2.套用煤电联动模型模拟测算应调整“标杆价”。对标2019年7月当月CTCI指数，可测得“标杆价”每千瓦时应提高0.42分，对应2019年燃煤发电量4.6万亿千瓦时(中电联公布2019年火电5万亿千瓦时，2018年燃煤发电占火电比重91%)，涉及金额194亿元。

　　如此来看，如果认为2017年7月CTCI指数对应的电煤价格是基本合理的，那么在当前电煤价格下“标杆价”应该下调0.42分，对应提供降价资金194亿元可通过电网企业全额传导至终端用户，对缓解资金需求会有很大帮助。

　　三 合理利用煤价下跌空间的政策基础

　　2019年10月，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(后文简称“指导意见”)，以“基准价+上下浮动”机制替代了实施多年的燃煤标杆电价这种具有典型政府管制色彩的价格制度。按照《指导意见》要求，“基准价按当地现燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%”。可以说，“基准价+上下浮动”机制是政府价格管制和市场化机制有机结合的结果，是一种“半市场化”的过渡性制度。与此同时，《指导意见》也顺带取消了煤电价格联动机制。

　　“基准价+上下浮动”机制确立后导致两个主要变化。一是燃煤发电市场化电量与非市场化电量得到分离，市场化部分可以双边或竞价方式确定浮动水平，签订长期合同;非市场化部分由电网企业以基准价提供供电保障服务。二是原来与燃煤标杆电价挂钩的可再生能源补贴、核电价、气电价等价格全部调整为参考基准价。

　　不难理解，对于管制用户，基准价是对燃煤标杆电价的简单“平移”;对于市场化用户，基准价目前也发挥着“价格锚”的作用。《指导意见》同时明确，“国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整”，实际上为政府按照需要调整这个“价格锚”提供了政策上的可能。

　　目前，国家发改委并未就适时调整基准价出台执行细则，基准价的调整依据、频率、幅度都未明确。

　　四 下调基准价，不是说调就能调

　　很显然，基准价调整是牵一发而动全身的大事，国家发改委需要考虑的因素很多，不是“有空间”“有政策”就可执行的。具体来看至少包括了以下几个考虑。

　　1.避免产生对政策的随意性质疑。“基准价+上下浮动”机制去年年底刚刚下发，各省也还在明确执行细节，配套制定适用于本地的细则，此时对基准价格进行调整不利于各省政策的出台，更容易遭受各方面对政策随意性的质疑。

　　2.避免管制手段回潮。尽管适时调整被写进了《指导意见》，但《指导意见》也同样明确要“根据市场发展”对基准价和浮动范围进行调整，即调整也是基于市场发展的需要，反过来说则是尽量避免政府管制手段影响到市场供求信息的表达。

　　3.浮动机制可自发地向终端用户传导低成本空间。电力市场供需双方按照自利原则建立买卖关系，只要在下浮15%范围以内，煤炭价格下降形成的成本空间将沿着“发电成本-购电成本-用电成本”的路径传导至终端。

　　4.牵扯到可再生能源发电补贴政策。基准价下调，风电、光伏标杆电价变或不变都产生相应风险：如果风光标杆价同步下调，可维持补贴标准，但可再生能源发电企业的收入会减少，特别是欠补情况下将直接影响现金流;如果风光标杆价不同步下调，相当于提高了补贴标准，在当前补助资金缺口较大的情况下，补贴需求增加对国家财政将形成更大压力。

　　五 真的调不了?还得实事求是开展具体分析

　　尽管顾虑较多，但一个政策是否出台或调整，都要以客观事实为判断标准。特别是在当前宏观经济遭受新冠疫情重大影响的情况下，加强研判负面冲击的影响持续时间、范围、强度和国内外差异，在此基础上分析煤炭和电力供需在市场化转型条件下的短、中期变化，站在整个能源产业链的高度，以减少社会用能成本负担、能源产业链整体可持续发展为目标，发挥市场引导供需协调的功能，科学设定降价需求、合理安排资金来源，所谓政策随意性、管制手段回潮等“问题”就真的只是“顾虑”罢了，毕竟可经历史检验的政策不用担心形式上的问题。从浮动机制有效性来看，目前现货市场尚未成型，浮动价格主要在中长期合同中落定，传导成本空间的能力十分有限，更何况不参与市场的那部分空间无从传导。至于可再生能源发电补贴问题，或许此时正是出台补贴标准与基准价脱钩政策的时机，方法总比问题多。当然，没有考虑到的种种还很多，还需要各方多展开讨论。