作⽅案》规定：

Ø省级能源主管部门应按国家政策要求制定本地区统⼀的竞争性配置资源的管理办法，把预期上⽹电价作为主要竞争条

件;

Ø国家能源局根据修正后的申报补贴项⽬上⽹电价报价由低到⾼排序遴选纳⼊补贴范围的项⽬;

Ø列⼊国家补贴范围的光伏发电项⽬，应在申报的预计投产时间所在的季度末之前全容量建成并⽹，逾期未建成并⽹

的，每逾期⼀个季度并⽹电价补贴降低0.01元/千⽡时。

2.5⽓电：地⽅⾃主制定，单⼀制、两部制并存

天然⽓发电作为⽕电的⼀种类型，以其清洁环保、快速响应的特性，在全国多个地区得到了推⼴应⽤。但因为⽓源和⽓

价的问题，⽬前仍只有北京、上海、⼴东、江苏、浙江等地区具有较多的装机，也多是执⾏临时上⽹电价。部分地区因

电价难以覆盖⽓价成本，发电即亏损，所以采取了两部制电价政策，以确保调峰机组的盈利能⼒;其他仍采⽤单⼀制电

价。

2014年12⽉31⽇，国家发改委发布《关于规范天然⽓发电上⽹电价管理有关问题的通知》(发改价格[2014]3009号)，对

三种不同类型的天然⽓发电机组施⾏不同的上⽹电价政策。其中，新投产天然⽓热电联产发电机组上⽹实⾏标杆电价政

策;新投产天然⽓调峰发电机组上⽹电价，在参考天然⽓热电联产发电上⽹标杆电价基础上，适当考虑两者发电成本的合

理差异确定;对新投产天然⽓分布式发电机组在企业⾃发⾃⽤或直接交易有余，并由电⽹企业收购的电量，其上⽹电价原

则上参照当地新投产天然⽓热电联产发电上⽹电价执⾏。此外，通知规定天然⽓发电最⾼电价不得⽐当地燃煤发电上⽹

标杆电价或当地电⽹企业平均购电价格⾼出0.35元/千⽡时，并对天然⽓发电价格管理实⾏省级负责制。

此后，全国有12个省(区，市)陆续制定或调整了⾃⼰的⽓电上⽹电价政策。其中，除了最早执⾏两部制电价的上海

(2012年开始)、浙江(2015年开始)以外，江苏、河南也从2019年起执⾏两部制电价。

2.6其他电源类型：执⾏标杆电价，⽆补贴部分参照煤电标杆

2.6.1⽣物质发电

2010年7⽉18⽇，国家发改委发布《关于完善农林⽣物质发电价格政策的通知》(发改价格[2010]1579号)。通知规定：

⾃2010年7⽉1⽇起，对农林⽣物质发电项⽬实⾏标杆上⽹电价政策，未采⽤招标确定投资⼈的新建农林⽣物质发电项

⽬，统⼀执⾏标杆上⽹电价每千⽡时0.75元;农林⽣物质发电上⽹电价在当地脱硫燃煤机组标杆上⽹电价以内的部分由当

地省级电⽹企业负担，⾼出部分通过全国征收的可再⽣能源电价附加分摊解决。

2.6.2垃圾焚烧发电

2012年3⽉28⽇，国家发改委发布《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》(发改价格[2012]801号)。通知规定：

2006年1⽉1⽇后核准的垃圾焚烧发电项⽬，先按其⼊⼚垃圾处理量折算成上⽹电量进⾏结算，每吨⽣活垃圾折算上⽹

电量暂定为280千⽡时;执⾏全国统⼀垃圾发电标杆电价每千⽡时0.65元，其余上⽹电量执⾏当地同类燃煤发电机组上⽹

电价;垃圾焚烧发电上⽹电价⾼出当地脱硫燃煤机组标杆上⽹电价的部分实⾏两级分摊，其中当地省级电⽹负担0.1元/千

⽡时，其余部分纳⼊全国征收的可再⽣能源电价附加解决。

2.6.3光热发电

2016年8⽉29⽇，国家发改委发布《关于太阳能热发电标杆上⽹电价政策的通知》(发改价格[2016]1881号)，2018年12

⽉31⽇以前全部投运的太阳能热发电项⽬，执⾏全国统⼀的太阳能热发电(含4⼩时以上储热功能)标杆上⽹电价1.15元/

千⽡时。

03

未来趋势

电⼒体制改⾰建⽴了由上⽹电价、输配电价和销售电价构成的三环节电价机制，三者相互关联、相互影响。⽽电作为⼀

种没有没有库存的产品，实时⽣产、实时消耗、动态平衡，理论上电价会因为缺乏调节⼯具⽽出现极端剧烈的波动。因

此，在建⽴起有效的电⼒市场并实现发电竞价上⽹前，对于电价的管控就成为必须，电价也呈现出极强的政策管制属

此，在建⽴起有效的电⼒市场并实现发电竞价上⽹前，对于电价的管控就成为必须，电价也呈现出极强的政策管制属

性。

通过对历史和现⾏电价政策的梳理，⼀⽅⾯可以发现煤电标杆上⽹电价在现有电价体系中的核⼼地位，其在多个⽅⾯影

响着其他各类电源的标杆、上限和⽆补贴电价;另⼀⽅⾯可以发现各电源类型中，⽔电与核电的上⽹电价相⽐煤电更有竞

争⼒，⽽风电与光伏加速平价后竞争⼒也会逐步提升。

04

存在的问题

1)上⽹电价降低

下游⽤户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导，导致上⽹电价降低;随着电改的推进，电⼒市场化交易规模不断

扩⼤，可能拉低平均上⽹电价。

2)利⽤⼩时下降

电⼒⼯业作为国民经济运转的⽀柱之⼀，供需关系的变化在较⼤程度上受到宏观经济运⾏状态的影响，将直接影响到发

电设备的利⽤⼩时数。

3)煤炭价格上升

煤炭优质产能的释放进度落后，且环保限产进⼀步压制了煤炭的⽣产和供应;⽤电需求的⼤幅增长提⾼了煤炭⽣⼚商及供

应商的议价能⼒，导致电煤价格难以得到有效控制;对于以煤机为主的⽕电企业，燃料成本上升将减少利润。

4)政策推进滞后

国内部分地区的电⼒供需⽬前仍处于供⼤于求的状态，可能影响存量核电机组的电量消纳、以及新建核电机组的开⼯建

设。

5)降⽔量减少

⽔电的经营业绩主要取决于来⽔和消纳情况，⽽来⽔情况与降⽔、⽓候等⾃然因素相关，可预测性不⾼。

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