电价改革再拱一卒

煤电标杆电价正式谢幕，取而代之的是带有上下浮动空间的定价机制；煤电联动机制同时走向尾声，「浮动」的煤电价格将给市场带来什么？

「煤电企业恐怕还要继续承压。」一名来自五大发电集团之一的企业部门负责人忧心忡忡。今年前九个月，五大发电集团火电板块亏损面为 46%。

五大发电集团一直是中国电力行业主力军，其煤电装机量约占全国煤电合并装机量的 48%。从 2016 年开始，煤电行业陷入经营困境，一方面，受电力市场竞争、新能源挤压，煤电发电量和发电价格齐跌；另一方面，占发电成本近七成的煤价高企，严重挤压了煤电企业利润。

10 月 24 日，国家发改委印发《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《意见》)，提出从 2020 年 1 月 1 日起，将现行燃煤发电标杆上网电价 (下称煤电标杆电价) 机制改为「基准价+上下浮动」的市场化价格机制。基准价按当地现行煤电标杆电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%。

具备市场交易条件的地区可由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体依据新机制协商价格；暂不具备市场交易条件工商业用户对应的电量仍按基准价执行。

《意见》还规定，2020 年暂不上浮基准价，确保工商业平均电价只降不升。国家发改委可根据具体情况适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。

这意味着，沿用近 15 年之久的煤电标杆上网电价和煤电联动机制即将被新机制替代。

2002 年中国电力领域「厂网分开」(即电网和发电企业彻底分离) 后，为适应厂网分离后的价格管理，引导电力投资，政府对发电企业上网电价开始实施标杆化管理，2004 年推出标杆电价上网政策和煤电联动机制，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价，随后再根据发电企业燃煤成本的变化作适当调整。

电价堪称发电企业的生命线，此前一直由国家发改委核定，虽然 2015 年后随着新一轮电改的推进，全国已经有 50% 的燃煤发电量通过市场化交易，供需双方协商电价，但剩余的电量仍执行政府定价。2020 年政府核定的煤电标杆电价将正式谢幕。

由于近些年，煤电行业严重供大于求，已经参与市场化交易的电价明显低于煤电标杆上网电价。新机制实施后，之前未参与市场交易的部分也将面临降价。面对整体宏观经济急需提振的大背景，新机制正因此被决策者看重。

发电企业面对新机制难言喜悦，上述负责人对自身利润的担忧仍将持续。「根据新机制，明年我们煤电企业就要迎来全面竞价时代了，发电量几乎全部放开，平均电价将进一步下降。」他说。

新机制的出台，一方面是基于长期以来「市场煤、计划电」之间的错位，导致煤价不能及时传导至电价，过往政府的调控手段——煤电联动机制频频失灵；另一方面，当前燃煤发电市场化交易电量占比接近 50%，其成交电价明显低于煤电标杆上网电价，延续多年的标杆电价也已不适应当前行业发展；与此同时，电力体制改革亟待推进，政府部门欲通过建立市场化电价形成机制，推动尚未实现市场化交易的燃煤发电电量与市场挂钩。

10 月 11 日，国务院总理李克强主持召开国家能源委员会会议，再提深入推进能源领域市场化改革，推动建立主要由市场决定能源价格的机制。

「电力可以称为计划经济最后一块堡垒。」中国能源研究会副理事长、中国电力投资集团公司原总经理陆启洲如是评价电力行业。

煤电标杆电价是决定其他电源的价格的基准，光伏、风电等标杆电价都是以煤电标杆为基础上浮得到的。核电、燃气发电和跨省跨区送电也会参考当地的煤电标杆电价。

煤电价格的新机制向打破这个堡垒又前进了一步。「基准价+上下浮动」机制，代表了电力市场化改革的深化，意味着由「计划电」向「市场电」进一步过渡，电价可以一定范围内「随行就市」。

但同时新机制也介入了「有形之手」，不仅设置了上下浮动区间，更规定了 2020 年电价暂不下浮。而且，国家发改委还保留了对基准价和浮动幅度范围调整的权力。

一名接近监管层人士告诉财新记者，电力不同于一般商品，既有一般商品属性，又有公共产品属性。电价改革很难一步到位，政府的「有形之手」仍保留了适时干预的权力，说明改革仍需要一个过程。

