2012年开始，煤炭价格下行，上网电价连续下调4次，累计下调7.44分/千瓦时。在这期间，2015年4月以来，中国连续两次下调燃煤发电上网电价，累计降幅5分/千瓦时。
目前煤价比2004年煤电联动启动前的水平低了近10%，而上网电价却比当时高出10%左右。
国家统计局公布的数据显示，2015年1~10月，火电行业利润总额达1828亿元，同比增长13.4%。火电利润的大幅增长主要缘于煤炭价格大幅下降，2016年煤炭市场仍将呈现供大于求的态势，如果煤炭市场短期内疲弱，能保障上网电价进一步下调的可能性。
从统计数据来看，2015年以来的上网电价调整幅度似乎很大，但煤电联动调价仍没有到位，笔者认为可以进一步调低上网电价。特别是在经济面临较大下行压力的背景下，一方面，可以推动工业行业节约成本，提升实体经济竞争力。另一方面，对于电力企业而言，能够刺激电力消费，而且有利于减小“煤改电”阻力，对电力行业本身并非没有好处。
自2004年底建立煤电联动机制以来，电力上网价格共计调整了11次。据统计，2004~2011年煤炭价格上行期间，燃煤机组上网电价累计上调11.92分/千瓦时；2012年开始，煤炭价格下行，上网电价连续下调4次，累计下调7.44分/千瓦时。在这期间，2015年4月以来，中国连续两次下调燃煤发电上网电价，累计降幅5分/千瓦时。
自2012年以来，中国煤炭价格下行已经持续了3年多时间。以秦皇岛5500大卡动力煤平仓价为例，以每年100元/吨左右的幅度下降，2015年价格下跌更是明显，跌幅达30%左右。目前煤价比2004年煤电联动启动前的水平低了近10%，而上网电价却比当时高出10%左右。虽然近10年来，电力行业人员费用、资金成本等都可能有所提高，但燃料成本占整个火力发电成本的70%左右，煤价与上网电价变动之间有近20%的差异，当然，涉及系统财务成本和其他环境治理成本，电价调整不能简单这么算，但较大的差异说明煤电联动没有到位，上网电价依然有进一步下降的空间。
利润数据似乎也支持这一点。国家统计局公布的数据显示，2015年1~10月，火电行业利润总额达1828亿元，同比增长13.4%。火电利润的大幅增长主要缘于煤炭价格大幅下降，2016年煤炭市场仍将呈现供大于求的态势，如果煤炭市场短期内疲弱，能保障上网电价进一步下调的可能性。
从国际对比来看，中国工业用电价格要远远高于美国和欧盟。可以粗略比较一下，2015年中国大工业用电平均价格为0.64元/千瓦时，一般工业用电平均价格为0.77元/千瓦时，比美国（6.9美分）和欧盟（5.6欧分）要高出很多。
中国电力供应中，煤电占70%以上，水电占近20%，这些都具有很强的成本优势。对比美国电力系统，2014年美国煤电发电量仅占其国内发电总量的38.6%，水电也仅能供应全美6.3%的电力。美国更多的电力是由成本相对更高的气电（27.8%）、核电（19.5%）和风电（4.4%）构成。需要说明的是，虽然在美国气电的单位千瓦投资成本比煤电低20%~30%，而且页岩气革命之后天然气价格下降幅度很大，但到2014年单位热量的天然气进厂价格依然比煤炭贵一倍以上。
单从成本上简单对比，美国煤电还是比气电具有价格竞争力。在美国这样的电力结构下，工业电价仅0.45元/千瓦时（按汇率折算），中国以煤电和水电为主的电力供应体系工业电价有什么理由比美国贵50%？尽管简单比较可能会夸大差异，比如说，中国工业电价对居民部门和农业等的交叉补贴是存在的，但这一部分电量占比相对很小，比如说对用电量仅占全社会13%的居民部门的交叉补贴，事实上也很难给过高的工业电价提供一个有说服力的解释。
目前，电力占实体经济成本不小的比例，特别是对工业企业。根据国家统计最新的投入产出表，平均而言电力投入占全社会生产中间投入的4.3%，占总投入的2.9%，但对于一些工业行业，电力成本是生产成本的最主要组成部分。例如，生产电解铝过程中，电力成本占到生产成本的40%~50%；黄磷和氯碱产品等少数典型化工品种，电力成本占到总成本45%~60%。近期，牛津研究院的评估表明，中国制造对美国只有4%的成本优势，且廉价能源是美国制造业优势的主要来源之一。
因此，完善煤电联动机制，下调工业电价，可以推动这些行业节约成本，即使不能扭转行业困境，仍会有利于提高盈利，产品全球竞争力也能得到加强。
2015年规模以上火电运行小时数仅为4329小时，产能至少过剩20%。切实施行煤电联动，降低工业电价，可以通过价格手段引导能源消费者从用煤到用电的转化，提振电力需求。
由于工业电价调整不到位，目前煤炭的相对价格已经变得更便宜，加上煤改电的技术改造还需要新的投资，如果不降低电价，工业企业必然缺乏动力进行从煤到电的转变。降低工业电价一方面可以加快“煤改电”，增加电力需求，减少火电装机浪费；另一方面，降低电价后改变火电行业盈利预期，或将有利于遏制电力企业对于火电投资的冲动，这些都无疑有利于电力行业长远的健康发展。
更为重要的是，按照目前的煤炭价格水平和走势，煤电投资可能是当前最盈利的投资，尽管煤电大幅度过剩短期难以消化，煤电投资依然有强大的吸引力，加上由于煤电联动不到位和滞后调价，煤电企业手上有较大的现金流，而能源领域目前“盈利”投资点不多，将可能导致更多煤电投资和浪费，除了通过行政手段压堵新建电站，这种投资的积极性需要通过降低煤电上网电价加以抑制。
需要澄清的是，降低电价是否意味着鼓励高耗能，而与节能减排政策相悖？不能简单这么认为。高耗能电力需求主要与基础设施建设相关，没有新一轮的基础设施建设热潮，高耗能电力需求不会因为降低电价而大幅增长。此外通过降低电力对煤炭的相对价格，使消费者有激励从低效率高污染排放的终端煤炭消费转移到电力上来，通过“煤改电”可以对冲由于降低电价而鼓励高耗能的负面影响：首先，即使电力来源于火电，由于集中发电效率远高于散烧，而且污染排放量更低，这对于节能减排有积极的作用；其次，目前近30%的电力来源于清洁能源，而且降低工业电价后电力需求增加，将给清洁能源提供更多的发展空间，这部分电力消费本身并不会造成化石能源消费和直接污染排放。
据说，中国目前包括拿到路条的还有近4亿千瓦在建和待建的发电机组，未来几年还会有较多的发电机组形成产能，如果电力需求没有大幅提升，则意味着未来若干年电力供应宽松（过剩）依然持续。因此即使电力需求反转，仍将有足够的装机容量满足电力需求，不会出现降低电价导致电力短缺。
此时完善煤电联动显然有损于煤电短期盈利。但是，严格按照煤电联动机制调整电价，不仅可以支持实体经济，事实上也有利于电力行业的长期健康发展，数年前也是由于煤电联动不畅而导致的煤电大规模亏损，大家应该记忆犹新。
