煤电上网价“一涨一跌”的政策意图

　　在新一轮电力体制改革迈入全面实施阶段之际，燃煤电厂上网电价的“一涨一跌”显示了政府在放开竞争性环节电价之前执行煤电联动政策的意愿，突出了支持降低碳排放、鼓励利用清洁能源的意愿，以及公平分摊环境治理成本的原则。这对我国电力及相关行业产生巨大影响：发电企业尤其燃煤电厂利润将下降，煤炭业降价压力进一步增大，推动燃煤发电企业加大超低排放改造力度，抑制火电装机量过快增长，推动电力业供给侧改革，加快兼并重组。

　　在电力体制改革6个相关配套文件11月30日发布正式后不久，事关电力体制改革的核心——电价调整政策也密集出台，具体体现为“一涨一跌”：“涨”指12月9日三个部门发文，对燃煤电厂超低排放实施电价支持政策，明年元旦前已并网运行的现役机组上网电量每度上涨1分，之后并网运行的新建机组每度上涨0.5分。“跌”指从明年起火电上网电价可能下调，每度电平均降3分。在电改进一步向纵深迈进时，燃煤电厂上网电价“一涨一跌”，其背后的涵义，是当前电力市场供大于求，新增发电尤其火电装机容量过快增长的矛盾，体现了电力与煤炭行业利润的巨大差别，有利于降低社会用电成本，显示了政府在放开竞争性环节电价之前执行煤电联动政策的意愿，突出了支持降低碳排放、鼓励清洁能源利用的意愿，以及公平分摊环境治理成本的原则。

　　2012年以来，我国经济进入新常态，能源消费增速放缓也成为新常态。据统计，10月全国全社会用电量4491亿千瓦时，同比下降0.2%。1至10月全社会用电量累计45835亿千瓦时，同比仅增0.7%。而同期全国规模以上发电企业累计完成发电量46511亿千瓦时，市场供大于求，发电机组平均利用小时数降低，而电源尤其以煤电为主的火电新增发电装机容量同比增长54.3%。更让人担忧的是，还有1.2亿千瓦的火电在建规模和1.7亿千瓦的火电路条规模。电力过剩，电价下调就是理所当然的事。

　　在火电发电成本构成中，煤炭占了约70%，正因为此，火电行业和煤炭行业两者盈利能力此消彼长。2012年后，煤炭市场大逆转，煤价持续下降，火电企业盈利能力暴增。今年以来，国内煤炭价格继续走低，电力行业直接成本指数连续37个月位于临界值100以下区间。1至9月电力生产业累计完成利润总额2667亿，同比增长15.1%。因此，许多地方纷纷呼吁下调电价，降低社会用电成本。

　　煤电联动政策始于2004年底，当时规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便相应调整电价。遗憾的是，过去多年来此项政策未能获得实质性推进，主要原因有两点：该政策本质上仍属行政性调价，是电力体制改革的过渡方案，有一定缺陷和模糊性，不能从根本上解决“计划电”和“市场煤”之间的矛盾；电力作为基础性能源，国家一直将电价当作宏观调控和维护社会稳定的工具，未能真正体现电力的商品属性，此前煤炭价格大幅上涨时，考虑到保障民生和社会稳定等因素，上网电价也多次未上调。如今煤炭价格下跌，发电利用小时率下降，发电企业不愿意下调电价主动降低利润，而煤炭企业担心发电企业利润减少，会压缩成本，从而对煤炭价格带来压制。煤电双方执行联动政策的意愿均不强，导致政策未能执行到位。基于此，2012年政府将煤炭计价周期调整为1年，计算煤价涨跌的时点为每年元旦。2013年10月、2014年9月和2015年4月，上网电价曾三度下调，但每次调价政策出台并未明确提出降价是执行煤电联动政策。今年发布的电力体制改革文件规定，在放开竞争性环节电价，未形成真正的市场化电价之前，上网电价仍执行标杆电价体系，而通过标杆电价反映市场供求状况的核心和抓手还是执行煤电联动政策。

　　进入冬季以来，华北、黄淮地区持续遭遇大范围雾霾天气。研究表明，原煤污染和工业排放是雾霾的元凶之一。而在我国的能源消费结构中，一次能源以煤为主、电力生产以火电为主的格局将长期存在，要在保持经济增长的同时兑现减排承诺，在天然气、风能等其他清洁能源占比短期内难以大幅提升的前提下，煤炭清洁化利用成为关键。而煤炭清洁发展的路径之一就是基于超低排放的燃煤发电。为此，月初的国务院常务会议决定，在2020年前对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，坚决淘汰关停不符合强制性标准要求的落后产能。并要求对超低排放和节能改造加大政策激励，加大优惠信贷融资支持，财政专项资金向节能减排效果好省份适度倾斜。此次政府部门及时出台超低排放电价补贴政策，使部分超前的电厂受惠，表明了国家鼓励燃煤电厂加快推进超低排放改造的坚决态度和意愿。除中央政府外，山东、山西、河北等省份也陆续出台地方版的燃煤电厂超低排放改造相关政策和规定，有的省还提出了比国家标准更为严格的要求。在此大背景下，燃煤电厂出于谋求自身生存，以及获得新项目审批等种种内在需要的驱动，也已经开始纷纷进行超低排放改造。当然，这种改造需要投资，会增加燃煤电厂的成本。据测算，全国范围超低排放改造之后的总成本加上运维和财务费用，大约在2分左右，高的甚至能到3分。因此，此次补贴电价将部分缓解燃煤电厂超低排放改造所带来的成本压力，充分体现环境治理成本公平分摊原则。

　　在新一轮电力体制改革从之前绘就宏伟蓝图迈入全面实施阶段之际，燃煤电厂上网电价的“一涨一跌”将对我国电力及其他相关行业产生巨大影响：发电企业尤其燃煤电厂利润将下降，煤炭行业降价压力进一步增大；将推动燃煤发电企业加大超低排放改造力度；会抑制火电装机量过快增长，推动电力行业供给侧改革，电力行业兼并重组加快。

　　其实，目前国内很多发电企业已在集中改造旗下的燃煤机组，燃煤机组超低排放的国家标准要求并不高，很多燃煤电厂都能做到，实际执行比国家要求还高。近两年煤炭价格下跌，燃煤发电企业盈利形势好转，有能力有钱投资升级改造技术。更何况超低排放机组享受2分钱的脱硫脱硝电价补贴，同时保证机组发电利用小时数。所以，当前超低排放改造已具有良好的基础，随着国家鼓励燃煤机组超低排放的电价政策的出台，超低排放经济社会效益明显，发电企业更有动力加大超低排放改造力度。