煤电标杆电价即将走向尾声，新机制将会给市场带来什么？

新机制冲击波

9 月 25 日，A 股煤电板块全线走弱，华能国际电力股份有限公司 (600011.SH，下称华能国际) 股价下跌 5.23%，华润电力控股有限公司 (00836.HK) 下跌 4.16%，中国电力国际发展有限公司 (02380.HK) 下跌 2.96%。

股票的震荡波动，表现出资本市场对煤电价格机制改变的敏感。此前一天，财新网报道了煤电价格机制即将迎来变革的消息。

「(这一改变) 短期内会对我们造成较大冲击，原来计划电量对应的是煤电标杆电价，煤电标杆电价均比市场化交易电价高。」上述电力央企人士表示，以前只是部分电量参与市场，未参与市场交易的电量可以拿到较高的电价。新机制实行后，企业发的电都要参与市场化交易，而且电价均需下浮，双重因素叠加挤压煤电企业利润。

他所在的电力集团，2015 年参与市场化交易的煤电发电量仅有 600 亿千瓦时，占全部发电量比重 13.4%，2016 年这一比重增加至 30% 左右，此后 2017、2018 年这一比重继续提高，分别提升至 38% 和 43.6%。与此同时，由于电力供过于求，2015 年至 2018 年其市场交易电价均低于煤电标杆电价，分别比标杆电价每千瓦时降低 9.3 分、6.3 分、4.7 分、5.2 分。市场化电量增加的同时，参与交易电量所对应的电价也在降低，这一因素使得营业收入分别减少 56 亿元、78 亿元、84.7 亿元、118 亿元。

利润压力下，煤电行业已经开始谋变。一方面淘汰关停落后机组产能，加快出清，同时遏制新增产能，盘活存量资产。

多家电力央企正谋求通过剥离转让低效煤电资产实现淘汰落后，减少供给。8 月 15 日，中国大唐集团有限公司旗下大唐甘肃发电有限公司甘谷发电厂被挂牌转让，甘谷电厂自 2017 年 9 月以来一直处于停产备用状态；10 月 9 日，国家开发投资集团有限公司旗下上市公司国投电力控股股份有限公司 (600886.SH) 一次性挂牌转让所持有六家火电子公司股权，六项资产合计权益净利润 –0.55 亿元，处于整体亏损状态。

另一方面发电企业正在加快向清洁能源转型，谋求煤电之外的业务增长点。以煤电为主的五大发电集团之一的国家电力投资集团有限公司，截至今年 9 月，清洁能源装机占比已超过 50%，清洁能源对集团利润增加的贡献超过 125%；而中国华能集团有限公司 2018 年 78% 的投资落地在新能源领域。

对于新价格机制为煤电行业带来的实质变化，中国电力企业联合会 (下称中电联) 一位部门负责人对财新记者表示，原来电力市场交易竞价往往是参照煤电标杆电价，以标杆电价为基础，交易报价只要报与标杆电价的差额即可。如果未来煤电标杆电价变为「基准价+浮动」机制后，相当于原来中间固定的价格准绳消失，即未来的基准电价也将通过市场化交易形成。

更为重要的是，煤电标杆电价是国家发改委根据分省平均发电成本核算的，各省份煤电标杆电价不同，取消标杆电价后，各省份之间的价格壁垒有望打破，为未来市场化跨区送电奠定了基础。

内蒙古自治区东部地区由于煤炭资源丰富，当地煤电标杆上网电价为 0.3035 元/千瓦时；山东省作为东部用电大省，当地燃煤标杆上网电价为 0.3949 元/千瓦时，由于省间壁垒，即使目前两个区域每千瓦时相差约 9 分钱，如加上输配电价，蒙东煤电输送山东仍然存在困难。但煤电标杆电价取消后，原来的「拦水坝」就没有了。

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也有业内专家对财新记者表示，新机制仍有很大的局限性。

一方面，政策提出对「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」可以仍按基准价执行，这给市场化浮动机制留了一个「口子」，暂时允许部分用户留在市场之外。

更重要的是，「基准价+浮动机制」仍未打破电网企业「统购统销」的固有模式。放开经营性行业电力用户发用电计划，真正需要做的是取消用户侧目录电价，随之上网侧标杆电价自然取消。

电力市场改革的目的是，让发电企业和电力用户直接见面，打破电网企业过往的统购统销模式，而在新机制下，部分不愿意进入市场的用户，仍需要由电网企业代理购电，终端用户电价是否能顺利传导，难以明晰，这与新电改「管住中间，放开两头」的要求仍有差距。

