国务院办公厅2012年年底印发的《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》（以下简称《意见》）规定，“继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。”

目前，时间离《意见》下发时为起点的一年调价周期还有两个多月，各方关于是否下调电价仍然存在很大争论。支持下调电价者认为，电价下调有助于降低企业生产成本，增强产品市场竞争力和企业盈利能力，进而促进经济进一步企稳回升。反对电价下调者认为，电价下调可能会助涨高耗能产业的发展，不利于 节能减排，可能会影响发电企业环保积极性，不利于大气污染防治等等。反对者认为，之前煤价长期上涨时，发电企业承受了长时间的高成本，进而导致资产负债率不断上升，企业经营困难，现在煤价下降了，应该让发电企业也多过几天好日子，弥补一下之前的亏损。

到底该不该启动煤电联动，下调电价呢？笔者个人认为，既然制定了新的煤电联动机制，而目前下调电价又不会给经济社会发展造成明显负面影响，为了维护机制的严肃性和政策的公信力，在煤电联动窗口开启之时，应该适时按照既定规则调整电价。

如果启动煤电联动，电价需要下调多少呢？个人认为，这主要取决于煤价的下降幅度。《意见》下发以来各地电煤价下调幅度早已超过5%。截至9月30日，中国太原动力煤交易价格指数累计下降21.3%，5500大卡样本动力煤价格累计下降82元，降幅为15.4%；截至9月25日，环渤海5500大卡动力煤平均价格累计下降103元，降幅为16.2%；截至9月30日，广州港神混1号库提价累计下降90元，降幅为12.3%；截至9月上旬，南通华能5800大卡大同煤、扬州二电5500大卡蒙煤到厂价格分别累计下降85元和95元，降幅分别为11.7%和13.9%。

9月25日，新的可再生能源电价附加征收标准和脱硝、除尘补偿标准已经开始实施，国庆节前也传出各地陆续下调燃煤发电上网电价的消息。煤价降幅超过了5%，而为了解决提高可再生能源电价附加和脱硝、除尘等环保电价调整资金来源，各地也陆续下调了火电上网电价。虽然发改委强调此次电价调整只是结构调整，不是煤电联动，但毕竟各地煤电上网电价已经不同程度下调了，一年一度的煤电联动是否还需要执行？笔者个人认为，是否执行煤电联动要看各地上网电价下调幅度是否达到了煤电联动的标准，如尚未达到煤电联动标准，那在煤电联动窗口打开之时，煤电上网电价需要再度调整。

通过前面一组煤价数据不难看出，去年年底至今，无论是主产地价格，还是中转港价格，抑或是电厂用户到厂价，下降均在80元以上，降幅均在10%以上。依据新的煤电价格联动规定，发电企业消纳煤价波动的比例为10%。按照这一标准，煤价下降80元或10%的情况下，电价究竟需要下调多少？不妨简单测算一下。

方法一：煤价变动收益补偿法。按照煤价下降80元测算，电厂如果消纳10%，那么下调的电价需要抵消煤价下降72元给企业带来的收益。2012年，全国供电耗煤率为321克标准煤/千瓦时，火电厂用电率为6%，据此测算火电企业发电耗煤率为302克标准煤/千瓦时，以5500大卡动力煤为例，煤价下降72元给火电企业带来的新增收益，相当于电价上涨2.77分/千瓦时。也就是说，按照煤价变动收益补偿法测算，截止到目前为止，如果启动煤电联动火电企业上网电价每千瓦时需要下降2.77分。

方法二：电价、煤价等幅调整法。以煤价下降10%测算，如果发电企业同样消纳煤价波动的比例为10%，那电价应该下降9%。考虑到发电企业燃煤成本约占总成本的70%，为公平考虑，电价中体现燃煤成本以外的其他部分不进行调整。也就是说，电价下调的基数应该是目前电价的70%，煤价下降10%，电价应该下降70%上网电价的9%。目前，山西、浙江两省燃煤机组不含脱硫、脱硝标杆上网电价分别为0.3707元/千瓦时和0.467元/千瓦时，70%的上网电价分别为0.2595元/千瓦时和0.3269元/千瓦时，这部分上网电价的9%则分别为2.34分/千瓦时和2.94分/千瓦时。因此，如果启动煤电联动，按照煤价下降10%测算的话，山西和浙江两省燃煤机组不含脱硫、脱硝标杆上网电价每千瓦时分别应该下降2.34分和2.94分。

通过以上分析不难看出，传言中的各省燃煤发电上网电价下调额度均低于启动煤电联动后电价应该下调的额度。因此，煤电联动窗口打开之时，如果煤价仍然处于目前水平，燃煤发电上网电价则需要再度调整，届时销售电价也需要适当下调。结合煤电联动机制明确的电价调整标准和前段时间各地上网电价的下调幅度，很多地区火电上网电价应该再度下调1分以上。届时，结合各种电源的上网电价及其占比，销售电价也应该适当下调。