电价专题研究报告：新时代，沉与浮（27页）

执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，基准价中包含 脱硫、脱硝、除尘电价；仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行现 行超低排放电价政策；燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、 除尘电价和超低排放电价。 规范交叉补贴调整机制。以 2018 年为基数，综合考虑电量增长等因素，在核定电网输配电价 时统筹确定交叉补贴金额，以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。 完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅 助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行；对于燃煤机组利用小 时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。 此外，在政策实施计划方面： 各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革，制定细化实施方案，经省级人民政 府批准后，于 2019 年 11 月 15 日前报国家发展改革委备案；尚不具备条件的地方，可暂不浮 动，按基准价（即现行燃煤发电标杆上网电价）执行；现货市场实际运行的地方，可按现货市 场规则执行。 实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020 年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升； 国家发改委可对 2020 年后的浮动方式进行调控。 国家发改委动态跟踪实施情况，结合电力体制改革总体进展，适时开展评估调整。 自此，2020 年将正式迎来新一代的上网电价机制。

电价机制调整的相关新闻报道自 9 月中下旬陆续流出，市场关注点主要集中在“实施‘基准价+上下 浮动’价格机制的省份，2020 年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升”这一条之上，认为这是 继 2018、2019 年连续两次降低一般工商业电价政策后，国家层面再一次对电力行业施压以呵护下 游电力用户；整个电力行业的收入端持续承压，火电首当其冲、业绩修复受阻。因此，二级市场的火电以及电力指数经历了一波跌势，9月16日至9月30日分别跌幅分别达到6.09%、 4.55%；在 10 月 21 日方案正式公布后至 11 月 15 日再次下跌 5.21%、2.61%；9 月 16 日至 11 月 15 日两个月内累计跌幅分别达到 9.57%、8.00%，跑输沪深 300 指数 7.18pct、5.60pct。2018 年 7 月 16 日，国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易 机制的通知》（发改运行[2018]1027 号），首次提出“基准电价+浮动机制”。

通知提出： 促进输配以外的发售电由市场形成价格，鼓励交易双方签订中长期市场化交易合同，在自主自 愿、平等协商的基础上，约定建立固定价格、“基准电价+浮动机制”、随电煤价格并综合考虑 各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。 协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，基准电价可以参考现行目录电价或电煤 中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等，由发电企业和电力用户、售电企业自愿协 商或市场竞价等方式形成。 鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数 作参考，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格 浮动部分在交易双方按比例分配。具体浮动调整方式由双方充分协商，在合同中予以明确，浮 动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。 探索建立随产品价格联动的交易电价调整机制。生产成本中电费支出占比较高的行业，交易双 方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、 随产品价格联动的电价调整机制等，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动 调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响。 交易双方签订年度双边合同后，可探索建立与月度集中竞价相衔接的价格浮动调整机制，根据 月度竞价结果，由双方自主协商，对双边合同价格进行调整确认。 探索建立高峰用电市场化机制。积极推进电力现货市场建设，通过市场化机制形成不同时段价 格，补偿高峰电力成本；现货市场建立前，参与市场化交易的电力用户应执行峰谷电价政策， 合理体现高峰用电的成本和价值差异。