中国电力行业的电价制度是如何形成的

中国电力行业的电价制度是如何形成的？中国电力行业电价制度的形成是一个与经济体制转型、电力工业发展阶段及能源战略调整深度交织的历史过程，其演变轨迹始终围绕“保障供应、促进效率、兼顾公平”的核心目标展开。计划经济时期（19491978年），电力作为关系国计民生的基础产业，实行严格的政府定价制度。这一阶段的电价体系以“成本加成”为基本原则，由国家计委（现国家发改委）统一核定，定价逻辑高度集中于保障电力普遍服务和社会整体福利。当时电力工业由国家统收统支，发电、输电、配电、售电全环节垂直一体化管理，电价仅反映简单再生产成本，利润空间被严格压缩，甚至长期低于成本水平。例如，1950年代初期，全国工业电价平均每千瓦时不足0.05元，居民电价更低，这种低电价政策虽有助于工业起步和民生保障，但也导致电力投资动力不足，为后续电力短缺埋下伏笔。改革开放后（19782002年），经济高速增长引发电力供需矛盾激化，全国性“电荒”频繁出现。为破解“缺电”困局，国家于1985年出台“集资办电”政策，允许地方政府、企业及外资通过合资、独资等方式建设电厂，并配套实施“还本付息电价”——即按电厂投资成本加合理利润核定上网电价，收回投资后再调整为标准电价。这一政策突破了计划经济时期单一的政府定价模式，形成“一厂一价”的差异化电价格局。例如，1987年首座利用世界银行贷款建设的山东石横电厂，其上网电价即按“还本付息”原则核定，显著高于同期统配电厂电价。此外，为平衡不同投资主体利益，1996年《电力法》首次以法律形式明确“上网电价实行同网同质同价”原则，但受历史惯性影响，“一厂一价”仍在相当长时期内存在，客观上推动了电力投资多元化，却也造成电价体系碎片化。2002年电力体制改革（“5号文”）开启了电价形成机制的市场化转型。改革核心是“厂网分开”，将国家电力公司拆分为五大发电集团、两大电网公司和四大辅业集团，发电侧引入竞争。与之配套，2004年国家出台“标杆上网电价”政策，按区域划分，对新建同类型燃煤机组实行统一上网电价（如2004年华北地区标杆电价约0.35元/千瓦时），取代“一厂一价”，通过“先核定、后竞争”方式引导发电企业降低成本。同时，为应对煤价波动，2005年建立“煤电价格联动”机制，当煤炭价格变动超过一定幅度（初期为5%）时，相应调整上网电价和销售电价，形成“市场煤、计划电”矛盾下的过渡性调节工具。此阶段，输配电价仍隐含于销售电价与上网电价的价差中，未独立核定，电网企业盈利模式为“低买高卖”的购销差，不利于输配电环节成本透明化。2015年新一轮电力体制改革（“9号文”）标志着电价制度向“管住中间、放开两头”的市场化方向深化。改革重点是建立独立输配电价体系，2014年首先在深圳电网开展输配电价核定试点，2015年扩大至蒙西、安徽等五省（区），2017年实现省级电网全覆盖。输配电价按照“准许成本加合理收益”原则核定，具体公式为“准许收入=准许成本+准许收益+税金”，其中准许成本通过严格的成本监审剔除不合理支出（如2017年全国省级电网成本监审核减比例达15%），准许收益按有效资产乘以加权平均资本成本（WACC）计算（一般取6%8%）。这一改革使输配电价从“暗补”转向“明码标价”，例如2018年广东电网输配电价核定价为0.143元/千瓦时，较原购销差下降约0.03元/千瓦时，直接降低了用户用电成本。在“放开两头”方面，发电侧和售电侧市场化交易逐步扩大。2016年启动电力中长期交易，2017年开展现货市场试点（如山西、广东），2021年进一步完善煤电价格形成机制，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为基准价的±20%（高耗能企业不受上浮限制），推动“基准价+上下浮动”的市场化电价机制基本形成。同时，针对新能源发电，初期通过财政补贴（如风电标杆电价、光伏度电补贴）支持产业发展，2021年起陆上风电、光伏全面进入“平价上网”阶段，通过参与市场化交易形成电价，部分省份（如四川、云南）还探索“绿电交易”机制，允许用户以溢价购买绿色电力，体现环境价值。此外，电价制度始终兼顾社会公平目标。计划经济时期形成的居民、农业用电价格低于成本、工商业用电交叉补贴的格局长期存在，2021年国家明确“保持居民、农业用电价格基本稳定”，同时通过完善销售电价分类（逐步取消一般工商业与大工业电价类别差异）、有序推动工商业用户进入市场等方式，逐步减少交叉补贴。2023年《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》进一步优化输配电价结构，明确居民生活、农业生产用电的输配电价仍按现行水平执行，工商业用电价格则更多反映成本和市场供需。经过数十年演变，中国电力行业电价制度已从单一政府定价转向“政府核定输配电价、市场形成发电