政策考量

沿用近 15 年之久的煤电标杆上网电价和煤电联动机制为何在此时被取消？

目前全国电力整体供需宽松，「即使《意见》不明确规定，明年大概率也不会上浮」，前述接近监管层人士认为。

今年前三季度，全国最大煤电上市公司华能国际的国内电厂发电量 3022 亿千瓦时，同比下滑近 8%，这也是近三年来华能国际前三季度发电量首次出现同比下滑。今年前九个月，全社会用电量 6020 亿千瓦时，同比增长 4.4%，增速较去年同期回落超过 3 个百分点。

中电联发布的 2019 年上半年全国电力供需形势分析预测报告显示，上半年，全国电力供需总体平衡。其中，东北、西北电网区域电力供应能力富余；华北、华中、华东、南方电网区域电力供需总体平衡，仅有江西、湖北、海南等省份部分时段出现错避峰用电。

报告同时预计，下半年电力消费仍将延续上半年的平稳增长态势，预计 2019 年全国全社会用电量同比增长 5.5% 左右，这一数字较 2018 年同比回落 3 个百分点。

从发电设备利用情况看，今年 1 月至 8 月，全国发电设备累计平均利用小时 2542 小时，比上年同期降低 49 小时，其中火电设备降低较多，平均利用小时仅为 2831 小时，同比降低 107 小时。与上年同期相比，共有 20 个省份火电利用小时同比降低，广东、天津、福建、湖南、青海和浙江等省份火电设备利用小时数均同比降低超过 300 小时，云南和西藏利用小时数只有 1009 和 189 小时。

发电设备利用率降低，除了全社会用电量增幅明显回落，还与水电、光伏、风电、核电等清洁能源发电量增长较多，挤压火电发电空间有关，此外，广东、河南、山东、浙江等地区受需求下滑、控煤、外来电大幅增长等因素叠加影响，发电量出现较大负增长。

1 月至 8 月，全国规模以上电厂火电发电量 3.39 亿千瓦时，同比下降 0.1%，增速比上年同期回落 7.3 个百分点。16 个省份火电发电量出现同比降低，其中青海、云南、湖南、福建、广东和浙江降低超过 10%。而同期，全国规模以上电厂水电发电量 7811 亿千瓦时，同比增长 9.3%，核电发电量 2242 亿千瓦时，同比增长 21.9%，风电厂发电量 2651 亿千瓦时，同比增长 10.4%。

另一方面，目前电力市场化交易价格与现行煤电标杆电价相比，实则已经处于下浮空间，这在一定程度上，也意味着过往燃煤标杆上网电价不能真实反映电力行业供需关系。

今年一季度，全国大型发电集团煤电市场交易平均电价为 0.3406 元/千瓦时，煤电市场交易平均电价低于煤电标杆上网电价。其中，云南省煤电交易价格与当地煤电标杆电价相比，降幅超过 0.1 元/千瓦时，青海、广东、陕西和贵州等省份煤电交易价格比当地煤电标杆电价降低超过 0.05 元/千瓦时。

「基准价+上下浮动」这一新机制的推出实则已早有铺垫。

2015 年 3 月以《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号) 为标志的新一轮中国电力体制改革开启，明确「管住中间、放开两头」，发用电计划逐步放开，过去执行「政府定价」的计划电量正逐渐转为基于协商、竞价、挂牌等方式的市场化交易。

2018 年全国大型发电集团煤电机组上网电量 2.44 万亿千瓦时，市场交易电量 1.04 万亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为 42.8%。虽然当前燃煤发电市场化交易电量已占比接近 50%，但距离 100% 全面放开仍有不小差距。

2018 年 7 月，国家发改委选取煤炭、钢铁、有色、建材等四个行业放开发用电计划，鼓励市场主体约定建立「基准电价+浮动机制」、随电煤价格、产品价格联动或随其他因素调整等多种形式的市场价格形成机制。

紧接着，今年 6 月，国家发改委全面放开了经营性电力用户的发用电计划。

一位电力行业资深人士对财新记者表示，「基准价+浮动机制」这一机制，意在将经营性电力用户逐步全面推向市场，虽然目前仍不是完全的市场化，但是代表了迈向市场化的趋势。

前述电力央企人士认为，电价继续下调，一方面反映了电力供需总体宽松形势，另一方面，当前实体经济面临下滑压力，体现了政府层面提振制造业竞争力，进而刺激实体经济增长的意图。

