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电力行业发电专题报告1有别于市场观点市场更多关注到市场化电价上涨带来的煤电业绩弹性，对核电有认识但不够充分。我们认为煤电电价弹性最大从而收入增厚最可观，净利润增厚层面核电优势或更 明显。目前中国核电市场化交易电量仅次于煤电，核电市场化电价在江苏省2022 年年度电力市场化交易中获得与煤电相近的上涨趋势，但即使上涨不如煤电，我 们认为其至少将接近于核电机组本身的计划电价（标杆电价），即核电参与市场 化至少不需要再折价。同时由于核电上市公司的燃料铀采购一般与集团旗下兄弟 公司签订长协，铀价相对稳定。而煤电市场化电价上涨很大一部分要用于抵消燃 煤成本的上升。故在净利润层面，市场化电价上涨带来的核电净利润增厚更为可 观。市场认为市场化电价上涨也会给水电带来较大业绩增厚。我们认为此增厚有限。首先，各大水电公司实际市场化比例较低，绝对市场化交易电量也不高。水电上 市公司中，市场化交易比例和绝对电量最多的华能水电仅有不到380亿市场化电 量（除去300亿度西电东送长协）。各省份公布的2022年市场化交易方案中，水 电的市场化电量几乎没有变动。最主要的是，水电的市场化电价上涨实际不大，处于较为稳定的水平。但我们认为水电作为清洁能源之一，未来有希望在电价上 更好的体现其清洁属性价值。2整体回顾：电价市场化改革有序推进，价格逐渐向价值收敛1949年至今，中国电价主要经历了六次改革：1）厂网合一，无上网电价；2）对 抗电荒，鼓励集资办电，执行还本付息电价；3）为抑制电价持续上涨和电力投资 过热，改进还本付息电价为经营期平均电价；4）厂网分离，实行两部制电价；5）标杆电价时代到来，实现了电价从个别成本到社会平均成本定价的历史性跨越；6）深化电力体制改革，进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照 管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价。此阶段，电力中长期交易展开，现货市场试点开启；燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”机制；新建的陆上风电及除户用光伏外的新建光伏项目进入平价时代。这六大阶 段见证了中国电力市场化改革进程，促进中国电价机制日益完善，但仍有继续优 化的空间。3经历六大阶段，电价市场化有序推进1979T984年，完全管制阶段，上网电价尚未形成。改革开放以前，中国对电价 实行统筹管理，电价水平维持相对稳定。改革开放后，电价机制部分调整以促进 发用电效率提升，包括：取消部分工业用电电价优惠，颁布功率因数调整电费方 法以明确功率因素的考核标准，调整东北地区用电价格等举措。但由于电价涨幅 不及燃煤成本上升幅度，电力投资建设较萎靡，电力供需格局偏紧，一度出现缺 电情况。此阶段电力管理政企合一，实行发、供、售一体化，电厂和电网统一核 算，因此不存在上网电价。1985年-1996年，集资办电开新局，还本付息电价应运而生。1985年，在全国电 力紧缺的背景下，山东龙口电厂项目开工，系中国电力投资改革的开端。紧接着，关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定出台，鼓励多渠道集资办电。集资 电厂成为中国电力建设投资的主要形式之一，有效缓解了电力紧缺。对于不依靠 政府财政拨款而实行负债建设的电厂（独立经营集资电厂、中外合资电厂等），其 上网电价由还本付息需要及核准合理收益所确定。发电项目按还贷需要核定还贷 期，还贷期内的上网电价因反映了投建成本等而价格较高，还贷期后上网电价随 着成本降低而下降。此外，国家还引入了峰谷电价、燃运加价等机制。因此，此 阶段是以还本付息电价为主的多种电价并存时期。1997年-2001年，经营期电价出台，平滑分摊电价成本。实行还本付息电价时期，上网电价主要受发电投资成本影响，基本表现为“一厂一价”甚至“一机一价”。由于投资热情高涨及投资成本缺乏有效约束机制，电厂投产初期上网电价过高，销售电价上涨过多。