开通VIP，畅享免费电子书等14项超值服
首页
好书
留言交流
下载APP
联系客服
2024.06.25北京
电价是电力体制改革的核心。
2015年中央发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）》，即电改9号文，随后中央和地方发布了很多配套文件，逐步建立了新的电价体系。
弄清楚当前电价构成、形成机制和变化规律，对于了解未来电力体制改革的底层逻辑至关重要。
一、电价的分类
首先看看用电用户的分类。
2023年5月，国家发改革委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）规定：
用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电三类。
居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。
以湖南为例，居民和农业用电销售电价目录如下：
工商业用户用电价格就比较复杂，大体由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。其中系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。
从电的生产消费各个环节来看，上网电价是火电水电厂把电生产出来的电价；输配电价指电网提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称，可以理解为电网部门内部之间的结算价；政府性基金及附加就是政府收取的税费；销售电价则是居民、工厂和商户实际购电所付出的电价。
如果把电看成地里种出来的粮食，那么上网电价就是粮食从农民手里收购的价格，输配电价就是粮食的运输价格，而销售电价就是我们在超市买到的粮食价格。
2015年电改提出的是“管住中间、放开两头”总体要求，两头是指上网电价和销售电价，中间则是指的输配电价和一系列费用。
下面我们每个环节来具体来看看：
二、上网电价
上网电价一般以自备电厂的发电单位成本加平均利润率，再考虑其他若干因素而确定。
1.煤电上网电价
2021年11月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），宣布有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均为不超过20%。
2022年全国煤电基准价平均为0.374元/度。
分区域来看，广东0.4530元/度，云南0.3358元/度，湖南0.45元/度，新疆0.25元/度，这种价格差异主要反映了煤炭价格成本差异。
价格水平呈现西北到东南区域逐渐升高的现象，煤炭资源丰富的地区如宁夏、甘肃、青海、内蒙古等省份的电价较低，东南沿海省份如广东、湖南、湖北、上海等省份的电价较高。
国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。其中，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。
核定湖南煤电容量电价为165元/千瓦*年含税。
2.气电上网电价
根据国家发改委印发的《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），对天然气发电上网电价管理实行气电价格联动机制，但最高电价不得超过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。
2022年全国天然气发电上网电价平均为0.7061元/度。最高为上海市1.0893元/度，最低为福建省0.523元/度。
3.水电上网电价
我国水电上网电价政策呈多样化格局，分为按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推定价。
2014年2月1日之后投产的水电站，跨区跨省域交易价格由供需双方协商确定；省内上网电价实行标杆电价制度，可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。
四川、云南、湖北是全国主要的水力发电省份，水电发电量约占全国总量的三分之二。
四川水电上网电价按“年调节及以上”、“季调节及不完全年调节”、“径流式”类别有高到低确定水电上网电价。云南依据水电站规模、流域梯度等因素分类制定电价。湖北则根据装机容量和调节性能情况制定，电价按装机容量按10万kW以上、5-10万kW、3千-5万kW、3千kW以下依次下降。
2022年，四川、云南、湖北水电平均上网电价分别为0.3373元/度、0.2650元/度、0.3585元/度。
4.抽水蓄能
抽水蓄能电站由于特殊的发电机制，其上网电价与常规水电站上网电价有根本区别，主要有电网统一经营、单一电量电价、两部制电价、租赁电价。
2021年4月，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行。
以湖南为例，抽水蓄能的上网电价为同煤电上网的标杆电价0.45元/度，由于抽水需要用电，电费为上网电价的75％，也就是0.3375元/度。
发改委还核定了抽水蓄能电站容量电价，按月结算电费。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。
以湖南黑麋峰抽水蓄能为例，容量电价为376.3元/千瓦。
5.核电上网电价
2022年平均上网电价为0.4070元/度，分机组来看，各核电机组上网电价基本上分布在0.4元/度到0.45元/度的标杆上网电价区间。
6.风光上网电价
在国家层面，2021年前并网的新能源机组可以获得“煤电基准价+补贴”，2021年以后风光不再按照资源区定价，并网的机组仅获得“煤电基准价”，风光发电项目的上网电价从早期的政府定价逐渐向市场竞争定价转变。
2022年4月，国家发改委明确对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。
以湖南为例，风光上网电价和煤电一样，为0.45元/度。
看完了上网价格，也就是我们理解的收购价，现在来看看运输价格：
三、输配电价
按照2015年电改提出“管住中间、放开两头”的总体要求，输配电价属于政府“管住中间”的内容。
电改前的模式是这样的，发电侧卖给电网的价格为上网电价，电网卖给消费者的价格为销售电价，电网通过收取“购销差价”来获取利润；电改的目标就是让电网按照“准许成本+合理收益”原则收取“过网费”。
输配电价的改革分了三个监管周期，2015-2017年完成了第一监管周期的输配电价核定。
2017-2022年为第二监管周期，完善了输配电价的定价规则和定价程序，实现了省级电网和区域电网输配电价同步核定、同时出台，将区域电网容量电价纳入省级电网输配电价回收，还明确了“网对网”省外购电用户承担的最高输电价格。定价体系逐步区分跨区电网、区域电网、省级电网、增量配电及地方电网四个层级来核定输配电价。
第一、二监管周期区域平均电量电价分别为0.0140元/度和0.0111元/度；区域平均容量电价0.0074元/度和0.0035元/度。
