9月1日，国家发展改革委《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2014]1908号，以下简称“《通知》”)正式实施。此次以疏导环保电价矛盾的名义下调上网电价，而非之前业界猜测的“煤电联动”，“煤电联动”政策是否等同虚设?平均降幅0.93分/千瓦时，火电企业能否承受?0.93分/千瓦时的电价空间对环保电价疏导程度如何?火电企业未来的发展方向在哪儿?“煤电互保”由地方层面延伸到中央层面，意义何在?带着这些问题，记者近日采访了中国能源研究会理事、电力行业资深专家陈宗法。

　　调价本质仍属“煤电联动”

　　幅度在承受范围内

　　记者：尽管业界普遍认为现在已经到了煤电联动的条件，但是此次以疏导环保电价的名义下调上网电价，而非业界猜测的以“煤电联动”名义，对此有人认为“煤电联动”政策形同虚设，对此您怎么看?

　　陈宗法：对这种观点我不完全认同。去年、今年两次下调火电上网电价，虽然表面上并没有严格按照煤电联动的具体规定操作，也没有在文件上明着说，但仔细考量，还是与2012年以来煤炭市场的反转，煤价的持续下跌，以及火电企业盈利的显著改善息息相关。从宏观层面分析，还是依据了煤电联动的原理，发改委本次下调上网电价全国平均为0.93分/千瓦时，但在各地有明显的差异性，显然与当地煤价下降幅度挂了钩。因此，从本质上讲，还是属于“煤电联动”范畴。况且，煤电联动政策本身就是为解决煤、电产业上下游运行体制不顺而采取的一项过渡性措施，国家结合宏观调控、环保政策、电价结构调整的需要以及煤、电行业经营环境，在执行中打一些折扣或有所调整，也算是一种合理现象。

　　记者：此次国家发改委下调上网电价0.93分/千瓦时，您认为这次调整的力度如何?对火电企业来说能否承受?

　　陈宗法：这次上网电价调整随着煤价的持续下滑有个变化过程，最早时传出每度电下调3厘，中间又增加到8厘，临末了是1分，最终出台的是9.3厘。我个人总体感觉这次调价比较适中，在业内外人士预期的承受范围内，对火电行业的影响基本可控。按2013年火电量4.08万亿度粗略估算，一年火电行业影响 380亿元，4个月影响127亿元，五大发电集团影响约63亿元。当然，不同区域、不同企业感觉会有差异，特别对老小火电、亏损火电、负债率高的火电、煤价居高不下的省份、火电比重偏高的发电集团冲击会比较大一些，对完成今年国资委或董事会下达的业绩考核指标会有一定程度的影响。

　　用经济办法解决环保问题

　　提高火电发展质量

　　记者：国家发改委称这部分下调电价空间重点用于对脱硝、除尘环保电价矛盾进行疏导。0.93分/千瓦时的电价空间对环保电价能疏导到何种程度?对整个火电行业脱硝除尘改造起到何种程度的影响?

　　陈宗法：本次国家对电价政策进行结构性调整，下调火电上网电价，提高环保电价，总体对电价水平影响不大，也有利于促进火电节能减排和清洁高效发展。

　　近年来，建设生态文明、美丽中国以及雾霾天气的出现，国家相继出台控制煤炭消费总量、节能减排等防治大气污染的一系列重要举措，特别对发电行业实行最严格的环境准入标准，强化污染物总量控制指标考核。电力环保政策的层层加码，在一定程度上侵蚀了发电行业的利润水平，特别是火电环保排放标准已超出火电企业的承受能力，脱硫、脱硝、除尘等一系列设备改造及运行维护费用高昂，导致企业负担加重，无法弥补。2013年之前，脱硫电价一直维持1.5分/千瓦时，脱硝试点电价仅为0.8分/千瓦时，已不能覆盖大部分火电企业的脱硫、脱硝成本，投资回收更是遥遥无期。

