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電價市場化改革再進一步！從明年1月1日起，煤電價格聯動機制要取消了，企業用電成本有望下降。

9月26日，決定完善燃煤發電上網電價形成機制，促進電力市場化交易，降低企業用電成本。包括取消煤電價格聯動機制，上網電價改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，明年確保一般工商業平均電價只降不升。

對此，廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強分析，目前全國電力供給整體充裕，政策實施後，電價下浮的概率較大。企業用電成本下降，利好實體經濟。

企業用電成本將下降

決定，抓住當前燃煤發電市場化交易電量已佔約50%、電價明顯低於標杆上網電價的時機——

1.對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，從明年1月1日起，取消煤電價格聯動機制。

2.將現行標杆上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按各地現行燃煤發電標杆上網電價確定，浮動範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力使用者等通過協商或競價確定。

3.明年暫不上浮，特別要確保一般工商業平均電價只降不升。同時，居民、農業等民生範疇用電繼續執行現行目錄電價，確保穩定。

上述政策對發電及用電企業會有什麼影響？

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強指出，目前已有50%煤電通過市場化交易。針對剩下50%的煤電，採用“基準價+上下浮動”的市場化機制，電價至少是鬆動的。

更重要的是，目前全國電力供給處於相對充裕狀態，電價在基準價下浮的概率比較大，而且明年暫不上浮。政策實施後，企業用電成本有望下降，利好實體經濟。

對於火電企業及上游的煤炭企業來說，要看政策落地後的電價走勢。長期而言，市場化的價格形成機制，火電及煤炭企業都將受益。

某券商電力分析師認為，政策實施後，對高耗能企業是利好，有助於降低用電成本。而很多發電企業已經煤電一體化了，可以通過內部調整消化煤價波動影響。

利好新能源發電

早在2004年，印發《關於建立煤電價格聯動機制的意見》，決定建立煤電價格聯動機制。

2012年底，印發《關於深化電煤市場化改革的指導意見》明確，2013年起當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為週期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動比例由30%調整為10%。

雖然有煤電價格聯動機制，但嚴格意義上的煤電聯動實施次數並不多。問題的癥結還是煤電矛盾的老問題，煤炭市場和電力市場沒有聯動，“市場煤”與“計劃電”深層問題待解。

華泰證券研報認為，短期電價或將承壓， 但長期來看大部分國家電力市場放開後電價均上漲；2020 後中國火電機組供需結構向好，電價放開能更有效反映供需。

國信證券研報認為，採取浮動式電價政策，長期將利好新能源發電企業。

利好在與哪？

一是利好新能源發電補貼，減輕多方壓力。取消煤電價格聯動機制，煤電電價存在因煤價而上調可能，即對於未來新增新能源裝機，火電電價上提意味著補貼額缺口減少，財政補貼壓力減小，產業鏈現金流壓力減小。

二是利好使用者側平價程序。取消煤電標杆電價政策轉為浮動式電價政策，後續配合配套分散式市場化交易(隔牆售電)政策，國內市場化平價新能源裝機需求將再次觸發。

三是競價模式為新能源消納開啟空間，競價模式下發電專案的上網優先權由邊際成本決定，新能源邊際成本最低。

電價形成機制迎來“質變”

2015年，新一輪電力市場化改革正式啟動。當年出臺的《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》提出，建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規範的市場交易平臺。隨後一系列電力市場化改革舉措出臺。

進入2019年，出臺了一系列政策不斷提高電力交易市場化程度。

2019年1月，江西試點“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制。6月27日，印發關於全面放開經營性電力使用者發用電計劃的通知，進一步開放電力市場交易，支援中小使用者參與市場化交易。

8月7日，釋出《關於深化電力現貨市場建設試點工作的意見》指出，統籌協調電力中長期交易與現貨市場，對於優先發電、優先購電，根據市場建設進展納入中長期交易。

華北電力大學教授曾鳴表示，上述檔案的釋出，加速推進了電力市場化建設。在經營性電力使用者全面放開發用電計劃，意味著沒有計劃電量，大部分電量在市場上按供需關係撮合。這將對電力市場的供需雙方產生明顯影響。

光大證券研報認為，電價形成機制迎來“質變”。多年以來，電力行業因電價機制的非市場化而被產業投資者、二級市場投資者所詬病。中長期看，全面放開經營性發用電計劃，“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制將佔主導地位。電價由發電成本和電力供需情況決定。電價形成機制的改革將引發電力股投資框架的變化。隨著清潔能源比例和電力市場化程度提升，清潔能源的價格競爭日趨激烈。

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