2012年以来，煤炭市场量价齐跌、“熊市”特征明显。按照国家煤电联动规定，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。
2013年10月、2014年9月、2015年3月和2016年1月，火电上网电价曾四度下调，名义上是疏导环保电价矛盾、调整电价结构，实际上是煤电联动的“创新版”。
由于环境约束，新能源发展迅速，天然气供应增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，电力耗煤下降，进口煤冲击，产能过剩态势延续，预计煤炭行业短期内很难扭转秃势。受此影响，火电价格不太可能上涨，除非煤炭市场反转。
核定独立的输配电价，加上政府的严格监管，将产生“油水”挤出效应，让社会分享改革红利。
2015年初，国家发改委发出《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，深圳成为我国首个监管周期电网输配电准许收入和输配电价试点城市。根据发改委的公布，2015至2017年，深圳市的电网输配电价水平分别为每千瓦时0.1435元、0.1433元和0.1428元，比2014年实际深圳输配电价为每千瓦时0.1558元下降了1分多钱。
这意味着，未来三年深圳电网收益累计减少24亿元之多。深圳属于单一城市，集中度高，管理成本低，挤出的“油水”显然不多，但是拓展至全国，按照2014年全社会用电量55233亿千瓦时计算，即使降低1分钱，也是非常巨量可观的。
据中电联统计，2012年我国平均销售电价每千瓦时0.6252元(不含政府基金及附加)，其中：输配电价(不含线损)每千瓦时0.184元，约占销售电价的29.4%。而且，输配电价在三大网之间差距很大，最高的南网每千瓦时0.215元，占销售电价的31.82%，最低的内蒙电网每千瓦时0.105元，占销售电价的25.11%，居中的国网每千瓦时0.182元，占销售电价的29.28%。这其中固然有客观因素的差异，但也不排除存在运行管理的潜力。
可以预见的是，随着独立、规范、透明的输配电价机制的逐步建立，以及政府对电网企业成本和收入监管的加强，电网企业将会通过对标管理，依靠技术进步和体制创新，进一步提升降本增效的积极性，各发电集团也将通过水火调剂、风光互补，实现资源有效配置，积极参与售电侧竞争，共同让社会分享改革红利。
基本结论：总体电价水平“稳中有降”
通过上述初步分析与预测，我们不难得出结论：未来三、五年内，既有电价上涨的动因，更有下跌的机率，除了区域性、结构性、时段性的电价波动外，对冲相抵后，我国总体电价水平将会“稳中有降”，电力用户将分享改革红利。当然，随着后期经济结构调整升级到位，全面深化改革红利释放，电力需求恢复增加，电价长远不排除整体上行的态势。
(本文作者介绍：中国能源研究会理事、华电集团企管法律部主任)
