性意见。长期看，煤电联动政策的出台将有力地促进电煤市场化发展，使市场供需成为电煤价格的主要决定因素，“煤、运、电”产业链价格机制将得到进一步理顺，火电企业整体抗风险能力将得到有效增强。

2013 年 9 月，国家发改委下发了《关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》（以下简称“《通知》”）。《通知》要求从 9 月 25 日起降低有关省（区、市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价；适当降低跨省、跨区域送电价格标准；提高上海、江苏、浙江等省（区、市）天然气发电上网电价。根据《通知》的规定，全国省级电网中除云南省和四川省未做调整外，其他均下调了煤电机组上网电价，降价幅度从 0.009 元/千瓦时\~0.025 元/千瓦时不等，平均降幅为 0.014 元/千瓦时，其中上海市、江苏省和浙江省降幅最大，为 0.025 元/千瓦时。在上述地区煤电上网电价下调的基础上，《通知》还规定，对脱硝达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高 0.01 元钱；对采用新技术进行除尘达标并经环保部门验收合格的燃煤发电企业，上网电价每千瓦时提高 0.002 元钱。

2014 年 8 月，国家发展改革委印发《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》（发改价格[2014]1908 号），决定自 2014 年 9 月 1 日起，在保持销售电价总水平不变的情况下，适当降低燃煤发电企业上网电价，全国燃煤发电企业标杆上网电价平均降低 0.93 分/千瓦时，腾出的电价空间用于进一步疏导环保电价矛盾。2015 年 4 月，国家发改委发布《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]748 号），全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约 2 分钱；全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约 1.8 分钱，自2015 年 4 月 20 日起执行。2015 年 12 月，国家发改委发布《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105 号），自2016 年 1 月 1 日起，下调全国燃煤发电上网电价平均约 0.03 元/千瓦时，同幅度下调一般工商业销售电价。此外，根据《国家发展改革委、环境保护部、国家能源局关于实行燃煤电厂超低排放电价支 持政策有关问题的通知》（发改价格[2015]2835号），对于验收合格并符合超低排放限值要求的燃煤发电机组实行电价支持。其中，对 2016 年 1 月1 日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价 0.01 元/千瓦时（含税）；对 2016 年 1 月1 日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价 0.005 元/千瓦时（含税）。

中诚信国际认为，2013 年以来四次电价调整对煤电企业盈利能力将造成一定影响，但由于煤炭价格持续走低，总体来看影响程度有限。中诚信国际将对煤炭价格变化、上网电价调整对煤电企业盈利能力变化保持关注。

新电改方案出台和配套文件的密集推出预示着电力体制改革的再次重启；短期来看这对现有发电及电网企业的影响较小，但长期来看拥有较多优质电力资源发电企业的规模效应将不断显现；中诚信国际将对未来相关政策的实施效果保持关注

为解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题，推动结构转型和产业升级，中共中央国务院于 2015 年 3 月内部下发了 9 号文。9 号文规定了在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。9 号文发布后，国家发改委等政府部门相继出台 4 个配套政策，分别就清洁能源、需求侧管理、输配电价试点、跨省区交易机制等问题做出了详细的指引；2015 年 11 月，国家发改委、国家能源局再次印发了《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》和《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》等 6 个电力体制改革配套文

件（以下简称“配套文件”）。配套文件的出台进一步细化了 9 号文中提及的改革方向。

输配电价改革方面，配套文件进一步明确要按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价，测算并单列居民、农业等享受的交叉补贴以及工商业用户承担的交叉补贴；改革后，输配电价相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格；电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价的价差作为主要收入来源，可以保证其向所有用户公平开放、改善服务。目前深圳、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、云南和贵州已被列入先期试点范围，且上述区域已先后出台了详细的输配电价改革方案，并已获得国家发改委批复。中诚信国际认为，输配电价的单独核算以及电价形成机制将是一个缓慢的过程，未来一段时间内电网企业仍将在较大范围内保持着集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况。

电力市场建设方面，配套文件将电力市场体系分为区域和省（区、市）电力市场，其中区域市场共分为北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）和广州电力交易中心（依托南方电网公司组建），其主要负责落实国家计划、地方政府协议，促进市场化跨省跨区交易；同时还制定了优先购电和发电制度，旨在保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制；且还明确未来将建立中长期、跨省和跨区域等类型的交易机制，明确了电力市场主体，并制定了详细的注入标准和退出机制。

配套文件还要求将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，从而组建交易机构，规定交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务；交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同等。

发用电计划方面，配套文件明确了发用电计划改革的总体思路：通过建立优先购电制度保障无议 价能力的用户用电；通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网；通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划；在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。中诚信国际认为，发用电计划的改革有效保障了清洁能源的发电上网，其在促进清洁能源可持续发展的同时，也为我国早日实现既定的节能减排目标奠定了良好的基础。

售电侧改革方面，本次电改向社会资本放开了增量配电网的建设和运营，同意符合条件的各类主体组建售电公司，并明确同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务，但同一售电公司可在多个供电营业区内售电；同时配套文件还制定了售电主体的准入和退出机制。中诚信国际认为，售电侧的放开引入了售电侧的市场竞争主体，长期看将有效提升售电服务质量和用户用能水平；但以目前国内现状来看，国家电网、南方电网以及各地方农网已经占据了相当一部分电网资源，目前的增量配电网可能大多为建设难度大、成本高、投资回报率低且距离电源点较远的人员稀少区，注重效益的社会资本极少会去投入这部分资源，其还需具有保底供电服务职能的国家电网和南方电网等去投入；售电侧的放开使得发电企业也可以进入售电领域，在未来输配电价固定的情况下，拥有较多优质电源的大型发电集团的规模优势将逐步显现，同时也将倒逼发电企业快速寻找适合其持续经营的边际成本，否则在未来的竞争中将面临较大压力。

最后，配套文件对自备电厂的规划、审核、管理和参与市场交易等方面也作了相应要求。

2015 年 12 月，国家能源局发布《电力市场运营基本规则（征求意见稿）》、《电力市场监管办法（征求意见稿）》和《电力中长期交易基本规则》等电改三大配套细则（以下简称“3 大细则”）。3 大细则将在《关于推进电力市场建设的实施意见》基础上，兼顾各地实际情况，进一步制定电力交易规则和市场监管体系。