改革開放40年來，與電力體制和電力市場化改革相適應，電價體系從單一的銷售電價，經(jīng)歷了構建獨立的上網(wǎng)電價、輸配電價和完善銷售電價等改革，基本形成了目前較為完善的電價體系。
1985年之前，我國電力行業(yè)實行的是高度集中的管理模式，政府嚴格統(tǒng)一管理電價，電價制度以滿足社會公益事業(yè)的需要為原則。我國電力工業(yè)由政府統(tǒng)一管理，從發(fā)電、輸電到配電，電力生產(chǎn)的各個環(huán)節(jié)，均由政府自上而下垂直壟斷經(jīng)營，實行計劃建設，計劃發(fā)電，計劃供電的體制。電力的買賣關系雖然也存在，但賣方和買方都沒有選擇權，沒有發(fā)電價格，只有政府制定的銷售電價。這期間我國的電力市場屬于比較典型的計劃經(jīng)濟體制下的政府壟斷經(jīng)營模式。改革開放以后，尤其是進入20世紀80年代中期，電力在計劃經(jīng)濟下的垂直壟斷經(jīng)營已經(jīng)越來越不適應經(jīng)濟社會發(fā)展的要求，缺電局面日益嚴重，全國各地出現(xiàn)拉閘限電，電力工業(yè)成為制約我國經(jīng)濟社會發(fā)展和正常運行的瓶頸產(chǎn)業(yè)。1985年后國務院分別批準了集資辦電、賣用電權、發(fā)行電力債券以及征收電力建設資金等項政策和措施，自此也開啟了我國電價改革的篇章。
到目前為止，我國的電價改革可以分為三個階段。
第一階段是1985-2002年間
為了鼓勵集資辦電、吸引電力投資，我國實行了還本付息電價政策，之后改進為經(jīng)營期電價，初步形成了獨立的上網(wǎng)電價，并相應地形成了多種銷售電價，有效地加快了我國電力建設。
第二階段是2002－2015年
實施第一輪電力體制改革期間，電價體系在單純的銷售電價結構基礎上增加了發(fā)電上網(wǎng)電價、部分跨省區(qū)輸電價格、部分省份大用戶直購電交易的輸電價格及輔助服務補償標準。電價形成機制的改革進一步改變了電價體系：一是上網(wǎng)電價標桿化和外部性成本內部化改革，實施了煤電標桿電價及其脫硫脫硝除塵環(huán)保及超低排放加價、風電和光伏分區(qū)域標桿電價、核電標桿電價，以及水電上網(wǎng)電價標桿制的探索。二是上網(wǎng)電價市場化探索，2004年在東北區(qū)域市場試行了兩部制上網(wǎng)電價且電量電價市場化，但由于2005年市場價格上漲致使東北區(qū)域電力市場試點停運；部分試點省份開展了大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易，直接交易價格由雙方協(xié)商確定或由電力交易中心組織集中競價。三是銷售電價改革，簡化了銷售電價分類，大部分省份實行了大工業(yè)用戶峰谷分時電價，上海和浙江等省市試行了居民電價峰谷分時制，全國普遍實施居民階梯電價和可再生能源電價附加等。
第三階段是2015年
新一輪電力體制改革開啟以來，電價改革重點在兩方面：實施獨立輸配電價監(jiān)管，完成了第一個監(jiān)管周期省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)和專項輸電工程獨立輸配電價監(jiān)管的全覆蓋；各省、直轄市和自治區(qū)（以下簡稱各省）通過開展了多種形式的電力交易，實現(xiàn)了部分發(fā)電量價格的市場化和大工業(yè)用電價格的市場化。
本文將對我國現(xiàn)行電價體系的結構和各種電價形成機制進行系統(tǒng)的梳理，并進行簡要評述。
一、上網(wǎng)電價
為了吸引電源投資、促進投資主體多元化，1985年開始對原國家電力公司之外的獨立發(fā)電廠建立了還本付息電價機制;2001年，為解決還本付息電價政策所帶來的新建發(fā)電項目投產(chǎn)初期上網(wǎng)電價過高，推動銷售電價水平上漲幅度過大問題，將獨立發(fā)電廠的上網(wǎng)電價改進為經(jīng)營期電價。2004年，電力市場化改革初期，標桿上網(wǎng)電價作為向市場化過渡的電價機制，在全國范圍實施，同時還開展了競價上網(wǎng)和大用戶直購電的市場化探索；2015年后，根據(jù)電改九號文要求，全國各地先后開展有序放開發(fā)用電計劃的電力市場化改革，推行大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易。今后，還將逐步全面建立發(fā)用電價格的市場形成機制。
1、還本付息電價
為了緩解電力工業(yè)發(fā)展滯后、電力供應持續(xù)緊張的局面,1985年5月，國務院批轉國家經(jīng)委等部門《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定》，允許除國家以外的其它投資者投資發(fā)電項目。包括外資、地方政府和社會資本在內的多元投資者的進入,打破了中國電力市場獨家辦電的格局,在發(fā)電領域形成了多元化的投資主體。多家辦電政策的實施,鼓勵了大量投資流向發(fā)電領域。
由于外資、地方政府以及各種社會資本的進入，客觀上要求對此類發(fā)電項目實行獨立核算。為與此相適應,國家開始實行多種電價制度。當年出臺兩項基本電價政策:一是燃運加價,指電價隨燃料、運輸價格的變化而相應浮動，該政策執(zhí)行到1993年后并入目錄電價。二是還本付息，指利用貸款建設的集資電廠或機組在還本付息期間,按照成本、稅金、具有還本付息能力和合理利潤的原則核定上網(wǎng)電價和銷售電價（具體參見國務院國發(fā)[1985]72號和原水電部等部門聯(lián)合頒發(fā)的(87)水電財總字第101號文）。1988年，國家為緩解嚴重缺電和電力建設資金不足的問題,又出臺了一項基本電價政策,決定從1988年1月l日起對全國所有企業(yè)用電征收每千瓦時2分錢電力建設資金,作為地方電力基本建設的專項資金，有償使用，其利率還貸期限按國家撥改貸辦法執(zhí)行。