2019 年以来工业企业利润表现不佳。从全国整体来看，1 月至 8 月，全国规模以上工业利润同比增速为 –1.7%，2019 年以来一直呈现同比下降态势。

为帮助制造业减负，进而提振经济，中央政府部门已宣布 2018 年和 2019 年连续两年调降一般工商业电价，每年下调 10%，两轮合计减轻一般工商业企业用电成本超过 1800 亿元。

对于煤电价格的新机制，上述《意见》强调，实施首年 (即 2020 年) 只允许下浮，特别要确保一般工商业电价只降不升。可以看出，新机制由此前的行政手段降电价，改为市场顺价，推动一般工商业用户通过参与市场直接交易，享受「基准+浮动」带来的降价红利。

不过上述接近监管层人士认为，当前电力体制改革所选时机正处于电力供需形势宽松时期，相对宽松的时候推进改革，让电价先下浮，随后根据市场供需情况浮动，「最终全社会慢慢接受电价的波动」。

能否终结煤电矛盾

「可以说这十几年来，我们发电企业酸甜苦辣咸都体验过了。」前述电力央企人士感慨。而这十多年起起伏伏，始终伴随着煤炭和电力的恩怨情仇。

煤炭在产业链上游，电力在下游，二者就像天平的两端，一端价格上涨，行业上行，另一端则利润下跌，此消彼长。

2015 年煤炭行业利润大幅下降，煤电行业利润颇丰，当年规模以上煤炭企业利润总额 441 亿元，同比下降 65%，同年火电全行业利润总额达到历史新高 2266 亿元，同比增加 9%；2017 年两者换了位子，全国规模以上煤炭企业利润总额 2959 亿元，同比增长 291%，而同年，全国规模以上电力企业利润总额 3253 亿元，同比下降 15.4%。

电力作为特殊商品，电价又关系国计民生，电价调整不仅会影响工商企业生产经营成本，也会影响人民群众的日常生活开支，牵一发而动全身。长期以来，从上游发电企业上网电价到下游终端用户零售电价，都受到政府严格管制。

不同于电力，煤炭先于电力实行市场化改革。 1992 年以前，煤价也是由政府管制，统一划定计划价格指数。1993 年国家决定逐步放开煤炭价格，首先放开的是电煤以外的其他煤炭销售价格，电煤则实行国家指导价格。这一时期电力行业价格仍由政府来实行管制。

直至 2002 年，政府取消电煤指导价，电煤价格不断攀升，自此煤炭与电力行业「针锋相对」，煤、电之争愈发频繁且激烈。

2002 年年底，在长沙举行的 2003 年度煤炭订货会上，煤炭、电力两方角力争执。电企坚持按 2002 年煤炭订货合同价格不能改变、合同条款不能改变、订货基数不能改变，煤炭企业提出全面涨价，要求电煤价格每吨上调 5 元，贫瘦煤等紧缺煤种每吨涨 10 元至 20 元，两方因为价格分歧陷入僵局。

2004 年国家发改委出台标杆上网电价政策，首次公布了各地燃煤机组发电统一上网电价水平，由此煤电标杆上网电价确立。同年底，为了缓解煤电紧张关系，煤电联动方案推出，明确以六个月为周期，在平均煤价波动超过 5% 时调整电价。

国家发改委价格监测中心高级经济师刘满平参与了当年煤电联动政策的制定，他回忆称，2003 年中国经济起步发展，煤炭资源供应紧张，价格上涨过快，为理顺煤电价格关系，政府召集煤矿、电厂、电网、行业协会等各方商讨建立煤电价格联动机制，以求共同分摊上游成本。

但事实并非如此简单。

2005 年 5 月 1 日煤电价格联动初次实行，上网电价上调 2.52 分/千瓦时，2006 年上网电价上调 2.49 分/千瓦时。两次联动虽然临时缓和了因电煤涨价带来发电企业燃料成本增加的突出矛盾，但并未从根本上解决煤电之争的深层次问题。

「我们发电企业从来没有这么难过、亏损过。」上述电力央企人士谈道，2003 年至 2008 年，发电集团跑马圈地、抢占资源、快速扩张，虽然解决了历史性缺电问题，但煤电装机增长过快，也带来了煤炭需求激增，煤炭价格进而大幅上涨，2008 年至 2011 年，煤电企业进入历史上第一次困难时期，四年间，五大发电集团火电板块累计亏损高达 921 亿元。

