我国煤电、水电、风光电价变迁史

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：

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；

2019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；

2018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；

2019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：

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；

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；

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。

3、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。

4、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。