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整體梳理我國電價政策，詳解各種電價的發展歷程。
電價專題系列報告
以史為鑑，梳理電價脈絡
電改帶來三環節電價：2002年國務院印發《電力體制改革方案》，將電價劃分為上網電價、輸電電價和配電電價、終端銷售電價。上網電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成；輸、配電價由政府確定定價原則；銷售電價與上網電價聯動。自此，正式形成了三環節電價結構，三者相互關聯、相互影響。
標杆上網電價，現行電價體系的定海神針：電作為一種沒有庫存的產品，實時生產、實時消耗、動態平衡，理論上其價格可能會因為缺乏調節工具而出現極端劇烈的波動。因此，在建立起有效的電力市場並實現發電競價上網前，對於電價的管控就成為必須，電價也呈現出極強的政策管制屬性。2004年發改委規定了各地區統一調度範圍內新投產燃煤機組以及部分水電機組的標杆上網電價，成為電力產業關鍵指標之一。
煤電標杆電價：上調多於下調，主要取決於煤價走勢。自2004年首次核定後，全國性的煤電標杆上網電價共經歷了12次調整，其中7次上調、4次下調，還有1次有漲有跌。7次上調全部與煤炭價格上漲有關，4次下調中有2次也明確指出是因為執行煤電價格聯動。
水電標杆電價：從取消到迴歸。水電上網電價政策經歷了標杆化、去標杆化、迴歸標杆化的三次調整，目前呈現為三種模式，即按照“還本付息電價”或“經營期電價”制定的獨立電價、省內執行的標杆電價、以及跨省跨區送電的協商電價，部分大型水電的跨省跨區送電價格按照落地省煤電標杆電價和輸電價格及線損倒推確定。
核電標杆電價：以煤電標杆為參照，過半機組低於煤電。核電標杆電價主要參考所在地區煤電標杆，通常情況下新投產機組不高於當地煤電標杆上網電價，體現了核電對於煤電的替代能力。目前，全國在運核電機組中，24臺上網電價低於當地煤電標杆電價，19臺高於、2臺持平。
風電、光伏標杆電價：加速下調，目標平價。風電上網電價的標杆化始於2009年，歷經三次下調；光伏發電在2011年開始執行標杆電價，五次下調。政策導向推動風電、光伏向著無補貼平價上網的目標加速推進。
氣電標杆電價：地方自主制定，單一制、兩部制並存。2014年國家發改委對三種天然氣發電機組制定了相應的上網電價政策，此後全國12個省（區，市）陸續制定或調整了當地氣電上網電價政策。其中，除了最早執行兩部制電價的上海、浙江以外，江蘇、河南也從2019年起開始執行兩部制電價，其餘地區仍採用單一制電價。
其他電源類型：執行標杆電價，無補貼部分參照煤電標杆。生物質、垃圾焚燒、光熱發電均已制定了全國統一的標杆上網電價，其中電網和發電企業實時結算部分為當地煤電標杆電價，其餘部分由可再生能源附加進行補貼。
1、三環節電價：上網、輸配、銷售
在研究電力行業以及業內上市公司時，電價是一個反覆出現的關鍵詞。不論是燒煤、燒氣、燒垃圾的火電廠，還是截流築壩的水電站，亦或是控制鏈式反應的核電站，乃至靠天吃飯的風電廠、光伏電站，所有發電企業在將不同形式的能量轉化為電能後，都需要銷售給自己的客戶（通常是電網公司或直供電用戶），以獲得收入；而電網公司也要將接收到的電能，輸送至下游的各類電力用戶。簡而言之，收入=電量×電價，因此對於電價的研究不可或缺。
1.1 電改帶來三環節電價
電是工業產品的一種，但與其他所有產品的不同之處在於，電是無法儲存的（在儲能技術得到大規模推廣應用前），即電是實時生產、實時消耗、動態平衡的，因此，電沒有庫存。作為一種沒有庫存的產品，理論上其價格會因為缺乏調節工具而出現極端劇烈的波動。因此，對於電價的管控就成為必須，電價也呈現出極強的政策管制屬性。
國內電價的形成機制隨著電力供求關係、市場結構的變化而多次調整。從1985年以來，我國先後實行了“還本付息電價”、“燃運加價”、“經營期電價”等多項電價政策，對扭轉前期存在的缺電局面，支持社會經濟建設，起到了積極作用。在1995年12月28日經人大常委會審議通過、並自1996年4月1日起施行的《中華人民共和國電力法》中，第五章對於電價做出瞭如下規定：“電價，是指電力生產企業的上網電價、電網間的互供電價、電網銷售電價。”這成為上網電價、輸配電價、銷售電價的初步設定。
