燃煤发电标杆电价改革研究报告：定价之锚（28页）

为确保减排设施正常运行，地方环保机构负责监督所有燃煤发电厂每日的排放数据。 在该制度的激励下，截至 2017 年底，所有燃煤发电厂均已安装脱硫设施和除尘设施， 92%的燃煤发电厂安装了脱硝设施。最新一轮的电价调整是 2017 年 7 月。 在对煤电执行上网电价后，标杆电价经历了数轮调整。主要原因是平均发电成本发 生了很大变化，而影响因素可能是煤价变化、施工成本、年发电小时数、固定成本、长 期贷款利率、折旧率或还款期。 以华北地区为例，我们可以发现，燃煤标杆电价的变化整体呈现下降趋势。北京的 燃煤标杆电价由 2013 年的 0.3717 元/kWh，下降至 2017 年的 0.3328 元/kWh，降幅超 过 10%。

电价改革剑指市场化 平价风光项目直面竞争 然而“煤电联动”机制存在着一些问题。 首先，煤电联动机制无法及时有效地调整电价。电价的调整往往是在煤价上涨之后， 而发电企业则需要承担煤价变化带来损失的 30%。 其次，这一机制的应用很可能导致煤价和煤电价格周期性上涨。 第三，2015 年的一份煤电联动机制修订版文件规定只能在次年年初对电价进行调整， 这和其他可行的行政手段相比效果似乎不够明显。如今中国的煤价已经市场化，煤炭价 格波动频繁，但这一行政机制仅允许对煤价进行定期调整。煤价上升时，发电企业可能 很难保持盈利。

近年来，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，突出表现为不能有效反映电力市场供求 变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展，不利于市场在电力 资源配置中发挥决定性作用。 2015 年是本轮改革的肇始。当时政策是允许电力大用户与发电企业签订“直购电” 协议，中间可有售电公司作为中介，而不再通过传统的电网公司统购统销。这被认为是 致力于供给侧改革的一个方面，旨在降低工商业用户用电成本。 到 2018 年，全国全社会用电量当中已有 32%实现了市场化（即电价不采用政府指 定的标杆电价，而由市场决定），但由于种种原因仍然低于预期的 40%目标。 2019 年 10 月 24 日，国家发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改 革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658 号）。文件宣布我国不再实行固定的煤电标 杆上网电价制度，改为“基准+上下浮动”制度。