中国将告别实行15年的煤电价格联动机制，煤电市场化改革再进一步。
9月26日晚，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，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。会议指出，为落实党中央、国务院深化电力体制改革部署，加快以改革的办法推进建立市场化电价形成机制，抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。同时，居民、农业等民生范畴用电继续执行现行目录电价，确保稳定。
卓创资讯分析师张敏在接受新京报记者采访时表示，实行电价市场化，最大的受益者还是用电企业，政策导向也倾向于用电企业（受益）。
为何实施煤电联动？为了理顺煤电价格关系
煤电价格联动机制自实施以来，至今已经历15个春秋。2004年12月，国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》，要求加强电煤价格监测工作，稳妥实施煤电价格联动，适当调控电煤价格，加强对电煤价格的监督检查。
中国能源网首席信息官韩晓平向新京报记者介绍，我国在15年前推出煤电联动机制，主要是由于当时煤炭价格由市场决定，而电力价格受到管控，在煤炭成本大幅上涨之后，电力公司的发电成本也随之上涨，但售电价格受到限制而不能变动，导致利润空间变小，电力公司经营困难。在这一背景下，我国推出煤电联动机制，避免了电力企业成本过高、售价过低的情况。
2012年12月31日，国务院下发《关于深化电力体制改革的指导意见》指出，由于重点合同电煤与市场煤在资源供给、运力配置和价格水平上存在明显差异，限制了市场机制作用的发挥，造成不公平竞争，合同签订时纠纷不断，执行中兑现率偏低，不利于煤炭的稳定供应，改革势在必行。
2015年3月，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》也指出，电力行业发展还面临一些亟须通过改革解决的问题，主要包括市场交易机制缺失、资源利用效率不高等。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。
上述改革意见认为，电力行业价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。
为何取消煤电联动？指导价已完成使命
经过15年的风雨经历，很多业内人士认为，煤电价格联动机制已不再适合目前的市场情况。
韩晓平表示，热电发电企业的主要成本是煤炭，而煤炭企业的主要成本是电，二者看起来是价格矛盾体，其实也是利益共同体。在煤电价格联动后，煤炭价格一上涨，发电企业的售电价格也跟着上涨，煤炭企业希望借着电价成本的上涨再度提高煤炭售价，这就形成了煤价、电价连环上涨的情况。
2015年3月发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出，深化电力体制改革的重点和路径，包括按照“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，有序向社会资本放开配售电业务。
该意见指出，要有序探索对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权，确定交易对象、电量和价格，按国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费，直接洽谈合同。
韩晓平介绍，在上述意见的基础上，近年来国内电力体制不断向“管住中间、放开两头”方向改革，先把中间的输配电价确定，然后将发电侧和用电侧两端的价格逐渐放开。
韩晓平透露，目前南方电网几乎所有售电都可以在网上进行市场化交易，国家电网大部分也已可在网上交易。“煤电联动是在历史背景下，政府根据煤炭价格计算电力价格而推出的一套算法，在目前市场化程度不断提高的情况下，国家根据煤电联动机制确定的电价已成为标杆电价，电力企业可以参考，但主要还是以市场化定价。这就为取消煤电价格联动机制提供了基础”。
卓创资讯分析师张敏也向新京报记者表示，建立和完善电价市场化形成机制，一方面是为了降低企业用电成本；另一方面，当前燃煤发电市场化交易电量占比约50%，电价已明显低于标杆上网电价，意味着目前市场竞争交易形成和产生的真实市场交易电价已经低于各地的标杆电价。
取消联动有何影响？降低用电企业和居民用电成本
韩晓平认为，煤电价格联动机制取消后，虽然未来煤电价格会更加市场化，但仍受到市场的调节，不等于无序化发展。
据韩晓平介绍，在网上市场化交易中，售电方和购电方可以进行讨论，价格可以上浮和下调。在煤炭价格下降时，大部分电力企业会选择下调电价。如果有个别电力企业仍想维持过高的电价，可能没有煤炭企业愿意购买。“虽然政府不再进行价格关注，但市场也会自行进行资源配置”。
此外，韩晓平还建议，未来煤炭企业和电力企业应更多签订长期交易合同，煤炭成本的上涨或下跌，可以对应相当幅度的电价上涨或下跌，这样才能形成市场化和资源配置的新格局。
对用电企业而言，未来生产成本有望进一步下降。张敏分析认为，实行电价市场化，最大的受益者还是用电企业，政策导向也倾向于用电企业（受益）。电价市场化后，能进一步促进和提高电力市场化交易的水平，降低用电企业和居民生产、生活的用电成本，达到降低生产资料成本、提高商品竞争力的目的。
国家能源局发布的2018年全社会用电量及全国电力工业统计数据显示，2018年，全社会用电量68449亿千瓦时，同比增长8.5%。分产业看，第一产业（农业）用电量728亿千瓦时，同比增长9.8%；第二产业（工业）用电量47235亿千瓦时，同比增长7.2%；第三产业（服务业）用电量10801亿千瓦时，同比增长12.7%；城乡居民生活用电量9685亿千瓦时，同比增长10.4%。其中，第二产业用电量占比达69%。如果每千瓦时用电量减少1分钱，每年就能为全国工业企业降低472亿元的用电成本。
不过，张敏提醒称，取消煤电价格联动机制后，发电企业的盈利空间可能会收缩。政策中明确指出，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。这一政策导向显然对燃煤电厂不利，燃煤发电企业下调上网电价后，盈利能力会进一步降低，只能再打压煤价。
