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煤电价格联动政策沿革
回顾煤电价格联动政策的沿革历程，其展现出的是“市场煤”与“计划电”之间矛盾促发、调和、再升级的螺旋式发展历史，也见证了我国煤炭市场化和电力市场化的改革进程。
●“市场煤”诞生，煤、电矛盾爆发促使煤电价格联动机制出台
1994年，国务院全面放开煤炭价格，其中对电煤实施政府指导定价与市场定价双轨制。由于政府指导价低于市场价，煤炭企业不履行合同的情况时有发生，进而带来了利益输送、煤炭质量下降、铁路运力紧张等一系列问题。2002年国家停止发布电煤指导价，但并没有结束政府对电煤价格的临时干预。2004年，针对宏观经济迅速增长下持续上涨的煤炭价格，国家发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，建立了以半年为一个调整周期、电力企业消化30%煤价上涨因素的煤电联动机制。
●社会主义市场经济发展要求调整煤电价格联动机制
2012年年底，为解决电煤双轨制不适应社会主义市场经济发展要求的问题，更大程度更广范围发挥市场在煤炭配置中的基础性作用，国务院办公厅发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，明确于2013年起取消重点电煤合同与电煤价格双轨制，同时将煤电联动改成以年度为调整周期、电力企业消化10%煤价上涨因素。这一轮机制调整，并非由煤、电之间矛盾直接引发，而是在党的十八大指导下，为完善社会主义市场经济制度实施的一项重要举措。
●在电力市场化改革中进一步完善煤电价格联动机制
2015年年底，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》，意在新一轮电力改革大背景下进一步理顺价格政策、完善联动机制，促进煤炭、电力行业协调发展。这次调整，围绕煤电基准价格分档设计了联动系数，在“市场煤”与“计划电”之间建立了更为客观的联动测算依据，使联动机制有效锚定了2014年电煤价格与煤电价格。如果说2004年出台煤电联动和2012年调整煤电联动主要是为煤炭（电煤）市场化改革服务的，那么2015年对机制的完善已表现出国家对电力市场化改革的关注，将煤电联动作为坚持推进电力市场化改革的重要过渡性政策之一。
●“撤标杆、断联动”，全力推进电力市场化改革
今年9月26日，国务院常务会议决定2020年1月1日起取消煤电价格联动机制，将燃煤标杆电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。自此，实施15年、随煤价与电价矛盾发展变化而不断调整完善的煤电价格联动机制正式结束历史使命。从时局来看，国家从2018年7月放开4个重点行业发用电计划到2019年6月全面放开经营性电力用户发用电计划，售电侧市场化在“用户储备”方面得到全力推进，发电侧价格放开可谓已经箭在弦上；同时，燃煤发电市场化交易电量已占约50%、市场电价明显低于标杆上网电价，煤电价格联动机制本已失去了执行的电量基础和价格基础。因此，取消煤电价格联动是推进电力市场化改革过程之必然。
取消煤电价格联动机制的意义
●还原市场权力，助推电力高质量发展
长期以来，燃煤发电企业依赖于煤电价格联动机制缓解电煤价格上涨压力，特别是2016年至今煤炭价格高位运行，各大国有发电集团多次呼吁启动煤电价格联动机制疏解经营困难。但在宏观经济整体承受下行压力的环境下，将能源成本的增量向终端传递已很难实现，反倒是需要通过电力市场化改革进一步降低用户用电成本。取消煤电价格联动机制，将对价格的调整权力由政府归还于市场，打破了以往政府主导协调的煤、电之困，发电企业面临的市场风险从成本侧向成本-收入双侧延展，既可加速落后的燃煤机组资产出清，还可鼓励发电企业进入市场展开竞争，对消解电力过剩产能和电力高质量发展形成助推作用。