在1985年出臺的兩項基本電價政策后,又衍生出一些子電價政策,如小水電和小火電代售電價、帶料加工及議價燃料發(fā)電電價、超計劃發(fā)電自銷電價、超計劃用電加價、三峽建設基金、各種地方附加電價等。具體來講，1985年之前主要利用政府撥款建設的所有電廠，以及1985-1992年期間利用補貼的政府貸款建設的電廠或電廠的一部分,其上網(wǎng)電價按定額發(fā)電單位成本、發(fā)電單位利潤加發(fā)電單位稅金的方法核定,一廠一價,一次核定多年有效;1986-1992年期間建設的非中央政府投資電廠和1992年之后建設的所有電廠,上網(wǎng)電價執(zhí)行“新電新價”政策,按還本付息電價原則核定（《關于多種電價實施辦法的通知》(<1996>水電計字第73號）);獨立地方小火電、小水電及自備電廠的上網(wǎng)電價，一般按平均成本、平均利潤加稅金的方法核定;各電網(wǎng)企業(yè)對所屬非獨立核算電廠制定的各種內部核算電價等。
多種電價制度激發(fā)了各方集資辦電的熱情，在較短時期內解決了中國嚴重缺電的局面，支持了國民經(jīng)濟的持續(xù)快速增長。然而，由于還本付息電價在很大程度上受個別投資成本的影響，結果上網(wǎng)電價表現(xiàn)為“一廠一價”，甚至“一機一價”。發(fā)電投資成本缺乏有效的約束機制，導致上網(wǎng)電價持續(xù)上漲。
發(fā)電領域投資主體的多元化和相應的多種電價制度，雖然在一定程度上緩解了電力供應持續(xù)緊張的矛盾，但同時也暴露出原有電力市場運作機制上的諸多弊端。如壟斷經(jīng)營的市場模式?jīng)]有根本性改變；廠網(wǎng)不分、發(fā)電環(huán)節(jié)難以形成公平競爭；省間市場壁壘阻礙電力資源優(yōu)化配置等。
2、經(jīng)營期上網(wǎng)電價
為改變成本無約束、價格無控制的狀況,1998年,國家適時調整電價政策,以“經(jīng)營期電價”政策取代“還本付息電價”政策（具體參見國家計委計辦價格[2001]701號文），制定了新的火電和水電上網(wǎng)電價核定方法。其思路是在綜合考慮電力項目經(jīng)濟壽命周期內各年度的成本和還貸需要的基礎上,通過計算電力項目每年的現(xiàn)金流量,按照使項目在經(jīng)濟壽命周期內各年度的凈現(xiàn)金流量能夠滿足資本金財務內部收益率為條件測算電價。這一政策主要是將按電力項目還貸期還本付息需要定價,改為按社會平均先進成本定價,加強了成本控制意識,同時統(tǒng)一規(guī)范了電力企業(yè)的資本金收益率水平。
還本付息電價、燃運加價、經(jīng)營期電價等多項電價政策的實行,對扭轉我國長期缺電局面,支持經(jīng)濟持續(xù)增長,促進電力企業(yè)加強管理、提高效率,起到了積極作用。但是,隨著電力供求關系、市場結構的變化,上述定價方法及高度集中的電價管理體制己難以適應電力工業(yè)健康發(fā)展的要求。
3、上網(wǎng)電價市場化與標桿化探索
我國從1998年開始,在上海、浙江、山東、遼寧、吉林和黑龍江6?。ㄊ校┻M行“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”的市場化改革試點工作,探索打破垂直一體化壟斷的可能途徑。但由于國家電力公司仍然擁有和控制大量的國有電廠和輸配電網(wǎng),發(fā)、輸、配一體的格局沒有打破。一部分發(fā)電企業(yè)雖然成立了獨立法人實體,但電廠的運行管理和經(jīng)營管理仍由電力公司代管,名義上是“兩家”而實際上仍然是“一家"，市場化交易電量和電價實行內部結算，并沒有實現(xiàn)真正意義上的上網(wǎng)電價市場化。
2002年開始,電力體制改革步入實質性操作階段。2002年3月，國務院正式批準了以“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)，打破壟斷，引入競爭”為宗旨的《電力體制改革方案》(國發(fā)[2002]5號)。當時方案提出的改革目標包括實施廠網(wǎng)分開，重組發(fā)電和電網(wǎng)企業(yè)；實行競價上網(wǎng)，建立電力市場運行規(guī)則和政府監(jiān)管體系，初步建立競爭、開放的區(qū)域電力市場，實行新的電價機制；制定發(fā)電排放的環(huán)保折價標準，形成激勵清潔電源發(fā)展的新機制；開展發(fā)電企業(yè)向大用戶直接供電的試點工作，改變電網(wǎng)企業(yè)獨家購買電力的格局；繼續(xù)推進農(nóng)村電力管理體制的改革。
廠網(wǎng)分開后,建設競爭性電力市場的改革正式展開。為適應廠網(wǎng)分離后的價格管理,國家有關部門發(fā)布了臨時上網(wǎng)電價辦法。這個辦法的內容包括:從原國家電力公司系統(tǒng)分離、沒有上網(wǎng)電價的發(fā)電企業(yè),執(zhí)行政府價格主管部門按補償成本原則核定的臨時上網(wǎng)電價;電網(wǎng)公司保留的電廠中,己核定上網(wǎng)電價的,繼續(xù)執(zhí)行政府價格主管部門制定的上網(wǎng)電價,未核定上網(wǎng)電價的電廠,電網(wǎng)企業(yè)獨資建設的,按補償成本原則核定臨時上網(wǎng)電價;獨立發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價,由政府價格主管部門根據(jù)發(fā)電項目經(jīng)營壽命周期,按照合理成本、合理收益的原則核定;同時期建設的同類型發(fā)電機組上網(wǎng)電價應實行同一價格水平;超發(fā)電量上網(wǎng)電價、自備電廠上網(wǎng)電價由政府價格主管部門按兼顧供需雙方利益的原則核定;在保持總水平基本穩(wěn)定的前提下,上網(wǎng)電價實行峰谷分時制度,在水電豐富的地區(qū),具備條件的,可實行豐枯季節(jié)電價;燃料、運輸價格漲落幅度較大時,上網(wǎng)電價應與燃運價格聯(lián)動。
2003年7月9日, 國務院辦公廳下發(fā)《關于印發(fā)電價改革方案的通知》(國辦發(fā)[2003]62號)，提出在全面引入競爭機制前的過渡時期,上網(wǎng)電價主要實行兩部制電價,其中容量電價由政府制定,電量電價由市場競爭形成;各地也可以根據(jù)實際采取部分電量競價等其他過渡方式.
