在2015年11月30日国家正式发布电力体制改革6个配套文件后不久，事关电力体制改革的核心——电价方面的调整政策也密集出台，具体体现为“一涨一跌”：“涨”指的是2015年12月9日三部门下发文件，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”指的是从2016年1月1日起，火电上网电价将下调，每度电平均降幅为3分钱。
“一涨一跌”的深刻内涵
一是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问题。
据统计，2015年10月份全国全社会用电量4491亿千瓦时，同比下降0.2%。
1~10月全社会用电量累计达到45835亿千瓦时，同比仅增长0.7%。而2015年1~10月份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。2015年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。
二是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，煤炭价格的变动对电力行业的成本和利润产生直接影响。正因为此，火电行业和煤炭行业二者的赢利能力此消彼长，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、电价调控的束缚长期亏损严重。而2012年后，煤炭市场发生大逆转，煤炭价格持续下降，火电企业赢利能力则暴增。自2015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。2015年9月份，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。发电成本的持续下降，使得电力行业经营状况继续向好，整体仍保持较高赢利水平。2015年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。
三是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年底。但遗憾的是，过去多年来此项政策未能获得实质性实施。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。
2015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。
四是反映政府支持降低碳排放，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，我国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，煤炭的清洁化利用成为关键问题。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，2015年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，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，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停。并要求对超低排放和节能改造加大政策激励，中央地方予以政策扶持，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，在带给社会巨大环境收益的同时，也会增加燃煤电厂自身的成本。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，大约在两分钱左右，高的甚至能到3分钱。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。
电价调整将产生深远影响
一是发电企业尤其是燃煤电厂利润将下降，煤炭行业降价压力进一步增大。
以2014年火力发电共4.17万亿千瓦时计算，2016年发电企业上网电价下调3分钱，意味着其利润将减少1251亿元，仅五大国有发电集团利润就将减少500亿元以上。对于煤炭行业来说，本来随着冬季来临，煤炭需求回暖，煤炭库存减少，促进煤炭价格稳定或回升的积极因素增多或强化，但上网电价的下调，则会抵消这些因素影响，加大煤炭价格下跌压力，倒逼煤炭行业产能出清。
二是推动燃煤发电企业加大超低排放改造力度。
超低排放是国家硬性规定，脱硫脱硝、煤耗要求不达标的机组不能并网发电。更何况超低排放机组享受两分钱的脱硫脱硝电价补贴，同时保证机组发电利用小时数。当前进行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，发电企业更加有动力加大超低排放改造力度。
三是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。
据统计，2015年前11月，国内通过核准的火电项目超过120个，机组容量总计超过1亿千瓦。如果这种非理性的发展得不到控制，煤电产能将出现明显的泡沫，煤电企业的经济效益将面临大幅恶化。在此情况下，政府除了采取行政审批手段控制燃煤电厂总量外，还通过采取超低减排等市场手段来控制和淘汰落后产能。另外，随着我国电力体制改革逐步的深入，电网统购统销的制度被打破，多买多卖局面逐渐形成，发电侧被逐步推向市场，竞争日趋激烈，风险日益增加。
在这种情况下，上网电价的调整会推动行业供给侧改革，电力行业兼并重组加快。
(作者系国家发展改革委价格监测中心高级经济师。本文仅代表作者个人观点。)
