煤电标杆电价制度谢幕离场 对煤电和新能源的影响

9月26日，李克强召开国务院常务会议，会议决定从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将线性标杆上网电价机制，改为“基准电价+上下浮动”的市场化机制。

会议强调，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围上浮不超过10%，下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。同时，居民、农业等民生范畴用电继续执行现行目录电价。

这意味着，此前业界翘首以盼的电价形成机制改革，将在不久之后正式落地。而煤电价格联动机制，也将寿终正寝。从此电价有了相对固定的标志，也有了波动下限。

能见获取的信息是：不只是明年，2020年和2021年都比较特殊，只让下幅。

尽管通告中表明只针对煤电，目前暂未影响新能源，但业内人士对能见表示，“如果火电电价都降下来了，未来电网交易电价存在下调的可能。”

对于新能源行业的具体影响，有业内分析人士做过测算——只要下幅幅度在5-10%以内，就会和以前的标杆电价值一致，对新能源平价上网不会有什么影响。

对于煤电来说，短期可能进一步构成压力，但是中长期来看，落实浮动电价机制，将电价决定权交给市场，还原电力行业消费属性，火电企业将会摆脱被动接受政府定价的局面，火电企业盈利稳定性将会显著提升，摆脱强周期特征。

在我国，煤炭目前依然是发电的主力军。此前煤电行业企业曾大面积亏损，尽管今年有所好转，但亏损面仍高达50%左右。如今新政策的实施，对电力企业影响几何?

标杆电价的前世今生

电属于二次能源，需要由一次能源产生。而火力发电，是电力的主要来源。

由于燃煤发电价格低廉，在发电方式的占比中一直稳居高位。据统计，2017年，我国燃煤发电占全球总量的44.8%，居世界第一，其次是美国。2018年我国电力装机达到19亿千瓦，其中，煤电装机10.1亿千瓦，占比53%;发电量4.45万亿千瓦时，占比64%。

回顾煤炭此前的发展，从2008-2011年，是煤炭行业的鼎盛之时。煤炭价格疯狂上涨，2008年高点达到1000元/吨。2011年后，全国经济增长速度下降，煤炭行业迎来寒冬。截至2015年末，煤炭的社会库存达到3.5亿吨，处于产能过剩状态，在此背景下，煤价疯狂下跌。

2016年来，为缓解供需矛盾，国家陆续出台了一系列措施，动力煤的价格自此水涨船高，造就了一大批“疯狂揽金”的煤炭企业。

2018年来，动力煤的社会库存也开始加大，动力煤价格下行，2018年，煤价三次触底，3月底价格569元/吨，6月中开始597元/吨，12月初至今577元/吨。不得已情况下，电厂主动去库存，电力企业陷入到亏损的泥潭。

究其原因，煤炭在上游，电力在下游。煤炭与电力高度关联，且煤炭价格对火电行业的冲击最为直接。根据媒体报道，今年电煤价格全程高于国家发改委规定的绿色区间，当下供暖季局部地区出现供应吃紧，火电行业的亏损预计数百亿。

造成亏损的成因取决于两方面，煤炭成本和电价。煤炭是决定燃煤发电成本的关键因素，价格由市场决定，电价为燃煤发电的经营因素，价格由政府管控。

目前我国的电价体系为：上网电价+输配电电价+其他=销售电价。根据国家相关规定，我国的上网电价主要包括基本电价与电度电价。当前我国正处于电力体制改革过渡期，在此背景下，“上网电价“与”标杆电价“同义。

2004年，国家出台了关于标杆电价的政策。规定了各地区统一调度范围内新投产燃煤机组以及部分水电机组的标杆上网电价，成为电力产业关键指标之一。

2013年以来，煤电标杆电价共经历了4次下调、1次上调，每千瓦时净下调6.34分，并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价。在建立起有效的电力市场并实现发电竞价上网前，电价呈现出了极强的政策管制属性。

2019年3月5日，国务院总理李克强在《2019 年政府工作报告》中提出：“深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”

名存实亡的煤电联动

事实上，政府对电价的干预实则是为了“扭亏“深陷泥潭的电力企业。在煤炭价格持续上涨阶段，国家实施了“煤电联动“政策，将二者捆绑为利益共同体。

但是，由于煤炭价格跟随市场供需变化而随时波动，煤电联动机制导致煤价不能及时传导至电价，形成了长期以来的“市场煤、计划电”的矛盾，“煤电联动“也成了名存实亡的概念。

2004年，国家发改委推出《关于建立煤电价格联动机制意见通知》，明确以6个月为周期，在平均煤价波动超过5%时调整电价。

2015年12月，国家发展改革委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，规定了煤价波动在每吨30-150元之间将启动联动机制，并将煤电联动的周期改为一年，还公布了联动机制计算公式，以期完善煤价联动机制。该文件于2016年1月1日起开始实施。

然而，新的文件仍然使电价与煤价的联动受到严格限制。例如在2016年煤炭市场价格大幅上涨情况下， 2017年初的电煤价格却并未随之作出调整。

当前，我国煤电的战略定位，正逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”。在此背景之下，从传统的煤电标杆上网电价转向以基准电价为主、浮动机制为辅的新电价机制成为了电价发展的新趋势。

2018年7月，国家发改委发布《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》，选取煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业放开发用电计划，鼓励市场主体约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格、产品价格联动或随其他因素调整等多种形式的市场价格形成机制。

2018年1月，江西省已先行探路推行“基准电价+浮动机制”，以年用电量4000万千瓦时及以上的水泥企业为试点，与发电企业建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，直接向发电企业购电。

电力行业的“新旧交接”

如今，随着国务院常务会议的召开，将“基准电价+浮动机制”取代了线性标杆上网电价机制，并取消了煤电价格联动，标杆上网电价的改革终于瓜熟蒂落。

电力专家表示：“过往煤电联动机制是由政府来做调整，且调整周期相对滞后，而即将推行的新机制，虽然‘基准电价’暂时参考煤电标杆电价，但是可以在‘基准电价’基础上做一定范围内的浮动，比过往的煤电标杆上网更具灵活性。”

根据此前国家发展改革委下发的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度。即，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。

这更加意味着，经营性用电、发电，将不再计划，全面由市场说了算。作为新一轮电改“放开两头”最重要的一个环节，发用电计划放开的改革也迈出了关键一步。

从2017年3月明确“逐年减少既有燃煤发电企业计划电量”;2018年7月“全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划”到如今的“取消煤电价格联动机制，将线性标杆上网电价机制，改为“基准电价+上下浮动”的市场化机制”，可以明显看到的是，电改正在以“小步快走”的趋势前进。

总体而言，电价市场化是大势所趋，取消标杆电价，落实浮动电价机制是电改的必经过程。随着“煤电联动”结束它的历史使命，十余年来煤与电的相互博弈得到终结，“市场煤、计划电”的结构性矛盾或将迎来根本性改变。