9月26日，李克强主持召开国务院常务会议指出，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，会议决定，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。

我国以煤为主的发电格局由来已久。一次能源煤炭和二次能源电力，在中国经济社会发展中历史地位的变化，以及体制性改革节奏的不同步，使得煤电问题乃至煤电价格矛盾如影随形。

从新中国建立70年、改革开放逾40年的历史视角看，煤电价格联动政策应形势之需而生，在困境中存续15年，实属不易。全生命周期地审视煤电价格联动机制，有利于电力市场建设理论的总结完善；客观认识新的“基准价+上下浮动”机制及其挑战，有利于电力体制改革的进一步深化。

煤电价格联动政策出台前的情况与措施

新中国成立后到改革开放前，配合国民经济的恢复和产业结构调整，能源工业的价格一直处于比较低的水平。1953年全国原煤出厂价格每吨是11.10元，到1971年为17.13元；同时期全国平均电价为每千瓦时0.06416元和0.06596元。

改革开放后国家对煤炭价格做了多次大幅度提高。1979年经党中央批准煤炭价格每吨提高5元至23元。为实现小平同志提出的到2000年人均国民生产总值达到1000美元的目标，国家提出能源、交通要先行。在鼓励煤炭增产，实行增产加价、投入产出总承包等措施下，1985年全国煤炭综合平均价格涨至每吨31元，1991年涨至75元。

作为煤炭下游的电力工业，计划体制下燃料加价、纳入成本顺理成章。1985年的国发72号文件《批转国家经委等部门<关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定>的通知》对煤电价格传导明确指出，用国家分配的加价燃料所发电量，增加的燃料费用纳入成本，并相应提高售电价格；允许电网自行组织议价燃料多发电，对这部分电量，电可加收燃料附加费；电网可以组织用户自筹燃料，由电网组织有关电厂多发电，电网统一收取合理的加工费。前述提及的煤价上调后的1980年和1986年，全国平均电价为每千瓦时0.06594元和0.07526元。

1993年国务院批准逐步放开煤炭价格，中国历史性地出现了“煤炭市场”，当年的煤炭平均出厂价格100元以上，此后煤炭价格不断上涨。这一时期，电力行业的价格仍严格由国家管控，应对煤炭价格变化的主要措施就是被动跟随调价。比如：

一是根据燃料、运输调价和相继放开等情况,能源部、国家物价局对电网1993年燃运加价相应实行用电加价的有关事宜进行了部署；

二是为部分补偿燃料、运输价格的上涨对电力成本的影响，国家计委、电力部《1997年电价调整方案有关问题的通知》（计价管437号）,调整了各地发电厂的上网电价、地方指导性电价，和销售电价,各地上网电价调高幅度在每千瓦时0.69分-1.44分；

三是为解决煤炭涨价等因素对电价的影响，调节电力供求，《国家发展改革委关于调整电价的通知》（发改电[2003]124号）将全国省级及以上电网调度的燃煤机组上网电价一律提高每千瓦时0.7分钱（含税），用以解决2003年、2004年煤炭价格上涨对发电成本增支的影响。

上网电价上调后，为疏导电网压力，销售电价紧接着调整。以河北省石家庄市的35千伏非普工业的电价为例，对应上述三个政策，当期的电价每千瓦时1994年为0.299元，1999年为0.48元，2004年为0.575元。

煤电价格联动政策及执行情况

问题起源自2001年底我国加入WTO。为了进一步适应市场经济不断发展和完善的需要，国家在2002年取消电煤指导价，自此煤炭与电力行业直面相对，“计划电”遭遇“市场煤”。

面对经济运行中资源约束矛盾加剧,煤炭、电力供应紧张,价格矛盾突出的情形，为理顺煤电价格关系,促进煤炭、电力行业全面、协调可持续发展,国务院批于2004年建立煤电价格联动机制。

2004年12月25日，国家发展和改革委员会发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》(发改价格［2004］2909号)，提出按照“市场导向、机制协调、价格联动、综合调控”的思路，建立灵活的、能够及时反映煤价变化的电价调整机制，按电网区域分价区实行煤电价格联动。

以电煤综合出矿价格（车板价）为基础，建立上网电价与煤炭价格联动的公式；为促进电力企业降低成本、提高效率，电力企业要消化30%的煤价上涨因素；上网电价调整后，按照电网经营企业输配电价保持相对稳定的原则，相应调整电网企业对用户的销售电价；在“主辅分离”前按照电网经营企业实际的电力购销价差，作为煤电价格联动的基础；原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期；若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价。

2004年煤电价格联动机制建立至2015年，国家共对燃煤标杆上网电价进行了12次调整，其中，2004～2011年的8年时间里分9次上调燃煤机组上网电价，累计上调幅度达到9.936分/千瓦时;2012～2015年的4年时间3次下调燃煤机组上网电价，累计下调幅度达到4.33分/千瓦时。

12年间，煤电价格矛盾突出，多次触发联动条件，但仅仅在政策发布初期的2004年5月和2005年6月，较为清晰地执行过两次向上调价的联动政策，以及2015年4月氛围宽松地执行一次向下调价的联动政策。2004年5月上网电价上调2.30分/千瓦时、销售电价上调2.52分/千瓦时；2005年6月上网电价上调1.174分/千瓦时、销售电价上调2.494分/千瓦时；2015年4月上网电价下调2.00分/千瓦时、销售电价下调1.80分/千瓦时。

