日前，國家發改委出臺《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，停止實施煤電價格聯動制度，并要求從2020年1月1日起執行。實施多年的煤電價格聯動制度即將停止，將對電力市場化改革和電力行業發展帶來怎樣的影響？


煤電價格聯動政策沿革

回顧煤電價格聯動政策的沿革歷程，其展現出的是“市場煤”與“計劃電”之間矛盾促發、調和、再升級的螺旋式發展歷史，也見證了我國煤炭市場化和電力市場化的改革進程。

●“市場煤”誕生，煤、電矛盾爆發促使煤電價格聯動機制出臺

1994年，國務院全面放開煤炭價格，其中對電煤實施政府指導定價與市場定價雙軌制。由于政府指導價低于市場價，煤炭企業不履行合同的情況時有發生，進而帶來了利益輸送、煤炭質量下降、鐵路運力緊張等一系列問題。2002年國家停止發布電煤指導價，但并沒有結束政府對電煤價格的臨時干預。2004年，針對宏觀經濟迅速增長下持續上漲的煤炭價格，國家發改委發布《關于建立煤電價格聯動機制的意見的通知》，建立了以半年為一個調整周期、電力企業消化30%煤價上漲因素的煤電聯動機制。

●社會主義市場經濟發展要求調整煤電價格聯動機制

2012年年底，為解決電煤雙軌制不適應社會主義市場經濟發展要求的問題，更大程度更廣范圍發揮市場在煤炭配置中的基礎性作用，國務院辦公廳發布《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，明確于2013年起取消重點電煤合同與電煤價格雙軌制，同時將煤電聯動改成以年度為調整周期、電力企業消化10%煤價上漲因素。這一輪機制調整，并非由煤、電之間矛盾直接引發，而是在黨的十八大指導下，為完善社會主義市場經濟制度實施的一項重要舉措。

●在電力市場化改革中進一步完善煤電價格聯動機制

2015年年底，國家發改委發布《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》，意在新一輪電力改革大背景下進一步理順價格政策、完善聯動機制，促進煤炭、電力行業協調發展。這次調整，圍繞煤電基準價格分檔設計了聯動系數，在“市場煤”與“計劃電”之間建立了更為客觀的聯動測算依據，使聯動機制有效錨定了2014年電煤價格與煤電價格。如果說2004年出臺煤電聯動和2012年調整煤電聯動主要是為煤炭（電煤）市場化改革服務的，那么2015年對機制的完善已表現出國家對電力市場化改革的關注，將煤電聯動作為堅持推進電力市場化改革的重要過渡性政策之一。

●“撤標桿、斷聯動”，全力推進電力市場化改革

今年9月26日，國務院常務會議決定2020年1月1日起取消煤電價格聯動機制，將燃煤標桿電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。自此，實施15年、隨煤價與電價矛盾發展變化而不斷調整完善的煤電價格聯動機制正式結束歷史使命。從時局來看，國家從2018年7月放開4個重點行業發用電計劃到2019年6月全面放開經營性電力用戶發用電計劃，售電側市場化在“用戶儲備”方面得到全力推進，發電側價格放開可謂已經箭在弦上；同時，燃煤發電市場化交易電量已占約50%、市場電價明顯低于標桿上網電價，煤電價格聯動機制本已失去了執行的電量基礎和價格基礎。因此，取消煤電價格聯動是推進電力市場化改革過程之必然。

取消煤電價格聯動機制的意義

●還原市場權力，助推電力高質量發展

長期以來，燃煤發電企業依賴于煤電價格聯動機制緩解電煤價格上漲壓力，特別是2016年至今煤炭價格高位運行，各大國有發電集團多次呼吁啟動煤電價格聯動機制疏解經營困難。但在宏觀經濟整體承受下行壓力的環境下，將能源成本的增量向終端傳遞已很難實現，反倒是需要通過電力市場化改革進一步降低用戶用電成本。取消煤電價格聯動機制，將對價格的調整權力由政府歸還于市場，打破了以往政府主導協調的煤、電之困，發電企業面臨的市場風險從成本側向成本-收入雙側延展，既可加速落后的燃煤機組資產出清，還可鼓勵發電企業進入市場展開競爭，對消解電力過剩產能和電力高質量發展形成助推作用。

