记者获悉，昨日（9月26日）国务院总理李克强主持召开国务院常务会议。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。
为此，会议指出，要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。
其中，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。
煤电价格联动机制在我国推行已久，2004年底，国家发改委就发布了《关于建立煤电价格联动机制的意见》，规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价。
众所周知，因为煤、电天然紧密的上下游联系，长久以来，煤与电就好像是连体婴般每次出场都捆绑亮相，可是事实上，煤与电的关系却并不是看起来这样和谐。由于燃料成本通常占煤电经营总成本70%以上，煤与电的利润空间就仿佛被绑在同一个跷跷板的两端，一方的滋润，另一方就会承压。
在这样的背景下，为缓解一直困扰这煤电行业的“市场煤”与“计划电”矛盾，煤电联动机制应运而生。据了解，截至2015年，煤电联动共经历20次调整窗口期，但明确因触发煤电联动机制而执行的电价调整为8次，其中，6次上调了标杆上网电价。
但由于计划的滞后性和煤电在保证电力供应中的基础性地位，煤电联动的执行往往滞后甚至搁浅。
仅从近期来看，受煤炭去产能的影响，煤炭价格出现连续上涨。平安证券指出，2018年1月1日起燃煤机组平均上网电价本应较2017年的电价水平上调3.67分/千瓦时，但由于当年政府工作报告要求工商业电价下调10%，此次价格联动未能执行；2019年，由于燃料价格的进一步上扬，年初其燃煤机组平均上网电价理论上应较2017年7月1日上调约4.40分/千瓦时，然而“一般工商业平均电价再降10%”的目标使价格调整再度搁置。
记者查阅资料获悉，中电联在煤价高位游走的近两年，煤电行业亏损严重。2017年，除国家能源集团外，四大发电集团煤电板块均亏损，亏损总额达到132亿元，2018年，情况并未好转，全国全年火电企业亏损面仍近50%。
平安证券指出，在如今降低企业用能成本的大环境中，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。
此时，“基准价+上下浮动”的市场化机制成为还原电力的商品属性，完成“计划电”向“市场电”过渡的关键一步。同时，申万宏源研报指出，从推进电改的角度看，本次煤电定价新模式的出台属于过往政策的自然延伸，并不令人意外。
今年以来，我国已经出台多项政策推进电力市场化进程。6月27日，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，明确要求除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户之外的经营性电力用户全面放开；8月7日，国家发改委与能源局联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，提出建立完善现货交易机制，以灵活的市场价格信号，引导电力生产和消费。
在国家发展改革委举行的8月份定时定主题新闻发布会上，国家发展改革委政研室副主任、新闻发言人孟玮透露，2016—2018年，全国电力市场化交易累计释放改革红利超过1800亿元。今年的电力市场化改革更是成效显著，上半年，全国完成电力市场化交易电量达1.1万亿千瓦时，同比增长29.3%，占全社会用电量的32.4%，占经营性行业用电量的58.3%。电力直接交易电量平均降价幅度3.4分/千瓦时，减轻企业用电负担约300亿元。
除此之外，“明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升”的规定也引发了行业的激烈讨论。对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强林伯强在接受相关媒体采访时指出，由于当前电力供求相对宽松，所以现阶段“基准+浮动”的机制不会对电价变动产生太大的影响。
申万宏源同时指出，从进一步降低企业用电成本的角度看，实质隐含2020年煤价将处于下行通道，盈利获改善的煤电企业将与下游分享部分成本下降的红利。