從產業鏈的角度，可將電力系統分為發電、電網、用戶三個部分，其中電網內部可分為輸電網和配電網，因此就產生了三個環節，即發電→輸電、輸電→配電、配電→用戶。三個環節對應著四個電價，即上網電價、輸電電價、配電電價、銷售電價；而在目前輸、配尚未分離的一體化供電格局中，輸電電價和配電電價可視為一個整體。
2002年2月10日，國務院印發了由國家計委會同有關部門和單位研究提出的《電力體制改革方案》（國發[2002]5號），作為實施廠網分開、實行競價上網的配套政策，建立了新的電價形成機制，將電價劃分為上網電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。上網電價由國家制定的容量電價和市場競價產生的電量電價組成；輸、配電價由政府確定定價原則；銷售電價以上述電價為基礎形成，建立與上網電價聯動的機制。自此，正式形成了由上網電價、輸配電價、銷售電價組成的三環節電價結構。
1.2 三環節電價的構成
承接電改5號文，2003年7月3日，國務院辦公廳印發了《電價改革方案》（國辦發[2003]62號），對電價改革提出了近期和長期目標。長期目標是將電價劃分為上網電價、輸電價格、配電價格和終端銷售電價，發電、售電價格由市場競爭形成，輸電、配電價格由政府制定；近期目標是建立與發電環節適度競爭相適應的上網電價機制，初步建立有利於促進電網健康發展的輸配電價格機制，實現銷售電價與上網電價聯動，優化銷售電價結構，試行較高電壓等級或較大用電量的用戶直接向發電企業購電。方案同時對三環節電價的改革方向分別提出了相應設計。定稿後的《電價改革實施辦法》（發改價格[2005]514號）在2005年3月28日由國家發改委正式印發，辦法包括《上網電價管理暫行辦法》、《輸配電價管理暫行辦法》和《銷售電價管理暫行辦法》三個部分，分別對三個電價做出詳細規定：
上網電價
定義：發電企業與購電方進行上網電能結算的價格。
形成：非競價：發電企業的上網電價，由政府價格主管部門根據發電項目經濟壽命週期，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。通過政府招標確定上網電價的，按招標確定的電價執行。競價：參與競爭的發電機組主要實行兩部制上網電價。容量電價由政府價格主管部門制定，電量電價由市場競爭形成。容量電價逐步過渡到由市場競爭確定。
管理：非競價：國務院價格主管部門。競價：容量電價由國務院價格主管部門制定。
輸配電價
定義：電網經營企業提供接入系統、聯網、電能輸送和銷售服務的價格總稱。
體系：共用網絡輸配電服務價格、專項服務價格（接入價、專用工程輸電價、聯網價）、輔助服務價格。
形成：共用網絡輸、配電價以承擔輸、配電功能相對應的電網資產為基礎定期核定，區域電網內共用網絡按郵票法統一制定輸電價，省級配電價以省為價區分電壓等級制定。接入價以政府價格主管部門核定的接入系統工程准許收入為基礎制定，實行單一制容量電價，由接入系統的電廠支付。專用工程輸電價以政府價格主管部門核定的准許收入為基礎制定，實行兩部制輸電價，由該工程的使用方支付。聯網價以核定的准許收入為基礎，分兩種情況制定。沒有長期電量交易的聯網工程，聯網價實行單一制容量電價，由聯網雙方支付。具有長期電量交易的聯網工程，聯網價實行兩部制電價，聯網容量電價由聯網雙方支付，聯網電量電價是由受電電網支付。輔助服務價格另行制定。
管理：共用網絡輸配電價、聯網價和專項輸電工程輸電價由國務院價格主管部門負責制定；接入跨省電網的接入價由國務院價格主管部門負責制定，接入省內電網的接入價由省級價格主管部門提出方案，報國務院價格主管部門審批。獨立配電企業的配電價格由省級價格主管部門制定。
銷售電價
定義：電網經營企業對終端用戶銷售電能的價格。
