2015-2022年电力价格相关政策
思瀚产业研究院    2023-12-27

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》指出推进电力体制改革的重点任务之一为有序推进电价改革，理顺电价形成机制。单独核定输配电价。政府定价的范围主要限定在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节。政府主要核定输配电价，并向社会公布，接受社会监督。输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。

放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。合理确定生物质能发电补贴标准。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成。其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电，继续执行政府定价。

2015 年 4 月 13 日，国家发改委印发《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》（发改价格〔2015〕748 号），明确全国燃煤机组上网电价下调 2分钱，下调工商业用电价格 1.8 分钱，疏导部分地区天然气发电价格以及脱硝、除尘、超低排放环保电价等突出结构性矛盾，要求各地价格主管部门按照文件规定制定和下发本省上网电价和销售电价调整具体方案，自 2015 年 4 月 20 日起执行。

2015 年 12 月，发改委发布了《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，决定自 2016 年 1 月 1 日起完善煤电联动价格机制，编制中国电煤价格指数并以2014 年电煤价格为基准，当电煤价格波动超过基准每吨 30 元至 150 元时，调整上网电价并相应调整销售电价，对于低于 30 元或超过 150 元的部分，不启动煤电联动调整。

燃气机组实行差别化的上网电价机制，新投产天然气热电联产发电机组实行标杆上网电价，新投产天然气调峰发电机组参考天然气热电联产机组标杆上网电价并考虑两者差异合理确定，建立天然气、上网电价联动机制，但最高电价不得超过当地燃煤机组标杆上网电价或者电网企业平均购电价格每千瓦时 0.35 元。

核电以及风力发电、光伏发电、生物质直燃发电等可再生能源发电实行标杆电价。水电正逐步按照社会平均成本核定分类标杆电价；可再生能源发电上网电价高于当地燃煤机组脱硫、脱硝和除尘标杆电价的部分在全国范围内通过可再生能源电价附加予以分摊。

2016 年 12 月 26 日，国家发改委发布《国家发展改革委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），为了促进光伏发电和风力发电产业健康有序发展，决定调整新能源标杆上网电价政策。具体包括：根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低 2017 年 1 月 1 日之后新建光伏发电和 2018 年 1 月 1 日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价；对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价；鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价。

2017 年 12 月 22 日，为积极支持光伏扶贫，逐步完善通过市场形成价格的机制，国家发改委发布《国家发展改革委关于 2018 年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规〔2016〕2196 号）。《通知》规定，2018 年 1 月 1 日之后投运的光伏电站，一类、二类、三类资源区标杆电价分别降低为每千瓦时 0.55 元、0.65 元和 0.75 元，比 2017 年电价每千瓦时均下调 0.1 元。

2018 年 1 月 1 日之后投运的分布式光伏发电，对“自发自用、余电上网”模式，全电量补贴标准降低为每千瓦时0.37 元，比现行补贴标准每千瓦时下调 0.05 元。保持村级光伏扶贫电站（0.5 兆瓦及以下）标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准不降低。

2019 年 10 月 21 日，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658 号），正式取消已使用了十六年的煤电标杆上网电价+煤电联动机制，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。

2020 年 1 月，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》，分别完成对此前试行文件的修订，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性。

2020 年 3 月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》，要求相关单位高度重视电力现货市场试点连续试结算相关工作，结合实际制定电力现货市场稳定运行的保障措施并做好落实。

2020 年 6 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期交易基本规则》，对 2016 年发布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》进行了修订。修订后的《基本规则》新增“配售电企业、储能企业”等市场成员，新增月内（多日）交易周期，提出“滚动撮合交易”这一交易方式和“允许探索容量市场和容量补偿机制的设计”，用户侧购电价格增加了辅助服务费用。

2021 年 5 月，国家发展改革委发布《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，“十四五”时期深化价格机制改革，要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，重点围绕助力“碳达峰、碳中和”目标实现，促进资源节约和环境保护，提升公共服务供给质量，更好保障和改善民生，深入推进价格改革，完善价格调控机制，提升价格治理能力。

到 2025 年，竞争性领域和环节价格主要由市场决定，网络型自然垄断环节科学定价机制全面确立，能源资源价格形成机制进一步完善，重要民生商品价格调控机制更加健全，公共服务价格政策基本完善，适应高质量发展要求的价格政策体系基本建立。

2021 年 7 月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制。《通知》要求，各地结合当地情况积极完善峰谷电价机制，统筹考虑当地电力供需状况、新能源装机占比等因素，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，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。《通知》明确，各地要在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。

2021 年 10 月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，通知提出有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准等要求。

2022 年 2 月 18 日，国家发展改革委、国家能源局等多部门联合发布《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》，其中对保供稳价提出要求，要坚持绿色发展，整合差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策，建立统一的高耗能行业阶梯电价制度，对能效达到基准水平的存量企业和能效达到标杆水平的在建、拟建企业用电不加价，未达到的根据能效水平差距实行阶梯电价，加价电费专项用于支持企业节能减污降碳技术改造。