事件：發改委下發關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革指導意見為進一步貫徹執行9月份國務院常務會議的相關決議，近日發改委印發《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，明確提出了深化燃煤發電上網電價形成機制改革的必要性、總體思路和基本原則、改革舉措、配套改革、實施安排以及保障措施。

　　簡評：

　　指導意見主體思路與之前保持一致，以市場化作為改革方向

　　此次指導意見的主體思路與之前國常會決議保持一致，其將現行標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過 10%、下浮原則上不超過 15%，2020 年暫不上浮。暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。各地政府可結合自身實際情況，決定是否開展浮動電價機制。

　　可再生能源發電及水電外送電價等機制保持穩定

　　意見明確，納入國家補貼范圍的可再生能源發電項目上網電價在當地基準價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當地省級電網結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發展基金補貼。核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格形成機制（水電）等，參考燃煤發電標桿上網電價的，改為參考基準價。從實際效果看，原有掛鉤燃煤標桿電價的其他電價機制基本上保持穩定。

　　明確環保電價政策，完善輔助服務電價機制

　　意見明確基準電價中包括脫硫、脫硝、除塵電價，確保了環保電價的穩定。此外，意見還要求通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務的價格，以補償燃煤發電合理成本，保障電力系統安全穩定運行。未來在市場化機制條件下，煤電機組有望通過參與輔助服務，獲取增量收益。

　　短期內電價負面影響相對可控，長遠有利于火電健康發展

　　如按含環保燃煤標桿電價為 0.38 元/千瓦時測算，最大下降 15% 對應的讓利幅度為 5.7 分錢。考慮到當前燃煤發電市場化交易電量已占約 50%，市場化折價大概為 3～4 分錢左右，我們判斷浮動電價機制推動后電價降幅大概率不會更進一步下探，但初期可能對電力行業帶來不利影響。在新的電價機制下，未來煤炭價格的波動有望通過浮動電價向下游傳導，火電行業有望走出“市場煤計劃電”怪圈，盈利確定性有望明顯提升。未來當電力市場化機制真正確立，電力的商品屬性得到充分發掘，電價才能由供需關系和燃料成本決定真正回歸公用事業屬性。