电力行业电价发展趋势研判：风来千帆竞，潮涌逐浪高-信达证券.pdf-solarbe文库

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电价发展趋势研判风来千帆竞，潮涌逐浪高 [Table_Industry] 电力行业 [Table_ReportDate] 2022年 08月 04日请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 2 证券研究报告行业研究 [Table_ReportType] 行业深度研究电电力行业投资评级看好上次评级看好 [Table_Author] 左前明能源行业首席分析师执业编号 S1500518070001 联系电话 010-83326712 邮箱 zuoqianmingcindasc.com 李春驰能源行业分析师执业编号 S1500522070001 联系电话 010-83326723 邮箱 lichunchicindasc.com 信达证券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城区闹市口大街 9号院 1号楼邮编 100031 [Table_Title] 电价发展趋势研判风来千帆竞，潮涌逐浪高 [Table_ReportDate] 2022 年 08 月 04 日本期内容提要 [Table_Summary] [Table_Summary]  电价机制改革本质上是国家经济社会对电力发展需求变化的内在反映，是宏观经济调控的重要手段。从计划体制到“集资办电”，从 “厂网分离”到“管住中间，放开两头”，电价机制的数次变化均伴随着国家经济社会改革转型的关键期。现行电价机制改革的政策性方向是立足于全国统一电力市场体系下，理顺电价关系，完善电力价格市场化形成和传导机制。  现行的电价机制同时面临长期问题与短期问题。从长期视角看，电价存在结构机制性问题，包括计划体制下行政性指令过强，电力价格传导机制扭曲、商品性属性不足，以及辅助服务机制和容量补偿机制的缺乏。从短期视角看，全球能源通胀背景下的煤炭、石油、天然气价格高企，国内“ 市场煤，计划电”的价格倒挂导致煤电企业亏损严重；大规模高比例新能源消纳调节需求导致系统成本进入加速上升阶段，新能源需承担一定的调节费用；输配电价核定趋严，电网经营情况不容乐观，将会进一步导致电网调节手段减少和投资紧张。  预计国内电价将随着电力市场化深入，进入一轮上涨周期。立足于加快建设全国统一电力市场的背景下，行政性降电价举措已接近尾声。伴随电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入以理顺电价形成传导机制为主旋律的上涨周期。基于发电侧发电成本压力和用户侧宏观经济承受力的考量，预计电价将以结构调整为主要，以温和渐进为主基调逐步提升。  发电侧电能量电价方面，煤电受限煤炭供应紧张持续、支撑性电源装机不足和产业结构调整的需求，预计电价在市场化过程中仍有上浮空间；新能源立足于价格结构调整，分摊调节费用后电价也将向下游传导；辅助服务电价和容量电价基于机制理顺和需求紧缺的情况，有望进一步推进。煤电立足于煤炭供应将在 “十四五 ”期间持续处于紧张状态的预估，电煤长协签订价格未来有望趋势性逐步抬升。同时， “双碳”目标下的煤矿产业存在产业结构调整，实现煤炭清洁高效利用的需求，相关成本在理顺价格机制后疏导至价格端。新能源市场化改革下的新能源价格机制需实现结构性调整，综合来看低廉的发电边际成本和逐步升高的辅助服务费用分摊，其带来的系统性成本的抬升会向终端电价传导。水电核电整体体量较小，成本构成和运营方式决定电价走向。辅助服务新版“两个细则”明确“ 谁提供、谁获利；谁受益、谁承担 ”的补偿分摊原则，辅助服务费用分摊范围由原先的发电侧内部相互转让转向发电企业和市场化用户共同分摊模式，并逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。容量电价容量电价机制是保证常规电源成本回收，保证电力系统安全性和可靠性的重要支撑。随着“十四五”期间顶峰容量裕度降低，顶峰电源缺口扩请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 3 大，容量电价机制将会受供需关系的影响适时建立推广。  输配环节综合考虑电网投资需求和合理收益、抽水蓄能和特高压的成本核算分摊、以及分布式发电规模化接入配网的相关影响，输配电价有望止跌转升。基于新型电力系统的建设目标，电网公司仍需持续性的电网侧资源建设和配网侧电力电子化改造，存在长期的建设改造投资需求。抽水蓄能和特高压工程在“十四五”期间有望迎来爆发式增长，相关容量电价需要折算入输配电价实现成本回收。远期分布式光伏规模化接入电网导致电网输配电量下降，进而导致输配电度电分摊成本上升。综合来看，输配电价有望止跌转升。  用户侧一产、居民电价保持相对稳定；工商业用户电价以市场化改革为主线，实现分门别类上涨。