电力行业：完善电价形成机制 向市场电进一步过渡

2019年9月26日国务院常务会议上提出将于 2020年1月起取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+浮动价”的市场化机制。基准价按各地标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定。

一、协商建立“基准电价+浮动机制”

在2018年7月国家发改委和能源局就发布了《关于积极推进电力市场化交易&进一步完善交易机制的通知》，于电价形成机制方面提到了以下几点：促进输配以外的发售电由市场形成价格，鼓励交易双方签订中长期市场化交易合同，在自主自愿、平等协商的基础上，约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。

协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等，由发电企业和电力用户、售电企业自愿协商或市场竞价等方式形成。在确定基准电价的基础上，鼓励交易双方在合同中约定价格浮动调整机制。鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。

二、促使计划电向市场化过渡

探索建立随产品价格联动的交易电价调整机制。生产成本中电费支出占比较高的行业，交易双方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、随产品价格联动的电价调整机制等，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响。

当前电力交易存在三种最基本形式：1、发用电双方可进行双边协商确定交易价格，一般适用于大用户直购电;2、参与市场化交易的主体通过申报价差进行月度集中竞价形成交易电价，其中电力用户申报的是与现行目录电价中电量电价的价差、发电企业申报的是与上网电价的价差;3、不参与市场化交易的合同电量，有固定的合同电价。其中，前两者属于电力市场化交易。

此次政策言明只针对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，因此前两种已经市场化的电力交易形式不会受到影响，对于第三种情况而言，则是将计划电中固定的标杆电价转变为“基准电价+浮动机制”的形式，变相促使计划电向市场化过渡。

三、供需格局趋于宽松

考虑到目前煤价供给正在不断释放，全社会用电量增速预计随GDP缓慢下行，供需格局趋于宽松有望使得未来煤价持续缓慢下行，中长期浮动机制有望执行向下浮动。以广东省为例，目前广东省燃煤上网标杆电价为0.4530元/千瓦时，月度集中竞价出清价差约为0.03元/千瓦时，对应下浮比例为6.6%，位于下浮区间内。

风险提示。全社会用电量增速不及预期;煤价上涨。