在2015年11月30日國家正式發布電力體制改革6個配套文件后不久，事關電力體制改革的核心——電價方面的調整政策也密集出臺，具體體現為“一漲一跌”：“漲”指的是2015年12月9日三部門下發文件，對燃煤電廠超低排放實施電價支持政策，2016年1月1日以前已并網運行的現役機組上網電量每度上漲1分錢，之后并網運行的新建機組每度上漲0.5分錢；“跌”指的是從2016年1月1日起，火電上網電價將下調，每度電平均降幅為3分錢。

“一漲一跌”的深刻內涵

一是反映當前電力市場供大于求，新增發電尤其是火電裝機容量過快增長的問題。

據統計，2015年10月份全國全社會用電量4491億千瓦時，同比下降0.2%。

1~10月全社會用電量累計達到45835億千瓦時，同比僅增長0.7%。而2015年1~10月份全國規模以上發電企業累計完成發電量46511億千瓦時，市場供大于求，發電機組平均利用小時數降低。在此形勢下，電源尤其是以煤電為主的火電新增發電裝機容量不僅沒有下降，同比卻大幅增加。2015年1~10月份全國電源新增發電裝機容量8257萬千瓦，同比增長43.1%，尤其是火電新增裝機4336萬千瓦，同比增長54.3%。更讓人擔憂的是，目前國內還有1.2億千瓦的火電在建規模和1.7億千瓦的火電路條規模。未來隨著審批權的下放，大規模新批火電項目的上馬將使得電力過剩局面更加嚴重。在電力過剩時代，電價下調就成為理所當然的事情。

二是反映當前電力與煤炭行業利潤的巨大差別，有利于降低社會用電成本。

在火電的發電成本構成中，煤炭占總成本的70%左右，煤炭價格的變動對電力行業的成本和利潤產生直接影響。正因為此，火電行業和煤炭行業二者的贏利能力此消彼長，似乎天生就是一對“冤家”，過去10年煤炭需求旺盛使得煤炭企業經營狀況良好，而火電廠受到成本攀升、電價調控的束縛長期虧損嚴重。而2012年后，煤炭市場發生大逆轉，煤炭價格持續下降，火電企業贏利能力則暴增。自2015年以來，國內煤炭價格繼續走低，電力行業直接成本指數也繼續下行。2015年9月份，電力、熱力生產和供應業直接成本指數為95.99，比8月下降了0.26點，比5年歷史均值低3.33點，比2002年以來的歷史均值低5.74點。發電成本的持續下降，使得電力行業經營狀況繼續向好，整體仍保持較高贏利水平。2015年1~9月份國內電力生產業累計完成利潤總額2667億元，同比增長15.1%。因此，許多地方紛紛呼吁下調電價，降低社會用電成本，以此拉動經濟增長。

三是反映在放開競爭性環節電價之前，政府執行煤電聯動政策的意愿。

煤電聯動政策始于2004年底。但遺憾的是，過去多年來此項政策未能獲得實質性實施。2012年國家對該政策進行了完善，將煤炭計價周期調整為1年，計算煤價漲跌的時點為每年的1月1日。2013年10月、2014年9月和2015年4月，上網電價曾三度下調，但每次調價政策出臺并未明確提出降價是執行煤電聯動政策。

2015年發布的電力體制改革文件規定，在放開競爭性環節電價，未形成真正的市場化電價之前，上網電價仍執行標桿電價體系，而通過標桿電價反映市場供求狀況的核心和抓手還是執行煤電聯動政策，并在此基礎上，進一步完善和改進，包括啟動的時間點、價格調整的依據等。

四是反映政府支持降低碳排放，鼓勵清潔能源利用的意愿，體現環境治理成本公平分攤原則。

在我國的能源消費結構中，一次能源以煤為主、電力生產以火電為主的格局將長期存在，我國要在保持經濟增長的同時兌現減排承諾，在天然氣、風能等其他清潔能源占比短期內難以大幅提升的前提下，煤炭的清潔化利用成為關鍵問題。而煤炭清潔發展的路徑之一就是基于超低排放的燃煤發電。為此，2015年12月2日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能改造，使所有現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，對落后產能和不符合相關強制性標準要求的堅決淘汰關停。并要求對超低排放和節能改造加大政策激勵，中央地方予以政策扶持，加大優惠信貸融資支持，財政專項資金向節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度和意愿。除中央政府外，山東、山西、河北等省份也陸續出臺地方版的燃煤電廠超低排放改造相關政策和規定，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在需要的驅動，也已經開始紛紛進行超低排放改造。當然，這種改造需要投資，在帶給社會巨大環境收益的同時，也會增加燃煤電廠自身的成本。據測算，從全國范圍來看，超低排放改造之后的總成本加上運維和財務費用，大約在兩分錢左右，高的甚至能到3分錢。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，充分體現環境治理成本公平分攤原則。

電價調整將產生深遠影響

一是發電企業尤其是燃煤電廠利潤將下降，煤炭行業降價壓力進一步增大。

以2014年火力發電共4.17萬億千瓦時計算，2016年發電企業上網電價下調3分錢，意味著其利潤將減少1251億元，僅五大國有發電集團利潤就將減少500億元以上。對于煤炭行業來說，本來隨著冬季來臨，煤炭需求回暖，煤炭庫存減少，促進煤炭價格穩定或回升的積極因素增多或強化，但上網電價的下調，則會抵消這些因素影響，加大煤炭價格下跌壓力，倒逼煤炭行業產能出清。

二是推動燃煤發電企業加大超低排放改造力度。

超低排放是國家硬性規定，脫硫脫硝、煤耗要求不達標的機組不能并網發電。更何況超低排放機組享受兩分錢的脫硫脫硝電價補貼，同時保證機組發電利用小時數。當前進行超低排放改造已具有良好的基礎，隨著國家鼓勵燃煤機組超低排放的電價政策的出臺，超低排放經濟社會效益明顯，發電企業更加有動力加大超低排放改造力度。

三是抑制火電裝機量過快增長，推動電力行業供給側改革，電力行業兼并重組加快。

據統計，2015年前11月，國內通過核準的火電項目超過120個，機組容量總計超過1億千瓦。如果這種非理性的發展得不到控制，煤電產能將出現明顯的泡沫，煤電企業的經濟效益將面臨大幅惡化。在此情況下，政府除了采取行政審批手段控制燃煤電廠總量外，還通過采取超低減排等市場手段來控制和淘汰落后產能。另外，隨著我國電力體制改革逐步的深入，電網統購統銷的制度被打破，多買多賣局面逐漸形成，發電側被逐步推向市場，競爭日趨激烈，風險日益增加。

在這種情況下，上網電價的調整會推動行業供給側改革，電力行業兼并重組加快。

（作者系國家發展改革委價格監測中心高級經濟師。本文僅代表作者個人觀點。）