2004年5月24日,原電監(jiān)會印發(fā)《東北區(qū)域電力市場實施方案》(電監(jiān)供電[2004]18號),決定在東北區(qū)域電力市場實施兩部制上網(wǎng)電價改革試點,其中容量電價由政府價格主管部門制定和調整,電量電價由市場競爭形成。非競價機組仍實行政府定價,上網(wǎng)電價由政府價格主管部門按全國統(tǒng)一政策制定和調整。但東北區(qū)域電力市場由于種種原因，在試運行一年后停擺。
在向由市場決定上網(wǎng)電價的過渡階段，我國對仍處于政府管制下的發(fā)電上網(wǎng)電價開始實施標桿化管理。2004年6月8日，發(fā)改委公布了《關于疏導華北、南方、華中、華東、東北、西北電價矛盾有關問題的通知》(發(fā)改價格[2004]1036、1037、1038、1039、1124、1125 號)，對由政府定價的火電機組開始實施標桿上網(wǎng)電價。
2005年4月5號,國家發(fā)展改革委出臺的《上網(wǎng)電價管理暫行辦法》正式明確了標桿上網(wǎng)電價機制。指出,對于發(fā)電企業(yè)的上網(wǎng)電價,在競價上網(wǎng)前,將由政府價格主管部門按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定,或通過政府招標確定。政府價格主管部門制定的上網(wǎng)電價,同一地區(qū)新建設的同類型發(fā)電機組將實行同一價格,并事先向社會公布;原來已經(jīng)定價的發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價也將逐步統(tǒng)一。同時,上網(wǎng)電價將與燃料價格實行聯(lián)動。同時，針對電價市場化改革，《上網(wǎng)電價管理暫行辦法》指出：競價上網(wǎng)后,上網(wǎng)電價將實行兩部制電價,其中,容量電價由政府制定,電量電價由市場競爭形成。各區(qū)域電力市場可以實行全部電量集中競價上網(wǎng),也可以同時允許大用戶和獨立核算的配電公司與發(fā)電公司進行雙邊交易。
為建立上網(wǎng)電價與燃料價格聯(lián)動機制，2004年12月25日，發(fā)改委發(fā)布了《關于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見》（發(fā)改價格[2004]2909號），提出了加強電煤價格監(jiān)測工作、穩(wěn)妥實施煤電價格聯(lián)動、適當調控電煤價格和加強對電煤價格的監(jiān)督檢查的工作目標。文件要求建立煤炭價格與電力價格的傳導機制，并提出了煤電價格聯(lián)動計算方法。以電煤綜合出礦價格（車板價）為基礎，實行煤電價格聯(lián)動。為促進電力企業(yè)降低成本、提高效率，電力企業(yè)要消化30%的煤價上漲因素。燃煤電廠上網(wǎng)電價調整時，水電企業(yè)上網(wǎng)電價適當調整，其他發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價不隨煤價變化調整。2012年12月25日國務院發(fā)布國辦發(fā)〔2012〕57號文件《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》開啟了電煤市場化改革，意見規(guī)定自2013年起，取消重點合同，取消電煤價格雙軌制，發(fā)展改革委不再下達年度跨省區(qū)煤炭鐵路運力配置意向框架。煤炭企業(yè)和電力企業(yè)自主銜接簽訂合同，自主協(xié)商確定價格。同時繼續(xù)實施并不斷完善煤電價格聯(lián)動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網(wǎng)電價，同時將電力企業(yè)消納煤價波動的比例由30%調整為10%。
隨著新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)的興起與不斷發(fā)展，與新能源發(fā)電有關的上網(wǎng)電價及相關分攤補償政策開始逐步出臺。2006年1月13日，發(fā)改委發(fā)布了《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》，明確了2006年及以后建設的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價及費用分攤管理辦法，同時也標志著我國上網(wǎng)標桿電價進入發(fā)展和逐步完善化階段，即按電源類別分別定價階段。
從總體來看，我國現(xiàn)階段政府管制下的上網(wǎng)電價體系是以分電源類別的標桿電價為主導，具體而言：燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價采用“分省標桿制+脫硫、脫銷、除塵及超低排放環(huán)保加價”的機制；陸上風電和集中式光伏發(fā)電采用分資源區(qū)核定標桿電價并建立起隨著技術進步上網(wǎng)電價逐步退坡的機制；分布式光伏采用當?shù)厝济喊l(fā)電標桿上網(wǎng)電價加全國統(tǒng)一的全電量度電補貼；海上風電分潮間帶風電和近海風電兩種類型分別核定標桿上網(wǎng)電價；可再生能源發(fā)電上網(wǎng)電價高出當?shù)厝济喊l(fā)電上網(wǎng)電價的部分在全國統(tǒng)一分攤；核電上網(wǎng)電價采用全國統(tǒng)一標桿機制；省內水電上網(wǎng)電價實行標桿電價制度，水電比重較大的?。ㄈ缢拇ê驮颇希?，實行豐枯分時電價或者分類標桿電價，跨省跨區(qū)域送電的水電上網(wǎng)電價由受電?。ㄊ校┥暇W(wǎng)電價倒推機制改進為供需雙方協(xié)商確定。天然氣發(fā)電根據(jù)其在電力系統(tǒng)中的作用及投產(chǎn)時間，實行差別化的上網(wǎng)電價機制；抽水蓄能電站也由租賃制租賃制、兩部制和單一制等多種電價形式并存，規(guī)范為以政府制定兩部制上網(wǎng)電價及抽水電價為基礎的新機制。標桿電價機制的建立較好的解決了過往政府管制上網(wǎng)電價采用的“個別成本定價”無法有效約束成本的弊端，在建立競爭性批發(fā)市場的過渡階段，對于引導發(fā)電企業(yè)節(jié)約成本，提高效率，優(yōu)化發(fā)電資源配置，促進發(fā)電節(jié)能技術進步均起到了積極的作用。
區(qū)域電力市場建設停滯后，我國開始探索通過大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易實現(xiàn)電力市場化。2009年，國家發(fā)展改革委、原國家電監(jiān)會和國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關于遼寧撫順鋁廠與發(fā)電企業(yè)開展電力直接交易試點有關事項的批復》(發(fā)改價格[2009]2550號)，批復遼寧撫順鋁廠與華能伊敏電廠開展直接交易試行方案，標志著電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點正式啟動，直接交易電量對應的發(fā)電廠上網(wǎng)電價和用戶用電價格不執(zhí)行當?shù)貥藯U上網(wǎng)電價和目錄電價。同年，原國家電監(jiān)會頒布《關于完善電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點工作有關問題的通知》（電監(jiān)市場〔2009〕20號），進一步規(guī)范和推進電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點工作，指出“建立規(guī)范透明的市場交易機制，自主協(xié)商交易電量、確定交易價格，簽訂1年及以上的直接交易合同”。隨后，我國多省（市、區(qū)）陸續(xù)探索建立由發(fā)用雙方自主協(xié)商交易電量和電價的新機制。
