2019年9月26日國務(wù)院常務(wù)會(huì )議上提出將于 2020年1月起取消煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制，將標桿上網(wǎng)電價(jià)機制改為“基準價(jià)+浮動(dòng)價(jià)”的市場(chǎng)化機制?；鶞蕛r(jià)按各地標桿上網(wǎng)電價(jià)確定，浮動(dòng)范圍為上浮不超過(guò)10%、下浮原則上不超過(guò)15%，具體電價(jià)由供需雙方協(xié)商或競價(jià)確定。
一、協(xié)商建立“基準電價(jià)+浮動(dòng)機制”
在2018年7月國家發(fā)改委和能源局就發(fā)布了《關(guān)于積極推進(jìn)電力市場(chǎng)化交易&進(jìn)一步完善交易機制的通知》，于電價(jià)形成機制方面提到了以下幾點(diǎn)：促進(jìn)輸配以外的發(fā)售電由市場(chǎng)形成價(jià)格，鼓勵交易雙方簽訂中長(cháng)期市場(chǎng)化交易合同，在自主自愿、平等協(xié)商的基礎上，約定建立固定價(jià)格、“基準電價(jià)+浮動(dòng)機制”、隨電煤價(jià)格并綜合考慮各種市場(chǎng)因素調整等多種形式的市場(chǎng)價(jià)格形成機制，分散和降低市場(chǎng)風(fēng)險。
協(xié)商建立“基準電價(jià)+浮動(dòng)機制”的市場(chǎng)化定價(jià)機制，基準電價(jià)可以參考現行目錄電價(jià)或電煤中長(cháng)期合同燃料成本及上年度市場(chǎng)交易平均價(jià)格等，由發(fā)電企業(yè)和電力用戶(hù)、售電企業(yè)自愿協(xié)商或市場(chǎng)競價(jià)等方式形成。在確定基準電價(jià)的基礎上，鼓勵交易雙方在合同中約定價(jià)格浮動(dòng)調整機制。鼓勵建立與電煤價(jià)格聯(lián)動(dòng)的市場(chǎng)交易電價(jià)浮動(dòng)機制，引入規范科學(xué)、雙方認可的煤炭?jì)r(jià)格指數作參考，以上年度煤炭平均價(jià)格和售電價(jià)格為基準，按一定周期聯(lián)動(dòng)調整交易電價(jià)，電煤價(jià)格浮動(dòng)部分在交易雙方按比例分配。
二、促使計劃電向市場(chǎng)化過(guò)渡
探索建立隨產(chǎn)品價(jià)格聯(lián)動(dòng)的交易電價(jià)調整機制。生產(chǎn)成本中電費支出占比較高的行業(yè)，交易雙方可參考產(chǎn)品多年平均價(jià)格或上年度價(jià)格，協(xié)商確定交易基準電價(jià)、基準電價(jià)對應的產(chǎn)品價(jià)格、隨產(chǎn)品價(jià)格聯(lián)動(dòng)的電價(jià)調整機制等，當產(chǎn)品價(jià)格上漲或下降超過(guò)一定區間或比例時(shí)，電價(jià)聯(lián)動(dòng)調整，由交易雙方共同承擔產(chǎn)品價(jià)格波動(dòng)的影響。
當前電力交易存在三種最基本形式：1、發(fā)用電雙方可進(jìn)行雙邊協(xié)商確定交易價(jià)格，一般適用于大用戶(hù)直購電;2、參與市場(chǎng)化交易的主體通過(guò)申報價(jià)差進(jìn)行月度集中競價(jià)形成交易電價(jià)，其中電力用戶(hù)申報的是與現行目錄電價(jià)中電量電價(jià)的價(jià)差、發(fā)電企業(yè)申報的是與上網(wǎng)電價(jià)的價(jià)差;3、不參與市場(chǎng)化交易的合同電量，有固定的合同電價(jià)。其中，前兩者屬于電力市場(chǎng)化交易。
此次政策言明只針對尚未實(shí)現市場(chǎng)化交易的燃煤發(fā)電電量，因此前兩種已經(jīng)市場(chǎng)化的電力交易形式不會(huì )受到影響，對于第三種情況而言，則是將計劃電中固定的標桿電價(jià)轉變?yōu)?ldquo;基準電價(jià)+浮動(dòng)機制”的形式，變相促使計劃電向市場(chǎng)化過(guò)渡。
三、供需格局趨于寬松
考慮到目前煤價(jià)供給正在不斷釋放，全社會(huì )用電量增速預計隨GDP緩慢下行，供需格局趨于寬松有望使得未來(lái)煤價(jià)持續緩慢下行，中長(cháng)期浮動(dòng)機制有望執行向下浮動(dòng)。以廣東省為例，目前廣東省燃煤上網(wǎng)標桿電價(jià)為0.4530元/千瓦時(shí)，月度集中競價(jià)出清價(jià)差約為0.03元/千瓦時(shí)，對應下浮比例為6.6%，位于下浮區間內。