为降低电价，约束电力成本上升，2001年，国家计委发布关 于规范电价管理有关问题的通知，实行经营期电价机制，火电/水电的经营期分别 为20/30年，经营期上网电价测算以电力项目的整个经济寿命周期为基础，通过 将项目经营期内现金流贴现，使其净现金流满足内部收益率，资本金内部收益率 略高于同期国内银行5年期以上贷款利率。2002年-2003年，厂网分离打破一体化垄断，实行两部制上网电价。2002年国务 院印发电力体制改革方案：规定实行“厂网分开”，竞价上网，以此打破电力企 业的一体化垄断经营模式，引入竞争。方案将电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电 价组成。自此，电价机制更加明晰。2004-2014年，标杆上网电价出台。2004年，标杆上网电价出台，新投产的燃煤 机组在省网以上区域范围内执行统一的标杆电价，价格由发改委统一制定。随后,风电、光伏、核电也制定了标杆电价。标杆电价实现了从个别成本到社会平均成 本定价的历史性跨越，为电价最终实现市场化创造条件。2015年-至今，电力市场化改革不断深入。2015年国务院发布关于进一步深化电 力体制改革的若干意见，标志着中国新一轮电力体制改革开启。此次深化电力体 制改革，按照管住中间、放开两头的体制架构进行。2016年，电力中长期交易基 本规则（暂行）印发，电力中长期交易在全国范围内展开；2017年，第一批电力 现货市场试点开启；2018年以后，风光标杆电价陆续取消；2019年燃煤标杆电价 改为“基准价+上下浮动”机制，电力市场化改革不断深入；2020年，现货市场 长周期结算试运行开启；2021年，新建陆上风电、除户用外的新建光伏项目均步 入平价时代。电价改革稳中求进，兼顾国计民生和发展。整体上，中国电价改革朝市场化道路 前行，但从具体实施角度，电价改革兼顾了国计民生和发展，保持稳中求进的节 奏。2019年，中国改燃煤标杆电价为“基准价+上下浮动”机制，在2021年多省 因煤价高企放开市场化电价较基准电价不上浮限制以前，国家不允许市场化交易 电价较基准电价上浮以保证工商业电价只降不升，促进工商业快速发展。2021年 煤价高企倒逼电力市场化改革进一步深入，国家要求工商业全部进入市场交易并 取消工商业目录电价，但为保持居民和农业用电价格稳定，居民、农业用电由电 网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障 居民、农业用电。4六大类电源电价改革历程及定价机制煤电：电价标杆，改革主线根据数据测算，2020年以前，燃煤发电量占全国发电量的比例维持在60%以上。煤电在中国电力系统的支柱地位，决定了其定价在电力价格体系中起着指导作用。至今，中国煤电上网电价历经了六个阶段：1）统建统管、厂网合一，无上网电价;2）厂网合一被打破，上网电价生成，执行还本付息电价；3）还本付息电价改进 为经营期电价，以缓解投资过热和降低电价；4）厂网分离后，两部制电价实施；5）标杆电价出台，实施煤电联动机制；6）“基准价+上下浮动”机制取代标杆电 价，煤电联动基本不再实施。2021年煤价高企倒逼电力市场化改革，上下浮动区 间由2019年10月制定的+10%变为-20%,+20%为 且高耗能用户交易价格 不受上浮20%限制，多地市场化交易电价上涨。2004年之前：统建统管、还本付息、经营期、两部制电价1985年以前，煤电实行统建统管、厂网合一。这段时期，煤电由国家集中管理、统一调控，煤电场政企合一，计划性较强。此阶段厂网尚未分离，因此没有上网 电价的概念。煤电电价直接对接用户侧的目录电价，由国家统一制定，电价结构 较为简单，电价水平较为稳定。集资电厂改变厂网合一历史，还本付息电价出台。为应对全国性用电紧张，加速 电力建设，各地开始集资办厂。集资电厂打破了以往厂网合一的历史，上网电价 由此产生。此时的上网电价执行还本付息电价，保障了投资者投资成本回收和合 理利润，有力促进了电力建设，缺电得到缓解。然而，部分地区为追求短期利益,建设了许多小型高能耗电厂，忽视了规模效应，不利于国家整体布局。同时，投 资热情高涨，电力建设市场供小于求拉高投资成本，投资成本的上涨在还本付息 电价机制下直接传导至上网电价，导致整体电价虚高，不利于国家经济建设和民 生发展。降电价刻不容缓，经营期电价替代还本付息电价。2001年中国煤电上网电价正式 改为经营期电价，即以项目的整个经营期为基础考虑投资者的合理成本和利润，测算经营期平均上网电价。