近年来，随着电力市场化改革不断深化，竞争性环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展。经过多年发展，我国加快推进燃煤上网电价市场化改革的有利时机也在不断累积。应着力构建市场化价格形成机制，平稳有序放开燃煤发电上网电价，加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号，使市场机制作用得到更大限度的发挥。  

　　近日，国家发展和改革委员会印发了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确自2020年起，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，同时取消现行煤电价格联动机制。此举意味着我国电力价格市场化改革向前迈出了一大步。

　　早在2004年，国家发展改革委建立了燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制，首次公布了各地燃煤机组发电统一上网电价水平，并在以后年度根据发电企业燃煤成本变化适当调整。从运行情况看，这一机制已经成为上网侧电价形成的重要基准，对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展都发挥了重要作用。

　　近年来，随着电力市场化改革不断深化，竞争性环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展。例如，在电煤价格高位运行时，电力供求却相对宽松，二者走势背离等因素导致的电价影响因素趋于复杂，缺乏弹性执行机制的“标杆价”很难适时适度地做出反应。又如，上网标杆电价很难反映出电力企业的成本变化，发电企业对技术改造和效率提升的积极性和主动性大大减弱，这不利于电力上下游产业协调可持续发展。

　　经过多年发展，我国加快推进燃煤上网电价市场化改革的有利时机也在不断累积。

　　从政策层面看，党中央、国务院在关于电力体制改革和价格机制改革相关文件中明确提出，要坚持“管住中间、放开两头”，有序放开输配以外的竞争性环节电力价格。

　　从实践层面看，输配电价格改革已经实现了全覆盖，“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立；各地电力市场化交易规模不断扩大，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成，现货市场已开始建立。

　　从市场供需格局看，全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平，进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件，这为加快推进竞争性环节电力价格市场化改革提供了有利基础。

　　根据改革方案，国家发展改革委将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。通过这一变化，买卖双方可以根据外部形势的变化，更加自主自愿地商定浮动价格，从而使价格更能反映发电成本，能够更好地反映电力供求变化，并把电力供求变化反向传导至电煤供求关系中，进而影响电煤价格谈判，进一步缓解“煤电顶牛”现象。

　　从更长远的角度看，这一改革有利于更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用，可以将技术进步带来的效率提升反映在电价中，进而倒逼低效率机组逐渐退出市场，从而实现资源优化配置和发电效率整体提升，更有利于推动电力行业可持续发展。

　　当前，我国燃煤发电量约占全部发电量的65%。构建市场化的价格形成机制，平稳有序放开燃煤发电上网电价，加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号，使市场机制作用得到更大限度的发挥，无论对于发电企业，还是上游煤炭行业和下游用户，都将产生深远而有益的影响。