为适应煤炭电力市场的形势变化，促进煤炭电力行业健康协调发展，2015年12月31日，国家发展和改革委员会发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格［2015］3169号)。煤电价格联动机制以年度为周期，以省（区、市）为单位组织实施；以中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价，以与基准煤价对应的上网电价为基准电价，分为电煤价格与基准煤价相比波动按不超过每吨30元、30至60元、60至100元、100至150元、150元以上五种区间，对煤电价格实行区间联动；上网电价调整后，相应调整销售电价。

新办法执行后的第二天，即2016年1月1日，按照之前国务院常务会议的精神，实施煤电价格联动，上网电价和销售电价分别下调了3.00分/千瓦时。2017年1月，根据煤电价格联动计算公式测算，煤电标杆上网电价全国平均应上涨0.18分/千瓦时，不足规定的联动触发条件0.20分/千瓦时，据此，2017年1月1日全国煤电标杆上网电价未作调整。2017全年的平均电煤价格指数515.99元/吨，较2014年的444.44元/吨高出71.55元/吨，达到触发条件，但2018年1月1日未实施煤电价格联动。

煤电价格联动政策的历史成绩与问题

基于燃料价格的电价调整不是我们的首创，美国、日本以及我们的香港地区都是类似机制。但在WTO框架下，结合中国国情，我们提出的煤电价格联动政策，注重了煤炭企业、发电企业和用户三者利益的相对平衡，注重了在疏导与联动中对发电企业的激励机制，明确了政策触发机制和具体实施方案，力图将制度与规则挺在前面，使市场在资源配置中起应有的作用，减少政府“有形之手”的作为，该政策应历史性地予以肯定。

回顾煤电价格联动政策出台前的情景和政策出台后执行中的情况，我们认为煤电价格联动政策有三方面成绩。

一是在“市场煤、计划电、推电改”的进程中，建立了一套理论体系较为完善的经济制度，为政府部门维护市场秩序，提供了简洁明快、行之有效的政策工具。二是在复杂的经济社会环境中，在上游的煤炭行业实施供给侧结构性调整和下游的工业企业降成本提效益的夹缝间，勇敢地进行了数次政策实践。三是在煤电价格联动政策实施多年的经验教训基础上，在听取多方意见建议后，对政策进行了较大程度地丰富和完善。

在充分肯定成绩的同时，也应看到机制设计及其实际执行时面临的复杂问题。

一是制度设计偏理想。我们都认同，价格灵活反映市场供求、价格机制真正引导资源配置、价格行为规范有序；我们也都认同，电价不应一直作为政府的宏观调控手段。但制度设计之初应预判到，不同的经济景气程度，从社会发展的大局着眼，联动机制实施的可行性问题。

二是机制修订稍仓促。2002至2012年煤炭行业“黄金十年”间，电煤价格矛盾尖锐，价格联动机制多次无法有效实施的教训历历在目，2015年底在修订机制时，原有机制的经验教训汲取不足，新机制有改善之处，也有退步之处。

三是政策执行偏被动。特别是在煤电价格联动机制触发条件后、社会各界诉求强烈时，缺乏解释沟通工作。

上述问题的背后，不仅仅在于煤电这一局部问题本身，而是反映出政府对电力“商品”与“公共品”属性的纠结，社会对电力在国民经济中地位的认识分歧，行业对中国电力市场化发展路径的迷茫。

煤电价格迎来新机制

2019年9月26日的国务院常务会议决定，“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”。“制度的生命力在于执行”，认真贯彻落实好新的机制，要高度重视新机制面临的挑战。

首先，必须清醒地认识到，煤电矛盾并没有自动消失。煤电经常出现的价格矛盾，是计划经济向市场经济过渡过程中的必然产物；中国的电力市场走向相对成熟，至少还需要十年以上；中国大多数省份的电力系统中，煤电仍将发挥十分重要的电力电量平衡与保障作用。因此，煤电价格的矛盾仍将“冷酷地”存在，只是经济运行中政府部门转变了角色。

其次，新机制与电力市场规则的衔接，需要制度补强乃至创新性地进行制度再设计。国务院常务会议进一步阐释新机制指出，“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%，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”。

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）的配套文件二，即《关于推进电力市场建设的实施意见》，提出“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”，目前全国已有八个省份开展电力现货市场试点，国家发展改革委已要求其他各省份尽快完成现货市场方案制定。我们必须在逻辑上阐明，在有限的上下浮动空间，何谓“发现价格”。

进一步讲，我们需要的是建立健全中国现代电力市场体系，考虑政治、经济、社会的多（强）约束，统筹市场竞争机制和兜底服务机制、绿色发展机制、区域协调机制。

最后，十分重要的是，将煤炭和电力作为统一大市场加以监管，筑牢新机制的实施环境。新成立的国家市场监督管理总局，要发挥应有作用，打击操纵市场等价格串谋行为。国家发展改革委、国家能源局应会同银保部门，抓紧研究金融避险工具。国务院国资委要有效管控国有企业，克服转型中的困难，支持和积极参与电力改革。