用户侧电价依照产业类别，一产和居民电价相关政策以相对稳定为主，亦存在通过引入分时电价、拉大阶梯电价差等手段涨电价的可能。工商业用户电价自全部进入市场以来已经出现上涨情况，未来可能实现分门别类的上涨。预计高耗能产业电价将率先上涨，同时考虑区域产业发展水平，通过电价引导产业结构调整。  建议关注领域（ 1）能源通胀和电力市场化改革推进局面下，煤电电价有望逐步上涨。（ 2）立足于新型电力系统长周期持续性的调节需求，火电灵活性改造、储能、特高压、配网改造、虚拟电厂等调节性灵活性资源技术有望呈现爆发式增长。（ 3）新能源发电在现货市场和辅助服务市场存在收益率下行风险。  风险因素 1、宏观经济下滑导致电力需求和用电量增速不及预期； 2、电力市场化改革推进不及预期； 3、政策在各地的执行力不及预期。请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 4 目录电价机制改革本质上是经济社会发展对电力行业的内在反映 6 1、我国电价政策机制发展历程 . 6 2、现行电价机制介绍与分析 . 7 3、电力市场化改革情况简介 . 14 现行电价机制同时面临长期的机制结构性问题和短期的能源环境及政策问题 16 1、长期机制结构性问题 . 16 伴随电力市场化改革持续深入，预计国内电价将进入新一轮上涨周期 22 1、发电侧电价上涨空间解析 . 23 2、输配电价上涨空间解析 . 28 3、销售电价上涨空间解析 . 28 投资建议 30 风险因素 31 表目录表 1主要煤电电价政策总结 .8 表 2主要风电电价政策总结 10 表 3主要光伏电价政策总结 11 表 4主要输配电价政策总结 12 表 5第一轮省级电网输配电价核定结果变动（元 /kWh） 13 表 6电改 “9 号文 ”重点总结 14 表 7旧版 “两个细则 ”下辅助服务补偿方式 . 17 表 8 2016-2020 年电网企业降低用电成本情况总结 . 20 表 9新旧 “两个细则 ”修订与调整内容对比 . 26 表 10装机容量与顶峰容量测算（万千瓦） . 27 表 11重点投资区域和相关上市公司 . 31 图目录图 1电价政策机制发展历程 6 图 2电价结构示意图 7 图 3历年动力煤价与燃煤标杆电价变动关系 9 图 4历年煤电装机与燃煤标杆电价变动关系 9 图 5风电标杆电价变化情况（元 /kWh） .9 图 6光伏标杆电价变化情况（元 /kWh） .9 图 7风电装机变化情况 . 10 图 8光伏装机变化情况 . 10 图 9历年广东电力市场年度合同电量与价差示意图 . 15 图 10 2022 年 6 月山西电力现货市场日前价格 15 图 11我国电力市场架构与价格体系 . 15 图 12 2015 年前 “煤电联动机制 ”四次失效示意图 . 16 图 13全国工业与居民用户的电力交叉补贴变化趋势 16 图 14 2019 年 16 月全国电力辅助服务补偿费用构成 . 17 图 15火电逐年发电量与平均利用小时数趋势图 . 17 图 16 20102021 年全球煤炭产量与消费量同比示意图 . 18 图 17 20102021 年全球石油产量与消费量同比示意图 . 18 图 18 20102021 年全球天然气产量与消费量同比示意图 18 图 19 2019 年 4 月至今国际煤炭、石油、天然气价格走势图 18 图 20美国住宅、工业、商业电价示意图（美分 /千瓦时） . 18 图 21英国、德国、欧盟 27 国非居民电价示意图（欧元 /千瓦时） 18 图 22动力煤长协价格与现货价格关系情况（元 /吨） 19 图 23煤电价格与电煤价格关系情况（元 /吨） 19 图 24五大发电集团上市公司 2021 年净利润情况（亿元） 19 图 25 20212030 年各电源年发电量预测（亿千瓦时） . 20 图 26 20212030 年各电源年装机量预测（万千瓦） . 20 图 27 20152021 国家电网营收与净利润统计 . 21 图 28 20152021 南方电网营收与净利润统计图 . 21 图 29 20162020 年电网降价降费政策执行情况（亿元） 21 图 30 20162020 电网企业降价降费政策执行情况 21 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 5 图 31 “十五五 ”电力辅助服务补偿费用预测（有调峰）（亿元） 24 图 32 “十五五 ”电力辅助服务补偿费用预测（无调峰）（亿元） 24 图 33 “十五五 ”风电辅助服务费用及度电分摊（有调峰） 24 图 34 “十五五 ”光伏辅助服务费用及度电分摊（有调峰） 24 图 35 “十五五 ”风电辅助服务费用及度电分摊（无调峰） 25 图 36 “十五五 ”光伏辅助服务费用及度电分摊（无调峰） 25 图 37 20212030 年水电装机及发电量预测 25 图 38 20212030 年核电装机及发电量预测 25 图 39 2019 年部分国家（地区）居民电价水平比较（元 /kWh） 29 图 40 两网公司电网代理购电平均电价情况（元 /MWh） . 