基准+浮动电价纲领性文件出台 电价折让预期可控

事件：发改委下发关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革指导意见为进一步贯彻执行9月份国务院常务会议的相关决议，近日发改委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确提出了深化燃煤发电上网电价形成机制改革的必要性、总体思路和基本原则、改革举措、配套改革、实施安排以及保障措施。

　　简评：

　　指导意见主体思路与之前保持一致，以市场化作为改革方向

　　此次指导意见的主体思路与之前国常会决议保持一致，其将现行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，基准价按各地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%、下浮原则上不超过 15%，2020 年暂不上浮。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用电对应的电量，仍按基准价执行。各地政府可结合自身实际情况，决定是否开展浮动电价机制。

　　可再生能源发电及水电外送电价等机制保持稳定

　　意见明确，纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制（水电）等，参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。从实际效果看，原有挂钩燃煤标杆电价的其他电价机制基本上保持稳定。

　　明确环保电价政策，完善辅助服务电价机制

　　意见明确基准电价中包括脱硫、脱硝、除尘电价，确保了环保电价的稳定。此外，意见还要求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。未来在市场化机制条件下，煤电机组有望通过参与辅助服务，获取增量收益。

　　短期内电价负面影响相对可控，长远有利于火电健康发展

　　如按含环保燃煤标杆电价为 0.38 元/千瓦时测算，最大下降 15% 对应的让利幅度为 5.7 分钱。考虑到当前燃煤发电市场化交易电量已占约 50%，市场化折价大概为 3～4 分钱左右，我们判断浮动电价机制推动后电价降幅大概率不会更进一步下探，但初期可能对电力行业带来不利影响。在新的电价机制下，未来煤炭价格的波动有望通过浮动电价向下游传导，火电行业有望走出“市场煤计划电”怪圈，盈利确定性有望明显提升。未来当电力市场化机制真正确立，电力的商品属性得到充分发掘，电价才能由供需关系和燃料成本决定真正回归公用事业属性。