2023年5月，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023]526号），明确开始第三监管周期。
第三监管周期输配电价实现了按照“准许成本+合理收益”直接核定输配电价，不再采用对标电网购售价差确定。
第三监管周期根据不同电压等级成本、电量等情况，实现分电压等级核定容需量电价，反映不同电压等级的容量成本差异，实现了输配电价核定领域的“实质性分开”。
其中湖南的输配电价表如下：
四、政府性基金及附加
这一块换一个说法就是税，由各省级电网企业在向电力用户收取电费时一并代收。
当前随用户电费征收的政府性基金及附加有：农网还贷资金、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、可再生能源发展基金（可再生能源电价附加）。部分省区还征收地方水库移民后期扶持基金。
国家重大水利工程建设基金征收至2025年12月31日，2021年征收标准为0~0.42分/度。
大中型水库移民后期扶持基金现行征收标准为0.12-0.62分/度。
可再生能源电价附加是为了满足可再生能源项目补贴需求，工商业用电电价附加征收标准为1.9分/度。
农网还贷资金按社会用电量2分/度并入电价收取。
上网电价、输配电价和政府性基金基本构成了销售电价，但是为了适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势，充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号，又推行了分时电价政策：
五、分时电价政策
2021年7月，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）提出，各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。
《通知》规定2021年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1；其他地方原则上不低于3：1。
全国各省市区发改委陆续发布了分时电价政策，主要是优化峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等，主要特征如下：
分时电价时段划分方面，日间谷时段大量涌现，尖峰电价得到广泛运用。各地呈现出峰价更高、谷价更低的态势，峰谷价差显著拉大。其中，河北省、山东省等上下浮动达到最高70%。
季节性尖峰电价机制，提高了峰谷电价浮动比例，拉大了峰谷电价差，为工商业储能获得了更大的盈利空间。
湖南省分时电价政策依据的是2021年发布的《湖南省发展和改革委员会关于进一步完善我省分时电价政策及有关事项的通知》（湘发改价调规〔2021〕848号），其中，优化时段划分内容如下：全年峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时。具体时段划分如下:
高峰：11:00-14:00、18:00-23:00；
平段：7:00-11:00、14:00-18:00；
低谷：23:00-次日7:00。
高峰、平段、低谷电价比调整为1.6：1：0.4。每年1月、7月、8月、9月、12月，对执行分时电价的工商业用户，实施季节性尖峰电价，每日18-22时用电价格在高峰电价基础上上浮20%。
六、代理购电
代理购电是工商业用户全部进入电力市场前的一种过渡性的制度安排。
根据国家发改委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号），各地取消工商业目录销售电价，推动工商业用户进入电力市场。对暂未直接从电力市场购电的工商业用户，由电网企业以代理方式从电力市场进行购电。
取消工商业目录销售电价后，10千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；各地要结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围。
按照国网湖南省电力有限公司关于开展代理购电服务有关事项的公告，代理购电用户电价由代理购电价格、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成。其中：代理购电价格由国网湖南省电力有限公司代理用户参与市场交易形成。
总体来看，2022年全国电网企业平均代理购电价格为0.4407元/度，各地购电价格在0.262-0.611元/度的区间波动。
七、电力市场
国家发改委要求各省市出台自己的电力市场改革方案，进行输配电价的核算工作，成立各省的电力交易中心，推动省内电力交易的市场化。2020年已建立两个国家级电力交易中心，分别为：广州电力交易中心和北京电力交易中心。还有一个区域性电力交易中心，为冀北电力交易中心。
2022年全国市场化交易电量为52543.4亿度，占全社会用电量的比重达到60.8%。湖南电力中长期交易合同电量1121.6亿度，占全社会用电量的50.2%。
与代理购电的电价构成不同，电力市场用户的用电价格由市场交易价格、新增损益（含偏差费用）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。
根据湖南电力交易中心有限公司发布的《湖南省电力中长期交易实施细则2022版》，市场交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成。发电企业、批发市场电力用户、售电公司、代理购电电网企业等参与市场交易时，基于燃煤发电基准价申报价差，达成交易的价差即为市场交易价差。
2022年1月，国家发改委和国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见）（发改体改〔2022)118号），提出提出适时组建全国电力交易中心。到2025年，全国统一电力市场体系初出建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。
同年11月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，首次在国家层面明确电力现货市场建设目标、路径、基本原则和运行要求，为规范电力现货市场的运营和管理，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设奠定基础。
总结
从1993年的十四届三中全会确定社会主义市场经济体制的改革目标开始，通过市场而不是指令和计划来促进经济发展就是中国经济发展的底色。
二十大报告强调“发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用”，“构建全国统一大市场”。从电改的历史看，还原电力的商品属性，是新一轮电改的必然趋势，而电力商品属性最明显的特征就是电价。
改革依然是切蛋糕的过程，也是一个逐步推进的过程。因此，完善电价的形成机制和传导机制，让蛋糕切得更合理，实现电力供需有效平衡，从而促进电力行业健康发展，也是电力体制改革进一步推进的基本方向。