上网电价“联动”改“浮动” 哪些省份在执行？
发布日期：2019-12-03 来源：享能汇 作者：享能汇 浏览次数：488
今年的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，对于尚未进入市场进行交易的燃煤发电电量，将现行“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制。至此，从2002年厂网分开沿用至今的以“标杆电价”确定同省区煤电机组上网电价的方式，以及实施了15年之久的“煤电价格联动机制”即将正式退出历史舞台。
“标杆电价”，是为推进电价市场化改革，国家在经营期电价的基础上，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。
“煤电联动”政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价。但煤电联动政策执行次数较少，名存实亡。
在今年10月的发改委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》提到，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。
据享能汇统计，截至到目前，只有天津、广西和重庆等省市发布相关政策意见，落实浮动电价。天津市提出将现行的燃煤机组标杆上网电价改为基准价格+上下浮动的市场价格机制，同时提出探索建设现货市场，燃煤发电电量参与现货市场，且上网电价不受上下浮动幅度的限制；广西提出只是改煤电联动机制为基准+浮动机制，没有另外的同比要求；重庆市提出煤电上网电价将通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。
天津不再实行煤电价格联动，支持燃煤发电电量参与现货市场
天津市在11月28日发布关于公开征求《天津市深化燃煤机组上网电价机制改革实施方案》意见的通知中提出，不再实行煤电价格联动，条件成熟时燃煤发电电量参与现货市场。
该方案提出，将现行燃煤机组标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，煤电价格联动机制不再执行。在过渡期，基准价按现行燃煤发电机组标杆上网电价，即每千瓦时0.3655元确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。基准价和浮动幅度范围根据国家政策调整而适时调整。
同时提出，燃煤发电价格机制改革后，具备市场交易条件的燃煤发电电量，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价(含挂牌交易)等市场化方式，在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定，2020年暂不上浮(上网电价不得超过每千瓦时0.3655元)。在条件成熟的情况下，积极探索现货市场建设，燃煤发电电量参与现货市场，上网电价不受上下浮动幅度限制。燃煤发电价格机制改革前已参与市场交易的电力用户对应的燃煤发电电量，由市场形成上网电价的，继续按照原市场化规则执行，不受“基准价+上下浮动”限制。
广西提出有序放开竞争性环节电力价格，取消煤电联动机制
广西发改委在11月21日发布关于征求《广西壮族自治区深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》提出，全面有序放开竞争性环节电力价格，煤电价格联动机制不再执行。
《征求意见稿》将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按我区现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%(2020年暂不上浮)、下浮原则上不超过15%。
广西规定，对于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对应的燃煤发电电量，仍按基准价执行。对于燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。
同时，若燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。
另外规定，其他符合市场交易条件但没有签约的燃煤发电电量，由电网企业按照市场各交易品种的平均交易价格统一收购，具体电量由经济运行行政主管部门会同能源行政主管部门与电网企业确定。
重庆提出煤电上网电价通过市场化在基准和浮动范围内形成
重庆市发改委在11月15日发布关于公开征求《重庆市深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告，提出煤电上网电价将通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。
重庆《意见稿》指出：根据燃煤发电电量参与市场交易不同情形，明确对应燃煤发电上网电量的价格形成机制。此次燃煤发电上网电价机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。
已参与市场化交易的，对应的燃煤发电电量继续按照我市现行市场化交易规则形成价格。现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，2020年起具备市场交易条件的，执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定。
现执行燃煤发电标杆上网电价的，基准价为0.3964元/千瓦时。未执行燃煤发电标杆上网电价且参与市场化交易的，以现行上网电价为基准价。浮动幅度范围均为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。重庆电力现货市场建立运行或者燃煤发电上网电价完全放开由市场形成后，此部分燃煤发电电量上网电价按照重庆市电力市场化交易规则形成。
居民、农业用户及不具备市场交易条件的工商业及其他类别用户用电，对应的燃煤发电电量上网电价按基准价执行。未执行燃煤发电标杆上网电价未且参与市场化交易的电量继续执行现行上网电价。
实行“基准+浮动”电价机制将使得电厂有效对冲成本风险和优化火电资产
目前火电为我国的发电主体，在当前市场化交易中交易电价与标杆电价差额较大、市场化交易不断增大的背景下，提出“基准电价+浮动机制”的定价机制拥有较大的推广空间。未来浮动电价机制将会为煤价上涨对火电造成的成本压力带来一定的对冲。随着现货市场的发展，电力供需偏紧地区的火电价格也会进行调整。
