據新華社9月26日晚間報道，26日召開的國務院常務會議決定，對尚未實現市場化交易的燃煤發電電量，從明年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行標杆上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。

這意味著，中國將告別已經實行了15年的煤電聯動機制。

為解決“市場煤”與“計劃電”的矛盾，2004年12月，國家發改委印發了《關於建立煤電價格聯動機制的意見》，要求加強電煤價格監測工作，穩妥實施煤電價格聯動，適當調控電煤價格，加強對電煤價格的監督檢查，即根據煤炭價格波動相應調整電價。

該機制出臺的背景在於，中國煤電機組在總髮電裝機中佔比超過五成、在總髮電量中佔比超過六成，而燃料成本在煤電機組的營業成本中佔比七成左右，煤價的變化對機組邊際利潤空間存在巨大影響。煤電價格聯動機制著眼於理順煤電價格關係，促進煤炭與電力行業全面、協調、可持續發展。上述意見也提出了上網電價與煤炭價格聯動、銷售電價與上網電價聯動、確定電價聯動週期等舉措。

近年來，中國加快推進電力體制改革，將過去執行“政府定價”的計劃交易轉為雙方“協商定價”的市場化交易。當前，燃煤發電市場化交易電量已佔約50%、電價明顯低於標杆上網電價。因此煤電聯動機制已經失去其原本意義。而且，之前的煤電聯動政策較多注重上游的煤價，對下游的需求端關注不夠。實際上在“去產能”和高煤價的雙重壓力下，火電企業近年來的日子並不好過。就連根正苗紅的央企也是如此。

自中國供給側結構性改革以來，受降成本、降電價的總體要求制約，煤電價格聯動機制基本已經陷入停滯狀態。當前燃煤發電市場化交易電價明顯低於標杆上網電價，背後折射出的正是全社會用電量增長乏力、非燃煤發電量佔比提升的電力市場現狀。在這樣的電力供需形勢下，加速電力市場化改革，大概率會增大電價下調的空間，燃煤發電企業只能從煤價上尋求更多的利潤空間，這意味著電廠對動力煤價格的壓價意願會增強。

在新機制下，下游的需求也可以影響電價，比如說如果電力供大於求，電價自然就會往下走；電力供應緊張，電價就會上浮。此次出臺的政策進一步兼顧了上下游波動，結合了煤炭價格和電力市場狀況。

從生產端看，火電企業必然將控制煤炭價格成本（目前平均約佔電價成本65%左右）及提升度電煤炭消耗兩方面工作推進到更重要的層面，無形中會對降低對動力煤的需求，以市場競爭的機制推動煤價保持在對煤電雙方利益更加均衡的價格中樞之中，同時也將火電企業的技術改進工作不斷向前推進。另外，競價模式還將為未來新能源消費開啟空間，以邊際成本的競爭決定發電專案的上網優先權的良性發展模式，實現國家電改工作始終倡導的“提高用能效率、降低系統用能成本”的根本宗旨。

有分析師表示，由於總火力發電量不變，對煤炭整體需求沒有影響。而規定了電價下浮不超過15%，本質上對電廠是種保護，擔心價格戰過於慘烈，衝擊比之前預想的略小。另外，他還認為電廠盈利會分化加大，成本優勢強的企業通過降價加大發電小時數，發電量增長彌補有限的電價下調，盈利未必下降還可能上升。成本高的電廠可能小時數和電價雙降。長期看有利於火電企業產能集中。煤電價格聯動機制取消，利好西部煤炭企業和長協銷售量佔比高的企業。

總體來看，在國內供應穩步提升和供給側結構性改改革的大背景下，2019年國內煤炭市場淡旺季波動規律性逐漸削弱，煤價階段性上漲或是下跌均將受到一定限制，並逐漸向綠色區間（500-570元/噸）靠攏。今年全國煤炭價格走勢呈現出兩大特點，一是價格重心整體下移，二是價格波動幅度收窄。以秦皇島港5500大卡動力煤為例，2018年煤價最高值為2月初的770元/噸，全年煤價最低值為4月中旬的565元/噸，兩者價差205元/噸。2019年1月1日至2019年9月26日平均價格為603元/噸，同比下跌58元/噸，跌幅達8.77%，全年價格位於580-640元/噸之間執行，從資料中我們可以明顯看見今年煤炭價格重心在下移的同時，波動幅度也有所收窄。

當前煤炭市場供需格局趨於寬鬆。首先從供應來看，國內方面，今年以來國家發改委、能源局共新建批覆煤礦專案30個，合計產能15970萬噸/年，隨著先進產能的加速釋放，晉陝蒙等重點產煤地區煤炭產量得到有效增加，1-8月份，全國原煤產量240929萬噸，同比增長4.5%。進口煤方面，儘管有關部門對進口煤進行嚴格管控，多地區取消異地報關，但今年進口煤數量仍然不斷攀高，1-8月份，全國進口煤炭22028.4萬噸，同比增長8.1%。需求方面，受貿易戰影響，工業用電不斷疲軟，加上新能源和外來電的不斷擠壓，今年沿海六大電廠耗煤量出現下滑，與此同時在長協煤以及進口煤的有效補庫下，電廠庫存卻居高不下，採購以剛性需求為主，直接對煤價形成打壓。