“基准+浮动”：电价未来更加顺畅

9月26日国务院召开常务会议，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。

（来源：微信公众号“享能汇”ID：Encoreport 作者：享能汇工作室）

本次国务院常务会议决定：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“基准电价+浮动电价”的市场化机制。本次国务院常务会议提出的电价政策的主要内容是前期政策的延续和落实，是电力价格市场化改革的一个过程。本次会议对电价还提到基准价仍为标杆上网电价，浮动范围为[-15%—10%]之间。同时要求明年暂时不上浮，另外也提出居民、农业等民生范畴用电继续执行现行目录电价。

实行基准电价+浮动电价

对于基准电价+浮动电价措施的提出，国家在去年已经发文有过相关内容。2018年7月16日，国家发改委、国家能源局对外发布《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》以及《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》，文件要求进一步提高市场化交易电量规模。煤炭、钢铁、有色、建材四行业用电全电量参与市场化交易，有序放开水电核电市场化，取消跨省跨区交易限制，其中文章提到了协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制。以及规范市场交易行为和加强对市场的监管。2019年6月国家发改委也提出“以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定”。

在经营性电力用户全面放开发用电计划之后实行固定+浮动交易也就意味着未来计划电量会较少，而大部分电量将会在市场进行供需竞价撮合交易。这也是电力市场的前进的重要一步。

“基准电价”，就是交易双方根据发电企业电煤来源，按各地标杆上网电价确定基准电价，此前，标杆电价是由国家发改委制定，“基准价+上下浮动”机制下，由于各省市自治区电力供需结构、煤价存在较大差异，国家层面难以应对频繁变化，或将放权至地方政府根据各地的供需平衡与经济发展情况决定“浮动价”联动机制。

而“浮动机制”，则是指用户和发电企业签订电力市场化交易合同时，可自主协商建立价格浮动机制，综合考虑各类市场影响因素，协商确定浮动的参考标准、浮动周期、浮动比例。协商达不成一致的，推荐综合考虑发电成本和各类市场因素，实施浮动。同时规定了价格的浮动范围——上浮不超过10%、下浮不超过15%。

对于基准电价+浮动电价，全国有多个省份进行推进，今年1月份江西省能源局发布《关于做好“基准电价＋浮动机制”试点工作相关事项的通知》，提到《江西省2019年度电力直接交易实施方案》明确以年用电量达到4000万千瓦时及以上的水泥企业为试点，鼓励与发电企业建立“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。

江西省的《“基准电价＋浮动机制”试点工作相关事项的通知》明确提出，机制将在更大范围内发挥市场配置资源作用，各相关市场主体要辩证看待浮动机制带来的市场价格波动，并强调了交易电价要“能升能降”、“随行就市”。当发电企业发电成本在双方约定周期内降低到一定比例时，将传导更大让利空间至发电用户。反之，电力用户将与发电企业共同承担发电成本上涨的风险。

对于大用户而言，如水泥行业，煤和电在水泥行业的占比达到47%。电力同时作为生产要素对下游的产业同样有巨大影响，电力对水泥行业的成本影响占比较高。而对电价的改革和调整可以直接影响水泥行业的绩效。除了电力企业，电能也是下游企业的生产要素，电能和利率同属于生产要素，同理基准电价与浮动电价对水泥行业的影响可以参考金融行业的利率对贷款企业的影响。

同时电价的改革也直接影响相关电力企业。当前，我国的火电仍旧占发电行业中较大的比重，当前市场化交易中部分省份的交易电价与标杆电价差额较大，上下游产业链均推进市场化交易，而火电等电力企业依旧试行计划电价不利于该行业的良性发展。“基准电价+浮动电价”有利于促进火电价格回归市场合理区间，浮动电价有利于应对煤炭价格的上涨对火电的成本压力形成对冲。在现货市场下，火电价格将会随着市场的供需情况进行上下变动。虽然规定2020年价格不能上浮，但是未来如在东部用电紧张的地区受供需影响价格可能会出现上浮的现象。

煤炭价格变动对行业产业链影响

电价一直影响着电力行业以其上下游产业链的整体的运行。如煤价、利用小时数和电价是影响火电盈利的主要因素。目前煤炭价格今年4月份以来价格波动较小，呈现向下的趋势，煤炭价格向下的影响，国内火电企业的中报显示盈利均出现了上升。同时电价也是电力下游产业链各大行业的生产要素，其变动也会影响各个行业的盈利情况。

