浙江省发改委近日发布《关于调整部分电厂上网电价有关事项的通知》（以下简称“《通知》”），明确自7月1日起，浙江省将降低统调燃煤机组上网电价1.07分/千瓦时，执行电量不包括当年已参加直接交易电量。

（来源：微信公众号“中国能源报”ID：cnenergy 作者：赵紫原）

此次“浙江模式”对当地火电企业影响几何，可否复制？业内专家一致认为，浙江调降煤电电价属于浙江完成工商业电价调整的特殊方案，而且火电行业盈利尚未明显好转，火电电价整体变动可能性不大。

浙能电力让利最多 短期内或面临利空冲击

今年3月底，浙江发改委发布《关于开展燃煤机组上网电价市场化试点的通知》，明确浙江省将开展燃煤机组上网电价市场化试点，统调燃煤机组的基准价暂按每千瓦时0.4153元(含税和脱硫、脱硝、除尘电价，不含超低排放补贴)执行，浮动区间暂设为±5%。

时隔三个月后，浙江降电价“靴子”落地。根据《通知》，浙江下调省调燃煤机组含税上网电价1.07分/度至0.3746—0.4119元/度，共计22家燃煤发电企业，大部分为浙能电力机组，以及华能玉环、长兴电厂，华润温州电厂，国华舟山电厂等。

浙江下调燃煤机组上网电价影响何在？

截至2018年底，浙江煤电装机约4600万千瓦。其中，浙能电力、华能国际、国电电力、华润电力、大唐发电在浙煤电装机分别为2572、532、320、260、240万千瓦。

7月9日，浙能电力发布《关于上网电价调整的公告》。《公告》称，此次上网电价调整后，预计2019年公司全资及控股燃煤发电企业将减少营收约3亿元。同时，国电电力发布公告表示，上网电价下调将致在浙火电企业营收减少约1.87亿元。

华创证券研报分析表示，含税燃煤电价下调后，浙能电力、华能国际、国电电力、华润电力、大唐发电在浙火电企业，较2019年预测的营业收入将分别降低1.8%、0.14%、0.2%、0.14%、0.1%，浙能电力和华能国际让利较多。海通证券认为，降电价短期内会对火电行业形成利空冲击，但火电亏损面仍较大的情况下，煤价下跌被电价下降完全对冲的可能性不大。

增值税红利释放至下游 电厂议价能力有望提升

国家统计局数据显示，截至2018年底，全国火电企业全年亏损面仍在50%左右。浙江下调上网电价，会否对火电企业经营“雪上加霜”？业内专家一致认为，此次浙江降电价对火电影响略好于预期，不会改变火电盈利改善的趋势。

国泰君安公用事业与电力证券分析师周妍分析，预计2019年华能国际、浙能电力业绩增速分别为241%、39%，基于新情况，华能国际、浙能电力2019年业绩增速可能为237%、35%，业绩均为正增长，尤其对华能国际基本无影响。

3月29日，国家发改委发布《关于电网企业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》明确，电网企业增值税税率由16%调整为13%后，省级电网企业含税输配电价水平降低的空间全部用于降低一般工商业电价，于今年4月1日起执行。

周妍表示，浙江燃煤机组电价较高，一直存在降电价的隐忧。此前预期浙江省燃煤机组含税电价降2分，并且自今年1月开始。本次《通知》明确燃煤机组降1.07分，自7月起执行，略好于预期。“含税电价下调相当于把增值税下调3%的红利让利给下游，公司的税后电价几乎不受影响。”

同时，国家发改委近日发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，浙江此次下调燃煤机组上网电价被业内看作是全面放开发用电计划的率先“试水”。加之浙江电力现货市场今年5月30日启动模拟试运行，浙江电力市场化步伐加快。

海通证券研报认为，电价市场化改革以后，未来电网将不再是电厂的唯一下游，电厂面对更多下游，议价能力有望提升，在煤价趋势性下跌的情况下，火电盈利改善可期。

因地制宜调电价 “浙江模式”恐难复制

5月15日，国家发改委发布《关于降低一般工商业电价的通知》，并于7月1日起实施。记者梳理发现，两次工商业降价措施中均未明确提及火电企业让利。业内专家认为，浙江省燃煤机组电价下调尚属个例，向全国复制的可能性不大，预计其他省份的燃煤机组仍将保留增值税红利。

据了解，浙江省历史上缺电问题突出，为吸引投资制定了较高的标杆电价。本次调整前，浙江省煤电标杆电价为0.415元/千瓦时，而与之相邻的江苏、安徽标杆电价为0.391元/千瓦时、0.384元/千瓦时。

中信证券研报认为，随着浙江省内电力供需矛盾缓解，高电价的问题浮出水面。与其他省份主要由央企供电不同，浙江省国资委控股的浙能电力装机占省内统调装机约50%，且盈利较突出，浙江在调整电价时面临的企业阻力相对较小。

同时，浙江省一般工商企业用电量占比较高，2018年全省一般工商业用电量占全省用电量的22.7%，高于全国14%平均水平，面临较大降电价压力。“此次浙江利用燃煤标杆电价（含税）让利3个点增值税，意在补齐剩余降价缺口，完成10%的一般工商业降价任务。”上述专家表示。

申万宏源研报分析，2016年启动煤炭供给侧改革以来，煤电联动政策已停滞3年未实施。同期，国家通过中间环节让利、增值税减税等措施变相上调火电税后电价。随着火电市场电占比提升，标杆电价将逐步被淡化，市场供需、燃料成本将是影响火电平均上网电价的主要因素。