「那个时候，煤价暴涨，但电价涨得少，电价虽然是做了些调整，但是上调时间不及时、调整力度也不到位，不能弥补煤价上涨带来的发电企业成本增加。2008 年又有金融危机的冲击，发电企业出现巨额亏损，负债率大幅度上升。」他说，「当时我们甚至被国务院国资委提醒经营风险太大了，已经危机到企业生存发展。」

煤电企业也不是一直「愁云惨淡」。2011 年至 2015 年煤电企业开始谋求转型发展，调整电源结构，同时也由国内区域加大向境外拓展。

按下葫芦浮起瓢。这个时候煤炭则进入下行周期。2012 年，由于国内经济增长减速，煤炭下游行业经营困难，煤炭产能过剩，产量增加量超过需求增加量，市场持续疲软，库存积压比较严重，当年煤炭社会库存首次突破了 3 亿吨，达到 3.44 亿吨，销售价格持续下滑，当年 12 月底，秦皇岛港 5500 大卡市场动力煤平仓价 630 元/吨 –640 元/吨，比年初下降 170 元/吨。

2013 年煤炭过剩局面并未改善，煤炭行业利润同比下降 38.8%，煤炭企业亏损额达到 405.54 亿元，行业出现结构性过剩，煤价持续下滑，直至 2015 年底，环渤海动力煤价格指数跌至 370 元/吨，当年初的价格则是 525 元/吨。

煤炭企业亏损面继续扩大，中国煤炭工业协会数据显示，2015 年 90 家大型煤炭企业合计利润 21.9 亿元，比去年同期减少 574.1 亿元，下降 96.3%。

燃料成本大幅下降带来发电企业业绩增长，2015 年五大发电集团火电利润高达 882 亿元。

好景不长，一年之后，煤炭行业开始供给侧改革，限产、去产能等多重因素导致煤价大幅反弹。2016 年，火电行业利润「腰斩」降至 367 亿元，2017 年的业绩更是堪称「跌地板」，全行业亏损达 132 亿元，2018 年亏损面仍维持在一半左右。煤、电两个行业经营业绩上演「冰火两重天」。

如山西最大发电企业山西漳泽电力股份有限公司 (000767.SZ) 2016 年净利润同比大幅下滑 107%，2017 年亏损超过 17 亿元，2018 年净利润 –6.5 亿元，仍处于亏损状态。

而同一时期，当地煤炭企业山西潞安环保能源开发股份有限公司 (601699.SH，下称潞安环能) 却赚得盆满钵满。2016 年潞安环能净利 8.1 亿元，同比暴增 708%，2017 年净利润增长至 27.8 亿元，同比提升 243%，2018 年净利 26.5 亿元，同比微降 4.5%。

2015 年底，国家发改委完善煤电价格联动机制，规定了煤价波动在每吨 30 元至 150 元之间将启动联动，并将煤电联动的周期改为一年，然而新的文件仍然使电价与煤价的联动受到严格限制。

2016 年下半年以来，煤价重回上升通道。当年 9 月，环渤海煤炭价格指数为 542 元/吨，较年初的历史低位上涨 170 元，涨幅为 45.7%。但 2017 年初，电煤价格却并未随之作出调整。当时，国家发改委相关负责人解释，煤电标杆上网电价不调整，客观上有利于稳定市场预期和实体经济用能成本。随后进入 2018 年，煤电联动继续搁浅。

从今年上半年数据来看，煤炭价格有所回落。中国煤炭工业协会数据显示，上半年，国内动力煤中长期合同均价 557 元/吨，与去年同期基本持平。现货方面，热值为 5500 大卡的动力煤市场均价为 610 元/吨，同比略下降 62 元/吨，比去年全年均价下降 43 元/吨。

财新记者梳理统计，今年以来，国家发改委、能源局今年共批复煤矿项目约 40 个，合计产能超过 2 亿吨/年，未来煤炭供给能力预计将进一步增加，煤炭价格或有所承压。

煤炭价格下降也符合新机制首年降电价的趋势，煤电矛盾可能会暂时得到缓解，如果未来新机制可以因市场供需情况灵活变动，而不仅仅局限在上浮 10%、下浮 15% 的硬性区间，或许煤电矛盾可以被市场机制彻底取代。