在受到一连串燃煤电厂破产清算的“噩耗”密集打击后，进退维谷的煤电行业似乎并没有迎来久旱之后的“甘露”。
9月26日，国务院常务会议决定，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，对于尚未进入市场进行交易的燃煤发电电量，将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制。至此，从2002年厂网分开后沿用至今的以标杆电价确定同省区煤电机组上网电价的方式，以及实施15之久的煤电价格联动机制即将正式退出历史舞台。
在正式文件印发前，由国务院总理亲自作出的“官宣”，再次彰显了国家以市场化价格机制协调电煤与煤电、电价与上下游价格市场传导途径，实现实体经济与能源经济协同发展的紧迫性与意志力；而在产能过剩“遭遇”市场化改革的关键时期，本已“负重前行”的煤电行业是否还有承压空间？站在转型十字路口的煤电企业又该如何自主命运？
一时间，悲观情绪弥漫于整个行业。
有观点从宏观经济和市场环境推测,在目前以降低用能成本为导向的改革进程中，取消燃煤标杆电价必然是对煤电行业中长期的利空，但从长远来看，成本低、位置相对较好的发电企业则可以通过“直购电”形成相对利好，但这些都取决于供需关系，行业必然面临洗牌。
也有观点立足改革进程判断，改革的目的是希望以市场的“手”解决问题，而当改革措施无法达到助推实体经济发展的目标时，只好借用“看得见的手”。短期内制造业的用能成本还将继续保持下降，以提升我国制造业的市场竞争优势，但从长远看，绿色能源发展的成本、煤电的社会成本都会形成对电价利润空间的挤压，这对于煤电、煤炭产业都会形成利空。
眼下，应对和化解产能过剩已成为重要的政策追求。在供大于求的市场环境中，各电源间形成的替代竞争关系，特别是清洁能源对煤电的替代，证明市场化是促进绿色能源发展并同时实现电价下降的有效手段之一。
在新一轮电力体制改革的深入推进中，我国的电力系统已经实现从严格计划下的平衡向市场化的方式转型，2018年中，我国市场化电量占比已超过3成；各类型的发电机组通常选择以低于标杆电价的价格争夺有限空间内的市场电量。
显然，通过进一步扩大市场规模，以市场顺价替代行政降价，已成为现阶段改革的必然与诉求。而如何在“去产能”的前提下，通过释放有效投资信号抑制不合理装机扩张，以经济性和市场手段倒逼能源转型，则成为谈论煤电走向的重要前提。
“取消燃煤标杆电价，打破了‘一机一价’形成省内均值电价的历史陈规，形成煤炭价格与上网电价，销售电价与用电产品定价的联动与传导机制，是进一步扩大市场,并由市场顺价或者逆序传导电价的过渡性有效手段。而其背后的意义在于，现阶段暂时没有进入大用户直接交易的一般工商业企业，可以通过电网批发、当地政府引导的方式，同享电力相对过剩阶段的用电红利；从较长一段时间或全局角度看，文件的用意之一，是着力于打破跨区、跨省送电的价格壁垒，形成不同电源在输电通道允许条件下各地区间的又一次电力、电量的平衡与成本博弈。”中电联行业发展与环境资源部副主任（正职级）薛静在接受本刊专访时表示：“无论从短期还是中长期来看，对于煤电行业而言，地区之间、不同电压之间、不同用户之间的煤电价格必然在重新平衡中不断被挤出本属于电力企业的利润，形成总体利空的波动过程。”
从保价保量、到保价不保量，再到量价全部交由市场，显然，在能源转型与经济转轨的关键时期，市场化改革并没有留给煤电行业过多的回旋余地。在意义重大的能源转型和迫在眉睫的供给侧改革背景下，无论改革冲击如何汹涌，于煤电而言，在既定的转型路线和紧凑的日程安排中，如何基于市场、基于政策走好眼下的路，或许将是比憧憬“诗与远方”更务实的选择。
