煤電聯動取消 電價市場化再進一步

王東岳

9月26日，國務院總理李克強主持召開國務院常務會議，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。

為解決“市場煤”與“計劃電”的矛盾，煤電聯動政策應運而生。從2005年首次執行至今，煤電聯動機制已運行十五載。煤電聯動機制的建立，在緩解煤電價格矛盾、實現向競價上網平穩過渡中發揮了積極作用。

進入2018年，面對燃煤發電市場化交易電量占比已接近50%、電價明顯低于標桿上網電價的市場現狀，煤電聯動機制正逐漸失去其原本意義。

取消煤電聯動機制意味著，電力體制改革力度正進一步加大，以市場化為核心的電價定價機制逐步形成，現行的標桿電價制度開始緩步退離舞臺，競價上網時代即將開啟。

可以預見，煤電聯動機制的取消將對下游企業降本增效產生深遠影響，而在不同種類電源同場博弈的情況下，成本端更具優勢的發電企業終將脫穎而出。

煤電聯動終謝幕

煤電聯動政策，即根據煤炭價格波動相應調整電價，政策始于2004年。

2004年12月15日，國家發改委印發《關于建立煤電價格聯動機制的意見》，要求加強電煤價格監測工作，穩妥實施煤電價格聯動，適當調控電煤價格，加強對電煤價格的監督檢查。

《意見》提出，上網電價與煤炭價格聯動。以電煤綜合出礦價格（車板價）為基礎，實行煤電價格聯動。電力企業要消化30%的煤價上漲因素，燃煤電廠上網電價調整時，水電企業上網電價適當調整，其他發電企業上網電價不隨煤價變化調整;同時，銷售電價與上網電價聯動，上網電價調整后，按照電網經營企業輸配電價保持相對穩定的原則，相應調整電網企業對用戶的銷售電價。

根據《意見》，電價聯動周期原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期。若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過 5%，相應調整電價;如變化幅度不足5%，則下一周期累計計算，直到累計變化幅度達到或超過5%，進行電價調整。

2005年4月末，國家發改委先后印發了六大區域電網首次實施煤電聯動的通知文件，通過提高發電企業上網電價、銷售電價和新投產機組標桿上網電價，解決2004年6月以來煤價上漲以及取消超發電價的影響。

作為“市場煤”與“計劃電”矛盾的重要調控手段，多年來，煤電價格聯動機制為緩解煤電價格矛盾、實現向競價上網平穩過渡發揮了重要作用。

統計數據顯示，煤電聯動調節機制建立后，經過十年的運行，到2015年年底全國煤電機組標桿上網電價共進行了11次調整。其中，除2009年11月20日為合理反映燃煤電廠投資、煤價、煤耗等情況變化，2013年9月25日為支持可再生能源發展、鼓勵燃煤發電企業進行脫硝除塵改造，以及2014年9月1日為進一步疏導燃煤發電企業脫硝、除塵等環保電價矛盾這3次以外，明確因煤電聯動而調整共執行了8次。其中，6為次上調、2次為下調。

2015年12月31日，國家發改委發布《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》（發改價格[2015]3169 號），對已經執行了十二年的煤電價格聯動機制進行了調整，明確了煤電價格聯動機制以年度為周期，由國家發展改革委統一部署啟動，以省（區、市）為單位組織實施;同時，明確電煤價格按照中國電煤價格指數確定，對煤電價格實行區間聯動，分檔累退聯動;以及燃煤機組標桿上網電價和銷售電價的測算公式嚴格按照煤電價格聯動機制測算確定。

《通知》規定，以中國電煤價格指數2014年各省（價區）平均價格為基準煤價（444元/噸），當周期內電煤價格（每期電煤價格按照上一年11月至當年10月電煤價格平均數確定）與基準煤價（444元/ 噸）相比波動超過每噸30 元的，對超過部分實施分檔累退聯動。