30 图 41山西省电网代理购电上浮情况（元 /MWh） 30 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 6 电价机制改革本质上是经济社会发展对电力行业的内在反映 1、我国电价政策机制发展历程电力行业作为工业社会基础产业，是国民经济发展和人民正常生活的重要能源保障。电价作为电力供需的标杆和优化电力资源配置的杠杆，不仅承载着各方利益诉求，而且影响着电力行业的发展方向和前景。我国电价政策机制发展历程大致可以分成四个阶段  计划管理阶段（ 1949-1985 年）与计划经济体制相适应，建国初期的电力建设和电价管理采用了高度集中的计划管理体制。以 1952年全国主要电力企业由地方上划中央为标志，我国电力工业开始实行中央统一管理，从电力发、输、配、售到销售收入的实现和利税上缴，电力生产的各个环节，均由政府自上而下垂直管理，实行计划建设、计划发电、计划供电的体制。电力价格由政府制定。  初始调整阶段（ 1985-2002 年）为了解决建设资金不足、电力供应紧张的矛盾， 1985 年国务院出台关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定（国发〔 1985〕 72 号），提出电力投资主体多样化，由原来的中央 “一家办电 ”改为 “多家办电 ”的形式，并配合电力投资改革进行了电价改革，实行了多种电价制度，包括 “ 还本付息 ” 电价， “燃运加价”政策，以及 “二分钱”电力建设基金政策。  改革过渡阶段（ 2002-2015 年）在世界电力工业均兴起放松管制、引入竞争的背景下，我国电力行业开始以引入市场竞争机制为主要内容的电力管理体制与运营模式改革。 2002 年底，国务院颁布电力体制改革方案（国发 [2002]5 号文），开始进行以 “厂网分开、主辅分离 ”为主要内容的电力工业管理体制改革。在上网电价环节， 2004 年国家出台了燃煤机组标杆上网电价，随后逐步推广到风电、光伏、核电、生物质发电等领域；在输配环节，提出了输配电价的概念；在销售环节不断优化调整销售电价结构，扩大 “基本电价（与变压器容量用量成比例）电量电价（与用电量成比例） ”的两部制电价执行范围。  全面改革阶段（ 2015年 -至今） 2015年，中共中央国务院下发关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发 [2015]9 号），确定了 “三放开、一独立、三强化 ”的改革基本路径以及 “放开两头、管住中间 ”的体制框架。针对电价机制改革，确定了单独核定输配电价、分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成和妥善处理电价交叉补贴三项主要改革内容。图 1 电价政策机制发展历程请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 7 资料来源信达证券研发中心梳理电价政策机制发展历程可以发现，电价机制改革本质上是国家经济社会发展对电力行业的内在反映，也是重要的宏观经济调控手段。电价机制由计划管制松绑的直接原因是电力行业投资不足带来的“电荒”； 2002 年第一次电力体制改革主要瞄准 “打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本”的目标。 2015 年以来的新一轮电力体制改革主要针对的是电力行业市场交易机制缺失，电价机制未能理顺，电力成本无法疏导的实质性问题。 2、现行电价机制介绍与分析计划模式下的电价机制来源于国家发改委电价改革实施方法（发改价格 [2005]514号），其中包括上网电价管理办法、输配电价管理暂行办法和销售电价管理暂行办法。计划模式下的电价机制包括上网电价、输配电价和销售电价三部分。而根据关于核定 20202022 年省级电网输配电价的通知（发改价格规 [2020]1508 号），参与电力市场化的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加四部分。  上网电价又称标杆电价，是发电企业与电网企业进行电能结算的价格。计划体制下的上网电价由当地发改委进行核定。市场竞争下的上网电价由发电企业与用户的中长期合同，或发电企业在现货市场中的竞价确定。  输配电价指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，又称输配电费用。目前省级电网输配电价定义中，输配电价包含线损、交叉补贴和区域电网容量电费三部分。现行的输配电价由发改委按照“准许成本加合理收益”的原则每三年核定一次。  