（报告出品方/作者：长江证券，张韦华，司旗，宋尚骞）计划+市场，双轨制并行的电价机制电力具备瞬时性，“产供销”即电力行业的发电、输电、配电、售电和用电等所有环节瞬 间完成，因此在电力运营产业链中不存在存货的概念。
从电价环节来说，发电环节对应 针对不同电源的差异化上网电价，售电环节对应针对不同用电类型的差异化销售电价， 中间输配环节对应电网公司的输配电价。
除此之外，电网公司还承担着代收电价政府性 基金的职责。
整体而言，电价始终遵循以下等式： 销售电价（用户）=上网电价（电企）+输配电价（电网）+政府性基金（电网代收）。
当前我国电力系统及其相关制度正在推进电力市场化改革，处于由此前偏“计划经济” 的电量和电价形成制度向更加“市场经济”的形成制度转型过程中，因此便形成了目前 我国 “计划电”和“市场电”同时存在、双轨并行的特殊格局。
计划电： 由于电力商品的特殊性，瞬间生产的电能必须同一瞬间使用，因此计划用电是电力工业 经营管理部门保证电能安全生产和向用电单位正常供电的重要方式，也决定了过去我国 以计划电为主的模式。
在“计划电”的模式下，各地经信委根据历史用电需求、未来发展规划（即潜在需求）、 供给环境（即统调电厂装机和外来电等）以及政策环境（即电量鼓励、优先保障收购等）， 制定电力平衡方案及发电量计划，并下发至电厂和电网公司遵照执行。
通俗地来说，电 网企业为电能的“经销商”，从发电企业处收购电能并出售给用户，收购和销售的电价 均由国家能源发改部门核定，包括各电源的上网电价和各用户的销售电价。
对于“计划电”下的不同电源而言，国家相关部门分别制订了不同的电价政策，彼此之 间的电价水平存在一定的差异，总体来看清洁能源的电价中枢相较煤电均有一定提升。
市场电： 在当前的电力运行规则中，各地经信委依然负责制定全年的市场化电量规模和市场准入， 再由各地的电力交易市场组织市场供需双方的参与主体开展电力交易。
在完全市场化的 电力运行构思中，电网企业将告别简单“买卖电能”的职能，转而回归原本近似“高速 公路”的定位，即只能收取“过路费”（输配电价）。
而对于发电企业来说，发电企业能 够获得的电量将交由市场决定，理论上不再受到指导和干预。
近年来我国市场化电量在 全社会用电量中的比重正在持续提升，根据中电联统计，2021 年全国各电力交易中心 累计组织完成市场交易电量 37787.4 亿千瓦时，同比增长 19.3%，占全社会用电量比重 为 45.5%。
其中，云南市场化交易电量占全省全社会用电量比例近 70%，位居全国第 一，广东市场化交易电量占比达到 37.52%。
“市场电”与“计划电”最大的差异在于：“市场电”体系下发电侧与用户侧直接进行电 价的协商谈判，电网在其中只起到输送电力的作用；而“计划电”体系下，电网统购统 销，输电成本不作单列，而是与购电成本共同组成了电网公司的营业成本。
因此，在电 力市场化改革中一项重大的工作，便是首先需要对输电成本进行单独的核定，即核准输 配电价。
通过输配电价的核定，从产业链的角度来看便可以将中间环节的利润管住，继 而再放开发电侧和用电侧的“两端”，也就是所谓的“管住中间、放开两头”，而这也正 是此轮“电改”的最终目标。
在2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）印发后，《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号）也随后发布，文件对电网输电费用进行了核定，并在2020年进行了修订。
定价原则是先核定电网企业输配电业务的准许收入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。
待中间环节的输配电价确定后，电力市场上的供需双方便可以通过多种市场化交易方式 进行交易，市场化形成的发电侧市场电价和用户侧市场电价即可互相确定，电价等式也 就变成：发电侧市场电价+输配电价+政府性基金=用户侧市场电价的关系。
目前主要的 市场化交易方式有双边协商、集中竞价、挂牌交易，以陕西电力市场化交易为例，上述 交易方式在全年市场化交易电量的占比分别为 69%、23%、8%。