經調整，新的煤電聯動機制實行分檔累退聯動機制，并將決定權下放至地方政府。

9月26日，國務院總理李克強主持召開國務院常務會議。會議決定，抓住當前燃煤發電市場化交易電量已占約50%、電價明顯低于標桿上網電價的時機，對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，從2020年1月1日起取消煤電價格聯動機制，將現行標桿上網電價機制，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桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等通過協商或競價確定，但2020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、農業等民生范疇用電繼續執行現行目錄電價，確保穩定。

此前，為了貫徹落實中央經濟工作會議關于降低企業用能成本要求，2018年4月和8月，國家發改委先后發布《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》以及《關于降低一般工商業目錄電價有關事項的通知》，要求落實一般工商業電價平均下降10%的目標，全面落實已出臺的電網清費政策、推進區域電網和跨省跨區專項工程輸電價格改革，進一步規范和降低電網環節收費、臨時性降低輸配電價。

《2019年工作政府工作報告》提出，“深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低10%。”

統計數據顯示，2019年上半年，中國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%，占全社會用電量的32.4%。電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，減輕企業用電負擔約300億元。

平安證券認為，連續兩年降低下游銷售環節中的一般工商業電價，上游發電側的上網電價執行煤電聯動上調僅是奢望。

對于地方政府而言，通過擠壓中游和上游的利潤空間，降低下游工業企業用戶的生產成本，提高地方企業的盈利水平、穩定就業、擴大稅收，方是最優的選擇。在地方政府有充分的動力降低上網電價的情境下，能維持現有電價不下調已是目前最理想的結果，因此煤電聯動未能落地執行也是意料之中。

行業格局迎巨變 開啟競價上網時代

按照煤電行業的盈利模型，煤電企業的收入來源主要為發電并上網銷售收入，其核心指標包括上網電價和上網電量。其中，上網電價參照燃煤機組標桿上網電價制定，由發改委等政府相關部門制定并調整;上網電量則為發電量與電廠自用電量之差，發電量多寡取決于裝機容量和利用小時數。

同時，煤電的營業成本主要包括燃料成本、折舊成本、人力成本、維修成本及其他成本，其中后四項基本可視為固定成本，燃料成本為主要變動成本，其波動對毛利率影響重大。燃料成本主要受入爐煤價及原煤消耗量決定。

因此，在單個機組裝機容量確定的條件下，盡管火電單位裝機毛利潤取決于各項參數，但其中的供電煤耗、廠用電率、固定成本等多與各電廠的設備性能和管理技術有關，個體自身差異、變化較小。

與前述因素相比，上網電價、入爐煤價、利用小時受政策、市場、供需的影響，是決定煤電企業盈利能力的關鍵因素。

以2017年為例，根據平安證券測算，全國煤電機組平均上網電價371.65元/兆瓦時;供電標準煤耗309.43克/千瓦時，2016年11月至2017年10月電煤平均價格514.94元/噸（5000K），計算可得，度電燃料成本為 0.2231元/千瓦時，度電點火價差為0.1486元/千瓦時。根據煤電盈利模型進行敏感性分析，上網電價每變化1%，則點火價差同向變化2.5%;電煤價格每變化1%，則點火價差反向變化1.5%;利用小時每變化1%，點火價差同向變化1%。

煤電聯動機制取消前，上網電價在煤電行業盈利因素中的影響系數明顯高于煤價以及利用小時。而如今，伴隨煤電聯動機制的取消，煤電價格最大的調節因素正在消失。未來，煤電企業的盈利差異將更多依靠煤價及利用小時。

平安證券認為，通過對歷史和現行電價政策的梳理，煤電標桿上網電價在現有電價體系中處于核心地位，其在多個方面影響著其他各類電源的標桿、上限和無補貼電價。煤電聯動機制取消的背后，是對煤電標桿電價制度的挑戰;未來，包括煤電標桿電價在內，其他電源類型的標桿電價也將陸續被取代或終結，標桿電價制度終將謝幕離場，屬于競價上網的時代即將到來。這對于整個電力行業而言，將產生巨大的影響，行業格局可能會發生翻天覆地的變化，體系或被重塑。