2012年，原國家電監(jiān)會印發(fā)《跨省跨區(qū)電能交易基本規(guī)則（試行）》（國家電力監(jiān)管委員會 [2012]151號），指出“跨省跨區(qū)電能交易堅持以市場為導向”，“除國家明確的年度跨省跨區(qū)電量交易以外，跨省跨區(qū)電能交易原則上均應采取市場化的交易方式”，交易方式包括集中撮合和雙邊協(xié)商，“逐步探索形成市場化的價費形成機制”。
4、深化上網(wǎng)電價市場化改革
2015年，中共中央國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)[2015]9號），提出“分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成”，“參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價由用戶或售電主體與發(fā)電企業(yè)通過協(xié)商、市場競價等方式自主確定”，拉開了新一輪競爭性批發(fā)市場的建設。
同年，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于完善跨省跨區(qū)電能交易價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格[2015]962號），強調“跨省跨區(qū)送電由送電、受電市場主體雙方在自愿平等基礎上，在貫徹落實國家能源戰(zhàn)略的前提下，按照“風險共擔、利益共享”原則協(xié)商或通過市場化交易方式確定送受電量、價格，并建立相應的價格調整機制”，“國家鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省跨區(qū)送電項目業(yè)主和電價；鼓勵送受電雙方建立長期、穩(wěn)定的電量交易和價格調整機制，并以中長期合同形式予以明確”，我國跨省跨區(qū)電能交易價格逐步向市場化過渡。
2016年，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》指出，電力中長期交易的成交價格由市場主體通過自主協(xié)商等市場化方式形成，第三方不得干預；計劃電量應隨著政府定價的放開采取市場化定價方式。同時明確，雙邊交易價格按照雙方合同約定執(zhí)行；集中競價交易按照統(tǒng)一出清價格或根據(jù)雙方申報價格確定；掛牌交易價格以掛牌價格結算。我國的上網(wǎng)電價形成機制向著市場化的方式又邁進堅實的一步。
二、輸配電價
1、我國輸配電價改革歷程概述
我國的輸配電價改革始于2002年。國務院發(fā)布的《國務院關于印發(fā)電力體制改革方案的通知》（國發(fā)〔2002〕5號）提出在廠網(wǎng)分開后，建立合理的電價形成機制，將電價劃分為上網(wǎng)電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。隨后，為落實《通知》的要求，2003年國務院辦公廳發(fā)布《國務院辦公廳關于印發(fā)電價改革方案的通知》（國辦發(fā)〔2003〕62號），對輸配電價改革的原則、管理方式、價格結構進行了初步明確。為進一步明確細化電價的形成機制和管理方式，2005年國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于印發(fā)電價改革實施辦法的通知》（發(fā)改價格[2005]514號），出臺了3個配套文件，其中在《輸配電價管理暫行辦法》中，對輸配電價體系、定價方法以及管理方式進行了規(guī)定。從結構上看，輸配電價改革最初是按照我國輸電網(wǎng)在投資運營管理體制和調度運行體制上分為的三級——國家、區(qū)域和省級，將輸配電價結構也相應地分為三級：跨區(qū)輸電價、（各區(qū)域內）跨省輸電價和省級電網(wǎng)輸配電價；其中，省級電網(wǎng)輸配電價又分為外送電過網(wǎng)費、省內輸配電價以及大用戶直購電輸配電價格三種形式。在此基礎上，我國核定了跨省跨區(qū)專項輸電工程的輸電價格以及部分省份大用戶直接交易的輸電價格，但尚未形成規(guī)范的區(qū)域電網(wǎng)輸電價格和獨立的省級電網(wǎng)輸配電價。
2014年末國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》（發(fā)改價格[2014]2379號）標志著我國新一輪輸配電價改革啟動。2015年《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）以及相關配套文件的正式發(fā)布，加速了我國的輸配電價改革。同年，國家發(fā)展改革委開始省級電網(wǎng)輸配電價改革， 2017年開始區(qū)域電網(wǎng)和跨省跨區(qū)專項工程輸電價格改革，逐步建立了獨立的省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價體系，規(guī)范了輸配電價結構與定價方法，在引入增量配電網(wǎng)改革后，我國的輸配電價結構也將逐步從原有的三級逐步過渡為跨區(qū)跨省專項工程輸電價、區(qū)域電網(wǎng)輸電價、省級電網(wǎng)輸配電價和增量配電網(wǎng)及地方電網(wǎng)配電價格等四級。
新一輪電力體制改革推行的獨立輸配電價監(jiān)管徹底顛覆了我國電網(wǎng)企業(yè)傳統(tǒng)的經(jīng)營方式和盈利模式，具有革命性的影響。電網(wǎng)企業(yè)開始從資產(chǎn)、投資、生產(chǎn)運行等諸多方面改進和優(yōu)化內部管理，積極降本增效。
2、跨區(qū)跨省專項工程輸電價格
《輸配電價管理暫行辦法》（發(fā)改價格[2005]514號）中規(guī)定，輸電專項服務價格分為接入價、專用工程輸電價和聯(lián)網(wǎng)價三類。其中，專用工程輸電價主要適用于電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)利用專用工程以“點對網(wǎng)”、“網(wǎng)對網(wǎng)”形式提供電能輸送服務時價格的核定。如錦界、府谷送出工程屬于“點對網(wǎng)”專項輸電工程，高肇、興安直流和貴廣一、二回輸電工程則屬于“網(wǎng)對網(wǎng)”專項輸電工程。聯(lián)網(wǎng)價適用于電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)利用專用聯(lián)網(wǎng)工程為電網(wǎng)之間提供聯(lián)網(wǎng)服務時價格的核定。如實現(xiàn)華中-華北兩大區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)間互聯(lián)的辛洹線則屬于聯(lián)網(wǎng)工程。而接入價指電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)為發(fā)電廠提供接入系統(tǒng)服務的價格，在我國尚未真正實施。
