在新一輪電力體制改革邁入全面實施階段之際，燃煤電廠上網(wǎng)電價的“一漲一跌”顯示了政府在放開競爭性環(huán)節(jié)電價之前執(zhí)行煤電聯(lián)動政策的意愿，突出了支持降低碳排放、鼓勵利用清潔能源的意愿，以及公平分攤環(huán)境治理成本的原則。這對我國電力及相關(guān)行業(yè)產(chǎn)生巨大影響：發(fā)電企業(yè)尤其燃煤電廠利潤將下降，煤炭業(yè)降價壓力進一步增大，推動燃煤發(fā)電企業(yè)加大超低排放改造力度，抑制火電裝機量過快增長，推動電力業(yè)供給側(cè)改革，加快兼并重組。

在電力體制改革6個相關(guān)配套文件11月30日發(fā)布正式后不久，事關(guān)電力體制改革的核心——電價調(diào)整政策也密集出臺，具體體現(xiàn)為“一漲一跌”：“漲”指12月9日三個部門發(fā)文，對燃煤電廠超低排放實施電價支持政策，明年元旦前已并網(wǎng)運行的現(xiàn)役機組上網(wǎng)電量每度上漲1分，之后并網(wǎng)運行的新建機組每度上漲0.5分。“跌”指從明年起火電上網(wǎng)電價可能下調(diào)，每度電平均降3分。在電改進一步向縱深邁進時，燃煤電廠上網(wǎng)電價“一漲一跌”，其背后的涵義，是當前電力市場供大于求，新增發(fā)電尤其火電裝機容量過快增長的矛盾，體現(xiàn)了電力與煤炭行業(yè)利潤的巨大差別，有利于降低社會用電成本，顯示了政府在放開競爭性環(huán)節(jié)電價之前執(zhí)行煤電聯(lián)動政策的意愿，突出了支持降低碳排放、鼓勵清潔能源利用的意愿，以及公平分攤環(huán)境治理成本的原則。

2012年以來，我國經(jīng)濟進入新常態(tài)，能源消費增速放緩也成為新常態(tài)。據(jù)統(tǒng)計，10月全國全社會用電量4491億千瓦時，同比下降0.2%。1至10月全社會用電量累計45835億千瓦時，同比僅增0.7%。而同期全國規(guī)模以上發(fā)電企業(yè)累計完成發(fā)電量46511億千瓦時，市場供大于求，發(fā)電機組平均利用小時數(shù)降低，而電源尤其以煤電為主的火電新增發(fā)電裝機容量同比增長54.3%。更讓人擔憂的是，還有1.2億千瓦的火電在建規(guī)模和1.7億千瓦的火電路條規(guī)模。電力過剩，電價下調(diào)就是理所當然的事。

在火電發(fā)電成本構(gòu)成中，煤炭占了約70%，正因為此，火電行業(yè)和煤炭行業(yè)兩者盈利能力此消彼長。2012年后，煤炭市場大逆轉(zhuǎn)，煤價持續(xù)下降，火電企業(yè)盈利能力暴增。今年以來，國內(nèi)煤炭價格繼續(xù)走低，電力行業(yè)直接成本指數(shù)連續(xù)37個月位于臨界值100以下區(qū)間。1至9月電力生產(chǎn)業(yè)累計完成利潤總額2667億，同比增長15.1%。因此，許多地方紛紛呼吁下調(diào)電價，降低社會用電成本。

煤電聯(lián)動政策始于2004年底，當時規(guī)定，以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期，若周期內(nèi)平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便相應調(diào)整電價。遺憾的是，過去多年來此項政策未能獲得實質(zhì)性推進，主要原因有兩點：該政策本質(zhì)上仍屬行政性調(diào)價，是電力體制改革的過渡方案，有一定缺陷和模糊性，不能從根本上解決“計劃電”和“市場煤”之間的矛盾;電力作為基礎(chǔ)性能源，國家一直將電價當作宏觀調(diào)控和維護社會穩(wěn)定的工具，未能真正體現(xiàn)電力的商品屬性，此前煤炭價格大幅上漲時，考慮到保障民生和社會穩(wěn)定等因素，上網(wǎng)電價也多次未上調(diào)。如今煤炭價格下跌，發(fā)電利用小時率下降，發(fā)電企業(yè)不愿意下調(diào)電價主動降低利潤，而煤炭企業(yè)擔心發(fā)電企業(yè)利潤減少，會壓縮成本，從而對煤炭價格帶來壓制。煤電雙方執(zhí)行聯(lián)動政策的意愿均不強，導致政策未能執(zhí)行到位。基于此，2012年政府將煤炭計價周期調(diào)整為1年，計算煤價漲跌的時點為每年元旦。2013年10月、2014年9月和2015年4月，上網(wǎng)電價曾三度下調(diào)，但每次調(diào)價政策出臺并未明確提出降價是執(zhí)行煤電聯(lián)動政策。今年發(fā)布的電力體制改革文件規(guī)定，在放開競爭性環(huán)節(jié)電價，未形成真正的市場化電價之前，上網(wǎng)電價仍執(zhí)行標桿電價體系，而通過標桿電價反映市場供求狀況的核心和抓手還是執(zhí)行煤電聯(lián)動政策。

