北京商报讯(记者陶凤刘瀚琳)继9月26日，国常会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后，10月24日，国家发改委正式印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(以下简称《意见》)。《意见》明确，从2020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。但明年暂不上浮，特别确保一般工商业平均电价只降不升。

《意见》规定，电价浮动基准按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，上、下浮动原则上不超过10%和15%，具体由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定；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。

针对当前形势，《意见》指出，眼下输配电价改革已实现全覆盖，“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立；各地电力市场化交易规模不断扩大，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成；同时，全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平，进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件，应加快推进竞争性环节电力价格的市场化改革

2004年，国家发改委印发《关于建立煤电价格联动机制的意见》。此后，煤电价格联动机制逐步建立，即根据煤价波动适当调整电价。对此，中国能源网首席信息官韩晓平曾分析道，这主要由于当时煤炭价格推向市场，而电力价格受到管控。随着煤价走高，电力公司发电成本上涨，但因盈利空间有限，公司运营困难。煤电价联动正是能够一定程度帮助电力企业扩大盈利。

公开数据显示，截至2015年，煤电联动共经历20次调整窗口期，全国煤电机组标杆上网电价共调整11次，明确因煤电联动而调整共执行8次。

2015年12月，国家发改委发布《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，明确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。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%。

但在执行过程中，却屡次因煤价上涨难以触发新机制执行条件，火电企业亏损情况时有发生。此外，尽管在2016至2019年间，电煤价格逐年上涨，但由于工商企业用电价格在2018、2019年被连续下调，煤电价格联动的调节平衡作用日渐式微。

平安证券认为，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。

“此前推行的煤电价格联动机制实际上在行政干预之下并没有联动起来，主要是向工商企业等实体经济倾斜，缺少对上游发电企业盈利的考量。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，《意见》落地后，减少了政策干预，将上下游企业的命运交给市场。“但鉴于当前供大于求的电力市场形势，即使将电价全面推向市场，短期内也将大概率继续下行，或更有助于实体经济进一步节约用电成本。”

来源: 北京商报网