《輸配電價管理暫行辦法》規(guī)定，專用工程輸電價實行兩部制輸電價，聯(lián)網(wǎng)價依據(jù)聯(lián)網(wǎng)工程運行情況選擇實行單一制容量電價或兩部制電價。實踐中，除高嶺、德寶直流和辛洹線等專項工程核定兩部制輸電價格外，我國跨省跨區(qū)專項輸電工程多以經(jīng)營期方法核定的單一制電量電價為主。其中電量輸電價在電力交易時采用順加的方法包含在落地電價中，由受電地區(qū)電力用戶承擔；容量電價則根據(jù)聯(lián)網(wǎng)工程的受益情況由受益地區(qū)電力用戶承擔。
2017年12月29日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《跨省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法（試行）》（發(fā)改價格規(guī)[2017]2269號,以下簡稱為《辦法》），對我國跨省跨區(qū)專項工程輸電價格的計算方法、價格形式和調整機制等進一步進行了明確和規(guī)范?！掇k法》在輸電價格的計算方法中提出，新投產(chǎn)跨省跨區(qū)專項工程輸電價格按經(jīng)營期電價法核定，建立定期評估調整機制等；在價格形式方面提出跨省跨區(qū)專項工程輸電價格形式按功能確定，執(zhí)行單一制電價。其中，以聯(lián)網(wǎng)功能為主的專項工程按單一容量電價核定，由聯(lián)網(wǎng)雙方共同承擔；以輸電功能為主的專項工程按單一電量電價核定。
此后，國家發(fā)展改革委分別于2018年2月2日和8月25日分別發(fā)布了《關于調整寧東直流等專項工程2018—2019年輸電價格的通知》（發(fā)改價格〔2018〕225號）和《關于核定部分跨省跨區(qū)專項工程輸電價格有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2018〕1227號），對西電東送輸電價格及20余項跨省跨區(qū)專項工程輸電價格進行了調整。
3、區(qū)域電網(wǎng)輸電價格
從整體來看，我國目前已形成東北、西北、華北、華東、華中和南方電網(wǎng)等6大區(qū)域電網(wǎng)。在第一輪電改后，除南方電網(wǎng)“西電東送”專項輸電工程采取“網(wǎng)對網(wǎng)”專項工程輸電價格外，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營范圍內的其他區(qū)域電網(wǎng)均不存在統(tǒng)一、規(guī)范的區(qū)域電網(wǎng)輸電價格體系和定價機制，而是多以內部結算價格作為區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡的輸電價格，各區(qū)域電網(wǎng)的輸電價格體系和定價機制存在著較大差異。
以華東和華中區(qū)域電網(wǎng)為例，在新一輪輸配電價改革前，華東區(qū)域電網(wǎng)實行的輸變電收費方法主要依據(jù)2011年國家發(fā)展改革委批復的《華東電網(wǎng)有限公司輸變電費收取辦法》，由固定輸電費和電度輸電費組成。其中，電度輸變電費的收取項目、標準及方式執(zhí)行《關于調整華東電網(wǎng)有限公司輸變電度電價有關問題的批復》（發(fā)改辦價格[2010]3199號）的規(guī)定，固定輸變電費用的標準及收取方式由《華東電網(wǎng)有限公司輸變電費收取辦法》確定。固定輸變電費又分為華東分部管理輸變電資產(chǎn)的輸變電費和代收代付輸變電費兩部分，對于華東分部管理輸變電資產(chǎn)的輸變電費，還根據(jù)輸變電資產(chǎn)的服務對象，分為全網(wǎng)共享輸變電資產(chǎn)、定向服務輸變電資產(chǎn)和特別服務輸變電資產(chǎn)三類，采取不同的定價方式進行定價。
2017年12月29日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法（試行）》（發(fā)改價格規(guī)[2017]2269號），對區(qū)域共用輸電網(wǎng)絡的價格體系和定價方法進行了進一步完善，實現(xiàn)了區(qū)域電網(wǎng)輸電定價體系與方法的科學化和規(guī)范化。明確了區(qū)域電網(wǎng)輸電定價應遵循區(qū)分功能、尊重歷史以及促進交易的原則。在價格形式方面，明確了區(qū)域電網(wǎng)輸電價格原則上采用兩部制電價。其中，電量電費反映區(qū)域電網(wǎng)提供輸電服務的成本，容量電費反映區(qū)域電網(wǎng)為省級電網(wǎng)提供可靠供電、事故備用等安全服務的成本。電量電費隨區(qū)域電網(wǎng)實際交易結算電量收取，由購電方承擔。分攤給各省級電網(wǎng)的容量電費作為上級電網(wǎng)分攤費用通過省級電網(wǎng)輸配電價回收，隨各省級電網(wǎng)終端售電量（含市場化電量）收取。之后，2018年2月2日國家發(fā)展改革委正式發(fā)布《關于核定區(qū)域電網(wǎng)2018—2019年輸電價格的通知》（發(fā)改價格[2018]224號），公布了新定價辦法下的區(qū)域電網(wǎng)兩部制電價。
4、省級電網(wǎng)輸配電價格
2005年印發(fā)的《輸配電價管理暫行辦法》指出，“電價改革初期，共用網(wǎng)絡輸配電價由電網(wǎng)平均銷售電價（不含代收的政府性基金）扣除平均購電價和輸配電損耗后確定，逐步向成本加收益管理方式過渡?！币罁?jù)該辦法，同時為推進電力市場建設和大用戶直購電試點工作，國家發(fā)展改革委先后于2006，2007年和2008年按照平均銷售電價扣除平均購電價，即購銷差價計算暫行的輸配電價標準并予以公布。2009年，原國家電監(jiān)會頒布《關于完善電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點工作有關問題的通知》（電監(jiān)市場〔2009〕20號），明確了我國現(xiàn)階段大用戶直購電的輸配電定價原則：“近期，在獨立的輸配電價體系尚未建立的情況下，原則上按電網(wǎng)企業(yè)平均輸配電價（不含躉售縣）扣減電壓等級差價后的標準執(zhí)行，其中110千伏（66千伏）輸配電價按照10%的比例扣減，220千伏（330千伏）按照20%的比例扣減。輸配電價實行兩部制。輸配電價標準與損耗率由省級價格主管部門提出意見報國家發(fā)展改革委審批。”
2009年11月，經(jīng)商國家電監(jiān)會、國家能源局，國家發(fā)展改革委就福建、甘肅兩省電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點輸配電價有關問題作出批復。該批復原則上同意福建、甘肅兩省上報的電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點輸配電價標準。之后，國家發(fā)展改革委又批復浙江、江蘇和重慶等多個省份電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點電網(wǎng)的輸配電價。
2013年7月，國家能源局頒布《關于當前開展電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易有關事項的通知》（國家能源局綜合司[2013]258號），其中對大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易的輸配電價，做出了進一步規(guī)定：“加快推進輸配電價（含損耗率）測算核準工作。國家已核批輸配電價的省份，按照核批的標準執(zhí)行。未核批的省份，按照國務院規(guī)定的職責分工，依據(jù)國家發(fā)展改革委相關輸配電價計算公式，抓緊測算后提出意見，按程序報批?！?