辅助服务费用指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务而产生的成本。辅助服务费用的收取和分摊依据源于 2006 年发电厂并网运行管理规定（电监市场〔 2006〕 42 号）、并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场〔 2006〕 43 号），合称“两个细则”。 2021 年 12 月，国家能源局修订发布电力并网运行管理规定（国能发监管规 [2021]60 号）和电力辅助服务管理办法（国能发监管规 [2021]61 号），合称新版“两个细则”替代旧版 “两个细则”。目前，全国除西藏外的 6 个区域电网和 30个省级电网均已有电力辅助服务市场运行。  政府性基金及附加包括国家重大水利工程建设基金、水库移民后期扶持基金、农网还贷资金、城市公用事业附加、可再生能源电价附加等。  销售电价指电网经营企业对终端用户销售电能的价格，同时叠加电能成本、输配电成本和政府性基金及附加等部分。计划体制下的销售电价由当地发改委进行核定。市场竞争下的销售电价由发电企业与用户的中长期合同，或电力用户或供电公司在现货市场中的竞价确定。图 2 电价结构示意图请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 8 资料来源信达证券研发中心随着新一轮电力市场体制改革不断推进，电力行业的生产消费结构也在逐步发生变化。目前，各省份均为计划性质的优先发电 /用电计划与市场性质的中长期交易市场、电网企业代购电和（或）电力现货市场试点并存的局面。其中，发电侧的优先发电量主要包括清洁能源消纳供电，供热机组供电、跨省跨区计划送电等部分；用电侧的优先用电量主要供给包括居民、农业、重要公用事业及公益性事业在内的未参与市场化交易的用户。因此，现行的电价机制逐步由计划体制转向市场模式，计划与市场并存的局面。  上网电价主要受政策及成本影响，与市场联动加强，但仍受行政指令管制。煤电方面煤电上网电价受煤炭价格影响和行政性较大。 “煤电联动”机制始于 2004 年国家发改委发布的关于建立煤电价格联动机制的意见的通知（发改价格 [2004]2909 号），允许煤电上网标杆电价跟随电煤价格依照一定关系实现联动。“煤电联动”机制虽实现周期性上网电价与煤炭价格联动，但仍存在联动性不足（电价联动周期滞后煤价至少 6 个月，电煤累计上涨幅度需达 5），行政性指令较强（电厂需要自行消化 30的煤价上涨因素）等机制性缺陷。 2019 年，国家发改委能源局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 [2019]1658 号）建立“基准价上下浮动”的市场化煤电价格调节机制，取代原先的“煤电联动”机制。 “基准价上下浮动”机制允许发电企业与售电公司和电力用户在竞价范围内，围绕当地燃煤发电标杆上网电价，通过双边协商和集中竞价的市场化方式自由形成煤电价格，但竞价结果仍存在受上浮不超过 10，下浮不超过 15的浮动限制，且仍存在 “ 2020 年价格暂不上浮”的行政性指令。 2021 年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）放开全部燃煤发电上网电价，放开燃煤发电电量进入市场，并且价格浮动上下限均被扩大为 20。“基准价上下浮动”机制允许煤电上网电价根据煤炭价格灵活上浮下浮，但目前上下浮动空间仍受行政指令管制。表 1 主要煤电电价政策总结请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 9 价格机制机制特点关于建立煤电价格联动机制的意见的通知煤电联动机制  调整周期 6 个月一次  调整机制平均煤价变化幅度达到或超过 5 电力企业需自行消化 30的煤价上涨因素关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见 “基准价上下浮动”机制煤电市场化中长期合同价格可围绕当地现行燃煤发电标杆上网电价浮动，上浮不超 10，下浮不超过 15。浮动限制“上窄下宽”，且明确提出“ 2020 年暂不上浮” 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 “基准价上下浮动 ”机制燃煤发电机组全部进入市场，市场化价格上下浮不超过 20。燃煤机组全部进入市场，浮动限制略微放宽资料来源国家发改委，信达证券研发中心图 3 历年动力煤价与燃煤标杆电价变动关系图 4 历年煤电装机与燃煤标杆电价变动关系资料来源 wind，信达证券研发中心资料来源中电联，国家发改委，中国电力知库，信达证券研发中心风光方面风光新能源历经“补贴起步 -爆发增长 -补贴退坡”的典型行业政策扶持发展历程，最终目标是实现平价上网和参与直接交易和市场竞争。风光发电的上网标杆电价高于当地燃煤机组上网电价的部分，由可再生能源补贴支付。风光新能源发电也因此迎来爆发式增长时期。