為了推進建立市場化電價形成機制，從2020年1月1日起，對尚未實現(xiàn)市場化交易的電量將取消煤電價格聯(lián)動機制，并將標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制?；鶞蕛r按各地標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體電價由供需雙方協(xié)商或競價確定。但是為了保障新的電力定價機制平穩(wěn)過渡，特別是為了確保一般工商業(yè)平均電價只降不升，在2020年的標桿上網(wǎng)電價將暫不上浮。同時，對居民、農(nóng)業(yè)等民生用電繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄電價。
根據(jù)新的電價形成機制，已經(jīng)實行了十多年的煤電聯(lián)動機制將退出歷史的舞臺。煤電聯(lián)動機制最早是在2005年開始實施，當時的主要目的是解決“市場煤”與“計劃電”之間的矛盾。中國的煤炭行業(yè)是市場化改革較早，且市場化程度較高的行業(yè)。2002年開始，國家就已經(jīng)停止發(fā)布電煤的政府指導價格。在2002-2012年期間，雖然政府時而還是會對電煤價格進行干預，但煤炭的市場化程度不斷加強。2012年底，國務院辦公廳印發(fā)了《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，從2013年起正式取消了煤炭價格的雙軌制。至此煤炭價格就基本是由市場的供需關系所決定。但是與煤炭行業(yè)相比，電力市場化改革則相對滯后。2002年的電力改革實行了廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)的改革，放開了發(fā)電領域的市場競爭，但是上網(wǎng)電價仍然受到政府的管制。
由于上網(wǎng)電價直接影響了煤、電兩個行業(yè)的總收入水平，因此煤電利潤經(jīng)常存在此消彼漲的情況。煤電聯(lián)動機制的設計初衷，就是使火電的上網(wǎng)電價能夠根據(jù)煤炭市場的價格變化進行調(diào)整，部分地將市場機制引入上網(wǎng)電價的制定中。但在實際操作過程中，煤電聯(lián)動的政策實施的并不理想。政府在調(diào)整電力價格時，往往還會考慮通貨膨脹、下游行業(yè)承受能力等多方面因素，電價的調(diào)整頻率并沒有達到預期。同時電價整體存在降價容易、漲價難的現(xiàn)象，煤電聯(lián)動機制事實上并沒有真正發(fā)揮價格傳導的作用，火電企業(yè)作為中間環(huán)節(jié)被動消化了大部分煤炭價格波動的影響。
煤電聯(lián)動是電力市場化改革不完全的歷史條件下的產(chǎn)物，在2014年以后新一輪電力體制改革啟動后，煤電聯(lián)動機制的必要性也逐漸減弱。隨著上網(wǎng)電價的逐步放開，火電成本向下游傳導的機制將逐步通暢，再實施煤電聯(lián)動機制既不可能，也無必要。本次煤電聯(lián)動的取消就是與新的電力定價機制同時發(fā)布的。當然，市場化改革是一個逐步推進過程，需要給市場適應的時間和穩(wěn)定的預期。因此，我們看到新的上網(wǎng)電價采取的是“基準價+上下浮動”的機制，同時在2020年暫時不上浮。較為平穩(wěn)的過渡機制，能夠有效化解市場化改革的壓力，同時減少未來市場波動帶來的沖擊。
但是，作為過渡性的安排，新的定價機制也存在著一些潛在的問題：
首先，隨著電力市場深入改革，煤炭價格將會更快地反應到電力價格中。
近年來，煤炭市場整體供應偏緊，煤炭價格也維持在較高的位置。未來如果電力需求進一步的增長，電煤的需求仍可能上升。而近年來由于煤炭行業(yè)去產(chǎn)能以及嚴格控制新增產(chǎn)能的建設，煤炭的供給彈性較弱。需求上升將有可能導致煤炭價格進一步上漲。而煤炭價格上漲帶來的火電成本上升最終是要傳導到終端電價中，這會給電價造成很大的壓力。同時，煤炭價格的波動性較強，價格傳導機制暢通后，未來電力價格將會出現(xiàn)更加頻繁的波動，這可能給部分電力需求較大的企業(yè)的決策帶來一定的不確定性。
其次，前期電力市場化改革得以順利推進，很重要的一個前提是火電處于產(chǎn)能過剩的狀態(tài)。