2005年之后的一系列輸配電價改革舉措在一定程度上推進了電網(wǎng)企業(yè)成本信息公開，利于接受社會監(jiān)督；也在一定程度上適應和滿足了電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點的開展。但是，《輸配電價管理暫行辦法》設定的“成本加收益”的獨立輸配電價管理方式卻遲遲未能實現(xiàn)。
2014年10月23日，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》（發(fā)改價格（[2014]2379號），標志著新一輪輸配電價改革工作正式開始。該文件在新一輪輸配電價改革各試點中首次明確了“準許成本加合理收益”的獨立輸配電價監(jiān)管模式，提出以3年為周期進行電價監(jiān)管，建立輸配電價激勵約束機制，同時設立平衡賬戶平抑電量波動對電網(wǎng)企業(yè)準許收入回收的影響等。
隨著2015年《關于推進輸配電價改革的實施意見》、2016年《關于全面推進輸配電價改革試點有關事項的通知》（發(fā)改價格[2016]2018號）的發(fā)布，2015年上半年，云南、貴州、安徽、寧夏和湖北等五省入選第二批輸配電價改革擴大試點省份，輸配電價改革由點及面，范圍逐漸擴大；2016年3月，北京、天津、冀南、冀北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12個省級電網(wǎng)列入輸配電價改革試點范圍，為全面推開輸配電價改革打好基礎；同年9月，國家又將輸配電價改革擴大到蒙東、吉林、黑龍江、上海、江蘇、浙江、福建、山東、河南、海南、甘肅、青海、新疆等14個省級電網(wǎng)，實現(xiàn)了省級電網(wǎng)輸配電價改革試點全覆蓋。
從各省級電網(wǎng)輸配電價改革試點的方案來看，各試點均以3年作為輸配電價監(jiān)管周期，采用“準許成本加合理收益”的方式核定監(jiān)管周期內各年的輸配電年準許收入，采用分電壓等級傳導的方式核定省級電網(wǎng)各電壓等級大工業(yè)用戶和一般工商業(yè)用戶的輸配電價。從價格形式來看，為與改革前的電價政策相銜接，一般工商業(yè)用戶采取單一制電量電價，大工業(yè)用戶采取“電量電價+基本電費”的兩部制電價。
從價格水平來看，各省的輸配電價差異較大，華東、華北、華中地區(qū)高于西北、東北地區(qū)，尤其是北京、上海等地的輸配電價位于全國較高水平，而貴州、云南等地則處于全國較低水平。
5、現(xiàn)行增量配電網(wǎng)及地方電網(wǎng)輸配電價格
在2015年發(fā)布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)中，明確提出了“穩(wěn)步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業(yè)務”的改革重點任務。為此，國家發(fā)展改革委、國家能源局于2015年和2016年陸續(xù)發(fā)布《關于推進售電側改革的實施意見》（發(fā)改經(jīng)體[2015]2752號）與《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務管理辦法》（發(fā)改經(jīng)體[2016]2120號），分別對售電側改革的原則、工作目標、市場主體以及相關業(yè)務進行了明確，并對增量配電網(wǎng)的管理、運營主體的權利義務，以及在配電價格核定前的增量配網(wǎng)配電價格執(zhí)行標準進行了明確，文件中明確規(guī)定：配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價執(zhí)行。
2017年11月30日，國家發(fā)展改革委正式發(fā)布《關于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價格的指導意見》（發(fā)改價格規(guī)﹝2017﹞2269號），進一步明確了增量配電網(wǎng)的地位，電力用戶用電價格的計算方法，以及靈活的配電價格定價機制和調整機制等。文件中明確了配電網(wǎng)區(qū)域內電力用戶的用電價格，由上網(wǎng)電價或市場交易電價、上一級電網(wǎng)輸配電價、配電網(wǎng)配電價格、政府性基金及附加組成。對于招標方式確定投資主體的配電網(wǎng)項目，采用招標定價法確定配電價格；對于非招標方式確定投資主體的配電網(wǎng)項目，可以選擇準許收入法、最高限價法和標尺競爭法三種定價方法中的一種或幾種方法確定配電價格等。
三、銷售電價
2002年之前，我國各地銷售電價主要是按照行業(yè)類別分電壓等級定價，銷售電價體系復雜、名目繁多、很不規(guī)范。2002年我國實施電價改革，國務院辦公廳、國家發(fā)展改革委先后頒布了《關于印發(fā)電價改革方案的通知》（國辦發(fā)[2003]62號）和《銷售電價管理暫行辦法》（發(fā)改價格[2005]514號），后者明確了我國銷售電價的含義、總體實行方法和制定原則，對銷售電價的構成及分類、計價方式、制定和調整以及銷售電價管理分別進行了具體的說明。2002年之后，我國各省（市）結合當?shù)氐膶嶋H情況，按照《銷售電價管理暫行辦法》（發(fā)改價格[2005]514號）規(guī)定的原則和方法，分步驟地開展了銷售電價改革。
1、銷售電價的構成
根據(jù)《銷售電價管理暫行辦法》（發(fā)改價格[2005]514號），銷售電價是指電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)對終端用戶銷售電能的價格。我國銷售電價由購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金四部分構成。購電成本指電網(wǎng)企業(yè)從發(fā)電企業(yè)（含電網(wǎng)企業(yè)所屬電廠）或其他電網(wǎng)購入電能所支付的費用及依法繳納的稅金，包括所支付的容量電費、電度電費。輸配電損耗指電網(wǎng)企業(yè)從發(fā)電企業(yè)（含電網(wǎng)企業(yè)所屬電廠）或其他電網(wǎng)購入電能后，在輸配電過程中發(fā)生的正常損耗。輸配電價指按照《輸配電價管理暫行辦法》制定的輸配電價。政府性基金指按照國家有關法律、行政法規(guī)規(guī)定或經(jīng)國務院以及國務院授權部門批準，隨售電量征收的基金及附加。
由于輸配電價改革沒有如期進行，在各?。ㄊ校┥形春硕í毩⒌妮斉潆妰r前，實際核定銷售電價的成本是由購電成本、輸配電損耗、輸配電網(wǎng)企業(yè)投資和運營成本及政府性基金四部分構成。
2、銷售電價改革
