取消燃煤标杆价是电力市场建设的必然与诉求

　　2019年9月26日，国务院常务会议决定，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“基准价+上下浮动”的市场化机制。至此，运行长达15年的煤电联动和标杆上网价机制正式谢幕。

　　采用标杆电价确定同类型机组上网电价的方式，在2002年厂网分离后的大环境下是一种进步。通过区域定价形式确定标杆电价（如表1所示），同时引入煤电联动机制，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期进行调整，在我国煤电为主的能源结构条件下，对明确价格信号、引导电力投资起到了积极的作用。截至2018年12月31日，我国火电装机为189967万千瓦，居世界第一。

表1 我国目前执行的燃煤标杆电价 单位：元/千瓦时

　　电改9号文出台以来，电力市场化建设快速推进，发用电计划有序放开，通过市场化交易方式形成机组上网电价正在被社会逐步认可。在电力总体过剩、局部紧张的前提下，去除逐年减少的优先发电合约或政府授予合同，各种类型的发电机组通常选择以低于标杆价的价格去争抢市场化合约以提高自身的利用小时数。2018年市场化交易电量2.1万亿千瓦时，占售电量比重近40%，2019年这一比重将进一步扩大。因此，标杆价执行的范围逐渐减少，燃煤标杆电价已经无法完全体现该地区的燃煤机组平均电价水平，引导电源投资的理性决策。

　　以广东省为例，2018年度市场化交易结算电量为1554亿千瓦时，占煤机和燃机总发电量比重达49.5%。考虑广东存在部分A类机组的情况，市场化交易电量占B类机组的比重必然远高于50%。按照2018年度平均价算价差为-66.1厘/千瓦时考虑，B类机组综合上网电价将不高于0.42元/千瓦时，较按照标杆价考虑全电量上网至少降低了7.3%。

　　同时，在供给侧结构性改革的要求下，“放开两头”已经是工作的重要内容。煤电联动政策作为一种通过行政干预来回应市场变化的手段，其时效性相对滞后且具有明显的计划特点，与有序推动电力市场建设的工作思路存在一定程度的矛盾。

　　可以认为，取消标杆价，引入“基准价+上下浮动”的市场化机制是电力市场建设的诉求与必然。

　　面对即将到来的“基准价+上下浮动”机制，以下六个方面的影响是值得关注的：

　　01燃煤发电企业的收益不确定性增加

　　根据国务院常务会议的决议，明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。在市场化交易比重进一步加大的2020年，优先发电合约的执行电价也将受到市场化的影响，对于燃煤发电企业来说，收益的不确定性恐显著增加。

　　但是应该看到，不作上浮是一个过渡性的措施。对于局部电力、电量双紧的区域来说，与购买方签署部分时段、季节高于传统标杆电价的优先发电合约从政策层面也得到了认可。事实上，在目前运作的跨区交易中，部分区域的点对网交易中已经出现了部分时段落地价格高于当地燃煤标杆的情况；部分地区在个别月份的周交易价格显著高于标杆价格。这都体现了市场可涨可降、供需影响价格的显著特点。

　　02电源投资决策愈发趋于理性谨慎

　　伴随市场化建设的深入，市场化电量在发电机组全年电量中的占比逐年提高。近年来，作为主要投资方的各大发电集团对电源投资的决策，特别是对燃煤发电机组的投资决策已愈发理性、谨慎。燃煤标杆价、设计利用小时、平均利用小时数等投资指标在投资决策中的决策中的权重正在调整，而对电源所在地市场化电量比重、燃料成本动态分析、电力和电量平衡的分析、新投特高压线路的预期评估、电源所在地人均用能指标以及经济增长状况预测等逐年滚动更新数据正在逐步纳入到投资决策的评价体系中并不断修正相关权重。应该认为，投资方已对这项政策做好了准备。同时，通过取消标杆电价的契机，从投资层面逐步建立一套市场化的投资价格信号体系将是后续的工作重点。

　　03目录销售电价浮动机制已具备了条件

　　“基准价+上下浮动”机制适用于非市场化用电部分的上网电价形成。在“管住中间、放开两头”的指导思想下，网侧输配成本的核定机制已然成型并不随短时的市场行情变化而随意变更。因此，上网电价随市场行情发生的价格浮动也将按照“上网电价+输配成本(含系统备用等辅助服务成本以及交叉补贴)+政府基金及附加“的机制传导至非市场化主体的目录电价中。以四川为例，参考川发改价格〔2019〕258号的精神，已经在探索利用丰水期水电价格优势对居民用电价格进行下调的模式。

　　04对市场化交易的影响

　　受到收益不确定性增加的影响，作为全国主要市场化交易的燃煤发电机组而言，未来的市场化交易合约应该如何签署必将成为一个重点关注的问题。伴随八个现货试点的试运行以及全国电力现货市场的推进，从目前市场运行情况来看，部分时段的现货价格高于传统燃煤标杆价格。同时，发改办能源规〔2019〕828号也明确了“建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制”，辅助服务市场的交易也将脱离纯粹零和游戏。

　　因此，发电企业将面对“优先发电合约+市场化中长期交易+现货市场交易+辅助服务交易”的多级市场。实现发电企业的最优收益，将不再关注于年度长协的你降一分和我降两厘，也不仅停留在以用户用电量为关注焦点而忽视用电结构的现状。无论是对电力大用户还是售电公司的报价都将面临一个全新的调整过程。用电结构决定价格恐将成为一个重点研究的方向。

　　05非水可再生能源补贴单价的确定

　　目前，我国对于非水可再生能源的补贴单价是按照核定上网电价或指导价减去当地燃煤标杆价的模式确认。通常认为已投运机组均按照“老人老办法”的模式执行。截止2019年9月30日，就取消标杆价后采取什么基准确认补贴单价仍然没有明确的文件发布。

　　06平价上网项目的对标物确认

　　一般认为，可再生能源平价上网项目是按照当地燃煤标杆电价进行对标。从实际执行情况来看，大部分省份按照这种模式执行，个别省份按照对标区域平均上网电价水平进行对标。从平价上网的设计初衷来看，是在鼓励可再生能源电站向与传统能源机组同台竞技的方向发展。在对标物已取消或变更为市场化的浮动机制条件下，平价项目如何对标也是一个值得关注的热点。

　　总而言之，取消标杆定价是一个开始。从这里，我们看到了深化体制、机制改革的诉求和动力，看到了向着市场化前进的必然与决心，看到了新业态形成的雏型和未来。以此为起点，必将助力电力行业走得更好、走得更稳、走得更远。（赵晓东　作者供职于北京融和晟源售电有限公司）