自 2015年以来，风电和光伏的标杆电价分别经历了五次和七次下调，补贴空间逐步压缩。 2021 年，国家发改委发布关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格 [2021]833号），正式取消所有新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目的补贴，实行平价上网。 2022 年，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局联合发布关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案（国函办 [2022]39 号），鼓励支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。图 5 风电标杆电价变化情况（元 /kWh）图 6 光伏标杆电价变化情况（元 /kWh）资料来源国家发改委，信达证券研发中心资料来源国家发改委，信达证券研发中心 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000 1,100 0.27 0.29 0.31 0.33 0.35 0.37 0.39 0.41 0.43 2004/1/142006/10/102009/7/6 2012/4/12014/12/272017/9/22 2020/6/18 平均燃煤标杆电价（元 /kWh）（左轴）秦皇岛港动力煤价（元 /吨）（右轴） 0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000 140,000 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 20 04 A 20 05 A 20 06 A 20 07 A 20 08 A 20 09 A 20 10 A 20 11 A 20 12 A 20 13 A 20 14 A 20 15 A 20 16 A 20 17 A 20 18 A 20 19 A 20 20 A 历年火电装机（万千瓦）（右轴）燃煤标杆电价（元 /kWh）（左轴） 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65 I类资源区 II类资源区 III类资源区 IV类资源区 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 I类资源区 II类资源区 III类资源区请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 10 图 7 风电装机变化情况图 8 光伏装机变化情况资料来源中电联，中国电力知库，信达证券研发中心资料来源中电联，中国电力知库，信达证券研发中心表 2主要风电电价政策总结价格机制机制特点关于完善风力发电上网电价政策的通知陆上风电标杆电价机制全国分为四类风能资源区，风电标杆电价分别为 0.51 元 /kWh， 0.54 元 /kWh， 0.58 元 /kWh 和 0.61 元 /kWh 风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。关于海上风电上网电价政策的通知海上风电标杆电价机制  近海风电项目电价 0.85 元 /.kWh，  潮间带风电项目 0.75 元 /.kWh。 / 关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知陆上风电标杆电价机制全国分为四类风能资源区，风电标杆电价分别为 0.49 元 /kWh， 0.52 元 /kWh， 0.56 元 /kWh 和 0.61 元 /kWh 鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知陆上风电标杆电价机制  2016 年 0.47 元 /kWh， 0.50 元 /kWh， 0.54 元 /kWh 和 0.60 元 /kWh  2018 年 0.44 元 /kWh， 0.47 元 /kWh， 0.51 元 /kWh 和 0.58 元 /kWh。 / 关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知陆上风电标杆电价机制 2018 年 0.40 元 /kWh， 0.45 元 /kWh， 0.49 元 /kWh 和 0.57 元 /kWh；海上风电标杆电价机制近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时 0.85 元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时 0.75 元。