在新一輪電力體制改革邁入全面實施階段之際，燃煤電廠上網電價的“一漲一跌”顯示了政府在放開競爭性環節電價之前執行煤電聯動政策的意願，突出了支援降低碳排放、鼓勵利用清潔能源的意願，以及公平分攤環境治理成本的原則。這對我國電力及相關行業産生巨大影響：發電企業尤其燃煤電廠利潤將下降，煤炭業降價壓力進一步增大，推動燃煤發電企業加大超低排放改造力度，抑制火電裝機量過快增長，推動電力業供給側改革，加快兼併重組。

　　在電力體制改革6個相關配套文件11月30日發佈正式後不久，事關電力體制改革的核心——電價調整政策也密集出臺，具體體現為“一漲一跌”：“漲”指12月9日三個部門發文，對燃煤電廠超低排放實施電價支援政策，明年元旦前已並網運作的現役機組上網電量每度上漲1分，之後並網運作的新建機組每度上漲0.5分。“跌”指從明年起火電上網電價可能下調，每度電平均降3分。在電改進一步向縱深邁進時，燃煤電廠上網電價“一漲一跌”，其背後的涵義，是當前電力市場供大於求，新增發電尤其火電裝機容量過快增長的矛盾，體現了電力與煤炭行業利潤的巨大差別，有利於降低社會用電成本，顯示了政府在放開競爭性環節電價之前執行煤電聯動政策的意願，突出了支援降低碳排放、鼓勵清潔能源利用的意願，以及公平分攤環境治理成本的原則。

　　2012年以來，我國經濟進入新常態，能源消費增速放緩也成為新常態。據統計，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%。而同期全國規模以上發電企業累計完成發電量46511億千瓦時，市場供大於求，發電機組平均利用小時數降低，而電源尤其以煤電為主的火電新增發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模和1.7億千瓦的火電路條規模。電力過剩，電價下調就是理所當然的事。

　　在火電發電成本構成中，煤炭佔了約70%，正因為此，火電行業和煤炭行業兩者盈利能力此消彼長。2012年後，煤炭市場大逆轉，煤價持續下降，火電企業盈利能力暴增。今年以來，國內煤炭價格繼續走低，電力行業直接成本指數連續37個月位於臨界值100以下區間。1至9月電力生産業累計完成利潤總額2667億，同比增長15.1%。因此，許多地方紛紛呼籲下調電價，降低社會用電成本。

　　煤電聯動政策始於2004年底，當時規定，以不少於6個月為一個煤電價格聯動週期，若週期內平均煤價較前一個週期變化幅度達到或超過5%，便相應調整電價。遺憾的是，過去多年來此項政策未能獲得實質性推進，主要原因有兩點：該政策本質上仍屬行政性調價，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；電力作為基礎性能源，國家一直將電價當作宏觀調控和維護社會穩定的工具，未能真正體現電力的商品屬性，此前煤炭價格大幅上漲時，考慮到保障民生和社會穩定等因素，上網電價也多次未上調。如今煤炭價格下跌，發電利用小時率下降，發電企業不願意下調電價主動降低利潤，而煤炭企業擔心發電企業利潤減少，會壓縮成本，從而對煤炭價格帶來壓制。煤電雙方執行聯動政策的意願均不強，導致政策未能執行到位。基於此，2012年政府將煤炭計價週期調整為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，上網電價曾三度下調，但每次調價政策出臺並未明確提出降價是執行煤電聯動政策。今年發佈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。

　　進入冬季以來，華北、黃淮地區持續遭遇大範圍霧霾天氣。研究表明，原煤污染和工業排放是霧霾的元兇之一。而在我國的能源消費結構中，一次能源以煤為主、電力生産以火電為主的格局將長期存在，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佔比短期內難以大幅提升的前提下，煤炭清潔化利用成為關鍵。而煤炭清潔發展的路徑之一就是基於超低排放的燃煤發電。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能改造，使所有現役電廠每千瓦時平均煤耗低於310克、新建電廠平均煤耗低於300克，堅決淘汰關停不符合強制性標準要求的落後産能。並要求對超低排放和節能改造加大政策激勵，加大優惠信貸融資支援，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，表明瞭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願。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，燃煤電廠出於謀求自身生存，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，會增加燃煤電廠的成本。據測算，全國範圍超低排放改造之後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，充分體現環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，燃煤電廠上網電價的“一漲一跌”將對我國電力及其他相關行業産生巨大影響：發電企業尤其燃煤電廠利潤將下降，煤炭行業降價壓力進一步增大；將推動燃煤發電企業加大超低排放改造力度；會抑制火電裝機量過快增長，推動電力行業供給側改革，電力行業兼併重組加快。

　　其實，目前國內很多發電企業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並不高，很多燃煤電廠都能做到，實際執行比國家要求還高。近兩年煤炭價格下跌，燃煤發電企業盈利形勢好轉，有能力有錢投資升級改造技術。更何況超低排放機組享受2分錢的脫硫脫硝電價補貼，同時保證機組發電利用小時數。所以，當前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，發電企業更有動力加大超低排放改造力度。