日前，国家发展改革委印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，部署进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革工作。这次改革是电力市场化改革迈出的重要一步，通过建立“能跌能涨”的市场化电价机制，进一步理顺“煤电”关系，保障电力安全稳定供应。
近期国内煤炭大幅涨价、电力供需持续偏紧，一些地方出现限电限产，影响了正常的生产生活秩序。2019年，国家发改委曾出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，从2020年1月开始将实施多年煤电联动改为“基准价+上下浮动（上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%）”的市场化电价机制。但是，今年以来，煤炭价格涨幅过大，该机制无法让发电企业消化煤炭成本，造成电力供应短缺。
借助当前特殊的市场环境，本次改革在推进市场化方面迈出一大步，首先是有序放开全部燃煤发电电量上网电价，原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；其次，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。与此同时，推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价，但保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。
电价市场化改革有利于提高工业生产与商业服务企业的节能意识，有效减少碳排放，尤其是针对高耗能企业用电电价不做限制可以充分传导发电成本上升压力，抑制不合理的电力消费，促进高耗能企业加大技术改造投入、提高能源利用效率，推动产业结构转型升级。
但是，这项改革仍然没有解决煤电之间的问题，虽然电力价格实现市场化，但煤炭供给仍然受到数量控制。煤电之间的矛盾长期存在，最初形成“计划煤”（长协煤）与“市场煤”之间的价格双轨制，但长协煤价格通常远低于市场价，造成煤炭生产企业供应长协煤的积极性不高，要求发电企业提高市场煤比例才会积极供货，否则会通过减少长协煤合同供应量维护自身利益。由于国内大型煤炭生产企业和发电企业基本都是国有企业，双方相互违约幷不会上升到合同纠纷。 |
