9月26日，國務院常務會議召開，會議決定完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制，促進電力市場化交易，降低企業(yè)用電成本等。

為落實黨中央、國務院深化電力體制改革部署，加快以改革的辦法推進建立市場化電價形成機制，會議決定，抓住當前燃煤發(fā)電市場化交易電量已占約50%、電價明顯低于標桿上網(wǎng)電價的時機，對尚未實現(xiàn)市場化交易的燃煤發(fā)電電量，從明年1月1日起，取消煤電價格聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。

與此同時，基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(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%，具體電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。同時，居民、農業(yè)等民生范疇用電繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄電價，確保穩(wěn)定。

有資深券商分析師在接受《華夏時報》記者采訪時表示：“這是煤電市場化和新能源去補貼的必然路線；方向還是以市場為基準，不斷改變當前雙軌制的模式，反應電力商品價格的成本變化。”

光伏行業(yè)專家王淑娟則分析：“此次電價改革的目標是未市場化的煤電，并未涉及新能源；基礎電價仍然是現(xiàn)行脫硫煤電價，從這一點來看，對新能源沒有影響。”

“建立和完善電價市場化形成機制，一方面是為了促進和提高電力市場化交易的水平，從而達到降低生產和生活的用電成本，最終達到降低生產和生活資料成本的目的，提高商品的競爭力水平；另一方面，當前燃煤發(fā)電市場化交易電量已占約50%、電價已經明顯低于標桿上網(wǎng)電價，也就是目前現(xiàn)在市場競爭交易形成和產生的真實市場交易電價已經低于各地的標桿電價。”卓創(chuàng)資訊分析師張敏向《華夏時報》記者分析。

張敏認為，對用電企業(yè)而言，生產成本將進一步下降。“整體來看實行電力市場化，最大的受益者還是用電企業(yè)，政策導向也傾向于用電企業(yè)，通過實行電力市場化后，能進一步促進和提高電力市場化交易的水平，從而降低企業(yè)和居民生產和生活的用電成本，最終達到降低生產資料的成本，提高商品的競爭力水平。”張敏分析。

事實上，2019年政府工作報告指出，“要以改革推動降低涉企收費，深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低10%。”這是繼2018年政府工作報告中提出降低一般工商業(yè)電價10%之后的進一步降價舉措。

不過，電價市場化程度提高，對于煤炭企業(yè)而言并不算好消息。眾所周知，煤電矛盾由來已久，此輪矛盾可以從6年開始回溯。2012國內煤炭產能過剩，當年下半年煤炭價格腰斬，從最高的800多元/噸降至400元/噸，對于電企而言，煤炭成本降低，經營狀況接連3年保持增長，2015年發(fā)電集團紛紛創(chuàng)下2002年以來歷史最佳業(yè)績。

而這種情況在2016年出現(xiàn)反轉。隨著煤炭去產能步入深水，煤炭產量得到有效控制，煤炭開始出現(xiàn)供不應求，煤價觸底后反彈，發(fā)電企業(yè)用煤成本大幅上升。

而為緩解煤電矛盾，煤電中長期合同，煤電聯(lián)動、煤電聯(lián)營這套組合拳曾共同發(fā)力。

“原有煤電聯(lián)動是行政方式確定電價調整幅度和方向，不是真正市場化；取消煤電聯(lián)動，實際是交給發(fā)用電各方平衡各自利益。”上述資深券商分析師認為。

張敏認為，對發(fā)電企業(yè)而言，后期盈利空間也會有收縮。

“政策中明確指出，基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(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%，明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。”張敏還表示，浮動電價的上漲幅度小于下跌幅度，政策導向不利于燃煤電廠，燃煤發(fā)電企業(yè)要下調上網(wǎng)電價，電價下調后燃煤電廠的盈利能力會進一步降低，燃煤電廠盈利水平下降后，就只能打壓煤價。

張敏分析：“2020年電價只能降不能漲，而且電價的上浮比例小于下浮比例，電廠利益要更多的向用電企業(yè)傾斜，因此電廠會維護自身利益只能向煤企施壓和索要利潤，因此打壓煤炭價格是必然。在當前煤炭市場供需格局不斷偏寬松的狀態(tài)下，發(fā)電企業(yè)會進一步打壓煤價，煤炭市場價格將承壓下行，其中影響最大的是2020年的年度長協(xié)基準價格。”

對于電價改革的進展，《華夏時報》采訪能源政策方面專家，其表示“現(xiàn)在是發(fā)消息，文件還沒印發(fā)。”