構成：購電成本、輸配電損耗、輸配電價及政府性基金。
體系：居民生活用電、農業生產用電、工商業及其它用電價格。
形成：居民生活、農業生產用電，實行單一制電度電價。工商業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於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。兩部制電價由電度電價和基本電價兩部分構成。
管理：在輸、配分開前，銷售電價由國務院價格主管部門負責制定；在輸、配分開後，銷售電價由省級人民政府價格主管部門負責制定，跨省的報國務院價格主管部門審批。
由電價結構可以看出，上網電價、輸配電價和銷售電價三者相互關聯、相互影響。對於發電企業而言，上網電價與其營業收入直接相關，所以上網電價是我們研究的重點。
2、標杆上網電價，現行電價體系的定海神針
根據5號文等電改政策的要求，上網電價改革的方向是全面引入競爭機制，價格由供需各方競爭形成，最終目標是要建立電力調度交易中心，實行發電競價上網。2005年的《電價改革實施辦法》中提出：“在競價上網前，除政府招標確定上網電價和新能源的發電企業外，同一地區新建設的發電機組上網電價實行同一價格，並事先向社會公佈；原來已經定價的發電企業上網電價逐步統一。”其中“同一價格”就是標杆上網電價。而標杆上網電價在2004年即已面世。
2004年4月16日，國家發改委發佈了《關於進一步疏導電價矛盾規範電價管理的通知》（發改價格[2004]610號），通知要求規範上網電價管理，對同一地區新投產的同類機組（按水電、火電、核電、風電等分類），原則上按同一價格水平核定上網電價；對安裝脫硫環保設施的燃煤電廠，其環保投資、運行成本按社會平均水平計入上網電價。當年6月，發改委先後印發了《關於疏導華北電網電價矛盾有關問題的通知》(發改價格[2004]1036號)、《關於疏導南方電網電價矛盾有關問題的通知》（發改價格[2004]1037號）、《關於疏導華中電網電價矛盾有關問題的通知》（發改價格[2004]1038號）、《關於疏導華東電網電價矛盾有關問題的通知》（發改價格[2004]1039號）、《關於疏導東北電網電價矛盾有關問題的通知》(發改價格[2004]1124號)、《關於疏導西北電網電價矛盾有關問題的通知》(發改價格[2004]1125號)這六大區域電網的電價調整通知，規定了各省（區、市）統一調度範圍內新投產燃煤機組（含熱電機組）、以及部分水電機組的標杆上網電價，並對安裝脫硫設備的燃煤機組給予電價獎勵。自此，標杆上網電價正式成為電力產業的關鍵指標之一。
2.1 煤電：上調多於下調，主要取決於煤價走勢
根據統計，自2004年首次核定後，全國性的煤電標杆上網電價共經歷了12次調整，其中7次上調、4次下調，還有1次全國各地區漲跌不一。觀察調整的原因，7次上調全部與煤炭價格上漲有關，4次下調中有2次也明確指出是因為執行煤電價格聯動。
對比2004年至今歷次煤電標杆電價的調整與電煤價格的變化，兩者呈現高度關聯性的特徵。在電煤價格大幅上漲且高位運行一段時間後，就會上調上網電價；而2013年9月至2015年12月連續4次下調電價，也是因為電煤價格自2011年底開始進入了近5年的下行區間。
2.2 水電：從取消到迴歸
在2004年以前，我國水電站的上網電價按照“還本付息電價”或“經營期電價”兩種方式制定，基本為“一廠一價”。此後，水電的電價政策經歷了從標杆化、到去標杆化、再到標杆化的三次調整。
第一次設定
與煤電相同，在2004年6月發佈的《關於疏導南方電網電價矛盾有關問題的通知》（發改價格[2004]1037號）、《關於疏導華中電網電價矛盾有關問題的通知》（發改價格[2004]1038號）、《關於疏導西北電網電價矛盾有關問題的通知》（發改價格[2004]1125號）中，對湖南、四川、陝西、甘肅、寧夏、青海、廣西、雲南、貴州、海南這10個地區，規定了省內統一調度範圍內新投產水電機組的標杆上網電價。
取消
