（报告出品方/分析师：华泰证券 王玮嘉 黄波 李雅琳 胡知）整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛 1949 年至今，我国电价主要经历了六次改革：1）厂网合一，无上网电价；2）对抗电荒，鼓励集资办电，执行还本付息电价；3）为抑制电价持续上涨和电力投资过热，改进还本付息电价为经营期平均电价；4）厂网分离，实行两部制电价；5）标杆电价时代到来，实现了电价从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越；6）深化电力体制改革，进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价。
此阶段，电力中长期交易展开，现货市场试点开启；燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制；新建的陆上风电及除户用光伏外的新建光伏项目进入平价时代。
这六大阶段见证了我国电力市场化改革进程，促进我国电价机制日益完善，但仍有继续优化的空间。
经历六大阶段，电价市场化有序推进 1979-1984年，完全管制阶段，上网电价尚未形成。
改革开放以前，我国对电价实行统筹管理，电价水平维持相对稳定。
改革开放后，电价机制部分调整以促进发用电效率提升，包括：取消部分工业用电电价优惠，颁布《功率因数调整电费方法》以明确功率因素的考核标准，调整东北地区用电价格等举措。
但由于电价涨幅不及燃煤成本上升幅度，电力投资建设较萎靡，电力供需格局偏紧，一度出现缺电情况。
此阶段电力管理政企合一，实行发、供、售一体化，电厂和电网统一核算，因此不存在上网电价。
1985 年-1996 年，集资办电开新局，还本付息电价应运而生。
1985 年，在全国电力紧缺的背景下，山东龙口电厂项目开工，系我国电力投资改革的开端。
紧接着，《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》出台，鼓励多渠道集资办电。
集资电厂成为我国电力建设投资的主要形式之一，有效缓解了电力紧缺。
对于不依靠政府财政拨款而实行负债建设的电厂(独立经营集资电厂、中外合资电厂等)，其上网电价由还本付息需要及核准合理收益所确定。
发电项目按还贷需要核定还贷期，还贷期内的上网电价因反映了投建成本等而价格较高，还贷期后上网电价随着成本降低而下降。
此外，国家还引入了峰谷电价、燃运加价等机制。
因此，此阶段是以还本付息电价为主的多种电价并存时期。
1997 年-2001 年，经营期电价出台，平滑分摊电价成本。
实行还本付息电价时期，上网电价主要受发电投资成本影响，基本表现为“一厂一价”甚至“一机一价”。
由于投资热情高涨及投资成本缺乏有效约束机制，电厂投产初期上网电价过高，销售电价上涨过多。
为降低电价，约束电力成本上升，2001 年，国家计委发布《关于规范电价管理有关问题的通知》，实行经营期电价机制，火电/水电的经营期分别为 20/30 年，经营期上网电价测算以电力项目的整个经济寿命周期为基础，通过将项目经营期内现金流贴现，使其净现金流满足内部收益率，资本金内部收益率略高于同期国内银行 5 年期以上贷款利率。
2002 年-2003 年，厂网分离打破一体化垄断，实行两部制上网电价。
2002 年国务院印发《电力体制改革方案》：规定实行“厂网分开”，竞价上网，以此打破电力企业的一体化垄断经营模式，引入竞争。
方案将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。
自此，电价机制更加明晰。
2004-2014 年，标杆上网电价出台。
2004 年，标杆上网电价出台，新投产的燃煤机组在省网以上区域范围内执行统一的标杆电价，价格由发改委统一制定。
随后，风电、光伏、核电也制定了标杆电价。
标杆电价实现了从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越，为电价最终实现市场化创造条件。
2015 年-至今，电力市场化改革不断深入。
2015 年国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着我国新一轮电力体制改革开启。
此次深化电力体制改革，按照管住中间、放开两头的体制架构进行。
2016 年，《电力中长期交易基本规则（暂行）》印发，电力中长期交易在全国范围内展开；2017 年，第一批电力现货市场试点开启；2018 年以后，风光标杆电价陆续取消；2019 年燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制，电力市场化改革不断深入；2020 年，现货市场长周期结算试运行开启；2021 年，新建陆上风电、除户用外的新建光伏项目均步入平价时代。
