9月26日，国务院常务会议决定，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。

为何实施煤电联动？

煤电价格联动机制自实施以来，至今已经历15个春秋。2004年，为解决“市场煤”与“计划电”的矛盾，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，即根据煤炭价格波动相应调整电价，于2005年首次执行联动。

该机制出台的背景在于，我国煤电机组在总发电装机中占比超过五成，在总发电量中占比超过六成，而燃料成本在煤电机组的营业成本中占比七成左右，煤价的变化对机组边际利润空间存在巨大影响。

中国能源网首席信息官韩晓平表示，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。

煤电价格联动机制着眼于理顺煤电价格关系，促进煤炭与电力行业全面、协调、可持续发展。上述意见也提出了上网电价与煤炭价格联动、销售电价与上网电价联动、确定电价联动周期等举措。

为更大程度更广范围发挥市场在资源配置中的基础性作用，形成科学合理的电煤运行和调节机制，2012年底，国务院办公厅印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，明确2013年起当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动比例由30%调整为10%。

为何取消煤电联动？

虽然有煤电价格联动机制，但严格意义上的煤电联动实施次数并不多。

统计显示，在煤电联动调节机制建立后，截至2015年，煤电联动共经历20次调整窗口期，其中，全国煤电机组标杆上网电价共进行了11次调整，其中，明确因煤电联动而调整共执行了8次；而在这8次中，包含6次上调及2次下调。

针对截至2015年的煤电联动调节机制运营情况，平安证券认为，煤电联动执行与否与国民经济运行状况并无强关联性，主要取决因素除了煤价变化以外，只有部分视实际情况灵活调整的非政策因素。

2015年12月，国家发改委发布了《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，对已经执行了12年的煤电价格联动机制进行了调整，其中明确了燃煤机组标杆上网电价和销售电价的测算公式严格按照煤电价格联动机制测算确定。

从新机制的运行情况来看，2017年是新机制的首次窗口期，但实际上并未触发新机制的执行条件。当时的一个特殊情况是，煤炭价格自2016年中开始迅速上涨，半年内接近翻倍，火电企业基本上处于全面亏损状态，该状况后来由于政府部门出面调控而有所缓解。

2018年是新机制的第二个窗口期，平安证券的数据显示，2018年1月1日起燃煤机组平均上网电价与2017年7月1日调整后的标杆电价相比，理论上应上调约3.67分/千瓦时。不过，由于2018年工商业电价下调10%的影响，煤电价格联动在此搁浅。

由于2018年全年电煤价格相比2017年进一步上涨，2019年1月1日起燃煤机组平均上网电价与2017年7月1日调整后的标杆电价相比应上调约4.40分/千瓦时。但是不容忽视的一个因素是，2019年的政府工作报告再次提出“一般工商业平均电价再降低10%”。

平安证券认为，连续两年降低下游销售环节中的一般工商业电价，上游发电侧的上网电价执行煤电联动上调仅是奢望，煤电价格联动机制或已名存实亡。

近年来，我国加快推进电力体制改革，将过去执行“政府定价”的计划交易转为双方“协商定价”的市场化交易。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。因此煤电联动机制已经失去其原本意义。

取消煤电联动能化解煤电矛盾吗？

煤电之间具有很强的关联特性，但一系列问题的症结还是煤电矛盾的老问题，也就是煤炭市场和电力市场没有联动，“市场煤”与“计划电”深层问题待解。

华北电力大学教授王鹏表示，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。我们需要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。

一位分析人士称，在困扰煤电双方多年的价格冲突问题上，一方面，政府应放开监管，令双方都实行市场化；另一方面，双方相互渗股，联合经营，共避风险，改变煤、电相争的局面，才能保证稳定的煤炭供应和电力供应。

建立市场化电价形成机制对各方有什么影响？

(1)对用电企业而言，生产成本将进一步下降。卓创资讯分析师张敏分析认为，实行电力市场化，最大的受益者还是用电企业，政策导向也倾向于用电企业。通过实行电力市场化后，能进一步促进和提高电力市场化交易的水平，从而降低企业和居民生产、生活的用电成本，最终达到降低生产资料的成本，提高商品的竞争力水平。

(2)对发电企业而言，后期盈利空间会有收缩。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。浮动电价的上涨幅度小于下跌幅度，而且2020年电价只能降不能涨，政策导向不利于燃煤电厂，燃煤发电企业要下调上网电价，电价下调后燃煤电厂的盈利能力会进一步降低。燃煤电厂盈利水平下降后，就只能打压煤价。

(3)对煤炭企业而言，后期煤价会继续承压。2020年电价只能降不能涨而且电价的上浮比例小于下浮比例，电厂利益要更多的向用电企业倾斜，因此电厂会维护自身利益只能向煤企施压和索要利润，因此打压煤炭价格是必然。在当前煤炭市场供需格局不断偏宽松的状态下，发电企业会进一步打压煤价，煤炭市场价格将承压下行，其中影响最大的是2020年的年度长协基准价格。

平安证券分析称，煤电联动机制取消的背后，是对煤电标杆电价制度的挑战、甚至是颠覆；随着标杆电价制度终将谢幕离场，属于竞价上网的时代即将到来。竞价上网对于整个电力行业而言，将产生巨大的影响，行业格局可能会发生翻天覆地的变化，体系或被重塑。在不同种类电源同场博弈的情况下，成本端更具优势的水电、核电相比煤电将更有竞争力。

业界怎么看？

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，目前全国电力供给处于相对充裕状态，电价在基准价下浮的概率比较大。政策实施后，企业用电成本有望下降，利好实体经济。但对于火电企业及上游的煤炭企业来说，则要看政策落地后的电价走势。

华泰证券研报认为，短期电价或将承压，但长期来看大部分国家电力市场放开后电价均上涨；2020年后我国火电机组供需结构向好，电价放开能更有效反映供需。

国信证券研报认为，新电价机制整体上多方受益。因煤电电价存在因煤价有上调可能，这对于未来新增新能源装机，火电电价上提意味着补贴额缺口减少，财政补贴压力减小，产业链现金流压力减小。浮动式电价政策或利好新能源发电补贴。转为浮动式电价政策，后续配合配套分布式市场化交易(隔墙售电)政策，国内市场化平价新能源装机需求将再次触发。新机制的竞价模式或将为新能源消纳打开空间。

对此，也有业内人士持不同观点。

有人分析称，新能源补贴基准是火电标杆电价，标杆电价不变，即使火电价格上浮也不意味着新能源补贴减少，同理火电价格下浮也不等同于新能源补贴增加。新能源消纳目前一定程度上属于强制任务，和火电价格无关。

有一位不愿具名的行业分析师表示，由于总火力发电量不变，对煤炭整体需求没有影响。而规定了电价下浮不超过15%，本质上对电厂是种保护，担心价格战过于惨烈，冲击比之前预想的略小。另外，他还认为电厂盈利会分化加大，成本优势强的企业通过降价加大发电小时数，发电量增长弥补有限的电价下调，盈利未必下降还可能上升。成本高的电厂可能小时数和电价双降。长期看有利于火电企业产能集中。煤电价格联动机制取消，利好西部煤炭企业和长协销售量占比高的企业。

华北电力大学教授袁家海认为，此次政策调整，将加快煤电落后产能的出清速度。这意味着，一大批竞争力不足的煤电企业将会被整合或出局。

光伏行业专家王淑娟则分析称，此次电价改革的目标是未市场化的煤电，并未涉及新能源；基础电价仍然是现行脱硫煤电价，从这一点来看，对新能源没有影响。