燃煤电厂上网电价一涨一跌的背后深意你知道吗？-北极星大气网

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2015年11月30日，电改6个相关配套文件正式发布后不久，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”指的是12月9日三个部门下发文件，对燃煤电厂超低排放实施电价支持政策，2016年1月1日以前已并网运行的现役机组上网电量每度上涨1分钱;之后并网运行的新建机组每度上涨0.5分钱；“跌”指的是，据12月30日报道，从2016年1月1日起开始，火电上网电价将下调，每度电平均降幅为3分钱。

燃煤电厂上网电价“一涨一跌”的背后涵义？

笔者认为，在电改进一步向纵深迈进的时刻，燃煤电厂上网电价“一涨一跌”，其背后涵义主要有以下几点：

反映当前电力市场供大于求，新增发电尤其是火电装机容量过快增长的矛盾。

据统计，10月全国全社会用电量4491亿千瓦时，同比下降0.2%。1-10月全社会用电量累计45835亿千瓦时，同比仅增长0.7%。而1-10月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。

在此形势下，电源尤其是以煤电为主的火电新增发电装机容量不仅没有下降，同比却大幅增加。1-10月份全国电源新增发电装机容量8257万千瓦，同比增长43.1%，尤其是火电新增装机4336万千瓦，同比增长54.3%。更让人担忧的是，目前国内还有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。未来随着审批权的下放，大规模新批火电项目的上马将使得电力过剩局面更加严重。在电力过剩时代，电价下调就成为理所当然的事情。

反映当前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。

在火电的发电成本构成中，煤炭占总成本的70%左右，煤价的变动对电力行业的成本和利润产生直接影响。正因此，火电和煤炭行业二者的盈利能力此消彼长，似乎天生就是一对“冤家”，过去10年煤炭需求旺盛使得煤炭企业经营状况良好，而火电厂受到成本攀升、电价调控的束缚长年亏损严重。而2012年后，煤炭市场发生大逆转，煤价持续下降，火电企业盈利能力则暴增。

今年以来，国内煤炭价格继续走低，电力行业直接成本指数也继续下行，并连续37个月位于临界值100以下区间。9月，电力、热力生产和供应业直接成本指数为95.99，比8月下降了0.26点，比5年历史均值低3.33点，比2002年以来的历史均值低5.74点。发电成本持续下降，使得电力行业经营状况继续向好，整体仍保持较高盈利水平。1-9月份国内电力生产业累计完成利润总额2667亿元，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，以此拉动经济增长。

反映在放开竞争性环节电价之前，政府执行煤电联动政策的意愿。

煤电联动政策始于2004年年底，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%，便将相应调整电价。但遗憾的是，多年来此项政策未能获得实质性实施。基于此，2012年国家对该政策进行了完善，将煤炭计价周期调整为1年，计算煤价涨跌的时点为每年的1月1日。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，并在此基础上，进一步完善和改进，包括启动的时间点、价格调整的依据等。

反映政府支持碳减排、鼓励清洁能源利用的意愿，体现环境治理成本公平分摊原则。

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，煤炭的清洁化利用成为我国保持经济增长、兑现减排承诺的关键问题，路径之一就是基于超低排放的燃煤发电。

为此，12月2日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，并要求对超低排放和节能改造加大政策激励。此次政府部门及时出台超低排放电价补贴政策，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燃煤电厂超低排放改造相关政策和规定，有的省还提出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。

据测算，从全国范围来看，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。

原标题：燃煤电厂上网电价「一涨一跌」的背后深意你知道吗？

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