取消
9月27日，国务院常务会议决定，明年1月1日起取消煤电价格联动机制，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，将实行“基准价+上下浮动”的市场化定价机制。
尽管具体政策尚未出台，但回顾2004年煤电价格联动机制建立至今的发展，结合2015年以来电力体制改革的进展可以看到，这将为煤电进一步市场化奠定基础。
未来，当发电量占比近七成的煤电进入市场，对能源行业带来的影响将是巨大的。而当燃煤标杆电价不再，其他能源品种将如何定价，这也成为当下关注的焦点。
量：市场的步子
“基准价+上下浮动”市场化机制的提出并非没有先兆。
2019年6月27日，国家发改委发布了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》。在健全全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制方面规定：对于已按市场化交易规则执行的电量，价格仍按照市场化规则形成;鼓励电力用户和发电企业自主协商签订合同时，以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。
此番煤电价格新机制的提出，正是全面放开经营性电力用户发用电计划的具体表现。
经营性电力用户有着明确定义：除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。其中，不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策。
经营性电力用户全面放开参与市场化交易主要形式可以包括直接参与、由售电公司代理参与、其他各地根据实际情况研究明确的市场化方式等，各地要抓紧研究并合理制定中小用户参与市场化交易的方式，中小用户可根据自身实际自主选择，也可以放弃选择权，保持现有的购电方式。各地可结合本地区电力供需形势，针对全面放开经营性电力用户发用电计划设定一段时间的过渡期。
由此可见，全面放开经营性电力用户发用电计划囊括了已有的电力市场交易。而具体到煤电价格联动机制的取消，所针对的范围是尚未实现市场化交易的燃煤发电电量。
尚未实现市场化交易的燃煤发电电量有多少呢?2018年火电发电量(49231亿千瓦时，含气电)占全社会发电量(69940亿千瓦时)的70%，按照煤电价格联动机制取消的背景“当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%”估算，则意味着接下来50%的煤电将逐步进入“准市场化”，占比超过全社会发电量的30%。
价：联动vs“浮动”，标杆变基准
新煤电价格机制意味着煤电价格联动机制将成为历史。
2004年12月，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》。此后，2012年12月、2015年12月，煤电价格联动的相关政策又经过两轮调整。
然而，煤电价格联动政策在设计与执行方面却存在多个问题。
长沙理工大学副校长叶泽等曾在《我国煤电价格联动政策存在的问题及对策研究》一文中指出，在机制设计上，煤电价格联动机制至少存在三方面问题：1、煤电联动周期过长且存在滞后性，这既增加了发电企业资金账户收支大幅波动的风险，影响企业财务安全，同时也使得政策执行具有很大的不可预期性;2、发电企业消化煤电波动的比例明显偏高，根据2015年相关政策的煤价计算公式，发电企业最低消化比例达到近30%，这会给发电企业生产经营带来很大负担，同时不利于发电企业的技术进步;3、电煤价格指数和标杆上网电价二者基准值存在不匹配。
在实际执行过程中，煤电价格联动机制也存在着有政策但不执行或者执行不到位的情况：2004年以来燃煤标杆上网电价与销售电价的13次调整中，仅有4次按照政策规定启动煤电价格联动。文章指出，在2004年政策颁布以来，煤价实际涨/跌幅多次超过5%的启动标准，但是，出于宏观政策的需要，国家并没有启动煤电联动，煤电价格联动政策长期处于有政策但不执行状态。
煤电价格联动机制不顺，燃煤机组实际执行的是分省标杆上网电价。
标杆上网电价根据分省平均发电成本计算出来，燃煤价格、工程造价和年利用小时是影响标杆上网电价水平的主要因素，其中燃煤价格和机组年利用小时是影响标杆上网电价政策有效性的最重要因素。
标杆上网电价简化了管理，但难以及时与电煤价格联动，无法及时反映价格。另外，标杆上网电价不能反映电厂位置信号，同一省份电厂位置不同，运输成本相差较大，但标杆电价没有体现。
明年1月1日起煤电价格联动机制取消后，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。可以看到，煤电标杆电价并非取消，但将更多发挥基准价的参考作用，煤电的定价方式发展方向为“基准价+浮动”机制。
