电价市场化改革再进一步！从明年1月1日起，煤电价格联动机制要取消了，企业用电成本有望下降。

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，明年确保一般工商业平均电价只降不升。

对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强分析，目前全国电力供给整体充裕，政策实施后，电价下浮的概率较大。企业用电成本下降，利好实体经济。

企业用电成本将下降

为落实党中央、国务院深化电力体制改革部署，加快以改革的办法推进建立市场化电价形成机制，国常会决定，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——

1.对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制。

2.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。

3.明年暂不上浮，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。

上述政策对发电及用电企业会有什么影响？

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，目前已有50%煤电通过市场化交易。针对剩下50%的煤电，采用“基准价+上下浮动”的市场化机制，电价至少是松动的。

更重要的是，目前全国电力供给处于相对充裕状态，电价在基准价下浮的概率比较大，而且明年暂不上浮。政策实施后，企业用电成本有望下降，利好实体经济。

对于火电企业及上游的煤炭企业来说，要看政策落地后的电价走势。长期而言，市场化的价格形成机制，火电及煤炭企业都将受益。

某券商电力分析师认为，政策实施后，对高耗能企业是利好，有助于降低用电成本。而很多发电企业已经煤电一体化了，可以通过内部调整消化煤价波动影响。

利好新能源发电

早在2004年，国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》，决定建立煤电价格联动机制。

2012年底，国务院办公厅印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》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%。

虽然有煤电价格联动机制，但严格意义上的煤电联动实施次数并不多。问题的症结还是煤电矛盾的老问题，煤炭市场和电力市场没有联动，“市场煤”与“计划电”深层问题待解。

华泰证券研报认为，短期电价或将承压，但长期来看大部分国家电力市场放开后电价均上涨；2020后我国火电机组供需结构向好，电价放开能更有效反映供需。

国信证券研报认为，采取浮动式电价政策，长期将利好新能源发电企业。

一是利好新能源发电补贴，减轻多方压力。取消煤电价格联动机制，煤电电价存在因煤价而上调可能，即对于未来新增新能源装机，火电电价上提意味着补贴额缺口减少，财政补贴压力减小，产业链现金流压力减小。

二是利好用户侧平价进程。取消煤电标杆电价政策转为浮动式电价政策，后续配合配套分布式市场化交易(隔墙售电)政策，国内市场化平价新能源装机需求将再次触发。

三是竞价模式为新能源消纳打开空间，竞价模式下发电项目的上网优先权由边际成本决定，新能源边际成本最低。

电价形成机制迎来“质变”

2015年，新一轮电力市场化改革正式启动。当年出台的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。随后一系列电力市场化改革举措出台。

进入2019年，国家出台了一系列政策不断提高电力交易市场化程度。

2019年1月，江西试点“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制。6月27日，国家发改委印发关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知，进一步开放电力市场交易，支持中小用户参与市场化交易。

8月7日，国家发改委、国家能源局发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》指出，统筹协调电力中长期交易与现货市场，对于优先发电、优先购电，根据市场建设进展纳入中长期交易。

华北电力大学教授曾鸣表示，上述文件的发布，加速推进了电力市场化建设。在经营性电力用户全面放开发用电计划，意味着没有计划电量，大部分电量在市场上按供需关系撮合。这将对电力市场的供需双方产生明显影响。

光大证券研报认为，电价形成机制迎来“质变”。多年以来，电力行业因电价机制的非市场化而被产业投资者、二级市场投资者所诟病。中长期看，全面放开经营性发用电计划，“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制将占主导地位。电价由发电成本和电力供需情况决定。电价形成机制的改革将引发电力股投资框架的变化。随着清洁能源比例和电力市场化程度提升，清洁能源的价格竞争日趋激烈。