2002年以前，我國銷售電價分類包括居民生活電價、非居民照明電價、大工業(yè)電價、商業(yè)電價、非工業(yè)和普通工業(yè)電價、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)電價、貧困縣農(nóng)業(yè)排灌電價以及躉售電價及其它等八類，每類用戶按電壓等級定價。2005年發(fā)布的《銷售電價管理暫行辦法》（發(fā)改價格[2005]514號，以下簡稱《暫行辦法》）中明確：銷售電價分類改革的目標是分為居民生活用電、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電、工商業(yè)及其它用電價格三類，并指出“銷售電價分類根據(jù)用戶承受能力逐步調整”。十余年來，各省市在該暫行辦法指導下，分步驟地將本地區(qū)的銷售電價目錄向居民生活用電、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電、工商業(yè)及其它用電價格等三類過渡，多數(shù)省份已經(jīng)歸并為四至五大類。
2013年，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于調整銷售電價分類結構有關問題的通知》（發(fā)改價格[2013]973號），進一步強調要“將銷售電價由現(xiàn)行主要依據(jù)行業(yè)、用途分類，逐步調整為以用電負荷特性為主分類，逐步建立結構清晰、比價合理、繁簡適當?shù)匿N售電價分類結構體系”，這將是我國未來銷售電價改革的方向之一。
我國現(xiàn)行銷售電價除按用戶類別劃分外，每一類用戶銷售電價又按電壓等級不同分檔定價，總體上可分為不滿1 kV、1～10 kV、35 kV、110 kV和220 kV及以上5檔。同一用戶類別中電壓等級越高，銷售電價越低。
在電價制度上，《暫行辦法》規(guī)定“居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電，實行單一制電度電價。工商業(yè)及其它用戶中受電變壓器容量在100千伏安或用電設備裝接容量100千瓦及以上的用戶，實行兩部制電價。受電變壓器容量或用電設備裝接容量小于100千伏安的實行單一電度電價，條件具備的也可實行兩部制電價”，“基本電價按變壓器容量或按最大需量計費，由用戶選擇，但在一年之內保持不變”。由于各地實際情況差異較大，2013年《關于調整銷售電價分類結構有關問題的通知》（發(fā)改價格[2013]973號）中，對兩部制實施范圍作出一定調整，指出“一般工商業(yè)及其它用電中，受電變壓器容量（含不通過變壓器接用的高壓電動機容量）在315千伏安（千瓦）及以上的，可先行與大工業(yè)用電實行同價并執(zhí)行兩部制電價。具備條件的地區(qū)，可擴大到100千伏安（千瓦）以上用電?！?016年，為適應我國經(jīng)濟結構調整帶來的企業(yè)結構調整，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式的通知》（發(fā)改價格[2016]1583號），放寬基本電價計費方式變更周期限制，“基本電價計費方式變更周期從現(xiàn)行按年調整為按季變更”；放寬減容（暫停）期限限制，電力用戶可根據(jù)用電需求變化情況，向電網(wǎng)企業(yè)申請減容、暫停、減容恢復、暫?；謴陀秒?。我國電價政策主動適應社會經(jīng)濟改革，服務于實體經(jīng)濟發(fā)展。進一步優(yōu)化兩部制電價結構，合理設定基本電費和電度電費占比將是未來我國銷售電價改革的主要內容之一。
《暫行辦法》明確“銷售電價實行峰谷、豐枯和季節(jié)電價，具體時段劃分及差價依照所在電網(wǎng)的市場供需情況和負荷特性確定”。目前我國絕大部分省份均已對工商業(yè)大用戶實行峰谷分時電價。2013年，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關于完善居民階梯電價制度的通知》（發(fā)改價格[2013]2523號）,要求全面推行居民用電峰谷分時電價政策，我國各?。ㄊ袇^(qū)）開始陸續(xù)對居民用戶實施峰谷分時銷售電價政策。2018年，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》（發(fā)改價格規(guī)[2018]943號）,再次強調“完善峰谷電價形成機制”，“推行居民峰谷電價”。峰谷分時電價政策運用價格信號鼓勵電力用戶參與削峰填谷，優(yōu)化用能結構，對提高電力系統(tǒng)運行效率，降低用電成本起到了重要的作用。
2011年國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見的通知》（發(fā)改價格[2011]2617號），開始將城鄉(xiāng)居民每月用電量按照滿足基本用電需求、正常合理用電需求和較高生活質量用電需求劃分為三檔，電價實行分檔遞增的階梯電價政策。《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》（發(fā)改價格規(guī)[2018]943號）中重申要“完善居民階梯電價制度”。階梯電價政策實施至今，對我國逐步減少電價交叉補貼，理順電價關系，引導居民合理、節(jié)約用電，促進資源節(jié)約型和環(huán)境友好型社會建設起到了積極作用。
長久以來，我國銷售電價均由中央政府定價。2015年，中共中央國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)[2015]9號），指出要：分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成。未來我國銷售電價形成機制也將向著市場決定價格的方向發(fā)展。
3、銷售電價附加的分析
我國銷售電價附加名目繁多，主要包括：國家重大水利工程建設基金、農(nóng)網(wǎng)還貸資金、城市公用事業(yè)附加費、大中型水庫移民后期扶持資金、地方水庫移民后期扶持資金以及可再生能源電價附加等六個項目。
國家重大水利工程建設基金
前身為三峽工程建設基金，1992年12月20日財政部、國家計委、能源部、國家物價局以〔1992〕財工字576號文下發(fā)《關于籌集三峽工程建設基金的緊急通知》。通知規(guī)定，全國用電加價0.3分錢/千瓦時，與葛洲壩電廠上交的利潤一并作為三峽工程建設基金，專項用于三峽工程建設。從1996年2月1日起,在三峽工程直接受益地區(qū)和經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的十六個省、直轄市每千瓦時提高到0.7分錢。