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 / 开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展。关于完善风电上网电价政策的通知陆上风电指导价机制 2019 年 0.34 元 /kWh， 0.39 元 /kWh， 0.43 元 /kWh 和 0.52 元 /kWh； 2020 年 0.29 元 /kWh， 0.34 元 /kWh， 0.38 元 /kWh 和 0.47 元 /kWh。海上风电指导价机制 2019 年 0.8 元 /kWh； 2020 年 0.75 元 /kWh。 2021 年开始新核准的陆上风电项目全面实现平价上网， 2022 年开始新核准的海上风电项目全面实现平价上网。 0 10 20 30 40 50 60 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 风电累计装机（万千瓦）风电新增装机（万千瓦） YOY 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 20112012 2013 2014 2015 20162017 2018 2019 20202021 光伏累计装机（万千瓦）光伏新增装机（万千瓦） YOY 请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 11 关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知 / 支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。资料来源国家发改委，信达证券研发中心表 3主要光伏电价政策总结价格机制机制特点关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知除西藏仍执行 1.15 元 /kWh 的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时 1 元 /kWh 执行太阳能光伏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，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知  全国分为三类太阳能资源区，标杆电价分别为 0.9 元 /kWh， 0.95 元 /kWh， 1 元 /kWh  分布式光伏发电 0.42 元 /kWh 光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为 20 年。鼓励通过招标等竞争方式确定光伏电站上网电价或分布式光伏发电电价补贴标准，但通过竞争方式形成的上网电价和电价补贴标准，不得高于国家规定的标杆上网电价和电价补贴标准。关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知全国分为三类太阳能资源区，标杆电价分别为 0.80 元 /kWh， 0.88 元 /kWh， 0.98 元 /kWh 鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知全国分为三类太阳能资源区，标杆电价分别为 0.65 元 /kWh， 0.75 元 /kWh， 0.85 元 /kWh / 关于 2018 年光伏发电项目价格政策的通知  集中式光伏标杆电价 0.55 元 /kWh， 0.65 元 /kWh， 0.75 元 /kWh；  分布式光伏补贴 0.37 元 /kWh / 关于 2018 年光伏发电有关事项的通知集中式光伏标杆电价分别为 0.5 元 /kWh， 0.6 元 /kWh， 0.7 元 /kWh；分布式光伏补贴标准调整为 0.32 元 /kWh 叫停 2018 年普通光伏电站建设关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知  集中式光伏指导价 0.4 元 /kWh， 0.45 元 /kWh， 0.55 元 /kWh  分布式光伏补贴 0.1 元 /kWh  户用光伏补贴标准 0.18 元 /kWh 集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。关于 2020 年光伏发电上网电价政策有关事项的通知  集中式光伏指导价 0.35 元 /kWh， 0.4 元 /kWh， 0.49 元 /kWh；  工商业分布式光伏补贴 0.05 元 /kWh；  户用光伏补贴 0.08 元 /kWh 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 / 开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。