我國本輪電力體制改革(簡稱“電改”)之啟動時點，可追溯至 2015 年。2015 年 3 月 15 日，中共中央、國務院發布了此輪電改的綱領性文件——《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發【2015】9 號)文件(簡稱“9號文”)。業界普遍認為，這是繼 2002 年“廠網分離”以來，我國在電改領域頗具里程碑意義的舉措。

國家發改委、能源局于 2017 年初下發《電力中長期交易基本規則(暫行)》(簡稱《規則》)最具實操層面的指導意義，其為在全國范圍內開展電力交易提供指引性標準。依據 9 號文框架，及《規則》指引，我們認為，我國電改將的推動主要是為了實現以下目標：

首先，開展電力市場競爭，讓用戶能夠以更低的價格，獲取更為優質的電力服務。

其次，讓不同類型電源同臺競價，并解決好經濟效益與環境效益的平衡問題，讓更經濟、更優質、更環保的電源品種得到應有的發展，從而減少規劃層面對于廣東乃至全國電源結構裝機的影響。

最終，還原電力本身的商品屬性，使電力價格能夠在一定程度上反映供需現狀、成本現狀，并在這一過程中盡量限制操縱、壟斷，做到有效、充分競爭。

結合 2015 到 2017 兩年的電改實踐來看，我們認為，以上三個目標已經逐步開始實現，其中在降低用戶側電價方面的效果最為明顯。

2018 年 4 月 19 日，國家發改委召開清費減負專題發布會，對降低用電成本成果進行總結，認為 2015 年以來的各項舉措實現累計年降低企業用電成本 3275 億元，具體結構為：

實施煤電價格聯動。降低了燃煤機組標桿上網電價，進而向用電側讓利，合計降低企業用電成本 835 億。

推進輸配電價改革。2017 年 6 月底之前，在全國 32 個省級電網推進輸配電價改革，核減電網企業的準許收入，全部用于降低工商企業電價，涉及降低企業用電成本 480 億元。

推進電力市場化交易。2017 年市場交易電量是 1.6 萬億度，平均降價 5 分/度，降低企業用電成本 680 億元。

取消和降低通過電價征收的基金及附加。概括來說就是“三取消、兩降低”，共計實現降低用電成本 960 億元。

完善兩部制電價的執行方式。規定企業可以根據自身的情況申請降低容量電價，涉及資金 150 億元。

取消電價優惠。取消對中小化肥的優惠電價，涉及資金 170 億元，用于降低了相關 21 個省的輸配電價 1 分錢。

占比情況如圖 22。

六大降費舉措中的降低燃煤標桿電價和電力市場化交易均與發電企業相關，兩項合計實現降費 1515 億元，占比高達 46%，可見發電企業，尤其是火電企業為降低終端用戶電價做出了非常突出的貢獻。

但進入 2017 年以來，發電企業已經無力在繼續向終端用戶讓利，其中燃煤標桿電價在 2017 年中出現上調，而市場化交易的降價幅度也日趨收窄。以廣東為例，其在 2017 年 2-12 月共開展 11 次月度電力市場直接交易，完成交易電量 319.58 億度，統一出清價差代表電廠向需求側讓利程度，隨供需比例變動及煤炭價格高位運行，基本呈現出逐漸縮小的趨勢，如圖 23 所示。2018 年初至今，廣東共開展 5 次月度市場競爭交易，從總體的價差結果來看，基本穩定在-40 厘/度的水平，較去年同期大幅收窄，如圖 24 所示。

除廣東之外的江蘇、安徽、廣西、山東等多地亦開展月度集中競價交易，從近期其他省區的月度集中競價結果可以看出，發電側讓利的情況亦得到緩和，如表 8 所示。以安徽為例，安徽省電力交易中心于 4 月中旬完成 2018 年 5月集中交易，本次月度集中交易共成交 10 億度，其中發電側共申報電量 19.61 億度，而購電側共申報電量 41.3 億度，需求側電量為供給側 2 倍以上。從成交價差結果來看發電側統一出清價為 0.3839 元/度，僅比當地燃煤標桿電價略低0.05 分/度。

表 8：部分開展 2018 年月度集中競價交易省區近期成交情況

在 4 月中發改委為落實 2018 年政府工作報告中提出的“降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低 10%”的要求，公布的《關于降低一般工商業電價的有關事項通知》。從具體的降費措施來看，主要包括：清退臨時接電費、降低部分省份輸配電價、提高兩部制電價靈活性、臨時性降低輸配電價等，主要讓利方為電網企業，而不涉及發電企業。

綜合來看，我們認為，在煤炭價格仍維持高位的情況下，發電企業已經不具備繼續降價讓利的空間。