经营期电价制度有效缓解了电价高涨，在电力建设高 峰期保持了电价水平的基本稳定。但其定价没有考虑地区整体水平，政府导向作 用难以发挥。厂网分离，实施两部制电价。2002年厂网分离，打破电力企业的一体化垄断经营 模式。电价划分为上网电价、输电电价、配电电价和销售电价，上网电价由国家 制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。2004年-2019年：标杆上网电价机制标杆电价时代到来，竞争格局放开。2004年，中国开始实行煤电标杆上网电价机 制。煤电标杆电价二各省发电平均社会成本+合理资本金内部收益率+税金。新投产 的煤电机组，规范计价利用小时内原则上均遵循标杆电价，超发电量上网电价略 低于标杆电价，煤电厂总体回报较为稳定。标杆上网电价脱离了单个电厂成本利 润的局限，实现了从个别成本定价到区域平均成本定价的转变，不同区域的标杆 电价反映了其资源和发展差异。同一标杆电价下，煤电厂竞争转变为造价成本和 运营成本的竞争，促进煤电造价成本下降及运营效率提升。煤电联动，标杆电价历经“七上四下”。发改委可以根据发电企业燃煤成本的变 化，对标杆电价进行一年一度的调整，形成“煤电价格联动”。2004年的煤电联 动政策中，规定70%的煤价涨幅由电价承担，余下30%由发电企业自行消化，对发 电企业降本增效要求较高。2012年关于深化电煤市场化改革的指导意见对此作出 调整，提出当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期相应调整上网电价，同 时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。然而，出于对经济社会运行 的总体考虑，煤电联动政策未真正落实。截至2019年，燃煤标杆电价共历经12 次调整，其中有7次因煤炭价格上涨而上调。2020年至今：“基准价+上下浮动”出台，煤价高企倒逼电力市场化改革“基准价+上下浮动”市场化定价，煤电联动退出历史舞台。2019年国务院关于 深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见决定，2020年1月1日起执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电 价确定，浮动范围为15%,+10%,具备市场交易条件的电量上网电价按市场化方 式在“基准价+上下浮动”范围内形成，而燃煤发电电量中居民、农业用户用电对 应的电量仍按基准价执行。煤电联动机制也不再执行。指导意见还规定，实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价 只降不升。2021年高煤价倒逼电力市场化改革，市场化电价首次上浮且浮动范围扩大。由于 2Q21和3Q21煤价高企，火电厂大面积亏损，火电运营商苦不堪言。受此压力，交易电价较基准电价不上浮的限制逐渐放开，多个省份开始允许上浮10%。2021 年10月12日，国家发改委发布国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电 价市场化改革的通知，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，有序放开全部燃 煤发电电量上网电价，市场交易电价较基准电价上下浮动范围-10猊+15%调整为 原则上不超过20%,且高耗能行业不受上浮20%限制。10月15日，上述通知开始 执行首日，江苏开展了 10月中旬月内挂牌交易，成交均价较基准价上浮19.9%。而后，江苏/广东两省陆续公布了其电力市场2022年度交易结果，火电年度双边 协商交易平均成交电价分别为466.8/497.0元/兆瓦时，较江苏/广东基准电价同 比上浮19%/10%,进一步印证2022年市场化交易电价上涨趋势。燃机：以煤为标，各地不一 天然气上网电价的制定历史较为简单：2015年以前，每一个电厂单独核定上网电 价；2015年1月1日起，根据发改委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题 的通知，对新投产天然气热电联产发电机组上网实行标杆电价政策，把定价权下 放到省级价格主管部门，同时天然气发电的电价补贴也不由国家统一考虑，而是 下放到各省（市、区）地方政府自行统筹解决；新投产天然气调峰发电机组及天 然气分布式能源上网价格参考热电联产机组标杆电价。