其中，双边协商为主 流交易方式，进一步可细分为年度双边与月度双边，其中年度双边占全部市场化交易的 59%，也就是说市场化交易的电量中，大部分的电量及电价会在年初进行年度交易时确 定，电量和电价的确定实际上也相当于减少了发电侧和用户侧在后续交易的不确定性， 月度以及现货交易更多的是对年度交易进行补充。
违约会面临惩罚机制，但更多是针对用户侧。
虽然电力交易已经较为市场化，但从签约 角度更多还是偏向于对未来的规划，即电力中长期交易合同电量均为计划值，当合同电 量和实际用电量不相等就产生了偏差。
也就是说，当合同电量≠实际用电量，即产生了 电量偏差，如果超出了各地规定的偏差范围，就要面临考核。
以京津唐电网为例，超出 5%以外的偏差电量电费计算公式为：市场化偏差考核电费=市场化偏差考核电量×年度 双边协商交易电厂侧加权平均成交价×20%。
也就是说用户侧签约电量没有达到规定区 间范围内，即使没有用电，也需要缴纳偏差考核费用。
煤电：全面推行市场化，上浮限制再松绑2004 年以前，我国电力行业发展相对落后，为促进电力行业的快速发展政府出台了一 系列政策，针对不同时期不同地区的发展情况，制定了较为复杂的电价体系。
2004 年2019 年，国家开始按省份统一核定燃煤发电标杆上网电价，并以煤电联动机制为基础 对电价进行调整，因此“计划电”方面除少部分历史存量机组有自己特殊的电价执行标 准外，同一省份的燃煤电厂均执行该省的标杆电价。
从调整的频率和结果来看，彼时的 电价调整更多地是从准许收益率的角度出发。
标杆机制废除，“基准+浮动”电价机制走向台前。
2019 年 10 月，《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）文件出台，标志着我 国燃煤发电厂执行了 16 年的标杆电价正式成为历史的一部分。
2020 年起，燃煤发电标 杆电价机制改为“基准+浮动”电价机制，其中基准价对标各地含脱硫、脱硝、除尘电价 的现行标杆电价，而浮动电价部分的波动范围原则上在-15%-10%之间，文件单独规定 2020 年暂不上浮。
在煤电联动机制废止后，各省份基准电价按此前的标杆电价执行， 换而言之“基准价”将代替现行标杆电价的锚定作用，因此对核电、新能源等电价并不 构成影响。
2021 年 10 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》，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。
此外，通知将市场交易电价上下浮动范围扩大为 原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价与电力现货价格不受上浮20%的限制。
文件发布后，自 12 月底开始，全国多地年度长协电价实现了大幅上涨，江苏省、陕西 省、海南省、河北省及广西自治区 2022 年年度成交均价较当地燃煤基准价均实现了 15% 以上的涨幅。
当前来看，市场电价仍维持着高位水平，以江苏近期月度竞价电价为例， 7 月份江苏省月度集中竞价成交价格依然高达 467.3 元/兆瓦时，较当地燃煤基准价溢价 19.5%。
水电&核电&气电：计划电主导，市场化为辅水电：三种计划定价模式并存 目前我国水电定价出现三种模式，“计划电”的电价较为稳定：2014 年 2 月以前投产的水电站，仍旧按照“一厂一价”的机制执行；2014 年 2 月以后投产的省内调度水电站，原则上按照该省的水电标杆上网电价执 行；2014 年 2 月以后投产的跨省区送电的水电站，按照落地省份燃煤发电标杆上网电 价倒推执行。
目前来看，水电市场化的交易规模仍较小，处于起步阶段。
以长江电力为例，其 2020 年、2021 年市场化交易电量占比分别为 14.2%、11.6%。
虽然规模仍较小，但水电参与 市场化交易，可帮助水电电价上浮。
2018 年，大型发电集团水电机组上网电量 6451 亿 千瓦时，较上年增加 748 亿千瓦时，占其合计上网电量的 17.6%；水电市场交易电量 2056 亿千瓦时，较上年增加 292 亿千瓦时，水电上网电量市场化率达到 31.9%，较上 年提高 1 个百分点；市场交易平均电价为 0.2245 元/千瓦时，较上年提高 0.0038 元/千 瓦时。
