，但不得高于标杆电价；补贴项目则按当地煤电上网电价执行。...事实上，随着新能源装机规模的攀升，单一电价机制已不能充分反映市场供需，平价上网后，各地对以燃煤电价收购的小时数在不断减少，新能源上网参与市场化交易逐渐成为共识。
图2 2015年-2021年电价体系示意图（三）2021年：煤电、工商业用户全面实行市场定价2021年，煤价大幅上涨引发大规模缺电问题，笔者理解其原因在于价格变化未能有效传导，煤电上网电价无法及时随煤价上涨调整
24年之后，因为煤电容量电价执行，煤电上网电价执行两部制，电网公司公布的代理购电上网电价有所降低，但依然维持不变，每个月都是0.42142元/度。
国网能源研究院企业战略研究所副所长张晓萱指出，随着煤电上网电价全面放开，未来新能源、水电、核电等优先发电将更多地参与市场，实现应放尽放。
过去十年，晶硅电池组件成本降低了95%，晶硅光伏不仅实现了平价上网，而且在许多地区其电价已经低于传统的煤电上网电价。...2021年，沙特光伏电站中标电价低至1.04美分/kwh，晶硅光伏发电已经成为全球最便宜的可再生能源。
省发改委价格处负责人介绍说：“峰谷分时电价政策调整后，发电侧上网电价会略微上涨，包含煤电上网电价和光伏发电上网电价。”一项关于用户侧分时电价调整的新政策，为何会对电源侧的上网电价带来影响？
与此同时，燃煤上网电价逐渐全面有序放开。随着碳市场进程不断推进，必然会在一定程度上影响煤电机组参与电力市场的经济性，碳成本将会增加煤电机组的发电成本，从而影响煤电上网电价，显著降低煤电的竞争力。
煤电容量费2024年1月开始执行的煤电容量费也是煤电上网电价的两部制体现。燃煤电厂的发电量已经全部纳入市场化交易，价格由交易行为形成。
未覆盖全部成本容易导致以下问题：利好低成本机组；仅考虑容量，忽略其他因素如机组类型、服役年限等影响；忽略容量补偿对煤电上网电价的影响。...目前，我国煤电容量电价机制是通过财务反算，以保证煤电基本收益为原则，形成类似标杆容量补偿电价的机制。
2024年1月份，煤电容量电价执行，煤电上网电价由单一制改为两部制，上网电价部分有所下调，1-3月电网代购价格为0.465元/度。
例如，2024年1月份，因为煤电容量电价的执行，各地煤电上网电价由单一制变成两部制，那么和电量有关的上网电价降低势必也会带来上网线损电价的降低。
煤电上网电价是指燃煤发电上网的交易价格，主要执行单一电量电价。煤电上网电价先后经历了还本付息电价、经营期电价、标杆电价、市场化定价四个阶段。
近年来，煤电利用小时数下降、煤炭价格水平偏高等因素导致煤电发电成本上涨，煤电上网电价上浮20%、辅助服务定价偏低的市场环境并没有完全缓解企业经营困难。
煤电容量电价从此公式可印证煤电容量电价着实是从原单一制煤电上网电价中单独列支出来的。
一位不愿意透露姓名的国有新建大型燃煤发电厂总工程师认为，煤电容量电价机制，对煤电的影响主要是负面的，它会导致煤电上网电价走低，大幅度降低发电行情好时燃煤电厂的利润，过度的调节也会加速煤电机组的设备损耗，
两部制电价机制与煤电功能转型、电力市场建设进程相衔接。两部制电价从根本上改变了煤电上网电价结构和收益组成。煤电上网电价历经了还本付息电价、经营期电价、标杆电价+煤电联动、基准电价+上下浮动等阶段。
新型电力系统转型关键时刻，两部制煤电电价正式出炉——煤电上网电价正式由容量电价+电量电价两部分构成。
2、新能源装机的消纳扩表时代，新能源享受了很高的待遇：全额保障消纳、优先发电、按照煤电上网电价收购。也就是新能源发电根本不用担心销售问题。...即使是用户侧并网的分布式项目，在“余量上网”的部分，政策也明确给出了趋势信号：从电网全额消纳，逐步转化为“全电量市场化交易”。
近年来，国家发展改革委深化煤电上网电价市场化改革，完善煤炭市场价格形成机制，实现了煤价、煤电上网电价、用户电价“三价联动、能涨能跌”。
风足、光好、煤炭多，自然而然成为能源企业青睐之地（如图2所示），在全区煤电上网电价均执行标杆电价的时代，建设在大乌海区域享有燃料价格低的优势，该区域煤电装机共计1137万千瓦，分别属于国家能源（268万千瓦
一方面，中国电力通过煤电联营，出售电厂股权而减少了一部分煤电装机。另一方面，受益于煤电上网电价上浮限制放宽，电力需求同比上升，新项目投运等原因，中国电力火电收入也有增加。
一方面，中国电力通过煤电联营，出售电厂股权而减少了一部分煤电装机。另一方面，受益于煤电上网电价上浮限制放宽，电力需求同比上升，新项目投运等原因，中国电力火电收入也有增加。
根据《方案》云南将建立煤电电能量市场，允许煤电上网电价在基准价上下浮动20%；同时，云南在全国率先提出建立煤电调节容量市场，按照各类电源、用户的不同需求分摊调节容量成本。
根据《方案》云南将建立煤电电能量市场，允许煤电上网电价在基准价上下浮动20%；同时，云南在全国率先提出建立煤电调节容量市场，按照各类电源、用户的不同需求分摊调节容量成本。
我国已建立市场化的煤电上网电价形成机制，但对于碳减排成本的考虑尚不充分。当碳价水平过高时或将出现电价上限仍难以覆盖含碳机组运行成本的情况，企业成本存在不完全传导的风险。
