电价专题研究报告：新时代，沉与浮（27页）

行业报告下载 2020年01月22日 07:00 管理员

执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价；仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策；燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。规范交叉补贴调整机制。以 2018 年为基数，综合考虑电量增长等因素，在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额，以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行；对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。此外，在政策实施计划方面：各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革，制定细化实施方案，经省级人民政府批准后，于 2019 年 11 月 15 日前报国家发展改革委备案；尚不具备条件的地方，可暂不浮动，按基准价（即现行燃煤发电标杆上网电价）执行；现货市场实际运行的地方，可按现货市场规则执行。实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020 年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升；国家发改委可对 2020 年后的浮动方式进行调控。国家发改委动态跟踪实施情况，结合电力体制改革总体进展，适时开展评估调整。自此，2020 年将正式迎来新一代的上网电价机制。

电价机制调整的相关新闻报道自 9 月中下旬陆续流出，市场关注点主要集中在“实施‘基准价+上下浮动’价格机制的省份，2020 年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升”这一条之上，认为这是继 2018、2019 年连续两次降低一般工商业电价政策后，国家层面再一次对电力行业施压以呵护下游电力用户；整个电力行业的收入端持续承压，火电首当其冲、业绩修复受阻。因此，二级市场的火电以及电力指数经历了一波跌势，9月16日至9月30日分别跌幅分别达到6.09%、 4.55%；在 10 月 21 日方案正式公布后至 11 月 15 日再次下跌 5.21%、2.61%；9 月 16 日至 11 月 15 日两个月内累计跌幅分别达到 9.57%、8.00%，跑输沪深 300 指数 7.18pct、5.60pct。2018 年 7 月 16 日，国家发改委、国家能源局发布《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》（发改运行[2018]1027 号），首次提出“基准电价+浮动机制”。

通知提出：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。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。具体浮动调整方式由双方充分协商，在合同中予以明确，浮动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。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。交易双方签订年度双边合同后，可探索建立与月度集中竞价相衔接的价格浮动调整机制，根据月度竞价结果，由双方自主协商，对双边合同价格进行调整确认。探索建立高峰用电市场化机制。积极推进电力现货市场建设，通过市场化机制形成不同时段价格，补偿高峰电力成本；现货市场建立前，参与市场化交易的电力用户应执行峰谷电价政策，合理体现高峰用电的成本和价值差异。