河北阶梯电价（河北阶梯电价标准2020）

今天跟大家分享一下河北阶梯电价（河北阶梯电价标准2020）,以下是这个问题的总结，希望对你有帮助，让我们看一看。

（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。

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。

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。

2016年6月，国家发改委、能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，其中对于存在弃风弃光地区明确指出，保障性收购电量应由电网企业按照标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障性收购年利用小时数的部分应通过市场化方式消纳，由风电、光伏发电企业与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易，并按照新能源标杆上网电价与当地燃煤基准价的差额享受可再生能源补贴。而对于非弃风弃光地区，政策要求电网全额按可再生能源标杆上网电价全额收购风电、光伏项目量。

虽然国家发改委出台了全国层面的保障性收购利用小时政策，但是部分省份囿于可再生能源装机规模大，消纳能力偏弱，因此陆续出台了本省的保障性收购利用小时，其中出台省份基本都是将保障收购利用小时在一定程度上下修。

2021 年 8 月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》，同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。《方案》规定，初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴。

当前我国绿电交易已经呈现出常态化交易状态，以其中数据披露较为完备的广东省和江苏省为例，绿电交易价格较当地煤电基准价持续溢价，广东省绿电成交价格平均较当地煤电基准价溢价 4-6 分/千瓦时，江苏省溢价水平持续高于 7 分/千瓦时。而绿电溢价背后的逻辑在于，绿电作为低碳能源，电量具备环境属性，因此用户需要向环境属性支付溢价。

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河北阶梯电价（河北阶梯电价标准2020）

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