由於不同水電站在開發成本、調節能力、增值稅率等方面存在諸多差異，統一的標杆電價難以滿足不同水電站的定價要求，水電企業出現虧損嚴重、更新改造資金不足等問題。2009年11月18日，國家發改委發佈《關於調整華中電網電價的通知》（發改價格[2009]2925號）、《關於調整南方電網電價的通知》（發改價格[2009]2926號）、《關於調整西北電網電價的通知》（發改價格[2009]2921號），新建水電暫停執行水電標杆電價。
第二次設定
2014年1月11日，國家發改委發佈了《關於完善水電上網電價形成機制的通知》（發改價格[2014]61號），對2月1日以後新投產的水電站，按照兩種類型確定上網電價：
跨省跨區域交易價格由供需雙方協商確定。跨省、跨區域送電水電站外送電量的上網電價按照受電地區落地價扣減輸電價格（含線損）確定，其中，跨省（區、市）輸電價格由國家發展改革委核定；跨區域電網輸電價格由國家能源局審核，報國家發展改革委核准；受電地區落地價由送、受電雙方參照受電地區省級電網企業平均購電價格協商確定。
省內上網電價實行標杆電價制度。各省（區、市）水電標杆上網電價以本省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發成本制定；水電比重較大的省（區、市），可在水電標杆上網電價基礎上，根據水電站在電力系統中的作用，實行豐枯分時電價或者分類標杆電價。
此後，水電迴歸標杆電價政策，湖北、湖南、四川等地區也陸續出臺了自己的水電標杆上網電價。至此，水電上網電價呈現為三種模式：按照“還本付息電價”或“經營期電價”制定的獨立電價，省內執行的標杆電價，以及跨省跨區送電的協商電價。
2015年5月5日，國家發改委發佈了《關於完善跨省跨區電能交易價格形成機制的通知(發改價格[2015]962號)》，以向家壩、溪洛渡和雅礱江梯級水電站為例，確定了按照落地省燃煤發電標杆上網電價和輸電價格和線損倒推確定上網電價的跨省跨區送電價格形成機制。
2.3 核電：以煤電標杆為參照，過半機組低於煤電
核電上網電價的標杆化來得比煤電和水電要晚許多，直至2013年6月15日國家發改委發佈《關於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，均是採用了“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：對新建核電機組實行標杆上網電價政策，核定全國核電標杆上網電價為每千瓦時0.43元；核電標杆上網電價高於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，執行當地燃煤機組標杆上網電價。此外，通知對核電標杆上網電價低於核電機組所在地燃煤機組標杆上網電價的地區，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範工程留有餘地，規定其上網電價可在全國核電標杆電價基礎上適當提高。2019年3月20日，國家發改委發佈《關於三代核電首批項目試行上網電價的通知》（發改價格[2019]535號），明確對承擔技術引進的首批核電機組予以支持，規定了三代核電首批項目三門、海陽、台山一期的試行上網電價，並要求按照原則性滿發原則安排發電計劃。
觀察核電標杆電價的制定準則，可見其主要是參考所在地區煤電標杆電價。而通常情況下新投產機組上網電價不高於當地煤電標杆，體現了核電對於煤電的替代能力。目前，全國45臺在運核電機組中，有24臺機組上網電價低於當地煤電標杆電價（含脫硫、脫硝、除塵、超低排放電價），有19臺機組高於煤電標杆，另有2臺持平。
2.4 風電、光伏發電：加速下調，目標平價
風電和光伏發電作為可再生能源的代表，發展迅速，已分別成為全國第三、第四大裝機的電源類型、發電量佔比分列第三、第五。經歷了早期的試驗性發展後，其上網電價迅速完成了標杆化。在風電、光伏的上網電價結構中，煤電標杆電價同樣佔據了重要地位。