随着市场化交易扩大，发电成本较低的电源会具有更大的成本优势，发电量的提高将对冲价格波动对盈利造成的影响，利于促进电力资产向低成本、低能耗发展。目前火电仍然为我国发电主体，新能源发电增量不足以满足快速增长的用电需求，从中长期来看火电仍是主要的电源。在市场化交易扩大的过程中，该上网电价的推进将使得高成本、高能耗的火电机组加速淘汰，会使得火电资产不断优化。
“标杆电价”，是为推进电价市场化改革，国家在经营期电价的基础上，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。
“煤电联动”政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价。但煤电联动政策执行次数较少，名存实亡。
在今年10月的发改委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》提到，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。
据享能汇统计，截至到目前，只有天津、广西和重庆等省市发布相关政策意见，落实浮动电价。天津市提出将现行的燃煤机组标杆上网电价改为基准价格+上下浮动的市场价格机制，同时提出探索建设现货市场，燃煤发电电量参与现货市场，且上网电价不受上下浮动幅度的限制；广西提出只是改煤电联动机制为基准+浮动机制，没有另外的同比要求；重庆市提出煤电上网电价将通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。
天津不再实行煤电价格联动，支持燃煤发电电量参与现货市场
天津市在11月28日发布关于公开征求《天津市深化燃煤机组上网电价机制改革实施方案》意见的通知中提出，不再实行煤电价格联动，条件成熟时燃煤发电电量参与现货市场。
该方案提出，将现行燃煤机组标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，煤电价格联动机制不再执行。在过渡期，基准价按现行燃煤发电机组标杆上网电价，即每千瓦时0.3655元确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。基准价和浮动幅度范围根据国家政策调整而适时调整。
同时提出，燃煤发电价格机制改革后，具备市场交易条件的燃煤发电电量，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价(含挂牌交易)等市场化方式，在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定，2020年暂不上浮(上网电价不得超过每千瓦时0.3655元)。在条件成熟的情况下，积极探索现货市场建设，燃煤发电电量参与现货市场，上网电价不受上下浮动幅度限制。燃煤发电价格机制改革前已参与市场交易的电力用户对应的燃煤发电电量，由市场形成上网电价的，继续按照原市场化规则执行，不受“基准价+上下浮动”限制。
广西提出有序放开竞争性环节电力价格，取消煤电联动机制
广西发改委在11月21日发布关于征求《广西壮族自治区深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》提出，全面有序放开竞争性环节电力价格，煤电价格联动机制不再执行。
《征求意见稿》将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按我区现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%(2020年暂不上浮)、下浮原则上不超过15%。
广西规定，对于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对应的燃煤发电电量，仍按基准价执行。对于燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。
同时，若燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。
另外规定，其他符合市场交易条件但没有签约的燃煤发电电量，由电网企业按照市场各交易品种的平均交易价格统一收购，具体电量由经济运行行政主管部门会同能源行政主管部门与电网企业确定。
重庆提出煤电上网电价通过市场化在基准和浮动范围内形成
重庆市发改委在11月15日发布关于公开征求《重庆市深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告，提出煤电上网电价将通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成。
重庆《意见稿》指出：根据燃煤发电电量参与市场交易不同情形，明确对应燃煤发电上网电量的价格形成机制。此次燃煤发电上网电价机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。
已参与市场化交易的，对应的燃煤发电电量继续按照我市现行市场化交易规则形成价格。现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，2020年起具备市场交易条件的，执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定。
现执行燃煤发电标杆上网电价的，基准价为0.3964元/千瓦时。未执行燃煤发电标杆上网电价且参与市场化交易的，以现行上网电价为基准价。浮动幅度范围均为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。重庆电力现货市场建立运行或者燃煤发电上网电价完全放开由市场形成后，此部分燃煤发电电量上网电价按照重庆市电力市场化交易规则形成。
居民、农业用户及不具备市场交易条件的工商业及其他类别用户用电，对应的燃煤发电电量上网电价按基准价执行。未执行燃煤发电标杆上网电价未且参与市场化交易的电量继续执行现行上网电价。
实行“基准+浮动”电价机制将使得电厂有效对冲成本风险和优化火电资产
目前火电为我国的发电主体，在当前市场化交易中交易电价与标杆电价差额较大、市场化交易不断增大的背景下，提出“基准电价+浮动机制”的定价机制拥有较大的推广空间。未来浮动电价机制将会为煤价上涨对火电造成的成本压力带来一定的对冲。随着现货市场的发展，电力供需偏紧地区的火电价格也会进行调整。
随着市场化交易扩大，发电成本较低的电源会具有更大的成本优势，发电量的提高将对冲价格波动对盈利造成的影响，利于促进电力资产向低成本、低能耗发展。目前火电仍然为我国发电主体，新能源发电增量不足以满足快速增长的用电需求，从中长期来看火电仍是主要的电源。在市场化交易扩大的过程中，该上网电价的推进将使得高成本、高能耗的火电机组加速淘汰，会使得火电资产不断优化。