9月26日，国务院常务会议召开，会议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，降低企业" target="_blank" web="1">企业用电成本等。

　　为落实党中央、国务院深化电力体制改革部署，加快以改革的办法推进建立市场化电价形成机制，会议决定，抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从明年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。

　　与此同时，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，但明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。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。

　　有资深在接受《华夏时报》记者采访时表示：“这是煤电市场化和新能源去补贴的必然路线；方向还是以市场为基准，不断改变当前双轨制的模式，反应电力商品价格的成本变化。”

　　光伏行业专家王淑娟则分析：“此次电价改革的目标是未市场化的煤电，并未涉及新能源；基础电价仍然是现行脱硫煤电价，从这一点来看，对新能源没有影响。”

　　“建立和完善电价市场化形成机制，一方面是为了促进和提高电力市场化交易的水平，从而达到降低生产和生活的用电成本，最终达到降低生产和生活资料成本的目的，提高商品的竞争力水平；另一方面，当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价已经明显低于标杆上网电价，也就是目前现在市场竞争交易形成和产生的真实市场交易电价已经低于各地的标杆电价。”卓创资讯分析师张敏向《华夏时报》记者分析。

　　张敏认为，对用电企业而言，生产成本将进一步下降。“整体来看实行电力市场化，最大的受益者还是用电企业，政策导向也倾向于用电企业，通过实行电力市场化后，，能进一步促进和提高电力市场化交易的水平，从而降低企业和居民生产和生活的用电成本，最终达到降低生产资料的成本，提高商品的竞争力水平。”张敏分析。

　　事实上，2019年政府工作报告指出，“要以改革推动降低涉企收费，深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”这是继2018年政府工作报告中提出降低一般工商业电价10%之后的进一步降价举措。

　　不过，电价市场化程度提高，对于煤炭企业而言并不算好消息。众所周知，煤电矛盾由来已久，此轮矛盾可以从6年开始回溯。2012国内煤炭产能过剩，当年下半年煤炭价格腰斩，从最高的800多元/吨降至400元/吨，对于电企而言，煤炭成本降低，经营状况接连3年保持增长，2015年发电集团纷纷创下2002年以来历史最佳。

　　而这种情况在2016年出现反转。随着煤炭去产能步入深水，煤炭产量得到有效控制，煤炭开始出现供不应求，煤价触底后反弹，发电企业用煤成本大幅上升。

　　而为缓解煤电矛盾，煤电中长期，煤电联动、煤电联营这套组合拳曾共同发力。

　　“原有煤电联动是行政方式确定电价调整幅度和方向，不是真正市场化；取消煤电联动，实际是交给发用电各方平衡各自利益。”上述资深券商分析师认为。

　　张敏认为，对发电企业而言，后期盈利空间也会有收缩。

　　“政策中明确指出，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%，明年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。”张敏还表示，浮动电价的上涨幅度小于下跌幅度，政策导向不利于燃煤电厂，燃煤发电企业要下调上网电价，电价下调后燃煤电厂的盈利能力会进一步降低，燃煤电厂盈利水平下降后，就只能打压煤价。

　　张敏分析：“2020年电价只能降不能涨，而且电价的上浮比例小于下浮比例，电厂利益要更多的向用电企业倾斜，因此电厂会维护自身利益只能向煤企施压和索要利润，因此打压煤炭价格是必然。在当前煤炭市场供需格局不断偏宽松的状态下，发电企业会进一步打压煤价，煤炭市场价格将承压下行，其中影响最大的是2020年的年度长协基准价格。”

　　对于电价改革的进展，《华夏时报》采访能源政策方面专家，其表示“现在是发消息，文件还没印发。”