文章摘要

自2020年1月1日起，我國煤電價格聯(lián)動機制取消，煤電定價機制由標桿上網(wǎng)電價改為“基準價 + 上下浮動”的市場化機制。此政出臺可能在一定程度上影響核電上網(wǎng)電價及其定價機制，核電電價的形成機制可能重塑。核電企業(yè)應適時調(diào)整電力市場營銷策略，努力實現(xiàn)優(yōu)價滿發(fā)；同時還要研究提出核電定價建議，及時反映政策訴求。

2019年9月26日國務(wù)院常務(wù)會議決定，完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制，促進電力市場化交易，降低企業(yè)用電成本。10月21日，國家發(fā)展改革委出臺《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》，進一步明確了“基準 + 上下浮動”機制的改革舉措和配套措施。煤電標桿上網(wǎng)電價在現(xiàn)有電價體系中處于核心地位，在多方面影響著其他各類電源的標桿、上限和無補貼電價，必將在一定程度上影響核電上網(wǎng)電價、電量甚至定價機制。

1.   煤電定價新政出臺的背景及主要內(nèi)容

我國自2004年建立煤電聯(lián)動機制至2015年年底，全國煤電機組標桿上網(wǎng)電價共進行了11次調(diào)整，其中因煤電聯(lián)動而調(diào)整共執(zhí)行了8次，6次上調(diào)、2次下調(diào)。煤炭價格自2016年中開始迅速上漲，半年內(nèi)接近翻倍。2017年，國家陸續(xù)出臺調(diào)控政策，提高煤電上網(wǎng)電價以緩解火電企業(yè)經(jīng)營困難。2017年全國31個?。▍^(qū)、市）中，共有24個地區(qū)上調(diào)了煤電標桿上網(wǎng)電價。2016—2018年，全國全年電煤平均價格由347.54元 / 噸上漲至533.28元 / 噸，但在近兩年國家連續(xù)下調(diào)下游銷售電價的政策要求和電力供求相對寬松的背景下，上游發(fā)電側(cè)并未執(zhí)行煤電聯(lián)動 政策而上調(diào)煤電上網(wǎng)電價。煤電聯(lián)動機制已名存實亡。

在所有發(fā)電方式中，燃煤發(fā)電市場化比例最高，2018 年市場化電量占比已達42%，目前已接近50%。市場化電價0.34元 /kWh 顯著低于0.38元 /kWh 的全國平均燃煤標桿電價，進一步表明煤電價格在市場交易定價機制下選擇“不與煤價聯(lián)動上調(diào)”，證明煤電聯(lián)動在當前已失去其原本意義。

在此背景下，國家決定完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制。新政主要包含了三方面內(nèi)容：第一，煤電電價將幾乎全部由市場化機制決定；第二，取消煤電聯(lián)動機制，取消標桿電價，改為“基準價 + 上下浮動”定價制度；第三，繼續(xù)貫徹降低用能成本的政策，煤電電價 2020年只降不升。

2.   新政對煤電價格的影響簡析

預計2020年煤電標桿電價大概率下調(diào)。近兩年“一般工商業(yè)電價平均降低10%”政策執(zhí)行過程中，尚未采用降低煤電標桿電價的方式：其中2018年主要通過降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格方式，2019年主要通過清理電價附加收費和降低核電、水電上網(wǎng)電價的方式。綜合考慮，經(jīng)過兩年調(diào)整，電網(wǎng)側(cè)的調(diào)整空間已有限；發(fā)電側(cè)水電、核電電價在2019年7月剛剛調(diào)整，風電、光伏項目尚處于推進平價上網(wǎng)的初期，均不具備大范圍下調(diào)空間。 

煤電電價全部由市場化決定，電力買方市場情景下煤電價格下行壓力增大。煤電發(fā)電量分為計劃電量和市場電量，目前有50%是市場電量，且其電價明顯低于標桿上網(wǎng)電價；另有50%是計劃電量，其上網(wǎng)電價執(zhí)行各省燃煤標桿電價。本次廢除燃煤標桿價格主要影響計劃電量價格，讓其在一定區(qū)間內(nèi)浮動，也像市場化電價一樣通過供需雙方協(xié)商或競價決定?？紤]目前電力市場供大于求的買方市場情況，煤電原本的計劃電量部分通過市場化交易后電價下行壓力加大。

3.   新政對核電電價的影響及應對建議

3.1   核電市場化交易電價將繼續(xù)下降，企業(yè)面臨復雜營銷環(huán)境，企業(yè)應及時調(diào)整電力市場營銷策略，實現(xiàn)優(yōu)價滿發(fā)

從電力市場化交易數(shù)據(jù)看，各種發(fā)電方式市場交易價格相對平均上網(wǎng)電價均有6％—18%降幅。從2016年開始，核電參與電力市場改革。參與地方電力直接交易的核電機組，其上網(wǎng)電價分為兩部分，即原核準上網(wǎng)電價（保障內(nèi)電量）和市場化上網(wǎng)電價（保障外電量）。2016—2018年，我國各核電廠參與市場交易電量占上網(wǎng)電量的比重整體呈上升趨勢，電力市場交易價格普遍低于當?shù)厝济簶藯U電價和核電廠所有機組平均核準上網(wǎng)電價，對企業(yè)利潤產(chǎn)生了不利影響。后續(xù)隨著煤電更大范圍參與市場競爭，壓低短期交易價格，預計核電市場化上網(wǎng)電價將繼續(xù)下降。