电价改革稳中求进，兼顾国计民生和发展。
整体上，我国电价改革朝市场化道路前行，但从具体实施角度，电价改革兼顾了国计民生和发展，保持稳中求进的节奏。
2019 年，我国改燃煤标杆电价为“基准价+上下浮动”机制，在 2021 年多省因煤价高企放开市场化电价较基准电价不上浮限制以前，国家不允许市场化交易电价较基准电价上浮以保证工商业电价只降不升，促进工商业快速发展。
2021 年煤价高企倒逼电力市场化改革进一步深入，国家要求工商业全部进入市场交易并取消工商业目录电价，但为保持居民和农业用电价格稳定，居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。
各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。
六大类电源电价改革历程及定价机制 煤电：电价标杆，改革主线 根据中电联数据测算，2020 年以前，燃煤发电量占全国发电量的比例维持在 60%以上。
煤 电在我国电力系统的支柱地位，决定了其定价在电力价格体系中起着指导作用。
至今，我国煤电上网电价历经了六个阶段：1）统建统管、厂网合一，无上网电价；2）厂网合一被打破，上网电价生成，执行还本付息电价；3）还本付息电价改进为经营期电价，以缓解投资过热和降低电价；4）厂网分离后，两部制电价实施；5）标杆电价出台，实施煤电联动机制；6）“基准价+上下浮动”机制取代标杆电价，煤电联动基本不再实施。
2021 年煤价高企倒逼电力市场化改革，上下浮动区间由 2019 年 10 月制定的[-15%,+10%]变为 [-20%,+20%]，且高耗能用户交易价格不受上浮 20%限制，多地市场化交易电价上涨。
2004 年之前：统建统管、还本付息、经营期、两部制电价 1985 年以前，煤电实行统建统管、厂网合一。
这段时期，煤电由国家集中管理、统一调控，煤电场政企合一，计划性较强。
此阶段厂网尚未分离，因此没有上网电价的概念。
煤电电价直接对接用户侧的目录电价，由国家统一制定，电价结构较为简单，电价水平较为稳定。
集资电厂改变厂网合一历史，还本付息电价出台。
为应对全国性用电紧张，加速电力建设，各地开始集资办厂。
集资电厂打破了以往厂网合一的历史，上网电价由此产生。
此时的上网电价执行还本付息电价，保障了投资者投资成本回收和合理利润，有力促进了电力建设，缺电得到缓解。
然而，部分地区为追求短期利益，建设了许多小型高能耗电厂，忽视了规模效应，不利于国家整体布局。
同时，投资热情高涨，电力建设市场供小于求拉高投资成本，投资成本的上涨在还本付息电价机制下直接传导至上网电价，导致整体电价虚高，不利于国家经济建设和民生发展。
降电价刻不容缓，经营期电价替代还本付息电价。
2001 年我国煤电上网电价正式改为经营期电价，即以项目的整个经营期为基础考虑投资者的合理成本和利润，测算经营期平均上网电价。
经营期电价制度有效缓解了电价高涨，在电力建设高峰期保持了电价水平的基本稳定。
但其定价没有考虑地区整体水平，政府导向作用难以发挥。
厂网分离，实施两部制电价。
2002 年厂网分离，打破电力企业的一体化垄断经营模式。
电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。
2004 年-2019 年：标杆上网电价机制 标杆电价时代到来，竞争格局放开。
2004年，我国开始实行煤电标杆上网电价机制。
煤电标杆电价=各省发电平均社会成本+合理资本金内部收益率+税金。
新投产的煤电机组，规范计价利用小时内原则上均遵循标杆电价，超发电量上网电价略低于标杆电价，煤电厂总体回报较为稳定。
标杆上网电价脱离了单个电厂成本利润的局限，实现了从个别成本定价到区域平均成本定价的转变，不同区域的标杆电价反映了其资源和发展差异。
同一标杆电价下，煤电厂竞争转变为造价成本和运营成本的竞争，促进煤电造价成本下降及运营效率提升。
煤电联动，标杆电价历经“七上四下”。
发改委可以根据发电企业燃煤成本的变化，对标杆电价进行一年一度的调整，形成“煤电价格联动”。
2004 年的煤电联动政策中，规定 70%的 煤价涨幅由电价承担，余下 30%由发电企业自行消化，对发电企业降本增效要求较高。
2012 年《关于深化电煤市场化改革的指导意见》对此作出调整，提出当电煤价格波动幅度超过 5%时，以年度为周期相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由 30%调整为 10%。
然而，出于对经济社会运行的总体考虑，煤电联动政策未真正落实。
截至 2019 年，燃煤标杆电价共历经 12 次调整，其中有 7 次因煤炭价格上涨而上调。
2020 年～至今：“基准价+上下浮动”出台，煤价高企倒逼电力市场化改革 “基准价+上下浮动”市场化定价，煤电联动退出历史舞台。
