根据国务院决定，2019年10月21日，国家发展改革委印发1658号文《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，2020年执行。文件看似非常“负面”，如将现行燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制；下浮比例超过上浮比例5%，并特别强调“2020年暂不上浮”，确保工商业平均电价“只降不升”；明确“煤电价格联动机制不再执行”等等，确实会给煤电企业的经营环境带来不利影响。但深入挖掘，辩证思考，其中也不乏一些“正能量”：一是首次确立了与煤电新的战略定位相一致的“容量补偿机制”，“两部制电价”推行可期。业内外基本形成共识，煤电已由过去的“主体电源”，转向近中期“基荷电源与调节电源并重”，再到长远“调节电源”，为保障电力安全供应兜底，为全额消纳清洁能源调峰，起到“压舱石”作用，但其利用小时大幅下降，将越来越低于5000左右的核价利用小时。因此，现行的单一制电度电价，已不能适应能源清洁转型背景下电力市场的新形势、煤电的新定位。令人欣慰的是在文中“配套改革”部分首次明确“对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成”，成为本次煤电价改最大的一个亮点。近年来，云贵川、青海、宁夏、广西等能源清洁大省的煤电几乎成了备用电源，再加上低电价、高煤价的影响，煤电企业集体亏损，资不抵债，深陷困局。“两部制电价”的出台，点燃了煤电企业的“希望之光”。

二是新电改下构建高比例消纳清洁能源电力系统（市场）的实践证明，发挥煤电“灵活性价值”要有政策保障。辽宁等东北区域进行了有益的探索，可望在全国推广，真正形成由发电、电网、用户共同参与的辅助服务市场。文中再次强调要“完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格，以补偿燃煤发电合理成本”。可以预见，这一政策的完善，有利于提高煤电灵活性改造的积极性，也有助于未来煤电的长期生存。

三是将燃煤标杆电价改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，从体制机制解决了产生煤电矛盾的基础。煤电新的定价机制，改变了过去标杆电价长期固化、政府调价严重滞后的缺陷，也从运行体制机制上实现了“计划电”到“市场电”的转变，并与“市场煤”作了顺承对接，有利于在发电侧真正引入竞争机制、发挥电力市场在资源配置中的决定作用，有利于电价及时反映“两个变化”——电力市场供求变化和发电燃料成本变化，也有利于促进煤、电上下游产业的协调发展。当然，这种定价机制比较适合山东、内蒙古、广东、江苏等煤电大省，而且对煤电企业来讲，是“双刃剑”，如何适应、运用新的市场定价机制，改善电力供求关系、降低燃料成本、提高竞争力成为关键。

四是煤电市场价格只限定“2020年暂不上浮”。这就预示着“十四五”有上浮不超过10%的可能，即使下浮也有“下限”控制，原则上不超过15%。当然，2020年加了一个“天花板”，受到了行政约束。但理性分析，2020年全国经济下行压力加大，电力供需仍是总体宽松，煤电电价市场化改革后，并不具备上涨的动能，只是会对电力供求紧张的局部区域或高峰时段的煤电企业报价产生负面影响。而且，文中要求“规范政府行为”，督促各地坚持市场化方向，对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛，在交易组织、价格形成等过程中，不得进行不当干预。

五是对“煤电价格联动机制不再执行”，不必太担心。起始于2004年的煤电联动政策，突然取消，引起了电力业内外的热议，甚至让煤电企业悲观失望。其实，我个人理解，不必太担心。首先，煤电联动既然是一种“机制”，就不可能被取消。这就像人渴了要喝水、饿了要吃饭一样，也像水涨船高的自然现象一样，是一种“长在身上”的内在规律。因此，取消的是一项“政策”，而不是“机制”。其次，进入“十三五”，煤电联动政策搁置不动，实际上成了“镜中花”“水中月”。即使过去联动时，也往往不及时、不到位。第三，如果说取消煤电联动政策是关上“一扇窗”，新的市场定价机制则是开了“一道门”。因为煤电竞价交易能分分钟反映电力市场供求变化和发电燃料成本变化。燃料成本推动电价提高是一种内在要求，我们真正要关注的是不要让电力市场严重过剩扭曲了成本、价格联动的合理逻辑。近年来，煤电市场交易价格降幅收窄、出现上涨正是对煤炭高价的正常反应。

当然，上述煤电价改政策，国家发展改革委要求各省制定“细化实施方案”，各省能否全面地、非选择性地贯彻落实，能否在“十四五”真正见效，改善煤电企业的政策环境，仍有待进一步观察。我们煤电企业一方面要继续积极反映合理诉求，增加国家与地方政策制定中的话语权，协助地方政府在实施方案中体现国家电改、价改初衷；另一方面也要认识到，“优胜劣汰”“适者生存”是我国推进电力市场化改革、全球能源清洁转型的必然结果，如何抓住政策、市场的“窗口期”，正确运用新的市场定价机制，改善电力供求关系，千方百计实现扭亏增盈仍是我们最重要的工作主旋律。