2006年1月20日印發的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）中規定：可再生能源發電價格實行政府定價和政府指導價兩種形式。政府指導價即通過招標確定的中標價格；可再生能源發電項目上網電價高於當地脫硫燃煤機組標杆上網電價的部分、國家投資或補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統運行維護費用高於當地省級電網平均銷售電價的部分，以及可再生能源發電項目接網費用等，通過向電力用戶徵收電價附加的方式解決。即電網和發電企業實時結算的電價部分為當地煤電標杆電價，其餘部分需要等待可再生能源補貼到賬後下發。
2.4.1 風電：三次下調，取消標杆、競爭配置
風電上網電價的標杆化始於2009年，當年7月20日，國家發改委發佈《關於完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格[2009]1906號），按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為Ⅰ-Ⅳ四類風能資源區，相應標杆上網電價分別為0.51、0.54、0.58、0.61元/千瓦時。此外，2014年6月5日，發改委發佈了《關於海上風電上網電價政策的通知》（發改價格[2014]1216號），對當時尚未開始大規模發展的海上風電，制定了標杆上網電價。通知規定，2017年以前投運的近海風電項目上網電價為0.85元/千瓦時，潮間帶風電項目上網電價為0.75元/千瓦時。
在執行了5 年後，風電標杆電價迎來首次下調，2014年底公佈的《關於適當調整陸上風電標杆上網電價的通知》（發改價格[2014]3008號）將第I類、II類和III類資源區風電標杆上網電價降低2分/千瓦時。一年後，《關於完善陸上風電光伏發電上網標杆電價政策的通知》（發改價格[2015]3044號）公佈，再次將I、II、III類資源區風電標杆上網電價降低2分/千瓦時，Ⅳ類資源區降低1分/千瓦時。通知同時提前設定了2018年起的風電標杆電價，但又是在一年後，2016年12月26日發佈的《關於調整光伏發電陸上風電標杆上網電價的通知》（發改價格[2016]2729號），大幅下調2018年起的風電標杆上網電價，Ⅰ-Ⅳ四類資源區的電價相比2016-2017年分別降低了7、5、5、3分/千瓦時。
2018年5月18日，國家能源局發佈《關於2018年度風電建設管理有關要求的通知》（國能發新能[2018]47號），通知提出，從當日起，尚未印發2018年風電度建設方案的省(區、市)新增集中式陸上風電項目和未確定投資主體的海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價；從2019年起，各省(區、市)新增核准的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價；申報電價為合理收益條件下測算出的20年固定上網電價。
2.4.2 光伏發電：五次下調，補貼加速退坡
光伏發電標杆上網電價的制定始於2011年7月24日公佈的《關於完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》（發改價格[2011]1594號）。通知規定，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標杆上網電價；2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產的光伏發電上網電價統一核定為1.15元/千瓦時；2011年7月1日及以後核准的、2011年7月1日之前核準但2011年12月31日仍未投產的光伏發電項目，除西藏外上網電價均為1元/千瓦時。
