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文章摘要

自2020年1月1日起，我國煤電價格聯動機制取消，煤電定價機制由標桿上網電價改為“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。核電企業應適時調整電力市場營銷策略，努力實現優價滿發；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日國務院常務會議決定，完善燃煤發電上網電價形成機制，促進電力市場化交易，降低企業用電成本。10月21日，國家發展改革委出臺《關于深化燃煤發電上網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。煤電標桿上網電價在現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容

我國自2004年建立煤電聯動機制至2015年年底，全國煤電機組標桿上網電價共進行了11次調整，其中因煤電聯動而調整共執行了8次，6次上調、2次下調。煤炭價格自2016年中開始迅速上漲，半年內接近翻倍。2017年，國家陸續出臺調控政策，提高煤電上網電價以緩解火電企業經營困難。2017年全國31個省（區、市）中，共有24個地區上調了煤電標桿上網電價。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下調下游銷售電價的政策要求和電力供求相對寬松的背景下，上游發電側并未執行煤電聯動 政策而上調煤電上網電價。煤電聯動機制已名存實亡。

在所有發電方式中，燃煤發電市場化比例最高，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“不與煤價聯動上調”，證明煤電聯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電上網電價形成機制。新政主要包含了三方面內容：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。近兩年“一般工商業電價平均降低10%”政策執行過程中，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環節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、水電上網電價的方式。綜合考慮，經過兩年調整，電網側的調整空間已有限；發電側水電、核電電價在2019年7月剛剛調整，風電、光伏項目尚處于推進平價上網的初期，均不具備大范圍下調空間。 

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電價；另有50%是計劃電量，其上網電價執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，讓其在一定區間內浮動，也像市場化電價一樣通過供需雙方協商或競價決定。考慮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下降，企業面臨復雜營銷環境，企業應及時調整電力市場營銷策略，實現優價滿發

從電力市場化交易數據看，各種發電方式市場交易價格相對平均上網電價均有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，其上網電價分為兩部分，即原核準上網電價（保障內電量）和市場化上網電價（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地燃煤標桿電價和核電廠所有機組平均核準上網電價，對企業利潤產生了不利影響。后續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電價將繼續下降。

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，發電企業對于參與市場化交易的排斥力度減弱，加之發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%）。發電企業將面對“優先發電合約 + 市場化中長期交易 + 現貨市場交易 + 輔助服務交易”多級市場，且非市場化交易電量將顯著降低。因此核電企業也將面臨復雜營銷環境，實現企業的最優收益，不能僅關注優先發電合約，也不能僅停留在以用戶用電量為關注焦點而忽視區域用電結構的現狀。

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勢，電價下降反而有助于企業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“降價保量”效果，減弱電價下降對企業盈利的不利影響，實現優價滿發。

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

核電自2013年起執行標桿電價政策，主要是參考所在地區燃煤標桿電價。《指導意見》明確指出，穩定核電價格形成機制，將參考燃煤發電標桿上網電價改為參考基準價。由于目前基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，結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， 電價與現行機制一致，不會受到直接沖擊。除非國家根據市場發展對基準價進行調整。

不過，煤電標桿上網電價在現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，包括核電在內的其他電源類型的標桿電價或許將陸續被取代或終結。

光伏方面：國家發改委2019年4月發布《關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》，明確將集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價。意味著在光伏行業，指導電價已經取代了標桿上網電價。提出新增集中式光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價。意味著標桿電價變成指導電價后也只是作為上限參考值，上網電價產生機制已經轉變為帶有邊際條件約束的市場競爭機制。

風電方面：國家發改委2019年4月發布《關于完善風電上網電價政策的通知》，陸上風電2019年以后新核準項目從標桿電價改為指導價，延續去年競價上網政策，體現了市場化大方向。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電價，2019—2020 年指導電價平穩下降。

隨著風電和光伏發電技術進步，“十四五”初期風電、光伏發電將逐步全面實現平價，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，整個發電側標桿電價可能不復存在，競價上網將使核電企業面臨更大的“量價齊跌”風險。

建議核電企業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濟性的因素，全面評價核電和其他電源品 種的經濟性和對環境、社會的影響，制定體現核電作為清潔能源的上網政策和價格政策，促進能源供給結構的優化。二是明確核電基荷電源地位，考慮不同區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。三是統籌核電與后端產業協調發展問題，充分評估目前核電定價機制中對乏燃料處理、核設施退役等外部性成本的內部化處理，制定考慮外部性成本因素的核電定價機制。四是科學平衡經濟發展與污染治理，合理確定碳稅征收范圍和強度，盡快開征碳稅，作為提高核電經濟性的有益補充，以經濟手段促進能源生產結構調整。

4.   結束語

完善燃煤發電上網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其他電源的市場化進程。核電企業面臨更大經營壓力和更加復雜的營銷環境，應該及時調整電力市場營銷策略，爭取優價滿發；同時在核電電價形成機制重塑過程中，結合核電特性，研究提出核電定價建議，及時反映政策訴求。進一步發揮核電在促進我國能源清潔化、低碳化發展，維持電力系統安全穩定，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，中核集團戰略規劃研究總院工程師，長期從事核工業戰略規劃、核能經濟和財務管理領域研究，在核工業戰略規劃、項目經濟等領域積累了豐富研究經驗。