而《关于全面放开经营性电力用户发用电划的通知》也指出，鼓励电力用户和发电企业自主协商签订合同时，以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。
这也意味着，具体电厂燃料成本影响有机会通过价格浮动方式的约定进行联动。
实践：“浮动”争议
2019年1月江西省能源局就率先开展“基准电价+浮动机制”的试点工作。
《江西省2019年度电力直接交易实施方案》(以下简称“《方案》”)明确以年用电量达到4000万千瓦时及以上的水泥企业为试点，鼓励与发电企业建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，直接向发电企业购电。
对于基准电价的确定，《方案》给出4种方式供参考，标杆上网电价是其中之一。而对于浮动机制，水泥行业主要产品价格、电煤价格都可以作为参考，亦可以选择其他经交易双方协商一致的浮动机制。
从侧面看，参考各地现行燃煤发电标杆上网电价确定基准价，可以说是未来新定价机制与已有市场交易电量交易方式的区别之一。
而“浮动”机制，则被寄予平衡交易双方利益、传导上下游价格波动的厚望。
江西省能源局相关工作的通知如此表示：“机制的建立将在更大范围内发挥市场配置资源作用，促进市场双方利益共享、风险共担，实现交易电价‘能升能降’、‘随行就市’。当发电企业发电成本在双方约定周期内降低到一定比例时，将传导更大让利空间至电力用户;反之，电力用户将与发电企业共同承担发电成本上涨的风险。”“市场主体双方既可采用煤电联动机制，也可采用水泥行业重点商品价格与电价联动等机制，探索建立适合本省实际的价格联动机制……双方应尽力避免交易信息不对称和刻意隐瞒重要信息，不得全盘转嫁风险，要有清晰的浮动机制参考标的物，并约定好信息来源和参考依据，减少合同履约风险。”
事实上，在此前的电力市场交易中，已有交易双方采用“浮动”机制的案例，但双方对约定标的物价格理解不同，屡屡引起争议。
靖远第二发电有限公司曾因供用电合同纠纷，将中国铝业股份有限公司连城分公司及中国铝业股份有限公司告上法庭。
诉讼中，靖远二电公司主张，计算煤电联动费用时应以其上网电量作为参数，合同中约定的标煤单价每下浮30元/吨为不含税价格，取整计算电价降幅;计算铝电联动费用时应以与长江有色金属网现货铝价相近的上海现货铝价作为参数，取整计算联动电价。中铝连城公司则主张以其合同期内的实际用电量作为参数计算煤电、铝电联动费用，按比例计算联动电价;合同中约定的标煤单价每下浮30元/吨为含税价格;以其公司原铝液和铝锭加权平均销售价(含税)作为参数计算铝电联动费用。
变数：市场亟需调整与完善
煤电价格联动机制的取消已确定，但具体政策还未出台。牵一发而动全身，更何况是发电量占比最高的煤电“巨兽”。
煤电市场化的推进，对煤电自身的影响，主要在于收入不确定性增加。但鉴于煤电是最早和最大规模进入电力市场的能源品种，其市场经验能较好支撑变化的到来。
售电公司将迎来新的业务增长点。与煤电市场化配套的，是经营性电力用户发用电计划的全面放开。尽管具体政策尚未明朗，但可以预见的是，更多中小用户将有机会进入市场，这也给了售电公司更多市场空间。
对市场组织者而言，尽快完善电力市场规则则是当前要务，特别是对交易合同履约管理、进出市场规则的建立等。这些规则，将在很大程度上影响用户积极性和市场可持续性。
江西省能源局就对江西电力交易中心发挥平台媒介、披露和第三方监管作用提出要求。“交易中心要充分发挥交易平台各项作用，为市场主体双方提供平等协商平台，主动对政策及机制释疑解惑，定期披露合同中约定标的物价格浮动情况供市场双方参考。试点初期，加强对’基准电价+浮动机制’合同履约情况的监管，对擅自曲解合同条款或履约合同不到位的市场主体及时预警并监督其整改，对于情节严重的，在交易平台进行通报并将有关情况纳入年度市场主体运营评价。”
目前，非水可再生能源、核电的标杆上网电价政策是参照煤电标杆上网电价而定的。
业内人士强调，尽管煤电未来将实行“基准价+上下浮动”的定价机制，但在具体执行中也将是循序渐进、逐步放开的过程，而非一下子全部开放。
对于煤电标杆电价，业内人士告诉eo记者，新煤电价格机制的应用并不意味着标杆上网电价必然取消。煤电基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，非水可再生能源、核电的标杆上网电价政策在短时间内或不受影响。不过，如果最终出台的政策确定取消标杆上网电价，则非水可再生能源的补贴政策也需要进行调整。而长远看，当煤电更讲市场，非水可再生、核电的市场化进度也将加快。
