7月26日，標普全球評級表示，中國積極推進電力市場化交易的最新舉措應有助於促進清潔能源消納。在此背景下，燃煤發電或進一步喪失市場份額，但政府支持建立與電煤價格聯動的市場交易電價浮動機制以降低燃料價格波動造成的影響，或一定程度緩解燃煤發電業的壓力。
“我們的基礎情形假設，隨著市場化交易電量規模擴大，所有中國發電企業都將面臨更大的競爭和價格風險，” 標普全球評級信用分析師呂嵐表示。“燃煤發電企業面臨的壓力或最大，除非他們提高自身競爭力。”
2018年7月16日，國家發改委和國家能源局聯合發佈《關於積極推進電力市場化交易，進一步完善交易機制的通知》（1027號通知），提出指導意見，以加快推進中國的電力市場化交易機制。
近年來，通過直接交易或經地區電力交易中心完成的銷售電量比重上升，按政府定價及計劃上網電量方式銷售的電量則不然。2017年市場化交易電量達到全社會用電量的25.9%，較2016年的19.0%上升，而2015年該比例還僅為5.4%。交易所交易電力的交易價通常低於政府設定的電價。
呂嵐表示，“我們預估2018年市場化交易電量佔全社會用電量的比例將升至35%-40%，且未來幾年還將繼續上升，”。
7月16日的政策通知還鼓勵雙方就定價充分協商，建立參考煤炭價格指數，與電煤價格聯動的市場交易電價浮動機制。該種價格形成機制或能降低燃料價格波動的影響。同時這也表明決策者注意到問題所在，且在想辦法幫助燃煤發電企業在未來2至3年內實現業績企穩。
積極推進電力市場化交易
按照指導意見，中國將降低電力市場的參與門檻。從需求側而言，將有序放開用電量和電壓等級的限制，讓更多工業和商業用戶進入市場參與交易。參與者範圍還將擴大至售電企業和來自高科技、新興產業及政策支持行業的終端電力用戶。
根據通知，2018年起允許煤炭、鋼鐵、有色、建材等4個能源密集型產業全電量參與交易。事實上，該4個行業已是電力直接交易機制的主要採用者。2017年，該4個行業的用電量佔全社會用電量的約25%，佔全國市場化交易電量的50%以上。
對於華潤電力控股有限公司（華潤電力）這類已參與市場化交易多年的發電企業，市場化交易電量佔總銷售電量的比例到2018年末最高或達到50%。
促進清潔能源消納
在中國，清潔能源發展面臨的一個共同瓶頸是：受制於電力供應過剩和輸電基礎設施配套不足，清潔能源已發電力無法充分上網。標普認為，該因素使得中國部分地區和行業的清潔能源限電率上升。清潔能源包含水電、風電、太陽能發電和核電。
標普認為，此次新政鼓勵更多清潔能源通過交易所進行市場化銷售，併為跨省跨區電力輸送提供便利，因而將有助於促進清潔能源的消納和高效使用。與此同時，清潔能源仍受益於發電優先上網政策和最近提議的可再生能源配額制。政府計劃到2020年將可再生能源限電率降至5%以下，2017年風電和太陽能發電的限電率分別為11.8%和6%。
即便如此，可再生能源依然無法避免市場化交易機制下電價下行的壓力。對於風電和太陽能發電的在運容量，達到最低保障收購年利用小時數的發電企業將繼續享有政府核批的上網電價補貼；但採取市場化交易的額外電力則可能售價更低，利潤率也更低。
可再生能源新裝機容量在銷量和價格方面的競爭將日益加劇。近些年，受益於持續的技術顛覆，可再生能源的投資成本大幅下降。有鑑於此，中央政府逐步降低可再生能源電價附加資金補貼，同時對新增發電容量採用競價流程來分配上網配額。
呂嵐表示，“雖然可再生能源電力的投資回報率將回歸正常化，但長期來看技術升級後其相對化石燃料的競爭優勢將增強，並將最終能擺脫對電價附加資金補貼的依賴。”
燃料價格波動對燃煤發電企業的影響將下降
自2016年末煤炭價格開始穩步上升以來，由於煤電價格聯動機制實施不到位且存在滯後性，燃煤發電企業持續遭遇明顯的盈利和現金流壓力。除此之外，面對供應過剩和行業改革的大環境，電力直接交易規模上升，燃煤發電行業早已開始以低於政府定價的價格銷售電力。
今年年初，鑑於發電企業經營表現低迷、競爭加劇且現金流顯著波動，標普對部分企業的個體信用狀況進行了重新評估。儘管如此，標普依然認為，擁有良好資產狀況、戰略性地理位置和穩固的可再生能源業務佈局的大型發電集團，其競爭優勢將高於同業，並將保持相對穩定的信用狀況。
標普認為，參考煤炭價格指數並與電煤價格聯動的市場交易電價浮動機制是對現存定價機制的完善——政府管理部門據此可以參考煤炭價格指數對基準上網電價進行調整。但是，出於社會和政治考量，2016年推出的煤電價格聯動機制未能持續落實。
呂嵐表示，“市場化電力交易的指導原則表明政府意識到需要幫助燃煤發電企業（且多數是國企）平緩業績波動，同時保護他們作為受管制公用事業企業的角色。”
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