光伏標杆電價的首次下調在兩年後，2013年8月26日國家發改委發佈《關於發揮價格槓桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號），將全國分為三類太陽能資源區，規定I-III類資源區光伏電站標杆上網電價分別為0.90、0.95、1.00元/千瓦時，即I-III類資源區上網電價分別降低10、5、0分/千瓦時。通知同時明確了對分佈式光伏發電的補貼政策，補貼標準為0.42元/千瓦時。15和16年底，光伏與風電一同調整了標杆電價，兩次降價的幅度也呈擴大態勢，分別為10、7、2分/千瓦時和15、13、13分/千瓦時。但隨著光伏裝機的爆發式增長，加速降價也難以緩解日益沉重的補貼壓力，政策的調整也愈發頻繁。2017年12月19日，發改委公佈了《關於2018年光伏發電項目價格政策的通知》（發改價格規[2017]2196號），除了將集中式和分佈式光伏電站的上網電價分別降低了10和5分/千瓦時，還規定2019年起全部按投運時間執行對應的標杆電價，不再按備案時間執行上網電價。緊接著在半年之後，《關於2018年光伏發電有關事項的通知》（發改能源[2018]823號）公佈。“531”新政一方面叫停了集中式電站的建設，另一方面也將集中式和分佈式光伏電站的上網電價統一降低了5分/千瓦時。
2.4.3 新政徵求意見，目標無補貼平價上網
2019年1月7日，國家發改委、國家能源局聯合發佈《關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》（發改能源[2019]19號），通知提出，開展平價上網項目和低價上網試點項目建設，推進建設不需要國家補貼執行燃煤標杆上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目（平價上網項目；在資源條件優良和市場消納條件保障度高的地區，引導建設一批上網電價低於燃煤標杆上網電價的低價上網試點項目（低價上網項目）。2019年4月8日，國家能源局印發《關於推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設的工作方案（徵求意見稿）》，接著在4月11日印發了《關於2019年風電、光伏發電建設管理有關要求的通知（徵求意見稿）》，向著平價上網的目標加速推進。
徵求意見稿提出：競爭配置辦法應嚴格落實公開公平公正的原則，將上網電價作為重要競爭條件，優先建設補貼強度低、退坡力度大的項目。其中，《風電項目競爭配置指導方案》規定：
各省級能源主管部門應測算並確定低於國務院價格部門發佈的本區域風電標杆上網電價的競爭配置上網電價上限；
2019年度新增集中式陸上風電和海上風電項目全部通過競爭方式配置並確定上網電價，各項目申報的上網電價不得高於國家規定的同類資源區標杆上網電價；
2018年度未通過競爭方式進入國家補貼範圍並確定上網電價的海上風電項目，其核準文件不能作為享受國家補貼的依據；
2019年度新增集中式陸上風電和海上風電項目全部通過競爭方式配置並確定上網電價，各項目申報的上網電價不得高於國家規定的同類資源區標杆上網電價。
《光伏發電建設管理工作方案》規定：
省級能源主管部門應按國家政策要求制定本地區統一的競爭性配置資源的管理辦法，把預期上網電價作為主要競爭條件；
國家能源局根據修正後的申報補貼項目上網電價報價由低到高排序遴選納入補貼範圍的項目；
列入國家補貼範圍的光伏發電項目，應在申報的預計投產時間所在的季度末之前全容量建成併網，逾期未建成併網的，每逾期一個季度併網電價補貼降低0.01元/千瓦時。
2.5 氣電：地方自主制定，單一制、兩部制並存
天然氣發電作為火電的一種類型，以其清潔環保、快速響應的特性，在全國多個地區得到了推廣應用。但因為氣源和氣價的問題，目前仍只有北京、上海、廣東、江蘇、浙江等地區具有較多的裝機，也多是執行臨時上網電價。部分地區因電價難以覆蓋氣價成本，發電即虧損，所以採取了兩部制電價政策，以確保調峰機組的盈利能力；其他仍採用單一制電價。