同时，实行气、电联动机 制，最高电价不得超过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 0.35元/千瓦时。2015年以前，一厂一核早期天然气上网电价“一厂一核”，单独定价。天然气发电在总发电量中占比较 低，其统一电价政策也制定较晚。在国家对天然气电价作出统一规定之前，天然 气上网电价实行“一厂一核”甚至是“一机组一核”，核价的原则基本上是“合 理成本加合理收益”。2015年至今，气、电联动，决定在地方标杆上网电价决定权下放，气电联动平衡发电成本和收益。2015年1月1日开始 实施的关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知对天然气上网电价形成 作出总体规划：1）新投产热电联产发电机组实行标杆电价政策，标杆电价由省级 价格主管部门确定；2）新投产调峰发电机组，参考热电联产发电机组标杆电价基 础上考虑与热电联产机组的合理差异；3）鼓励天然气分布式能源与电力用户直 接签订交易合同，自主协商确定电量和价格，电网企业收购的自发自用或直接交 易外的有余电量，按当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。同时，建立 气、电价格联动机制，即天然气上网电价随天然气价格调整，但最高电价不得超 过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0.35元/千瓦时。各省灵活制定天然气标杆电价，两部制和单一制并存。国家发改委发文后，各地 纷纷承担起气电上网电价制定的重任，制定天然气上网电价细则。燃气价格机制 可分为两部制和单一制电价。总的来说，两部制电价下的容量电价相对稳定，电 量电价和单一制电价则在考虑气电联动的基础上调整。核电：标杆电价，合理调控1985年至2012年：“一厂一价”，决策在国家2013年以前，国家按照成本利润原则，单独对核定厂定价。标杆电价出台以前，核电厂上网电价由发电成本、发电利润、发电税金组成。一厂核定一价。由于核 电站造价高，其获得政府批准的上网电价也较高，核电企业缺少足够的积极性控 制建设和运行成本。截至2012年底，全国在役核电机组共计15台，合计装机 1,263万千瓦,其上网电价均按“成本+利润”模式制定。2013年至2021年：核电标杆上网电价机制2013年，全国统一核电标杆电价。2013年国家发改委关于完善核电上网电价机制 有关问题的通知规定：对新建核电机组实行标杆上网电价政策。核定全国核电标 杆上网电价为0.43元/千瓦时；核电标杆上网电价高于所在地燃煤机组标杆电价 的地区，执行当地燃煤机组标杆电价。从此，一厂一价的历史结束。单个核电厂 投资成本到其上网电价的内在传导不复存在。标杆电价成为了核电投资者核算成 本的重要参考，鼓励其降本增效、促进竞争。全国固定的标杆电价，也造成了不 同地区核电站的经济性差异，形成比较优势。三代核电首批项目试行上网电价。2019年发改委印发关于完善核电上网电价机制 有关问题的通知（发改价格（2013）H30号），明确广东台山一期/浙江三门一 期/山东海阳一期核电项目试行价格分别为每千瓦时。4350/0.4203/0.4151元。试行价格从项目投产之日起至2021年底止。根据中国核能行业协会在“中国核能 可持续发展论坛”上发布的中国三代核电经济性及市场竞争力研究，相比二代，三代核电的设计寿命由40年延长到60年，电厂可利用率由85%提高到93%以上。三代采用了更高性能的设备、材料和更高安全水平的系统设计，造价成本更高，投产后经营压力较大。批量化建设有望降低造价，从而降低上网电价。核电市场化交易电量逐年增长，交易电价有望上涨。中国核电上市公司主要是中 国核电与 中国广核。以中国核电为例，根据公司公布电量数据测算，其核电市 场化交易电量比例从2016年的9%增长到2021年的39%o根据两家上市公司核电 站所在省份2022年核电市场化交易方案，多省份核电市场化交易电量增长明显，如广东从2021年的30亿度增加到预计156亿度；福建省除华龙一号机组外全部 核电电量参与市场化交易（2021年在275亿度基础上根据全省电力平衡调整）。