图1：秦皇岛动力煤价格5500大卡，2008年-2019年9月（元）

根据中电联对2019年的用电量增长预测，中电联提出，今年的用电量若没有较大的极端气候影响用电量将在5.5%的增长率上下变动。未来利用小时数将会较目前变动较小。此前在火电行业一直呈现“市场煤计划电”的怪圈，其周期性在随着宏观变动的同时出现逆周期性的变化。简单来说就是电价受调控，但煤炭价格是市场化定价，煤炭价格受市场库存和供需等影响变动较大，在电价被锁的情况下导致火电的盈利一直都是受煤炭变动的影响，多次出现逆周期的行业变化。可见电价目前对电力行业而言是至关重要的一环。

图2：2008年-2019年9月动力煤价格与华能国际ROE反向变动

如电力企业华能国际在2011年-2015年的收益率与煤炭价格下降的周期呈现相反的变动趋势，在此期间盈利性比较好。而在2016年煤炭价格上升时期，火电的收益率是下降的趋势，从2015年的13.01%下降到2017年的1.04%，同时伴随着煤炭价格在2017年的缓慢下降，其净资产收益率又呈现缓慢上升的趋势。

煤电联动取消

本次常务会对于取消目前相当于停滞状态的煤电联动也有较大意义。2004年国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》（发改委价格[2004]2909号），决定建立煤电价格联动机制。该政策规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，将按照政策规定的上网电价与煤炭价格以及销售电价与上网电价的联动计算公式相应调整电价。此后又有两次修改。

在2012年12月，国务院办公厅印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》（国办发[2012]57号）明确，2013年起当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动比例由30%调整为10%。

2015年12月，国家发展和改革委员会发布《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）。该政策几乎对前两个政策的内容进行了重新设计，具体体现在以下四个方面:第一，将前两个政策规定的按电网区域分价区执行调整为以省为单位组织实施。第二，政策规定煤电联动的实施时点为每年的1月1日，这是前两个政策所未明确的，有利于提高政策执行预期。第三，建立煤电价格区间联动机制。具体操作规则为：以2014年为基准年，以一个年度为周期，依据向社会公布的中国煤电价格指数和上一年度煤电企业供电标准煤耗，实施煤电区间联动，对价格进行分档递减调节。政策还对电力企业消化煤价变化比例的标准以及联动计算公式作了重新调整。

2015年提出的煤电联动机制规定，“电煤价格以中国电煤价格指数2014年各省(价区)平均价格为基准煤价，原则上以与基准煤价对应的上网电价为基准电价”。意思是若这个基准不变，煤电联动总要以2014年的煤电供求关系反映出的价格作为调整依据。虽然2014年的煤价波动相对平稳，全年电煤指数峰谷值相差约70元/吨。但2015供给侧改革以来，煤炭行业大力度“去产能”，煤炭价格在2015年到2017年间持续上涨，在2018年—2019年至今受库存博弈的影响，价格企稳下跌（见图1）。在这期间里面煤电企业经历了大量建设和持续至今的电力体制改革，国家经济结构也在不断的变化，这样的措施已经很难适应现实的市场环境。

煤电价格联动存在联动周期过长的问题，以一年为一个周期单位进行联动存在对市场反映的滞后性。同时煤电联动的执行一直存在问题，在往年煤价大涨的时候，考虑到保障民生和社会稳定等因素，上网电价上调始终滞后。在这样的情况下不少火电企业处于亏损状态，调价出现了上调慢、下调快的现象，在煤炭价格高企的情况下如果继续往下调上网电价对发电企业来说会导致较大亏损。

价格的联动机制若执行的好也是市场化交易的一个方向，如宁夏在2018年交易规则中提到：推行发电企业与电力用户价格形成机制，受原材料或产品价格波动影响需调整交易电价时，双方应达成一致，并于每月10—20日将双方确认的价格联动申请提交宁夏电力交易中心有限公司，价格联动申请需明确联动期限，年度合同变更一年之内不超过3次。若实现固定+浮动的政策，煤电成本传导机制将会极大的改善目前火电行业的现状。电力产业的下游有许多高耗能企业，如电解铝行业，若实现价格联动对于发电企业和高耗能企业来说是互利共赢的事情，高耗能企业的用电量大，其成本得到控制，生产稳定，同时发电企业的利用小时数也得到增长。

未来市场化交易，无论是生产要素还是下游产业链都是市场中的一环，促进资源合理调配和生产效率的提升一直是改革的方向。