終端電價的下降很大程度上是通過減少電網(wǎng)和火電企業(yè)的利潤來實現(xiàn)的。在市場化改革的推進過程中，降價時阻力相對較小，但在漲價時面臨的阻力就很大。而現(xiàn)實中沒有只跌不漲的市場，新定價機制最終能否經(jīng)歷得住漲價的考驗還很難說。此外，近年來隨著產(chǎn)業(yè)結構的調(diào)整，用電需求結構也出現(xiàn)了較大變化。同時供給側不穩(wěn)定的可再生能源占比也在不斷提升?？稍偕茉吹陌l(fā)展以及生活消費和第三產(chǎn)業(yè)用電占比的提升，在一定程度上影響了電力系統(tǒng)的運行效率。最為明顯的是2004年電荒時火電的運行小時數(shù)達到了5991小時，2011年電力供應緊張時火電的運行小時數(shù)為5305小時，而2018年火電運行小時數(shù)僅為4378小時，部分地區(qū)就出現(xiàn)了季節(jié)性的供電緊張。這也限制了未來電價下調(diào)的空間。
再次，目前居民用電仍然執(zhí)行現(xiàn)有的目錄電價，電力市場化改革沒有延伸到居民用電領域。
但是需要直面的問題是，中國居民用電交叉補貼規(guī)模巨大。一般而言，居民用電的供電成本要遠高于平均供電成本。而中國出于民生的考慮，長期壓低了居民的用電價格。2018年，中國居民用電的平均電價僅為0.53元/千瓦時，而美國約為0.9元/千瓦時。歐洲國家的居民用電價格則更高，德國甚至達到了2.4元/千瓦時的水平。2018年，中國的生活用電占電力消費的比重為14.0%，而美國居民用電則占到電力消費比重的40%。未來隨著居民生活水平提高，用電占比的持續(xù)提升，電力成本將承受更大的壓力。
最后，為了確保一般工商業(yè)平均電價只降不升，目前的政策是2020年上網(wǎng)電價只降不漲，這也給新的定價機制帶來了一定的挑戰(zhàn)。
電力市場的總份額相對是固定的，擴大市場化交易所能夠帶來的收益是邊際遞減的。目前，負荷相對穩(wěn)定的大工業(yè)用戶大部分已經(jīng)納入市場化交易，剩余的一般工商業(yè)用戶供電成本較高。在引入市場化的定價機制后，即使短期能夠壓低價格，但長期而言一般工商業(yè)電價很有可能會出現(xiàn)上升。
應該說，電價形成的新機制是電力市場化改革所不得不邁出的一步。但是電力市場并不是孤立的市場，而是與上下游緊密連接的。要應對新的定價機制可能面臨的挑戰(zhàn)，也需要進行全局性的政策考慮。
具體而言，應對方式有以下幾點：
第一，加強煤炭供應保障。
中國的資源稟賦以煤炭為主，煤炭在能源結構中一直占據(jù)主導性的地位。中國的人均能源消費量仍然低于主要發(fā)達國家，特別是人均用電量還不到美國的一半，也遠低于韓國、德國等制造業(yè)比例比較高的國家。未來隨著能源需求的上升，煤炭需求仍可能會保持增長。而如果煤炭產(chǎn)能沒有相應增加，很可能會出現(xiàn)煤炭供應緊張價格上漲的情況。這種情況在歷史上曾反復多次出現(xiàn)。煤炭價格上漲后，電力價格將承受較大的壓力。要在穩(wěn)定電價的前提下順利推動電力市場化改革，根本的手段還是要保障充足的煤炭供應和較低的煤炭價格。政策上可能需要適當鼓勵煤炭優(yōu)勢產(chǎn)能的建設和釋放，同時加快煤炭輸送通道的建設。如此，煤炭的清潔低碳利用將成為一個政策重點關注的領域。
第二，由于居民用電仍將持續(xù)大幅度增長，深化電力市場化改革，居民是一個不得不認真面對的問題。
對于居民等保障性用戶，同樣可以通過更加靈活的定價機制，減少供電成本。通過完善峰谷電價、季節(jié)性電價、階梯電價的定價機制，使電力價格反映真實的供電成本，引導居民用戶調(diào)整不同時段的電力消費量，可以在不增加用電成本的情況下實現(xiàn)提升電力市場運行效率的目的。當然這過程中做好公眾溝通很重要，可以先在電費賬單中明確列出交叉補貼的金額，讓公眾認識到電力供應的真實成本。很多時候改革的阻力在于公眾的認知。應該加強對于電價構成以及市場化觀念的樹立，試點在收入比較高的地區(qū)允許電價上浮，讓用電主體形成對市場價格的接受度。同時要進一步完善階梯電價的設計，適當提高最高檔的電價水平，使高收入用戶的用電價格與供電成本相接近。
第三，加快電力現(xiàn)貨市場、期貨市場與遠期合約市場的建設。
電力市場化改革是一項系統(tǒng)工程，需要全方位的改革創(chuàng)新配套。特別是在降低一般工商業(yè)用電價格的大背景下，提升電力市場的運行效率是實現(xiàn)電價降低的關鍵。通過現(xiàn)貨市場的建設，可以在短期將價格信號有效傳導，使得市場主體對價格進行響應而調(diào)整高峰負荷。而期貨和遠期合約市場的建設，可以為市場主體提供更多的價格對沖工具，防止由于價格劇烈波動對市場的影響。
總而言之，電力市場化改革涉及面廣，影響的利益主體多，改革的推進并非易事。而煤電聯(lián)動的退出與新的電價形成機制的推出，是深化電力市場化改革的重要一步。
