11月8日，中国电力企业联合会在2022年年会上发布了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》等7项行业重大问题调研报告。

《报告》认为，电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加，建议有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。

这意味着，如果煤电基准价从当前的0.3692元/千瓦时，有序调整到0.4335元/千瓦时，相当于上涨6.43分/千瓦时，涨幅高达17.4%。

01

煤电为何上调？

未来煤电基准价逐步上调的理由是，当前煤电价格形成机制矛盾突出，电煤价格长期高企，煤电基准价没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本，市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制；新能源的绿色价值难以体现，目前的可再生能源消纳责任考核制度没有体现个体消纳绿色电力的责任，不符合新能源出力特性。

有观点认为，煤电基准价上调利好新能源。煤电基准价上调并不意味着新能源上网电价也会随之上涨。近两年，大量平价新能源项目上马，其基准价就是参考煤电基准价，但是如果煤电基准价能够上调，存量的新能源上网电价不太可能随之上涨。而新增项目许多地方也都采取竞价上网模式。

当然也不能说完全没有利好风光。如果煤电在现货市场报价有所提高，那么新能源在现货市场中的竞争能力就会更强。同时，煤电基准价格上调，必然会拉高终端售电价格，用户对于采购新能源电力的意愿会更强。

02

有人欢喜有人愁

煤电基准价上调自然有人欢喜有人愁。

国资委近期披露央企经济运行情况显示，2021年煤电业务亏损1017亿元。6年间，从亏损百亿到千亿，煤电行业沉陷谷底不见反弹趋势。

公告显示，2021年，华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力分别实现归母净利润-102.64亿元、-92.64亿元、-49.65亿元、-19.67亿元，分别同比降低324.85%、404.71%、211.80%、146.48%。

利润腰斩发电企业积极自救，今年以来大力发展新能源增厚业绩。今年前三季度，大唐发电、华电国际、华能国际前三季度分别实现归母净利润7.6亿元、23.25亿元、50.2亿元，分别同比增长418.54%、45.98%、169.1%。看似好转的业绩只是表象，主要利润来自各上市企业新能源和水电板块。事实是，各家煤电板块依然承压。

受燃煤采购价格同比大幅上涨及电量下滑影响，华能国际前三季度分别实现营业收入、归母净利润1839.53亿元、-39.42亿元，分别同比增长27%、减少477%。环比第二季度归母净利润-20.52亿元，华能国际第三季度单季度亏损幅度收窄，实现归母净利润-9.34亿元。

大唐发电第三季度归母净利润-6.4亿元，环比由盈转亏。国海证券研报分析，主要原因是电力保供需求下，大唐发电第三季度火电环比增发140亿千瓦时，而市场煤价仍然高企，共同推高煤炭成本。第三季度，大唐发电毛利率约4.26%，环比下滑8个百分点，实现投资收益5.95亿元，环比减少5.2亿元。

据万国证券研报分析，华电国际单三季度火电同比增发111.44亿千瓦时，采购大量市场煤保障发电，而三季度秦皇岛港动力末煤（Q5500 平仓价）由1250元/吨持续增长至1600元/吨，拖累了业绩。

国电电力背靠国家能源集团，与煤炭龙头中国神华为兄弟公司。即便“近水楼台先得煤”，也难敌高煤价“侵蚀”业绩。公告表示，2021 年，经营活动产生的现金流量净额为241.80元，同比下降42.76%，主要原因是原煤价格上涨导致购买商品支付的现金增加所致。

因此，火电企业的欢喜可以从其三季度财报体现。过去一年因亏损引发关注的各大发电企业，今年三季度纷纷传来喜讯，较去年同期实现了不同程度的增长。

火电企业盈利能力好转，主要是由于煤电价格联动机制建立以后电价上涨所致。在煤电价格联动机制实施以后，煤炭价格上涨对火电企业的影响确实明显下降，再加上企业运营水平的不断提升，煤炭价格上涨对火电企业的影响自然也就越来越小了。

但是对于对于许多煤电企业而言，当前煤电联动带来的电价上涨尚无法弥补其因煤价上涨导致的全部亏损。

近年来，国家发改委不断加强对煤炭价格的监管，通过控煤炭价格来调节平衡，改善煤电因煤价高企带来的困境，另一方面，国家也希望给用户在电费方面减负。

03

未来建议

该《报告》具体建议如下：

一是建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型。

煤电“基准价+浮动机制”，发挥安全保供作用。建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化，可以将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。按照当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择。原则上，建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿。

完善绿电“市场价+环境价值”，促进清洁低碳发展。建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。

完善调节能力合理定价机制，激发系统调节潜力。科学确定电力现货市场限价幅度，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。

二是建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置。

完善省级电网输配电价核定规则。遵循电网企业运营客观规律，按照激励约束并重原则，足额保障电网生产性成本，合理确定定价权益资本收益率，合理核定输配电价水平。

针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动电力资源大范围灵活配置。

三是建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设。

合理疏导辅助服务费用。合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例，对于无法确定受益主体的费用，建议辅助服务费用由发电侧和用电侧按照1：1的比例进行一次分摊；合理疏导交叉补贴费用。完善居民阶梯电价制度，探索对居民、农业用户实行分时电价政策，通过暗补变明补的方式妥善解决交叉补贴问题；充分考虑社会承受能力。保证一次能源价格在合理区间，注重经济效益与社会效益协同。

四是更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处。

加强对电力市场的监测，深化对电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易中电价形成的监管，避免不合理的行政干预。加强对煤炭市场的监测，保持电煤市场供需平衡，避免电煤价格大幅波动。加强对发电成本的监测，保障各类电源健康可持续发展。

最后

问题来了，一方面国家希望给用户减少用电成本，另一方面无论是电力系统容纳新能源的能力还是煤电都有涨价的客观理由，煤电基准价如果逐步上调17%，用户端价格能上涨17%吗？

在当前形势下，这似乎是难以承受的压力。但是如果不上调，能源转型乃至“双碳”目标就难以实现。

文章来源： 能见，电联新媒，阳光工匠光伏网