●促进资产重组，助力能源清洁低碳发展
煤电联动机制取消后，盈利稳定性成为煤电企业关注的关键问题，寻求纵向和横向资产重组的需要将更为迫切。纵向而言，煤电联营成为煤炭产能过剩、煤价居高不下环境中降低发电成本的优选方式，“外部联动”转化为“内部联动”，将有利于缓解发电企业承受两头风险的压力，进而为经营重点向电力市场和电力用户转移提供战略空间。横向而言，燃煤发电企业将加大向清洁能源发电靠拢的步伐，加速吸收多元非煤机组进入资产组合，一方面切合绿色发展要求，另一方面提升风险应对能力和市场竞争能力。
●理顺价格机制，化解煤电经营“堰塞湖”
在社会降成本大环境下，政策明确提出了明年暂不上浮电价要求，但随着电力供需逐渐向均衡点回调以及价格机制顺畅后的补强作用发挥，燃煤发电企业可以主动通过市场交易方式合理传导发电成本甚至获取市场化利润，以往等待政府重启煤电联动的日子一去不复返。市场化机制实质上将为煤电企业化解近年来累积的经营困境提供“自助”选项，而更深入地触碰到用户需求，也将促使煤电企业丰富供电服务“自选”动作，打通经营环节，激发经营活力。
●进一步细化完善煤电上网价格机制，降低政策不确定性风险
问题与建议
一方面，“基准+浮动”制度需要与原有市场化交易机制有效衔接。目前经营性用户已全面放开进入市场，可选择与发电企业开展直接交易或者委托售电公司间接获得市场化供电。取消燃煤标杆电价后煤电全部进入市场，此时市场化用户如何在没有统一限价的长期协议合同（各省限价要求不同）与有统一浮动上下限的合同之间进行选择，其差异及影响还需要在各省细则出台后予以确定。只有打消参与市场的政策性风险念头，政府实施有效引导，才能真正提高用户进入市场的积极性。
另一方面，“基准+浮动”制度需要与兜底用户价格机制有效衔接。政策提出“浮动范围为上浮不超过10%，下浮不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等协商或竞价决定”。对于居民农业等管制用户、可进市场但暂未进市场用户、从市场中退出的用户，由于未明确电网企业可作为协商竞价主体，因此很可能要求按照基准价购电。如此一来，在目录电价被锁定条件下，未来基准价格的确定方式和定价频率都将直接影响到电网企业经营，对承担管制用户供电兜底责任、提高服务质量形成不确定性风险。
因此，建议尽快细化完善煤电上网价格机制，明确“基准价+上下浮动”市场化机制的具体执行方式。由省级价格主管部门制定本省管理细则，根据当地发电企业市场影响力、电源结构与成本情况、售电公司成熟度等，明确参与市场主体权责，规范协商或竞价流程，防范市场力，保障市场透明有效。
●电力市场化深入推进，亟待妥善解决电价交叉补贴问题
取消煤电价格联动机制、建立基准加浮动价格机制，是深入推进电力市场化改革的结果，更反映出国家加快推进电力市场化建设的决心。可以预见，未来市场化电量比重将继续快速增长。煤电标杆制度取消以及放开煤电进入市场后，对于平衡优发优购电力需求提出更大挑战，如何稳定来自发电侧低价电源的电价交叉补贴来源成为矛盾焦点之一；同时随着电能替代推进、再电气化发展，居民用电量在社会总用电量中的占比正迅速提高，加之工商业电价持续下降等政策性因素，电价交叉补贴需求持续增大、来源扰动却逐渐加强的矛盾更为突出。
因此建议针对电价交叉补贴问题推出一揽子政策，做好妥善处理工作。一是建立国家层面电力普遍服务制度，明确政府和电网企业在实现电力普遍服务中的权责关系；二是借机于输配电分电压等级核价，在测算电价交叉补贴总规模基础上，进一步明确交叉补贴的具体形式以及来源需求，将交叉补贴从输配电价中分离，推进“暗补”转“明补”工作；三是完善居民阶梯电价制度，将用户间电价交叉补贴形式逐步转化为居民内部交叉补贴形式。
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