促进风电、光伏发电通过电力市场化交易无补贴发展。关于 2021 年新能源上网电价 / 支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 12 政策有关事项的通知励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。资料来源国家发改委，信达证券研发中心  输配电价第一轮核定已经完成，降价趋势明显。立足于电改 9 号文对输配电价 “准许成本合理收益” 改革原则，国家发改委于 2015 年、 2016 年，和 2017 年分别发布输配电定价成本监审办法（试行）（发改价格 [2015]1347 号）、省级电网输配电价定价办法（试行）（发改价格 [2016]2711 号）和关于印发和的通知发改价格规 [2017]2269 号，其中对省级电网、区域电网和跨省跨区输电工程的输配电定价成本构成、成本核定、准许收入计算办法、输配电价计算办法和调整机制等进行明确规定。输配电价核定的思路主要是“存量核定，增量预测 ” ，即首先对年度存量电网资产和成本开展成本监审，再根据国家电力规划预测下一周期（ 3 年）的电网资产增量和成本增量，最终合并计算出下一周期内的有效资产和准许成本，以及周期内允许回收的准许收益。准许成本和合理收益加和后形成的总准许收入与下一周期内售电量预测之比，即为平均输配电价。 2017-2019 年全国首轮输配电价监管周期结束，核定结果于 2020 年 9 月公布。核定结果中，输配电价项目包含增值税，交叉补贴、线损以及区域电网容量电费。首轮输配电价核定结果在数值调整上“降多增少”。除北京、河北南网、冀北电网、蒙东等少数地方省级输配电价有普遍上调外，其他地方的省级输配电价均出现不同程度的下调。其中，西北、华东区域下调面广、幅度大，华中也有较大下调。表 4主要输配电价政策总结价格机制输配电定价成本监审办法（试行）（后转正式版）  输配电定价成本包括折旧费和运行维护费。  折旧费指按与输配电服务相关的固定资产原值和一定折旧率计提的费用，运行维护费指电网企业维持电网正常运行的费用，包括材料费、修理费、职工薪酬和其他费用。省级电网输配电价定价办法（试行）（后转正式版）  “准许成本加合理收益”原则，确定监管周期为三年。  省级电网输配电准许收入的计算公式为准许收入准许成本准许收益价内税金。  其中准许成本基期准许成本监管周期新增（减少）准许成本；准许收益可计提收益的有效资产准许收益率  省级电网平均输配电价的计算公式为省级电网平均输配电价（含增值税）通过输配电价回收的准许收入（含增值税）÷省级电网共用网络输配电量关于印发和的通知  区域电网输电价格原则上采用两部制电价形式。其中电量电费反映区域电网提供输电服务的成本；容量电费反映区域电网为省级电网提供可靠供电、事故备用等安全服务的成本。  配电网区域内电力用户的用电价格，由上网电价或市场交易电价、上一级电网输配电价、配电网配电价格、政府性基金及附加组成。  新投产跨省跨区专项工程输电价格按经营期电价法核定。经营期电价是指以弥补合理成本、获取合理收益为基础，考虑专项工程经济寿命周期内各年度的现金流量后所确定的电价。资料来源国家发改委，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露 http//www.cindasc.com 13 表 5 第一轮省级电网输配电价核定结果变动（元 /kWh）省份用电分类不满 1 千伏 110 千伏 20 千伏 35 千伏 110 千伏 220 千伏 330 千伏北京一般工商业 0.0336 0.0336 / 0.0336 0.0336 0.0336 大工业 0.0086 / 0.0086 0.0086 0.0086 冀北工商业及其他用电（单一制） 0.003 0.003 / 0.003 工商业及其他用电（两部制） 0.003 / 0.003 0.003 0.003 河北工商业及其他用电（单一制） 0.003 0.003 / 0.003 工商业及其他用电（两部制） 0.003 / 0.003 0.003 0.003 蒙西工商业及其他用电（单一制） -0.0183 -0.0115 / -0.0048 工商业及其他用电（两部制） -0.0321 / -0.0321 -0.0321 -0.0321 山东工商业及其他用电（单一制） / 工商业及其他用电（两部制） -0.011 / -0.015 -0.016 -0.03 山西一般工商业 / 大工业 -0.0052 / -0.0052 -0.0102 -0.0202 天津一般工商业 -0.0512 -0.0402 / -0.0778 -0.0922 -0.0808 大工业 0.3518 0.0191 / 0.0125 -0.0019 -0.0123 吉林一般工商业 -0.0289 -0.0289 -0.0289 大工业 -0.0001 -0.0001 -0.0001 -0.00