自2020年1月1日起，我国煤电价格联动机制取消，煤电定价机制由标杆上网电价改为“基准价 + 上下浮动”的市场化机制。此政出台可能在一定程度上影响核电上网电价及其定价机制，核电电价的形成机制可能重塑。核电企业应适时调整电力市场营销策略，努力实现优价满发;同时还要研究提出核电定价建议，及时反映政策诉求。
2019年9月26日国务院常务会议决定，完善燃煤发电上网电价形成机制，促进电力市场化交易，降低企业用电成本。10月21日，国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，进一步明确了“基准 + 上下浮动”机制的改革举措和配套措施。煤电标杆上网电价在现有电价体系中处于核心地位，在多方面影响着其他各类电源的标杆、上限和无补贴电价，必将在一定程度上影响核电上网电价、电量甚至定价机制。
1. 煤电定价新政出台的背景及主要内容
我国自2004年建立煤电联动机制至2015年年底，全国煤电机组标杆上网电价共进行了11次调整，其中因煤电联动而调整共执行了8次，6次上调、2次下调。煤炭价格自2016年中开始迅速上涨，半年内接近翻倍。2017年，国家陆续出台调控政策，提高煤电上网电价以缓解火电企业经营困难。2017年全国31个省(区、市)中，共有24个地区上调了煤电标杆上网电价。2016—2018年，全国全年电煤平均价格由347.54元 / 吨上涨至533.28元 / 吨，但在近两年国家连续下调下游销售电价的政策要求和电力供求相对宽松的背景下，上游发电侧并未执行煤电联动 政策而上调煤电上网电价。煤电联动机制已名存实亡。
在所有发电方式中，燃煤发电市场化比例最高，2018 年市场化电量占比已达42%，目前已接近50%。市场化电价0.34元 /kWh 显著低于0.38元 /kWh 的全国平均燃煤标杆电价，进一步表明煤电价格在市场交易定价机制下选择“不与煤价联动上调”，证明煤电联动在当前已失去其原本意义。
在此背景下，国家决定完善燃煤发电上网电价形成机制。新政主要包含了三方面内容：第一，煤电电价将几乎全部由市场化机制决定;第二，取消煤电联动机制，取消标杆电价，改为“基准价 + 上下浮动”定价制度;第三，继续贯彻降低用能成本的政策，煤电电价 2020年只降不升。
2. 新政对煤电价格的影响简析
预计2020年煤电标杆电价大概率下调。近两年“一般工商业电价平均降低10%”政策执行过程中，尚未采用降低煤电标杆电价的方式：其中2018年主要通过降低电网环节收费和输配电价格方式，2019年主要通过清理电价附加收费和降低核电、水电上网电价的方式。综合考虑，经过两年调整，电网侧的调整空间已有限;发电侧水电、核电电价在2019年7月刚刚调整，风电、光伏项目尚处于推进平价上网的初期，均不具备大范围下调空间。
煤电电价全部由市场化决定，电力买方市场情景下煤电价格下行压力增大。煤电发电量分为计划电量和市场电量，目前有50%是市场电量，且其电价明显低于标杆上网电价;另有50%是计划电量，其上网电价执行各省燃煤标杆电价。本次废除燃煤标杆价格主要影响计划电量价格，让其在一定区间内浮动，也像市场化电价一样通过供需双方协商或竞价决定。考虑目前电力市场供大于求的买方市场情况，煤电原本的计划电量部分通过市场化交易后电价下行压力加大。
3. 新政对核电电价的影响及应对建议
3.1 核电市场化交易电价将继续下降，企业面临复杂营销环境，企业应及时调整电力市场营销策略，实现优价满发
从电力市场化交易数据看，各种发电方式市场交易价格相对平均上网电价均有6%—18%降幅。从2016年开始，核电参与电力市场改革。参与地方电力直接交易的核电机组，其上网电价分为两部分，即原核准上网电价(保障内电量)和市场化上网电价(保障外电量)。2016—2018年，我国各核电厂参与市场交易电量占上网电量的比重整体呈上升趋势，电力市场交易价格普遍低于当地燃煤标杆电价和核电厂所有机组平均核准上网电价，对企业利润产生了不利影响。后续随着煤电更大范围参与市场竞争，压低短期交易价格，预计核电市场化上网电价将继续下降。
