10月12日，国家发改委召开新闻发布会，介绍进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革有关情况。其发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。此次改革明确，有序推动全部燃煤发电电量进入市场形成市场交易电价，将上下浮动的范围扩大为原则上均不超过20%，用电多的高耗能行业市场电价不受上浮20%限制，有利于更好地发挥市场机制作用，让电价更灵活反映电力供需形势和成本变化，在一定程度上缓解燃煤发电企业经营困难、激励企业增加电力供应，抑制不合理电力需求，改善电力供求状况，更好保障电力安全稳定供应。
上述新政对于光伏新能源电站的价格变动，会带来哪些影响？媒体采访了一位不署名的国内著名电站业务负责人。请他详细解读下。
问：怎么看这次火电调价政策？
这次政府对燃煤电价的放开，主要是环节燃煤发电企业的经营困难，进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，“能跌能涨”的市场化电价机制被真正建立了，标志着电力市场化改革又迈出了重要一步。在发挥市场于电力资源配置中的作用，促进电力行业高质量发展、保障电力安全稳定供应等带来好处。
问：对于新能源特别是新能源光伏等电站的价格变动，会有影响么？
这个问题要从几个方面来谈。首先，新能源电价交易大致可分为三类。第一是政府长期协议，如跟政府签署的PPA等。第二部分是买卖双方所签订的中长期协议。比如说，你每个电站发的电之后，自己去找用电大客户。第三部分就是现货交易。原来最担心的是，第二和第三种交易方式中，电价都是比脱硫煤价要低的，因此电站方不太喜欢参与现货交易。因为一些市场化的交易是零元，报了这个数字才能拿到补贴。
第二种交易方式中（大客户的长协），我们与有的地方签1年或3年的购售电合同，是不会根据新政去调整的。就算签订了1年的协议并履行完毕后，它会寻求基准价给你签约，不会按照浮动价来签订。（发改委今天的通知指出，有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。）
未来的话，随着燃煤电价的放开及上涨，影响最好的可能是第三种，即新能源的现货市场交易。现在最好的新能源现货市场价是广东地区，到过1.7元每千瓦时。山西也出现过不错的价格。但需要强调的是，对我们新能源电站的影响总体看是有限的：燃煤电价的放开、火电价格的上调，都不代表新能源电价整体会上调。
从发改委的角度看，新能源电价有两部分构成，第一是固定成本，第二是变动成本。火电调价是在解决它因为煤炭价格上涨而带来的变动成本。新能源签订购售电时，有关部门也会定死你的价格。所以谈及这部分，不会有很大影响。就像我前面说过的，新的（燃煤电价调整）政策是为了解决火电的变动成本，这种情况下电网不会给新能源电站让利的。
问：所以，这次火电价格的改革，最大的影响在于市场化交易？
是的。未来放开市场化交易的时候，必然会促使新能源的市场交易价格越来越高。
问：那么，目前阶段市场化的新能源交易比例是多少？
广东、浙江等，我记得是10%，山西不超过20%。但未来新能源会走向市场化交易阶段，比例可能会扩大。但有些省份如果把市场化交易的部分，让新能源即光伏等去与水电价竞争，新能源可能竞争不过后者的。
（中信证券的分析与上述专家所称的基本一致。其表示，虽然国内水/核/风光机组也有部分电量参与市场化交易，但其市场化电量规模和占自身整体电量比重相对较小。尽管非火电机组的盈利能力不受煤价波动影响，但是在火电市场化交易电价出现明显上涨助推下，预计水/核/新能源市场化交易部分的电价也将呈现小幅上涨态势。综合考虑基准电价不动、非火电机组的市场电量偏小且市场电价上涨温和，我们预计水/核/新能源公司业绩的电价弹性有限，盈利扩张更依赖装机规模扩张和利用小时改善。除扩大电价浮动区间以保障电力供应外，国常会还提到加快大型风光基地建设，风光可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量，这为推动新能源装机快速增长和保障下游消纳提供保障。）
问：现在的新能源长协交易，是否也会受到这次交易变动而变价？
可能会。现在长协交易的话，也会随机浮动。但彼此要谈好细节，否则在电价的理解上会有不同。甲方跟电价出售方签长协的话，要比它（甲方）从电网购买便宜。
问：您认为，市场化交易受益此次新政，那么未来市场化放开的速度会很快么？
这个要看今后的变化情况。现在还不好说。大部分的下游电站，目前价格无法动。唯一影响的是，现货交易的部分收益更好。
问：燃煤电价放开后，对产业链的影响有哪些？
就以多晶硅为例。以前，我们可以根据供需关系测算出多晶硅的价格。比如说今年多晶硅的产能是50万吨（国内），明年100万吨。那么，我们可以根据这种产能的进程、下游的需求等综合情况，来判断它的价格走势。但随着燃煤电价的放开，电价对于多晶硅的整体成本影响变动在加大，稍微涨几分钱，可能摊到多晶硅的总成本里会发生更多变化。因此除了供需之外的电价成本因素需要考虑进去，这让多晶硅价格的走势变得更加难以预测。
当然，也有专家认为，此次燃煤电价的调整动作，会对于现在的限电等有所缓解，因此部分产业链的原材料涨价、光伏材料涨价等会出现一定的趋缓。或许后续，光伏供求局势的剑拔弩张会有所降温。
国家发改委网站消息，国家发展改革委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，全文如下：
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快推进电价市场化改革，完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定供应，现就进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革及有关事宜通知如下：
一、总体思路
按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。
二、改革内容
（一）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。
（二）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。
（三）推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成，首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户。已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。
鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。
（四）保持居民、农业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。
三、保障措施
（一）全面推进电力市场建设。加强政策协同，适应工商业用户全部进入电力市场需要，进一步放开各类电源发电计划；健全电力市场体系，加快培育合格售电主体，丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。
（二）加强与分时电价政策衔接。各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。电力现货市场未运行的地方，要做好市场交易与分时电价政策的衔接，市场交易合同未申报用电曲线以及市场电价峰谷比例低于当地分时电价政策要求的，结算时购电价格按当地分时电价峰谷时段及浮动比例执行。
（三）避免不合理行政干预。各地要严格按照国家相关政策要求推进电力市场建设、制定并不断完善市场交易规则，对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预，保障市场交易公平、公正、公开。国家发展改革委将会同相关部门进一步加强指导，对地方不合理行政干预行为，通过约谈、通报等方式及时督促整改。
（四）加强煤电市场监管。各地发展改革部门要密切关注煤炭、电力市场动态和价格变化，积极会同相关部门及时查处市场主体价格串通、哄抬价格、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为，电力企业、交易机构参与电力专场交易和结算电费等行为，以及地方政府滥用行政权力排除、限制市场竞争等行为，对典型案例公开曝光，维护良好市场秩序。指导发电企业特别是煤电联营企业统筹考虑上下游业务经营效益，合理参与电力市场报价，促进市场交易价格合理形成。
各地发展改革部门要充分认识当前形势下进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的重要意义，统一思想、明确责任，会同相关部门和电力企业精心做好组织实施工作；要加强政策宣传解读，及时回应社会关切，增进各方面理解和支持，确保改革平稳出台、落地见效。
本通知自2021年10月15日起实施，现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
国家发展改革委
2021年10月11日