2019 年国务院《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》决定，2020 年 1 月 1 日起执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为[-15%,+10%]，具备市场交易条件的电量上网电价按市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，而燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。
煤电联动 机制也不再执行。
《指导意见》还规定，实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020 年 暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。
2021 年高煤价倒逼电力市场化改革，市场化电价首次上浮且浮动范围扩大。
由于 2Q21 和 3Q21 煤价高企，火电厂大面积亏损，火电运营商苦不堪言。
受此压力，交易电价较基准电价不上浮的限制逐渐放开，多个省份开始允许上浮 10%。
2021 年 10 月 12 日，国家发改委发布《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，市场交易电价较基准电价上下浮动范围[-10%,+15%]调整为原则上不超过 20%，且高耗能行业不受上浮 20% 限制。
10 月 15 日，上述通知开始执行首日，江苏开展了 10 月中旬月内挂牌交易，成交均价较基准价上浮 19.9%。
而后，江苏/广东两省陆续公布了其电力市场 2022 年度交易结果，火电年度双边协商交易平均成交电价分别为 466.8/497.0 元/兆瓦时，较江苏/广东基准电价同比上浮 19%/10%，进一步印证 2022 年市场化交易电价上涨趋势。
燃机：以煤为标，各地不一 天然气上网电价的制定历史较为简单：2015 年以前，每一个电厂单独核定上网电价；2015 年 1 月 1 日起，根据发改委《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》，对新投 产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策，把定价权下放到省级价格主管部门，同时天然气发电的电价补贴也不由国家统一考虑，而是下放到各省（市、区）地方政府自行统筹解决；新投产天然气调峰发电机组及天然气分布式能源上网价格参考热电联产机组标杆电价。
同时，实行气、电联动机制，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 0.35 元/千瓦时。
2015 年以前，一厂一核 早期天然气上网电价“一厂一核”，单独定价。
天然气发电在总发电量中占比较低，其统一电价政策也制定较晚。
在国家对天然气电价作出统一规定之前，天然气上网电价实行“一厂一核”甚至是“一机组一核”，核价的原则基本上是“合理成本加合理收益”。
2015 年～至今，气、电联动，决定在地方 标杆上网电价决定权下放，气电联动平衡发电成本和收益。
2015 年 1 月 1 日开始实施的《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》对天然气上网电价形成作出总体规划：1）新投产热电联产发电机组实行标杆电价政策，标杆电价由省级价格主管部门确定；2）新投产调峰发电机组，参考热电联产发电机组标杆电价基础上考虑与热电联产机组的合理差异； 3）鼓励天然气分布式能源与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和价格，电网 企业收购的自发自用或直接交易外的有余电量，按当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。
同时，建立气、电价格联动机制，即天然气上网电价随天然气价格调整，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 0.35 元/千瓦时。
各省灵活制定天然气标杆电价，两部制和单一制并存。
国家发改委发文后，各地纷纷承担起气电上网电价制定的重任，制定天然气上网电价细则。
燃气价格机制可分为两部制和单一制电价。
总的来说，两部制电价下的容量电价相对稳定，电量电价和单一制电价则在考虑气电联动的基础上调整。
核电：标杆电价，合理调控 1985 年至 2012 年：“一厂一价”，决策在国家 2013 年以前，国家按照成本利润原则，单独对核定厂定价。
标杆电价出台以前，核电厂上网电价由发电成本、发电利润、发电税金组成。
一厂核定一价。
由于核电站造价高，其获得政府批准的上网电价也较高，核电企业缺少足够的积极性控制建设和运行成本。