2009年財政部國家發(fā)展改革委水利部關于印發(fā)《國家重大水利工程建設基金征收使用管理暫行辦法》的通知中規(guī)定：重大水利基金利用三峽工程建設基金停征后的電價空間設立。從2010年1月1日起開始征收，至2019年12月31日止。主要用途：支持南水北調工程建設、解決三峽工程后續(xù)問題以及加強中西部地區(qū)重大水利工程建設。2017年，財政部下發(fā)《關于降低國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準的通知》(財稅〔2017〕51號)，將國家重大水利工程建設基金的征收標準統(tǒng)一降低25%；2018年，財政部下發(fā)《關于降低部分政府性基金征收標準的通知》（財稅〔2018〕39號），在2017年已經(jīng)降低25%的基礎上，將國家重大水利工程建設基金征收標準再次降低25%。
農(nóng)網(wǎng)還貸基金
農(nóng)網(wǎng)還貸資金是對農(nóng)網(wǎng)改造貸款“一省多貸”的省、自治區(qū)、直轄市（指該省市區(qū)的農(nóng)網(wǎng)改造工程貸款由多個電力企業(yè)承貸）電力用戶征收的政府性基金，專項用于農(nóng)村電網(wǎng)改造貸款還本付息。按照當時的規(guī)定，共有山西、吉林、湖南、湖北、廣東、廣西、四川、重慶、云南、陜西省10個“一省多貸”的省份征收農(nóng)網(wǎng)還貸基金附加，征收標準為按社會用電量每度電2分錢。其余的“一省一貸”的情況，省電力公司為單一的貸款和投資主體，其投資費用直接從銷售電價中回收。
可再生能源電價附加
可再生能源電價附加是為扶持可再生能源發(fā)展而在全國銷售電量上均攤的加價，是可再生能源發(fā)展基金的一部分，可再生能源發(fā)展基金包括國家財政公共預算安排的專項資金和依法向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入等。
可再生能源電價附加標準、收取范圍由國務院價格主管部門統(tǒng)一核定，并根據(jù)可再生能源發(fā)展的實際情況適時進行調整。省級電網(wǎng)企業(yè)將收取的可再生能源電價附加計入本企業(yè)收入，首先用于支付本省(區(qū)、市)可再生能源電價補貼，差額部分進行配額交易、全國平衡。
可再生能源電價附加在除西藏自治區(qū)以外的全國范圍內，對各省、自治區(qū)、直轄市扣除農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電（含農(nóng)業(yè)排灌用電）后的銷售電量征收?？稍偕茉措妰r附加征收標準在2007年開始征收時為0.8分/千瓦時，2013年9月25日將向除居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以外的其他用電征收的可再生能源電價附加標準提高至1.5分/千瓦時。2015年，居民生活和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準再次提高，至每千瓦時1.9分錢
城市公用事業(yè)附加費
最早可以追溯到1964年的相關規(guī)定，其中工業(yè)用電、工業(yè)用水附加，原則上全國各城市都可以開征。城市公用事業(yè)電力附加費用以支持城市公共照明建設、維修和日常維護，具體包括：市政路燈電費，運行維護人員成本，路燈維修、更新、改造成本等。
城市公用事業(yè)電力附加費最初是在電價外進行征收，1998年國家發(fā)展改革委將各地在電價外征收的城市公用事業(yè)附加費并入了電價，并明確未開征的地區(qū)一律不得開征（甘肅（2003）、江西（2012）等地區(qū)向發(fā)改委提交的開征申請被駁回。）公用事業(yè)附加由各個地區(qū)的政府制定，執(zhí)行水平和范圍也都不盡相同，附加費繳入省非稅收入?yún)R繳結算戶。2017年財政部下發(fā)《關于取消、調整部分政府性基金有關政策的通知》（財稅[2017]18號），取消了城市公用事業(yè)附加費的征收。
大中型水利移民后期扶持資金
大中型水庫移民后期扶持基金，是國家為扶持大中型水庫農(nóng)村移民解決生產(chǎn)生活問題而設立的政府性基金，對符合扶持范圍的移民每人每年補助600元，連續(xù)扶持二十年。除了財政預算安排的大中型水庫移民后期扶持專項資金，和經(jīng)營性大中型水庫應承擔的移民后期扶持資金兩種籌措來源之外，征收大中型水利移民后期扶持資金電費附加，對省級電網(wǎng)企業(yè)在本省(區(qū)、市)區(qū)域內扣除農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電后的全部銷售電量加價征收。按月上繳中央國庫。中央財政接電網(wǎng)企業(yè)代征額的2‰付給其代征手續(xù)費。代征手續(xù)費在該項基金的預算支出安排。2017年，財政部下發(fā)《關于降低國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準的通知》(財稅〔2017〕51號)，將大中型水庫移民后期扶持基金的征收標準統(tǒng)一降低25%。
地方水庫移民后期扶持資金
地方水庫移民后期扶持資金與大中型水庫移民后期扶持基金類似，只不過執(zhí)行的水平和范圍由各個政府自己決定。
通過分析，可將我國銷售電價中的六項附加分為以下三類。第一類，包括農(nóng)網(wǎng)還貸資金、可再生能源電價附加兩項，這類電價附加在目前條件下應該繼續(xù)征收，并適時根據(jù)我國電力市場建設逐步進行改革、直至取消的項目。第二類，包括城市公用事業(yè)附加費，這類電價附加顯得很有必要，同時也能夠解決現(xiàn)實問題，但是電價附加不應該是解決問題資金的籌措形式，需通過其他途徑。第三類，包括國家重大水利工程建設基金、大中型水庫移民后期扶持資金、地方水庫移民后期扶持資金，這類電價附加在一定程度上是我國國有企業(yè)政企分離不夠徹底的產(chǎn)物，應當取消這類電價附加的征收，結束相關企業(yè)將建設、經(jīng)營成本通過所謂“基金”的形式向廣大電力消費者進行轉移。
四、結束語
電價體系改革目的主要在三方面，一是發(fā)電和售電價格向市場化過渡；二是提高自然壟斷環(huán)節(jié)生產(chǎn)效率，降低運行成本；三是市場化價格機制和價格政策協(xié)同促進電力工業(yè)清潔低碳、安全可靠、高效經(jīng)濟發(fā)展。
我國輸配電價改革已經(jīng)邁出了第一步，建立了獨立的輸配電價體系，下一步不僅要完善輸配電成本監(jiān)審辦法以促進電網(wǎng)企業(yè)降本增效，而且還應該完善輸配電價結構以促進電力市場的公平競爭、提高市場效率。
目前雖然開展了多種電力交易，實現(xiàn)了部分電量的上網(wǎng)電價市場化，但由于電力交易沒有實現(xiàn)分時的市場化定價，尚不能有效地發(fā)揮促進電力工業(yè)清潔低碳、高效經(jīng)濟發(fā)展的作用。因此，應加緊分時定價的市場機制建設，以借助市場機制促進清潔、低碳能源消納和發(fā)展，同時提高電力和能源行業(yè)的效率。