同时，随着煤电市场化电价上涨，我们认为核电市场化电价也有望增长，至少努 力往核电机组计划电价看齐。水电：一厂一价至多元化定价2004年前：“一厂一价”，自行定价2004年以前，中国水电基本上按照“一厂一价”确定。具体而言可以分为还本付 息电价和经营期电价两种方法。水电厂的投建成本和合理利润得到保障，促进了 初期水电行业的发展。此后，中国水电先后经历了标杆化、去标杆化、再标杆化 三大过程。2004年至2009年：同一地区，标杆化定价水电标杆化电价随燃煤标杆电价出台。2004年，发改委关于疏导华东/东北/西北/华北/南方/华中电网电价矛盾有关问 题的通知首次制定了各省份燃煤标杆上网电价，同时制定了陕西、甘肃、宁夏等 10个省份的水电标杆上网电价。多个省份首次核定的水电标杆上网电价较该省燃 煤标杆电价有一定差距。2009年至2014年：去标杆化，因地制宜水电电价上调，因地制宜去标杆。为促进水电站库区和移民安置区经济社会发展,缓解水电企业亏损严重、更新改造资金不足等问题，2009年及20n年，华东/东 北/西北/华北/南方/华中电网部分水电企业上网电价纷纷上调。例如云南省鲁布 革、以礼河、大寨、西洱河、绿水河、六郎洞等原厂网分离电厂平水期和枯水期 上网电价的上浮幅度由10%提高至20%,丰水期电价保持不变。不仅如此，华中/南方/西北电网在2009年发布的调整电价通知中明确表示新建水电暂停执行标杆 电价。不同地区不同电站调整幅度不一，大部分新建水电站电价回归一厂一核。小水电定价机制各异。小水电上网电价定价权限在省发展改革委。各地发改委执 行的小水电定价机制差异较大。如2013年江西省发改委新建电站实行价格上限约 束的经营期电价机制。根据社会平均成本等因素，确定总装机容量在200千瓦及 以下/201-500 千瓦/501T000 千瓦/1001-2000 千瓦/2001-5000 千瓦/5000 千瓦以 上的新建小水电站上网电价为每千瓦时0.28/0.30/0.31/0.32/0.34/0.35元。2014年浙江省则按投产时间段分三类制定 上网电价，并根据“鼓励调峰、限制径流”的原则制定小水电峰谷电价。2014年至2021年：分区管理，标杆定价多元化电价机制并存。2014年1月11日，国家发改委发布了关于完善水电上网 电价形成机制的通知（发改价格201461号），对2月1日以后新投产的水电站,按照两种类型确定上网电价：1）跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定，等于 受电地区落地价扣减输电价格（含线损）。2）省内上网电价实行标杆电价制度。各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统 筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定；水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰 枯分时电价或者分类标杆电价。此后，水电回归标杆电价政策，湖北、湖南、四 川等地区也陆续出台了自己的水电标杆上网电价。至此，水电上网电价呈现为三 种模式：按照“还本付息电价”或“经营期电价”制定的独立电价，省内执行的 标杆电价，以及跨省跨区送电的协商电价。根据消纳方式的不同，各水电站目前电价也有所差异。留省内消纳水电电量可分 为市场化交易电量和非市场化交易电量，对应省内市场化电价和非市场化电价。外送电量中，合同内电量一般为跨省跨区送电的协商电价，合同外的超发电量可 能参考落地省份的市场化交易电价或者取两省平均市场化交易电价定价。抽水蓄能定价模式 2030碳达峰行动方案明确要求2030年中国抽水蓄能装机达到1.2亿千瓦左右。2017-2020年，中国抽水蓄能电站装机容量增长CAGR仅为4.5%。一方面系由于抽 水蓄能电站建设周期较长，另一方面系过去新能源装机比例小，调峰需求相对不 高。随着新能源装机的不断增加，未来新型电力系统对抽水蓄能电站的调峰需求 也将增强。根据国务院2030碳达峰行动方案，2021-2030年中国将新增约90GW 抽水蓄能电站。