截至 2012 年底，全国在役核电机组共计 15 台，合计装机 1,263 万千瓦，其上网电价均按“成本+利润”模式制定。
2013 年至 2021 年：核电标杆上网电价机制 2013 年，全国统一核电标杆电价。
2013 年国家发改委《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》规定：对新建核电机组实行标杆上网电价政策。
核定全国核电标杆上网电价为 0.43 元/千瓦时；核电标杆上网电价高于所在地燃煤机组标杆电价的地区，执行当地燃煤机组标杆电价。
从此，一厂一价的历史结束。
单个核电厂投资成本到其上网电价的内在传导不复存在。
标杆电价成为了核电投资者核算成本的重要参考，鼓励其降本增效、促进竞争。
全国固定的标杆电价，也造成了不同地区核电站的经济性差异，形成比较优势。
三代核电首批项目试行上网电价。
2019 年发改委印发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格﹝2013﹞1130 号），明确广东台山一期/浙江三门一期/山东海阳一期核电项目试行价格分别为每千瓦时 0.4350/0.4203/0.4151 元。
试行价格从项目投产之日起至 2021 年底止。
根据中国核能行业协会在“中国核能可持续发展论坛”上发布的《我国三代核电经济性及市场竞争力研究》，相比二代，三代核电的设计寿命由 40 年延长到 60 年，电厂可利用率由 85%提高到 93%以上。
三代采用了更高性能的设备、材料和更高安全水平的系统设计，造价成本更高，投产后经营压力较大。
批量化建设有望降低造价，从而降低上网电价。
核电市场化交易电量逐年增长，交易电价有望上涨。
我国核电上市公司主要是中国核电与中国广核。
以中国核电为例，根据公司公布电量数据测算，其核电市场化交易电量比例从 2016 年的 9%增长到 2021 年的 39%。
根据两家上市公司核电站所在省份 2022 年核电市场化交易方案，多省份核电市场化交易电量增长明显，如广东从 2021 年的 30 亿度增加到预计 156 亿度；福建省除华龙一号机组外全部核电电量参与市场化交易（2021 年在 275 亿度基础上根据全省电力平衡调整）。
同时，随着煤电市场化电价上涨，我们认为核电市场化电价也有望增长，至少努力往核电机组计划电价看齐。
水电：一厂一价至多元化定价 2004 年前：“一厂一价”，自行定价 2004 年以前，我国水电基本上按照“一厂一价”确定。
具体而言可以分为还本付息电价和经营期电价两种方法。
水电厂的投建成本和合理利润得到保障，促进了初期水电行业的发展。
此后，我国水电先后经历了标杆化、去标杆化、再标杆化三大过程。
2004 年至 2009 年：同一地区，标杆化定价 水电标杆化电价随燃煤标杆电价出台。
2004 年，发改委《关于疏导华东/东北/西北/华北/南方/华中电网电价矛盾有关问题的通知》首次制定了各省份燃煤标杆上网电价，同时制定了陕西、甘肃、宁夏等 10 个省份的水电标杆上网电价。
多个省份首次核定的水电标杆上网电价较该省燃煤标杆电价有一定差距。
2009 年至 2014 年：去标杆化，因地制宜 水电电价上调，因地制宜去标杆。
为促进水电站库区和移民安置区经济社会发展，缓解水电企业亏损严重、更新改造资金不足等问题，2009 年及 2011 年，华东/东北/西北/华北/南方/华中电网部分水电企业上网电价纷纷上调。
例如云南省鲁布革、以礼河、大寨、西洱河、绿水河、六郎洞等原厂网分离电厂平水期和枯水期上网电价的上浮幅度由 10%提高至 20%， 丰水期电价保持不变。
不仅如此，华中/南方/西北电网在 2009 年发布的调整电价通知中明 确表示新建水电暂停执行标杆电价。
不同地区不同电站调整幅度不一，大部分新建水电站电价回归一厂一核。
小水电定价机制各异。
小水电上网电价定价权限在省发展改革委。
各地发改委执行的小水 电定价机制差异较大。
如 2013 年江西省发改委新建电站实行价格上限约束的经营期电价机 制。
根据社会平均成本等因素，确定总装机容量在 200 千瓦及以下/201-500 千瓦/501-1000 千瓦/1001-2000 千瓦/2001-5000 千瓦/5000 千瓦以上的新建小水电站上网电价为每千瓦时 0.28/0.30/0.31/0.32/0.34/0.35 元。
2014 年浙江省则按投产时间段分三类制定上网电价，并根据“鼓励调峰、限制径流”的原则制定小水电峰谷电价。
2014 年至 2021 年：分区管理，标杆定价 多元化电价机制并存。
2014 年 1 月 11 日，国家发改委发布了《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格[2014]61 号），对 2 月 1 日以后新投产的水电站，按照两种类型确定上网电价：1）跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定，等于受电地区落地价扣减输电价格（含线损）。
