國務院總理李克強4月8日主持召開國務院常務會議,決定：

一、下調全國燃煤發(fā)電上網電價平均每千瓦時約2分錢；

二、將全國工商業(yè)用電價格平均每千瓦時下調約1.8分錢；

三、利用降價空間，適當疏導天然氣發(fā)電價格以及脫硝、除塵、超低排放等環(huán)保電價的突出結構性矛盾。

　　第一、降級幅度明顯。本次燃煤發(fā)電上網電價平均下調2分/kWh，降價幅度約為5%，明顯高于上一次（2014年9月）電價下調0.93分/kWh，降幅2.2%左右水平。

　　第二、強調煤電聯(lián)動，機制有待明確。根據國務院常務會議精神，本次是按照煤電價格聯(lián)動機制做出的調整。2015年4月8日5500K環(huán)渤海煤炭價格為459元/噸，而上次上網電價調整（2014年9月1日）時的價格為482元/噸，煤價下降了23元/噸，價格變動為5%。滿足了煤電聯(lián)動的觸發(fā)條件。然而《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》（國辦發(fā)〔2012〕57號）僅規(guī)定了煤價上漲時由電力企業(yè)消納煤價波動的10%，而沒有對煤價下跌過程中如何實行煤電聯(lián)動進行說明。即便全部煤價波動都反映到電價中，折算電價降價幅度約為0.9分/kWh。而如果將年初至今的煤價變化（環(huán)渤海5500大卡煤價降低了66元/噸）全部反映到電價上，對應的降價幅度則接近2.6分/kWh。因此，本次的煤電聯(lián)動仍然不夠清晰，對于煤電聯(lián)動機制的聯(lián)動周期選擇以及降價聯(lián)動規(guī)則仍有待明確。

　　第三、對用電量需求刺激效果有待觀察。本次上網電價調整，沒有像2013年和2014年一樣僅用于疏導環(huán)保電價，而是基本反映到了下游的工商業(yè)電價。終端電價下調可以從一定程度上刺激電量消費增長。然而，一方面對于電價較為敏感的高耗能產業(yè)，仍將繼續(xù)執(zhí)行差別電價和懲罰性電價，受到影響較小；另一方面，用電量需求增長放緩的根本原因并非是電價過高，而是經濟進入新常態(tài)后的增速換擋和結構調整。因此電價下調對用電量的拉動效果仍需要下游實體經濟需求的支撐。

　　第四、加劇發(fā)電企業(yè)之間的競爭，實際上網電價可能進一步下降。由于上網電價下降，煤電企業(yè)為了保持利潤，可能進一步加大對利用小時數的爭奪。在已經開展大用戶直供電試點的省份，競爭可能加劇，導致實際成交價格較下調后的上網電價更低。

　　第五、燃氣發(fā)電前景仍不明朗。本次上網電價下調2分/kWh，除去工商業(yè)用電價格下調1.8分/kWh，剩下的0.2分/kWh將用于疏導天然氣發(fā)電價格以及煤電超低排放補貼。盡管如此，我們依然認為燃氣發(fā)電的前景并不明朗，這主要是因為在下游需求沒有明顯改善的前提下，燃氣發(fā)電調峰的市場空間不會有明顯增長。而煤電上網電價的下調將進一步擠壓氣電的空間。這意味著，即便燃氣發(fā)電上網電價有所提升，但是利用小時數難以大幅增長。

　　第六、可再生能源補貼壓力有可能增大。煤電上網電價下調后，與風電、光伏的上網標桿電價差距增大。由于這部分差價主要依靠可再生能源發(fā)展基金補貼，煤電上網電價下調一定程度上增加了可再生能源的補貼壓力。但是考慮到近期已經下調了風電上網電價，且未來即將頒布可再生能源配額制度，由此帶來的影響有限。