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[摘要]明年1月起，电价将迎新一轮改革，推动电改的市场化。
燃煤标杆上网电价机制逐步迈向市场化。
10月25日，21世纪经济报道记者从国家发改委网站获悉，近日国家发展改革委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(下称“《指导意见》”)。
《指导意见》将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。对于尚不具备条件的地方，可暂不浮动，按基准价执行；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。《指导意见》将于2020年1月1日起正式实施，并要求各地结合实际情况制定细化实施方案于11月15日之前上报。
这也意味着，改革后居民、农业用户、已参与电力市场化交易的用户、工商业用户的电价水平不变，而电力供求相对宽松的情况下，采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价将稳中有降。
不再“一刀切”
燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源，平稳有序放开燃煤发电上网电价，是电价市场化改革的重点任务，也是深化电力市场化改革的关键。
2004年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立，并成为上网电价形成的重要基准。但随着电力市场化改革的不断深化，竞争性环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展。本次《指导意见》的正式下发意味着将结束上述15年历史的机制，进一步推进已经进入深水区的电力改革。
根据《指导意见》，本次上网电价改革要按照“管住中间，放开两头”的体制架构，推进电价市场化改革，有序放开竞争环节电价，建立主要由市场决定价格的机制。
核心改革内容包括五个方面：一是将现行燃煤标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中，具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量，继续按现行市场化规则执行。五是改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。
“此次改革，将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响。”国家发展改革委有关负责人总结道：“一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。我国当前燃煤发电量约占全部发电量的65%。‘基准价+上下浮动’的市场化价格机制可以有效反映电力供求变化，促进电力资源进一步优化配置。与此同时，还将有利于促进电力市场加快发展、有利于煤电及上下游行业平稳健康发展以及有利于促进降低企业用电成本。”
煤价短期或小幅下滑
事实上，过去的“煤电联动”机制难以反映电力市场供求变化以及燃煤发电成本变化，进而使得其他参照煤电定价的电源价格无法合理实施定价。
申万宏源环保公用分析师刘晓宁认为，本次煤电价格改革，完成了“计划电”向“市场电”过渡的关键一步，逐步将电价的决定权由行政机关还给市场，还原电力作为商品的消费属性。“从短期来看，随着煤价下行煤电企业盈利的不断修复，2020年煤电电价预计小幅下行，部分削弱了煤电企业的业绩弹性。考虑到2019年煤电交易电量部分已有2-5分钱不等的折价幅度，2020年新政策落地后下浮幅度将会较为温和。”
值得注意的是，《指导意见》还提出了配套改革措施：健全销售电价形成机制；居民、农业用电继续执行现行目录电价，保持稳定；稳定新能源发电价补机制；稳定核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制；相应明确环保电价政策；完善辅助服务电价形成机制。
刘晓宁补充称，“因此，从中长期来看，新电价机制一方面解除了后续煤价回落后行政手段大幅下调电价的政策担忧，另外一方面使得电力企业在电价的决定过程中具备更多主动性和话语权，后续煤电企业盈利将逐步修复至合理水平，且由于浮动电价的机制煤电企业盈利稳定性也将得到显著增强。利好煤电企业长远发展以及估值中枢提升。”
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