進入冬季以來，華北、黃淮地區(qū)持續(xù)遭遇大范圍霧霾天氣。研究表明，原煤污染和工業(yè)排放是霧霾的元兇之一。而在我國的能源消費結(jié)構(gòu)中，一次能源以煤為主、電力生產(chǎn)以火電為主的格局將長期存在，要在保持經(jīng)濟增長的同時兌現(xiàn)減排承諾，在天然氣、風能等其他清潔能源占比短期內(nèi)難以大幅提升的前提下，煤炭清潔化利用成為關(guān)鍵。而煤炭清潔發(fā)展的路徑之一就是基于超低排放的燃煤發(fā)電。為此，月初的國務院常務會議決定，在2020年前對燃煤機組全面實施超低排放和節(jié)能改造，使所有現(xiàn)役電廠每千瓦時平均煤耗低于310克、新建電廠平均煤耗低于300克，堅決淘汰關(guān)停不符合強制性標準要求的落后產(chǎn)能。并要求對超低排放和節(jié)能改造加大政策激勵，加大優(yōu)惠信貸融資支持，財政專項資金向節(jié)能減排效果好省份適度傾斜。此次政府部門及時出臺超低排放電價補貼政策，使部分超前的電廠受惠，表明了國家鼓勵燃煤電廠加快推進超低排放改造的堅決態(tài)度和意愿。除中央政府外，山東、山西、河北等省份也陸續(xù)出臺地方版的燃煤電廠超低排放改造相關(guān)政策和規(guī)定，有的省還提出了比國家標準更為嚴格的要求。在此大背景下，燃煤電廠出于謀求自身生存，以及獲得新項目審批等種種內(nèi)在需要的驅(qū)動，也已經(jīng)開始紛紛進行超低排放改造。當然，這種改造需要投資，會增加燃煤電廠的成本。據(jù)測算，全國范圍超低排放改造之后的總成本加上運維和財務費用，大約在2分左右，高的甚至能到3分。因此，此次補貼電價將部分緩解燃煤電廠超低排放改造所帶來的成本壓力，充分體現(xiàn)環(huán)境治理成本公平分攤原則。

在新一輪電力體制改革從之前繪就宏偉藍圖邁入全面實施階段之際，燃煤電廠上網(wǎng)電價的“一漲一跌”將對我國電力及其他相關(guān)行業(yè)產(chǎn)生巨大影響：發(fā)電企業(yè)尤其燃煤電廠利潤將下降，煤炭行業(yè)降價壓力進一步增大;將推動燃煤發(fā)電企業(yè)加大超低排放改造力度;會抑制火電裝機量過快增長，推動電力行業(yè)供給側(cè)改革，電力行業(yè)兼并重組加快。

其實，目前國內(nèi)很多發(fā)電企業(yè)已在集中改造旗下的燃煤機組，燃煤機組超低排放的國家標準要求并不高，很多燃煤電廠都能做到，實際執(zhí)行比國家要求還高。近兩年煤炭價格下跌，燃煤發(fā)電企業(yè)盈利形勢好轉(zhuǎn)，有能力有錢投資升級改造技術(shù)。更何況超低排放機組享受2分錢的脫硫脫硝電價補貼，同時保證機組發(fā)電利用小時數(shù)。所以，當前超低排放改造已具有良好的基礎(chǔ)，隨著國家鼓勵燃煤機組超低排放的電價政策的出臺，超低排放經(jīng)濟社會效益明顯，發(fā)電企業(yè)更有動力加大超低排放改造力度。