抽水蓄能执行两部制电价。2021年04月30日，国家发改委发布关于进一步完善 抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格2021）633号），意见指出坚持并优 化抽水蓄能两部制电价政策，及抽蓄电价二容量电价+电量电价。容量电价主要用 来回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益，核价参数标准为按照40年经 营期核算的6.5%资本金内部收益率。电量电价部分：抽水电价、上网电价按现货 市场价格及规则结算，没有现货市场的引入竞争机制形成电量电价（抽水消耗电 量可由电网提供，按燃煤发电基准价的75%执行；上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行）。结合上述抽蓄电价政策，我们认为抽蓄电站 获利应该在合理水平，较难获得超额收益。风光：装机造价下行，从补贴至平价中国风光定价机制主要经历了五个阶段的发展：1）风电产业起步阶段，价格主要 参照火电；2）风电开启商业化发展，经历还本付息电价和经营期电价两个阶段;3）风电上网电价由国务院价格主管部门分地区测算，大型并网光伏示范电站建设 开启，国家核准电价。同时，风光特许权招标项目陆续开启，按中标价格上网；4）将陆风/集中式光伏分为四/三类资源区，分资源区制定标杆电价。20092018年 风光分资源区标杆电价均经历四次下调。2014年起，近海风电/潮间带风电项目 上网电价为每千瓦时0.85/0.75元。对于分布式光伏，实施全电量补贴，“全额 上网”项目电价执行标杆电价。5）标杆电价变为指导价，国补继续退坡。平价试 点正式开启，2021年除户用光伏外，新建陆上风电和光伏项目平价上网。区域定价开启风电产业商业化发展风电产业起步阶段，风电电价主要参考火电。中国风电产业起步于1986年，风电 建设主要依赖政府援助、捐款以及优惠贷款。建设的风电场作为示范性项目或科 研用途，并非商业化运行。因此，尽管风电的建设成本远高于火电，风电电价仍 然参照火电，基本与燃煤电价持平。此阶段的风电电价过低，忽略了经济效益、市场机制和各地资源禀赋差异，不利于风电产业长远发展。1994年，中国风电产业进入区域定价阶段，开启商业化发展。1994年风力发电厂 并网运行管理规定（电政法P1994J 461号）颁布，规定风电场上网电价按发电 成本加还本付息、合理利润的原则确定；高于电网平均电价部分，其价差采取均 摊方式，由全网共同负担；电网管理部门收购全部上网电量。自此中国风电进入 区域定价阶段，风电价格由各地价格主管部门确定，并报中央审批。具体分为还 本付息电价阶段和经营期平均电价阶段。此阶段的风电价格反映了项目经济效益 和地方差异，但不同区域形成的风电价格差异也较大。风光招标定价和核准定价并存风电价格分地区测算，光伏示范电站电价由国家核准。对于风电项目，2005年国 家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知（发改能源2005H204号）规定:风电场上网电价由国务院价格主管部门根据各地的实际情况，按照成本加收益的 原则分地区测算确定；风电设备国产化率要达到70%以上。对于光伏项目，2007年大型并网光伏示范电站建设开展，对于建设规模不小于5兆瓦的并网光伏 示范电站公开招标，国家核准上网电价。风光上网电价由政府核定，保障了项目 合理利润，有助于初期风光产业的发展。2008年，国家发改委核准了 12个地区 风电上网电价，其中，内蒙古西部获最低上网电价0.51元/千瓦时，主要由于该 地陆风资源更为丰富。引入市场机制，开启风光电站特许权招标项目。2003年以后，风光特许权招标项 目陆续开启。特许权招标项目由国家招标，发电企业报价，价低者得，特许期为 特许权协议正式签署并生效后25年。其中，风电中标电价不高于当地核准电价，中标人风电机组采购本地化率不得低于70%。特许权招标项目引入了竞争机制，有力推动风光建设大规模发展。然而，投标者为争夺项目资源盲目竞争，导致中 标价格过低，甚至不能覆盖风光成本。为防止恶性竞争，2007年第五期风电特许 权招标项目改为中间价中标。2009年，第一批光伏特许权招标项目开启。