2）省内上网电价实行标杆电价制度。
各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定；水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，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。
此后，水电回归标杆电价政策，湖北、湖南、四川等地区也陆续出台了自己的水电标杆上网电价。
至此，水电上网电价呈现为三种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价，省内执行的标杆电价，以及跨省跨区送电的协商电价。
根据消纳方式的不同，各水电站目前电价也有所差异。
留省内消纳水电电量可分为市场化交易电量和非市场化交易电量，对应省内市场化电价和非市场化电价。
外送电量中，合同内电量一般为跨省跨区送电的协商电价，合同外的超发电量可能参考落地省份的市场化交易电价或者取两省平均市场化交易电价定价。
抽水蓄能定价模式 《2030 碳达峰行动方案》明确要求 2030 年我国抽水蓄能装机达到 1.2 亿千瓦左右。
2017-2020 年，我国抽水蓄能电站装机容量增长 CAGR 仅为 4.5%。
一方面系由于抽水蓄能电站建设周期较长，另一方面系过去新能源装机比例小，调峰需求相对不高。
随着新能源装机的不断增加，未来新型电力系统对抽水蓄能电站的调峰需求也将增强。
根据国务院《2030 碳达峰行动方案》，2021-2030 年我国将新增约 90GW 抽水蓄能电站。
抽水蓄能执行两部制电价。
2021 年 04 月 30 日，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），意见指出坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，及抽蓄电价=容量电价+电量电价。
容量电价主要用来回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，核价参数标准为按照 40 年经营期核算的 6.5%资本金内部收益率。
电量电价部分：抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，没有现货市场的引入竞争机制形成电量电价（抽水消耗电量可由电网提供，按燃煤发电基准价的 75%执行；上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行）。
结合上述抽蓄电价政策，我们认为抽蓄电站获利应该在合理水平，较难获得超额收益。
风光：装机造价下行，从补贴至平价 我国风光定价机制主要经历了五个阶段的发展：1）风电产业起步阶段，价格主要参照火电； 2）风电开启商业化发展，经历还本付息电价和经营期电价两个阶段；3）风电上网电价由国务院价格主管部门分地区测算，大型并网光伏示范电站建设开启，国家核准电价。
同时，风光特许权招标项目陆续开启，按中标价格上网；4）将陆风/集中式光伏分为四/三类资源区，分资源区制定标杆电价。
2009～2018 年风光分资源区标杆电价均经历四次下调。
2014 年起，近海风电/潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.85/0.75 元。
对于分布式光伏，实施全电量补贴，“全额上网”项目电价执行标杆电价。
5）标杆电价变为指导价，国补继续退坡。
平价试点正式开启，2021 年除户用光伏外，新建陆上风电和光伏项目平价上网。
区域定价开启风电产业商业化发展 风电产业起步阶段，风电电价主要参考火电。
我国风电产业起步于 1986 年，风电建设主要依赖政府援助、捐款以及优惠贷款。
建设的风电场作为示范性项目或科研用途，并非商业化运行。
因此，尽管风电的建设成本远高于火电，风电电价仍然参照火电，基本与燃煤电价持平。
此阶段的风电电价过低，忽略了经济效益、市场机制和各地资源禀赋差异，不利于风电产业长远发展。
1994 年，我国风电产业进入区域定价阶段，开启商业化发展。
1994 年《风力发电厂并网运行管理规定》（电政法「1994」461 号）颁布，规定风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定；高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担；电网管理部门收购全部上网电量。
自此我国风电进入区域定价阶段，风电价格由各地价格主管部门确定，并报中央审批。
