2020年1月1日起取消煤电价格联动机制

　　9月26日，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，降低企业用电成本等。

　　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，会议决定，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，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，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，但明年暂不上浮，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。

　　权威机构认为取消煤电标杆电价政策转为浮动式电价政策，一定程度上恢复“煤电联动机制”，或利好新能源发电。若后续取消煤电标杆电价，采取浮动式电价政策，其中基准电价大概率续用“国家锁死电价”，而浮动部分或与煤价快速联动，即一定程度上恢复“煤电联动机制”，煤电电价本质上有一定上调空间。

　　1、利好新能源发电补贴，减轻多方压力。存量光伏、风电等新能源项目预计不会受到影响(20年电价政策地位类似“新能源电价宪法”)。而若采用如上电价形式，则煤电电价不是像大家所说有小幅下调可能，而是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，整体多方受益。2、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，后续可配合配套分布式市场化交易(隔墙售电)政策，则分布式新能源将在大面积、高效率捅破用户侧平价瓶颈，国内市场化平价新能源装机需求将再次触发(类比海外平价国家双反取消后)，国内市场可期。3、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;电改总体目标是提高用能效率、降低系统用能成本，实现的路径之一就是多消纳新能源。

　　根据今年6月，国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，在煤炭、钢铁、有色、建材4个重点行业试点全面放开发用电计划的基础上，明确要求除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户之外的经营性电力用户全面放开。积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网工作，对平价上网项目和低价上网项目，要将全部电量纳入优先发电计划予以保障，在同等条件下优先上网。鼓励电力用户与光伏发电企业直接市场化交易。

　　有业内专家表示，“基准价+浮动机制”的改变非常有限，对打破电网企业“统购统销”的固有模式有促进，但是仍不完全到位。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，这样一来上网侧标杆电价自然而然取消。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，这与改革的要求仍有差距。