燃煤標桿電價下行使得非市場化電價與市場化交易電價的差值縮小，發(fā)電企業(yè)對于參與市場化交易的排斥力度減弱，加之發(fā)用電計劃的進一步放開，2020 年市場化交易電量將會進一步提升，預計將超過全社會用電量的50%（2018年全年、2019年前三季度這一比率分別為30.2%和30.1%）。發(fā)電企業(yè)將面對“優(yōu)先發(fā)電合約 + 市場化中長期交易 + 現(xiàn)貨市場交易 + 輔助服務(wù)交易”多級市場，且非市場化交易電量將顯著降低。因此核電企業(yè)也將面臨復雜營銷環(huán)境，實現(xiàn)企業(yè)的最優(yōu)收益，不能僅關(guān)注優(yōu)先發(fā)電合約，也不能僅停留在以用戶用電量為關(guān)注焦點而忽視區(qū)域用電結(jié)構(gòu)的現(xiàn)狀。

當前電價仍處于下降通道，市場化交易有顯著的降價效果。由于核電本身邊際成本較低，在市場化電力交易中具有成本優(yōu)勢，電價下降反而有助于企業(yè)提高售電市場中的份額，增加售電量，進一步提高公司的盈利水平。建議核電企業(yè)適時改變電力市場營銷策略，通過市場化交易比例提升來實現(xiàn)“降價保量”效果，減弱電價下降對企業(yè)盈利的不利影響，實現(xiàn)優(yōu)價滿發(fā)。

3.2   核電電價形成機制可能重塑，核電企業(yè)應研究提出核電定價建議， 及時反映政策訴求

核電自2013年起執(zhí)行標桿電價政策，主要是參考所在地區(qū)燃煤標桿電價?！吨笇б庖姟访鞔_指出，穩(wěn)定核電價格形成機制，將參考燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價改為參考基準價。由于目前基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，結(jié)合核電標桿電價政策可知，2013 年以后投運的存量核電機組以及未來新投運核電機組， 電價與現(xiàn)行機制一致，不會受到直接沖擊。除非國家根據(jù)市場發(fā)展對基準價進行調(diào)整。

不過，煤電標桿上網(wǎng)電價在現(xiàn)有電價體系中處于核心地位，其在多方面影響著其他各類電源的標桿、上限和無補貼電價。長遠來看，煤電全面市場化將推進其他電源的市場化進程，煤電標桿電價取消后，包括核電在內(nèi)的其他電源類型的標桿電價或許將陸續(xù)被取代或終結(jié)。

光伏方面：國家發(fā)改委2019年4月發(fā)布《關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》，明確將集中式光伏電站標桿上網(wǎng)電價改為指導價。意味著在光伏行業(yè)，指導電價已經(jīng)取代了標桿上網(wǎng)電價。提出新增集中式光伏電站上網(wǎng)電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區(qū)指導價。意味著標桿電價變成指導電價后也只是作為上限參考值，上網(wǎng)電價產(chǎn)生機制已經(jīng)轉(zhuǎn)變?yōu)閹в羞呺H條件約束的市場競爭機制。

風電方面：國家發(fā)改委2019年4月發(fā)布《關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，陸上風電2019年以后新核準項目從標桿電價改為指導價，延續(xù)去年競價上網(wǎng)政策，體現(xiàn)了市場化大方向。海上風電2019年開始新核準項目全部通過競爭方式確定上網(wǎng)電價，2019—2020 年指導電價平穩(wěn)下降。

隨著風電和光伏發(fā)電技術(shù)進步，“十四五”初期風電、光伏發(fā)電將逐步全面實現(xiàn)平價，直接參與市場競爭，核電也終將會不可避免地參與電力市場競爭。由上述可再生能源標桿電價機制取消不難推測，核電標桿電價機制也可能取消，整個發(fā)電側(cè)標桿電價可能不復存在，競價上網(wǎng)將使核電企業(yè)面臨更大的“量價齊跌”風險。

建議核電企業(yè)積極與政府部門溝通，在核電定價機制重塑過程中及時表達政策訴求。一是充分考慮當前影響核電經(jīng)濟性的因素，全面評價核電和其他電源品 種的經(jīng)濟性和對環(huán)境、社會的影響，制定體現(xiàn)核電作為清潔能源的上網(wǎng)政策和價格政策，促進能源供給結(jié)構(gòu)的優(yōu)化。二是明確核電基荷電源地位，考慮不同區(qū)域全社會用電量情況分別確定核電基荷電量，為核電基荷運行提供政策依據(jù)。三是統(tǒng)籌核電與后端產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展問題，充分評估目前核電定價機制中對乏燃料處理、核設(shè)施退役等外部性成本的內(nèi)部化處理，制定考慮外部性成本因素的核電定價機制。四是科學平衡經(jīng)濟發(fā)展與污染治理，合理確定碳稅征收范圍和強度，盡快開征碳稅，作為提高核電經(jīng)濟性的有益補充，以經(jīng)濟手段促進能源生產(chǎn)結(jié)構(gòu)調(diào)整。

4.   結(jié)束語

完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制是我國電力市場化改革的又一重要舉措，將推進包括核電在內(nèi)其他電源的市場化進程。核電企業(yè)面臨更大經(jīng)營壓力和更加復雜的營銷環(huán)境，應該及時調(diào)整電力市場營銷策略，爭取優(yōu)價滿發(fā)；同時在核電電價形成機制重塑過程中，結(jié)合核電特性，研究提出核電定價建議，及時反映政策訴求。進一步發(fā)揮核電在促進我國能源清潔化、低碳化發(fā)展，維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定，加強能源多元化保障方面的重要作用。

第一作者簡介

閆麗蓉，中核集團戰(zhàn)略規(guī)劃研究總院工程師，長期從事核工業(yè)戰(zhàn)略規(guī)劃、核能經(jīng)濟和財務(wù)管理領(lǐng)域研究，在核工業(yè)戰(zhàn)略規(guī)劃、項目經(jīng)濟等領(lǐng)域積累了豐富研究經(jīng)驗。