煤电联动取消 电价市场化再进一步

王东岳

9月26日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，决定完善燃煤发电上网电价形成机制，促进电力市场化交易，降低企业用电成本，包括取消煤电价格联动机制，上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。

为解决“市场煤”与“计划电”的矛盾，煤电联动政策应运而生。从2005年首次执行至今，煤电联动机制已运行十五载。煤电联动机制的建立，在缓解煤电价格矛盾、实现向竞价上网平稳过渡中发挥了积极作用。

进入2018年，面对燃煤发电市场化交易电量占比已接近50%、电价明显低于标杆上网电价的市场现状，煤电联动机制正逐渐失去其原本意义。

取消煤电联动机制意味着，电力体制改革力度正进一步加大，以市场化为核心的电价定价机制逐步形成，现行的标杆电价制度开始缓步退离舞台，竞价上网时代即将开启。

可以预见，煤电联动机制的取消将对下游企业降本增效产生深远影响，而在不同种类电源同场博弈的情况下，成本端更具優势的发电企业终将脱颖而出。

煤电联动终谢幕

煤电联动政策，即根据煤炭价格波动相应调整电价，政策始于2004年。

2004年12月15日，国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》，要求加强电煤价格监测工作，稳妥实施煤电价格联动，适当调控电煤价格，加强对电煤价格的监督检查。

《意见》提出，上网电价与煤炭价格联动。以电煤综合出矿价格（车板价）为基础，实行煤电价格联动。电力企业要消化30%的煤价上涨因素，燃煤电厂上网电价调整时，水电企业上网电价适当调整，其他发电企业上网电价不随煤价变化调整;同时，销售电价与上网电价联动，上网电价调整后，按照电网经营企业输配电价保持相对稳定的原则，相应调整电网企业对用户的销售电价。

根据《意见》，电价联动周期原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过 5%，相应调整电价;如变化幅度不足5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。

2005年4月末，国家发改委先后印发了六大区域电网首次实施煤电联动的通知文件，通过提高发电企业上网电价、销售电价和新投产机组标杆上网电价，解决2004年6月以来煤价上涨以及取消超发电价的影响。

作为“市场煤”与“计划电”矛盾的重要调控手段，多年来，煤电价格联动机制为缓解煤电价格矛盾、实现向竞价上网平稳过渡发挥了重要作用。

统计数据显示，煤电联动调节机制建立后，经过十年的运行，到2015年年底全国煤电机组标杆上网电价共进行了11次调整。其中，除2009年11月20日为合理反映燃煤电厂投资、煤价、煤耗等情况变化，2013年9月25日为支持可再生能源发展、鼓励燃煤发电企业进行脱硝除尘改造，以及2014年9月1日为进一步疏导燃煤发电企业脱硝、除尘等环保电价矛盾这3次以外，明确因煤电联动而调整共执行了8次。其中，6为次上调、2次为下调。

2015年12月31日，国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格[2015]3169 号），对已经执行了十二年的煤电价格联动机制进行了调整，明确了煤电价格联动机制以年度为周期，由国家发展改革委统一部署启动，以省（区、市）为单位组织实施;同时，明确电煤价格按照中国电煤价格指数确定，对煤电价格实行区间联动，分档累退联动;以及燃煤机组标杆上网电价和销售电价的测算公式严格按照煤电价格联动机制测算确定。

《通知》规定，以中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价（444元/吨），当周期内电煤价格（每期电煤价格按照上一年11月至当年10月电煤价格平均数确定）与基准煤价（444元/ 吨）相比波动超过每吨30 元的，对超过部分实施分档累退联动。

经调整，新的煤电联动机制实行分档累退联动机制，并将决定权下放至地方政府。

9月26日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议。会议决定，抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从2020年1月1日起取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。

基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但2020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，确保稳定。

此前，为了贯彻落实中央经济工作会议关于降低企业用能成本要求，2018年4月和8月，国家发改委先后发布《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》以及《关于降低一般工商业目录电价有关事项的通知》，要求落实一般工商业电价平均下降10%的目标，全面落实已出台的电网清费政策、推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革，进一步规范和降低电网环节收费、临时性降低输配电价。

《2019年工作政府工作报告》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%。”

统计数据显示，2019年上半年，中国完成电力市场化交易电量达1.1万亿千瓦时，同比增长29.3%，占全社会用电量的32.4%。电力直接交易电量平均降价幅度3.4分/千瓦时，减轻企业用电负担约300亿元。

平安证券认为，连续两年降低下游销售环节中的一般工商业电价，上游发电侧的上网电价执行煤电联动上调仅是奢望。

对于地方政府而言，通过挤压中游和上游的利润空间，降低下游工业企业用户的生产成本，提高地方企业的盈利水平、稳定就业、扩大税收，方是最优的选择。在地方政府有充分的动力降低上网电价的情境下，能维持现有电价不下调已是目前最理想的结果，因此煤电联动未能落地执行也是意料之中。

行业格局迎巨变 开启竞价上网时代

按照煤电行业的盈利模型，煤电企业的收入来源主要为发电并上网销售收入，其核心指标包括上网电价和上网电量。其中，上网电价参照燃煤机组标杆上网电价制定，由发改委等政府相关部门制定并调整;上网电量则为发电量与电厂自用电量之差，发电量多寡取决于装机容量和利用小时数。

同时，煤电的营业成本主要包括燃料成本、折旧成本、人力成本、维修成本及其他成本，其中后四项基本可视为固定成本，燃料成本为主要变动成本，其波动对毛利率影响重大。燃料成本主要受入炉煤价及原煤消耗量决定。

因此，在单个机组装机容量确定的条件下，尽管火电单位装机毛利润取决于各项参数，但其中的供电煤耗、厂用电率、固定成本等多与各电厂的设备性能和管理技术有关，个体自身差异、变化较小。

与前述因素相比，上网电价、入炉煤价、利用小时受政策、市场、供需的影响，是决定煤电企业盈利能力的关键因素。

以2017年为例，根据平安证券测算，全国煤电机组平均上网电价371.65元/兆瓦时;供电标准煤耗309.43克/千瓦时，2016年11月至2017年10月电煤平均价格514.94元/吨（5000K），计算可得，度电燃料成本为 0.2231元/千瓦时，度电点火价差为0.1486元/千瓦时。根据煤电盈利模型进行敏感性分析，上网电价每变化1%，则点火价差同向变化2.5%;电煤价格每变化1%，则点火价差反向变化1.5%;利用小时每变化1%，点火价差同向变化1%。

煤电联动机制取消前，上网电价在煤电行业盈利因素中的影响系数明显高于煤价以及利用小时。而如今，伴随煤电联动机制的取消，煤电价格最大的调节因素正在消失。未来，煤电企业的盈利差异将更多依靠煤价及利用小时。

平安证券认为，通过对历史和现行电价政策的梳理，煤电标杆上网电价在现有电价体系中处于核心地位，其在多个方面影响着其他各类电源的标杆、上限和无补贴电价。煤电联动机制取消的背后，是对煤电标杆电价制度的挑战;未来，包括煤电标杆电价在内，其他电源类型的标杆电价也将陆续被取代或终结，标杆电价制度终将谢幕离场，属于竞价上网的时代即将到来。这对于整个电力行业而言，将产生巨大的影响，行业格局可能会发生翻天覆地的变化，体系或被重塑。