核电：二代标杆为主，三代“一厂一价” 我国核电目前基本实行标杆电价，但由于技术迭代原因，目前有少量先进三代机组实行 “一厂一价”制度：2013 年 6 月 15 日，国家发改委下发《核电上网电价机制有关问题的通知》（发改 价格[2013]1130 号），文件中“核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元”， 同时规定“核电标杆上网电价高于机组所在地燃煤机组标杆上网电价的，新建核电 机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价”，即二代核电机组电价按照“核电 0.43 元/千瓦时标杆电价和当地火电电价孰低”的原则执行；文件中同时规定，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，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高；2019 年伴随着三代核电机组陆续投产，“承担技术引进、自主创新的首台或首批核 电示范工程“条件满足，国家按照“一厂一价”的方式核准广东台山核电电价 0.4350 元/千瓦时、浙江三门核电电价 0.4203 元/千瓦时、山东海阳核电电价 0.4151 元/千 瓦时，试行价格从项目投产之日起至 2021 年底止。
市场化参与程度迅速提升。
核电开启市场化交易的进程较早，早在 2015 年的《关于有 序放开发用电计划的实施意见》中就已提到鼓励核电参与市场化交易，2018 年《关于 积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》也明确了稳妥有序推进核电机组 进入市场。
当前，福建、浙江、广西、辽宁、江苏等省的核电机组均参与了市场化交易。
从中国核电、中国广核近年来市场化交易电量占比来看，核电市场化参与程度正迅速提 升，其 2021 年市场化交易电量占比均在 35%以上。
气电：单一制与两部制并行，成本电价倒挂问题亟需解决 我国天然气发电厂上网电价主要定价方式为单一制电价和两部制电价。
单一制电价为各 省发改委价格主管部门批复的标杆电价或“一厂一价”的上网电价，各省自行补贴，存 在最高限价。
根据《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》，天然气发电上 网电价最高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/kWh。
在我国发电气价较高的情况下，单一制的电价易产生天然气成本与电价倒挂的 问题，因此部分省份采用两部制电价对电量电价实行气电价格联动政策。
单一制电价省份：北京、天津、广东、福建、山西、湖南、湖北、重庆、海南；两部制电价省份：江苏、浙江、上海、河南、河北、广西。
相较于容易理解的单一制电价，所谓两部制电价即一部分为固定的容量电价，主要覆盖 气电企业的固定成本，一部分为变动的电量电价，通过电量电价气电联动机制，将气价 变化所带来的高额燃料成本通过上网电价进行分摊。
以上海为例，上海气电调峰机组容量电价为 37.01 元/月·千瓦（含税），气电价格联动 调价公式为：联动后电量电价=现行电量电价+天然气平均调价幅度×税收调整因子/发 电气耗。
气电机组具有启停迅速、升降负荷快等调峰性能，是调峰电源的最佳选择之一。
但在现 行的电价机制下，气电企业发电积极性不高，只愿在补贴电量范围内发电，导致机组闲 置率较高。
以广西为例，2021 年广西气电企业平均发电小时数仅为 1713 小时，约为设 计利用小时数的 1/3。
因此，推进气电参与市场化交易成为了调动气电积极性的方法之 一。
目前，我国几个气电装机大省（市），广东、上海、天津、江苏、浙江的气电均已参 与市场化交易，其中广东气电参与市场化交易的电量约为其总发电量的 80%以上。
气电 市场化交易模式主要有三种：直接交易模式（浙江、江苏）、差价传导交易模式（广东、 上海）、强制配比模式（天津）。
目前来看，由于高额的燃料成本，气电参与市场化交易 与其他电源同台竞价，并不具备成本优势。
但从长期来看，气电纳入电力中长期市场， 可以帮助气电企业突破补贴电量限制，依据购气成本变化和电力市场价格走势自主选择 交易，拓宽收益