●促進資產重組，助力能源清潔低碳發展

煤電聯動機制取消后，盈利穩定性成為煤電企業關注的關鍵問題，尋求縱向和橫向資產重組的需要將更為迫切。縱向而言，煤電聯營成為煤炭產能過剩、煤價居高不下環境中降低發電成本的優選方式，“外部聯動”轉化為“內部聯動”，將有利于緩解發電企業承受兩頭風險的壓力，進而為經營重點向電力市場和電力用戶轉移提供戰略空間。橫向而言，燃煤發電企業將加大向清潔能源發電靠攏的步伐，加速吸收多元非煤機組進入資產組合，一方面切合綠色發展要求，另一方面提升風險應對能力和市場競爭能力。

●理順價格機制，化解煤電經營“堰塞湖”

在社會降成本大環境下，政策明確提出了明年暫不上浮電價要求，但隨著電力供需逐漸向均衡點回調以及價格機制順暢后的補強作用發揮，燃煤發電企業可以主動通過市場交易方式合理傳導發電成本甚至獲取市場化利潤，以往等待政府重啟煤電聯動的日子一去不復返。市場化機制實質上將為煤電企業化解近年來累積的經營困境提供“自助”選項，而更深入地觸碰到用戶需求，也將促使煤電企業豐富供電服務“自選”動作，打通經營環節，激發經營活力。

●進一步細化完善煤電上網價格機制，降低政策不確定性風險

問題與建議

一方面，“基準+浮動”制度需要與原有市場化交易機制有效銜接。目前經營性用戶已全面放開進入市場，可選擇與發電企業開展直接交易或者委托售電公司間接獲得市場化供電。取消燃煤標桿電價后煤電全部進入市場，此時市場化用戶如何在沒有統一限價的長期協議合同（各省限價要求不同）與有統一浮動上下限的合同之間進行選擇，其差異及影響還需要在各省細則出臺后予以確定。只有打消參與市場的政策性風險念頭，政府實施有效引導，才能真正提高用戶進入市場的積極性。

另一方面，“基準+浮動”制度需要與兜底用戶價格機制有效銜接。政策提出“浮動范圍為上浮不超過10%，下浮不超過15%，具體電價由發電企業、售電公司、電力用戶等協商或競價決定”。對于居民農業等管制用戶、可進市場但暫未進市場用戶、從市場中退出的用戶，由于未明確電網企業可作為協商競價主體，因此很可能要求按照基準價購電。如此一來，在目錄電價被鎖定條件下，未來基準價格的確定方式和定價頻率都將直接影響到電網企業經營，對承擔管制用戶供電兜底責任、提高服務質量形成不確定性風險。

因此，建議盡快細化完善煤電上網價格機制，明確“基準價+上下浮動”市場化機制的具體執行方式。由省級價格主管部門制定本省管理細則，根據當地發電企業市場影響力、電源結構與成本情況、售電公司成熟度等，明確參與市場主體權責，規范協商或競價流程，防范市場力，保障市場透明有效。

●電力市場化深入推進，亟待妥善解決電價交叉補貼問題

取消煤電價格聯動機制、建立基準加浮動價格機制，是深入推進電力市場化改革的結果，更反映出國家加快推進電力市場化建設的決心。可以預見，未來市場化電量比重將繼續快速增長。煤電標桿制度取消以及放開煤電進入市場后，對于平衡優發優購電力需求提出更大挑戰，如何穩定來自發電側低價電源的電價交叉補貼來源成為矛盾焦點之一；同時隨著電能替代推進、再電氣化發展，居民用電量在社會總用電量中的占比正迅速提高，加之工商業電價持續下降等政策性因素，電價交叉補貼需求持續增大、來源擾動卻逐漸加強的矛盾更為突出。

因此建議針對電價交叉補貼問題推出一攬子政策，做好妥善處理工作。一是建立國家層面電力普遍服務制度，明確政府和電網企業在實現電力普遍服務中的權責關系；二是借機于輸配電分電壓等級核價，在測算電價交叉補貼總規模基礎上，進一步明確交叉補貼的具體形式以及來源需求，將交叉補貼從輸配電價中分離，推進“暗補”轉“明補”工作；三是完善居民階梯電價制度，將用戶間電價交叉補貼形式逐步轉化為居民內部交叉補貼形式。