具体分为还本付息电价阶段和经营期平均电价阶段。
此阶段的风电价格反映了项目经济效益和地方差异，但不同区域形成的风电价格差异也较大。
风光招标定价和核准定价并存风电价格分地区测算，光伏示范电站电价由国家核准。
对于风电项目，2005 年《国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知》（发改能源[2005]1204 号）规定：风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的原则分地区测算确定；风电设备国产化率要达到 70%以上。
对于光伏项目，2007 年大型并网光伏示范电站建设开展，对于建设规模不小于 5 兆瓦的并网光伏示范电站公开招标，国家核准上网电价。
风光上网电价由政府核定，保障了项目合理利润，有助于初期风光产业的发展。
2008 年，国家发改委核准了 12 个地区风电上网电价，其中，内蒙古西部获最低上网电价 0.51 元/千瓦时，主要由于该地陆风资源更为丰富。
引入市场机制，开启风光电站特许权招标项目。
2003 年以后，风光特许权招标项目陆续开启。
特许权招标项目由国家招标，发电企业报价，价低者得，特许期为特许权协议正式签署并生效后 25 年。
其中，风电中标电价不高于当地核准电价，中标人风电机组采购本地化率不得低于 70%。
特许权招标项目引入了竞争机制，有力推动风光建设大规模发展。
然而，投标者为争夺项目资源盲目竞争，导致中标价格过低，甚至不能覆盖风光成本。
为防止恶性竞争，2007 年第五期风电特许权招标项目改为中间价中标。
2009 年，第一批光伏特许权招标项目开启。
补贴机制陆续出台并不断优化。
2005 年《可再生能源法》规定：电网企业应全额收购其覆盖范围内的可再生能源并网发电项目的上网电量。
满足相关要求的可再生能源项目，可以享受税收优惠和贷款优惠。
国家财政设立可再生能源发展专项资金。
接着，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》对电价补贴进一步说明，规定可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤标杆电价的部分及接网费，由电网向电力用户征收电价附加的方式解决。
电价附加计入电网销售电价，单独记账，专款专用。
省级电网企业收取的可再生能源电价附加首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡。
分资源区标杆电价 随着风光成本降低，标杆电价持续下降。
2009 年，发改委发文《国家发展改革委关于完善 风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906 号），决定按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定陆上风电标杆上网电价。
而后，集中式光伏于 2011 年开始执行固定标杆电价，并于 2013 年起实行分资源区标杆电价。
标杆电价给予投资者价格预期，为其电力投资提供了有效参考。
同时，国家可以通过标杆电价调整电力投资结构，优化资源配置。
随风光发展规模持续扩张，产业竞争不断加强，风光建设成本下降，标杆电价随之下调。
截至 2018 年，陆风/集中式光伏分资源区标杆电价均经历四次下调，平均每次下调 2.0/8.75 分钱。
海风标杆电价制定较晚。
2014 年《国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216 号）规定：对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。
2017 年以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时 0.85 元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时 0.75 元。
2016 年《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）规定非招标海风标杆电价延续上述标准。
分布式光伏电站分为两种模式，执行不同价格政策。
我国分布式光伏包括“自发自用，余电上网”和“全额上网”两种模式。
对享受中央财政投资补贴之外的“自发自用，余电上网”分布式光伏发电项目，我国实施全电量补贴，连续补贴 20 年。
全电量电价补贴标准由 2013 年的 0.42 元/千瓦时（含税）经历两次下降至 2018 年的 0.32 元/千瓦时，每次下降五分钱。
余电上网电价执行当地脱硫燃煤标杆电价。
对“全额上网”项目，则由电网企业直接按照当地光伏电站上网标杆电价收购其发电量。
国家设立可再生能源发展基金，作为电价补贴
