9月26日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，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。从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。
这意味着，15年的煤电联动机制即将“谢幕离场”，过往基于政府定价模式的煤电标杆电价机制也将退出历史舞台......
2004年末，中国正式启用煤电联动机制，要求以6个月为一个周期，在平均煤价波动超过5%时进行调整电价。此后，该机制在煤炭、电力企业矛盾不断变化的市场环境下进行完善。但严格意义上的煤电联动实施次数并不多，煤炭市场和电力市场没有实质性的联动，问题的症结还是煤电矛盾的老问题，“市场煤”与“计划电”深层问题待解。
按照本次会议要求，基准价按各地标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由供需双方协商或竞价确定。为降低企业成本，会议强调，电价明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。居民、农业等民生用电继续执行现行目录电价，确保稳定。
那么这一重大改革究竟对市场影响几何？未来煤炭价格呈现何种走势？是否利好新能源发电？对此，几位大咖有话说：
CCTD中国煤炭市场网副总裁李学刚分析指出，短期看，因为要求明年电价暂不上浮，而且要确保一般工商业平均电价只降不升，明年的上网电价面临一定的下调压力，鉴于当前燃煤机组的盈利能力较差，发电企业在努力提高设备利用小时的同时，也必然会施压动力煤价格，从而给动力煤价格带来下降压力，一是低价进口采购力度或将加大，政策管控力度也将适度放松；二是长协煤采购量将有所调整，市场煤采购力度加大；长期看，取消煤电联动对煤炭价格的影响偏中性，将更好地引导和促进上下游两个行业尊重市场规律。
“既然是市场化改革，对后市判断也要基于各行业市场化的原则。”CCTD中国煤炭市场网研究部总经理韩雷说。从目前来看，由于煤炭行业供给侧结构改革的逐步深入，落后产能已全面出清，整体供需结构基本趋于平衡，超能力生产情况尽管比较普遍，但也会阶段性受到安监、环保政策影响。但整体电力行业由于没有经历供给侧改革的“洗礼”，全社会装机容量已达到19亿千瓦，但累计设备利用小时仅为3800小时，电力行业产能过剩问题相对突出，未来电力行业也将面临“市场化产能出清”。韩雷还简单举例说明了与电价改革类似的“样板”——铁路运费改革。他说，铁路运费的改革推向市场后，运力过剩地区的运价在今年也出现了不同程度的下调，但是西安局运力需求增加，运价也出现了10%的上涨。
一位不愿透露姓名的行业资深人士在接受CCTD中国煤炭市场网采访时说：“第一，本来规定就是电力市场化要加速，现在8家试点地区，基本是把新能源排除在外，因为电价高，无法和煤电比，这次煤电上网电价取消，新增新能源的定价基础就变了，新增量估计也要市场化定价，这样为后续的新能源参与电力市场化改革铺平道路。第二，煤炭长协价、电价是市场化进程，本身就是矛盾，煤电联动机制取消，标杆上网电价市场化后，电煤价格可能后续会有变化。第三，加速新能源技术创新，加速新能源降本降价，现在风电和光伏电价太高，不完全统计，国企的光伏电价0.77元，远高于燃煤，风电也有0.4-0.5元，也高于燃煤电价，因此，此举必会加速新能源方面规模，技术创新加速，光伏组件和电池片、风电的风机和叶轮等都会持续降价。电力里面，光伏发电很少，风电也不多。但是你发现没有，新增量装机量里面，新能源占比从12年的20%到2018年提高到60%多，而火电从以前的70%下降到36%左右。当然从存量看，新能源装机占比还很小，和火电不可比，但是‘星星之火可以燎原’！新能源发电从长期看，是不错的。但当前正处于“十四五”规划前期，煤电和新能源也并非“零和博弈”，还需要相互配合协调、可持续发展。”
