圖片來源：平安證券

從上圖可以看出，用戶的用電價格，即用戶側的銷售價格，由三部分構成：

1)發電側的上網電價(由電廠類型決定)

2)輸配電成本(由電網決定)

3)政府性基金及附加(由政府決定)

一、發電側的上網電價

發電企業的上網電價，即售電企業在發電側購買電力的成本;售電企業從不同類型發電廠購買電力的成本并不相同。

目前，各類發電項目的電價范圍大致如下圖所示。

圖：我國不同類型發電項目的上網電價(單位：元/kWh)

說明：上圖中光伏項目電價為標桿電價，實際競價后的中標電價范圍為0.2427元/kWh~0.4493元/kWh;

1、煤電基準上網電價

2019年9月26日，李克強總理主持召開國務院常務會議，會議決定:從明年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制，改 為“基準價+上下浮動”的市場化機制。各省的煤電基準價如下圖所示。

2、水電廠上網電價

水電上網電價有三種模式：1)按照“還本付息電價” 或“經營期電價”制定的獨立電價，2)省內執行的標桿電價，3)跨省跨區送電的協商電價。

圖片來源：平安證券

3、核電廠上網電價

2013年6月15日國家發改委發布《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》(發 改價格[2013]1130號)之前，均是采用了“一廠一價”的定價政策，定價決策權也在國家發改委。1130號文規定:

新建核電機組實行標桿上網電價政策，全國核電標桿上網電價為0.43元/kWh;

核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，執行當地燃煤機組標桿上網電價。

對核電標桿上網電價低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，以及承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化任務的首臺或首批核電機組或示范工程留有余地，規定其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上適當提高。

圖片來源：平安證券

4、風電、光伏項目標桿上網電價

2019年之前，風電和光伏項目采用標桿電價政策，標桿電價逐年下降;不同時間并網的項目電價不同，具體如下圖所示;2019年開始，實行“指導電價”之下的競電價上網政策。2020年光伏的標桿電價雖然未0.35~0.49元/kWh，實際中標電價范圍為0.2427~0.4493元/kWh。

5、天然氣電廠上網電價

2014年12月31日，國家發改委發布《關于規范天然氣發電上網電價 管理有關問題的通知》(發改價格[2014]3009號)，對三種不同類 型的天然氣發電機組施行不同的上網電價政策。

1)新投產天然氣熱電聯產發電機組：實行標桿電價政策;

2)投產天然氣調峰發電機組：在參考天然氣熱電聯產發電上網標桿電價基礎上，適當考慮兩者發電成本的合理差異確定;

3)新投產天然氣分布式發電機組：電網收購電量的上網電價原則上參照當地新投產天然氣熱電聯產發電上網電價執行。

4)最高電價不得比當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格高出0.35元/千瓦時。

全國有12個省(區，市)陸續制定或調整了自己的氣電上網電價政策。其中，除了最早執行兩部制電價的上海(2012年開始)、浙江 (2015年開始)以外，江蘇、河南也從2019年起執行兩部制電價。

二、輸配電成本

目前，我國已經核準了省級電網(除西藏外)、跨省跨區的輸配電價，具體如下表。

表1：31個省區輸配電價核定情況

(數據來源：國家電網，享能匯整理)

續表1：31個省區輸配電價核定情況

(數據來源：國家電網，享能匯整理)

各個省區之間的線損率各不相同

線損標準最高的為河南省，最低標準為寧夏，綜合線損率在4%~5%之間的省區最多。綜合線損率標準測算基本符合省級電網輸配電價定價辦法要求。

表2：31個省區綜合線損率

(數據來源：國家電網，享能匯整理)

在今年4月份國家出臺政策降低跨省跨區專項工程輸電價格，跨省跨區價格平均下降3.55厘/度，降幅約6.9%。

表4：跨省跨區專項工程輸電價格

單位：元/千千瓦時、每千瓦每年(線損率)

(數據來源：國家電網，享能匯整理)

三、政府性基金及附加

政府性基金包括：農網還貸基金、重大水利工程基金、大型水庫移民基金、可再生能源附加4項。其中：

可再生能源附加為全國統一1.9分/kWh;

其他幾項電價中的附加基金如下表所示。

圖片來源：平安證券

四、用戶側的銷售價格

不同用電戶的銷售電價差異很大，工商業電價、大工業電價、居民電價均為電網的銷售電價，全國的平均水平如下表。

1、工商業電價

說明：1)內蒙電價取蒙東、蒙西的平均值;2)河北的電價取冀北、冀南的平均值;3)新疆取烏魯木齊的數據。

2、大工業電價——10千伏電壓等級

說明：1)內蒙電價取蒙東、蒙西的平均值;2)河北的電價取冀北、冀南的平均值;3)新疆取烏魯木齊的數據。

3、居民電價