2014年12月31日，國家發改委發佈《關於規範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。其中，新投產天然氣熱電聯產發電機組上網實行標杆電價政策；新投產天然氣調峰發電機組上網電價，在參考天然氣熱電聯產發電上網標杆電價基礎上，適當考慮兩者發電成本的合理差異確定；對新投產天然氣分佈式發電機組在企業自發自用或直接交易有餘，並由電網企業收購的電量，其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。此外，通知規定天然氣發電最高電價不得比當地燃煤發電上網標杆電價或當地電網企業平均購電價格高出0.35元/千瓦時，並對天然氣發電價格管理實行省級負責制。
此後，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。
2.6 其他電源類型：執行標杆電價，無補貼部分參照煤電標杆
2.6.1 生物質發電
2010年7月18日，國家發改委發佈《關於完善農林生物質發電價格政策的通知》（發改價格[2010]1579號）。通知規定：自2010年7月1日起，對農林生物質發電項目實行標杆上網電價政策，未採用招標確定投資人的新建農林生物質發電項目，統一執行標杆上網電價每千瓦時0.75元；農林生物質發電上網電價在當地脫硫燃煤機組標杆上網電價以內的部分由當地省級電網企業負擔，高出部分通過全國徵收的可再生能源電價附加分攤解決。
2.6.2 垃圾焚燒發電
2012年3月28日，國家發改委發佈《關於完善垃圾焚燒發電價格政策的通知》 (發改價格[2012]801號)。通知規定：2006年1月1日後核准的垃圾焚燒發電項目，先按其入廠垃圾處理量折算成上網電量進行結算，每噸生活垃圾折算上網電量暫定為280千瓦時；執行全國統一垃圾發電標杆電價每千瓦時0.65元，其餘上網電量執行當地同類燃煤發電機組上網電價；垃圾焚燒發電上網電價高出當地脫硫燃煤機組標杆上網電價的部分實行兩級分攤，其中當地省級電網負擔0.1元/千瓦時，其餘部分納入全國徵收的可再生能源電價附加解決。
2.6.3 光熱發電
2016年8月29日，國家發改委發佈《關於太陽能熱發電標杆上網電價政策的通知》（發改價格[2016]1881號），2018年12月31日以前全部投運的太陽能熱發電項目，執行全國統一的太陽能熱發電（含4小時以上儲熱功能）標杆上網電價1.15元/千瓦時。
3、未來趨勢
電力體制改革建立了由上網電價、輸配電價和銷售電價構成的三環節電價機制，三者相互關聯、相互影響。而電作為一種沒有沒有庫存的產品，實時生產、實時消耗、動態平衡，理論上電價會因為缺乏調節工具而出現極端劇烈的波動。因此，在建立起有效的電力市場並實現發電競價上網前，對於電價的管控就成為必須，電價也呈現出極強的政策管制屬性。
通過對歷史和現行電價政策的梳理，一方面可以發現煤電標杆上網電價在現有電價體系中的核心地位，其在多個方面影響著其他各類電源的標杆、上限和無補貼電價；另一方面可以發現各電源類型中，水電與核電的上網電價相比煤電更有競爭力，而風電與光伏加速平價後競爭力也會逐步提升。
4、存在的問題
1）上網電價降低
下游用戶側降低銷售電價的政策可能向上遊發電側傳導，導致上網電價降低；隨著電改的推進，電力市場化交易規模不斷擴大，可能拉低平均上網電價。
2）利用小時下降
電力工業作為國民經濟運轉的支柱之一，供需關係的變化在較大程度上受到宏觀經濟運行狀態的影響，將直接影響到發電設備的利用小時數。
3）煤炭價格上升
煤炭優質產能的釋放進度落後，且環保限產進一步壓制了煤炭的生產和供應；用電需求的大幅增長提高了煤炭生廠商及供應商的議價能力，導致電煤價格難以得到有效控制；對於以煤機為主的火電企業，燃料成本上升將減少利潤。
4）政策推進滯後
國內部分地區的電力供需目前仍處於供大於求的狀態，可能影響存量核電機組的電量消納、以及新建核電機組的開工建設。
5）降水量減少
水電的經營業績主要取決於來水和消納情況，而來水情況與降水、氣候等自然因素相關，可預測性不高。
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