燃煤标杆电价下行使得非市场化电价与市场化交易电价的差值缩小，发电企业对于参与市场化交易的排斥力度减弱，加之发用电计划的进一步放开，2020 年市场化交易电量将会进一步提升，预计将超过全社会用电量的50%(2018年全年、2019年前三季度这一比率分别为30.2%和30.1%)。发电企业将面对“优先发电合约 + 市场化中长期交易 + 现货市场交易 + 辅助服务交易”多级市场，且非市场化交易电量将显著降低。因此核电企业也将面临复杂营销环境，实现企业的最优收益，不能仅关注优先发电合约，也不能仅停留在以用户用电量为关注焦点而忽视区域用电结构的现状。
当前电价仍处于下降通道，市场化交易有显著的降价效果。由于核电本身边际成本较低，在市场化电力交易中具有成本优势，电价下降反而有助于企业提高售电市场中的份额，增加售电量，进一步提高公司的盈利水平。建议核电企业适时改变电力市场营销策略，通过市场化交易比例提升来实现“降价保量”效果，减弱电价下降对企业盈利的不利影响，实现优价满发。
3.2 核电电价形成机制可能重塑，核电企业应研究提出核电定价建议， 及时反映政策诉求
核电自2013年起执行标杆电价政策，主要是参考所在地区燃煤标杆电价。《指导意见》明确指出，稳定核电价格形成机制，将参考燃煤发电标杆上网电价改为参考基准价。由于目前基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，结合核电标杆电价政策可知，2013 年以后投运的存量核电机组以及未来新投运核电机组， 电价与现行机制一致，不会受到直接冲击。除非国家根据市场发展对基准价进行调整。
不过，煤电标杆上网电价在现有电价体系中处于核心地位，其在多方面影响着其他各类电源的标杆、上限和无补贴电价。长远来看，煤电全面市场化将推进其他电源的市场化进程，煤电标杆电价取消后，包括核电在内的其他电源类型的标杆电价或许将陆续被取代或终结。
光伏方面：国家发改委2019年4月发布《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》，明确将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。意味着在光伏行业，指导电价已经取代了标杆上网电价。提出新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。意味着标杆电价变成指导电价后也只是作为上限参考值，上网电价产生机制已经转变为带有边际条件约束的市场竞争机制。
风电方面：国家发改委2019年4月发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，陆上风电2019年以后新核准项目从标杆电价改为指导价，延续去年竞价上网政策，体现了市场化大方向。海上风电2019年开始新核准项目全部通过竞争方式确定上网电价，2019—2020 年指导电价平稳下降。
随着风电和光伏发电技术进步，“十四五”初期风电、光伏发电将逐步全面实现平价，直接参与市场竞争，核电也终将会不可避免地参与电力市场竞争。由上述可再生能源标杆电价机制取消不难推测，核电标杆电价机制也可能取消，整个发电侧标杆电价可能不复存在，竞价上网将使核电企业面临更大的“量价齐跌”风险。
建议核电企业积极与政府部门沟通，在核电定价机制重塑过程中及时表达政策诉求。一是充分考虑当前影响核电经济性的因素，全面评价核电和其他电源品 种的经济性和对环境、社会的影响，制定体现核电作为清洁能源的上网政策和价格政策，促进能源供给结构的优化。二是明确核电基荷电源地位，考虑不同区域全社会用电量情况分别确定核电基荷电量，为核电基荷运行提供政策依据。三是统筹核电与后端产业协调发展问题，充分评估目前核电定价机制中对乏燃料处理、核设施退役等外部性成本的内部化处理，制定考虑外部性成本因素的核电定价机制。四是科学平衡经济发展与污染治理，合理确定碳税征收范围和强度，尽快开征碳税，作为提高核电经济性的有益补充，以经济手段促进能源生产结构调整。
4. 结束语
完善燃煤发电上网电价形成机制是我国电力市场化改革的又一重要举措，将推进包括核电在内其他电源的市场化进程。核电企业面临更大经营压力和更加复杂的营销环境，应该及时调整电力市场营销策略，争取优价满发;同时在核电电价形成机制重塑过程中，结合核电特性，研究提出核电定价建议，及时反映政策诉求。进一步发挥核电在促进我国能源清洁化、低碳化发展，维持电力系统安全稳定，加强能源多元化保障方面的重要作用。