　　去年9月，国家发改委发出《关于调整发电企业上网电价有关问题的通知》，下调火电上网电价，相应提高可再生能源电价附加征收标准，提高环保电价，得到了缓解。今年，发改委再次下调电价，重点用于对脱硝、除尘环保电价矛盾进行疏导，体现了用经济办法解决环保问题的思路。虽然我没有具体算帐，不知能否彻底解决环保投入问题，但相信火电企业的积极性会空前高涨，对整个火电行业脱硝除尘改造将起到更加积极的作用。当然，我个人感觉，对一些有特别投入、采用超净排放技术的火电厂，如浙能嘉兴电厂，还要继续加大政策支持力度。

　　记者：之前火电企业在计划电量、环保改造、技术提升方面面临很大压力。此次下调上网电价又直指火电企业脱硝除尘改造，就目前形势来看，您认为火电企业未来的发展方向在哪里?

　　陈宗法：无庸讳言，火电虽然业绩改善，但确实面临环保政策严苛、负债率偏高、历史亏损没有消化完、存在电价下调预期、发电量竞争加剧、发展空间受挤等多重压力。因此，火电企业要有清醒的认识，面对新形势、新情况，积极贯彻“优化发展”方针,提高火电发展质量。

　　对新的火电项目要按照“洁净环保、大型高效、高度智能化、发展要有新概念、价值创造能力强”的要求，深化项目前期工作，确保优中选优。火电项目选址，要立足“坑口、路口、港口”，国家煤电基地、特高压起点、国家运煤通道，优先发展港电一体、煤电一体、热电联产项目，分布式能源项目，“上大压小”项目等。对老小低效火电存量资产，要积极实施“关、停、并、转”，着力提升火电板块的质量与效益，打造火电产业升级版，实现可持续发展。

　　“煤电互保”或暂时有效

　　终需放权于市场

　　记者：在《通知》中，国家发改委要求发电企业与煤炭企业切实采取有效措施，将发电用煤价格维持在合理区间，防止出现过度下跌，以促进煤炭、电力行业协调发展。8月28日，国家发改委也召集华能、大唐等各大电力巨头开会，鼓励煤电双方签订中长期协议。“煤电互保”由地方层面延伸到了中央层面。您认为中央层面的“煤电互保”能否达到既定效果?怎么评价此次政府用行政手段进行“煤电互保”?

　　陈宗法：发电行业跟煤炭行业同属基础产业，又属于上下游关系，关联度极大。超一半的煤炭产量用来发电，约80%的电量靠煤炭发电，超70%的发电成本是燃料成本。因此，煤电产业能否协调发展，关系到国民经济能否稳定发展。

　　但是，历史上多次爆发煤电矛盾，结果对煤电双方均产生了严重的影响。煤企、电企生产经营大起大落，经营成果“两极分化”，不是煤企巨亏，就是电企巨亏，或者相反，严重影响能源的安全、稳定供应和行业可持续发展能力。

　　为什么会产生煤电矛盾呢?其根源在于煤电管理体制、运行机制的根本差异，是政府计划体制与市场运行机制的严重冲撞，是政府、煤企、电企、用户、铁路各方不断搏弈的结果。

　　今后政府部门、煤电双方都应该认真吸取历史教训，避免煤电产业大起大落，出现一方暴利、另一方“生存难、发展难，不能良性循环”的现象，使社会各方充分认识到煤电双方无论是哪一方暴利或巨亏，都将对安全可靠、长期稳定的能源供应以及国民经济发展造成不利影响，树立煤电企业要互相包容、协调发展、多方共赢的新理念，保持长期稳定、供需基本平衡的电煤供应市场。这也是煤电双方、政府部门共同的期望。

　　近年来，一些产煤大省的地方政府实行地方保护，纷纷出手干预电煤市场和企业签订合同。近期，发改委也强调电力企业对于煤炭行业脱困方面的责任，鼓励煤电双方签订中长期协议。有关部门甚至还限制煤炭进口。电力企业对上述措施表示理解，短期来看,行政性的“煤电互保”暂时也会起到一定的调节作用。从长远看，建议政府还是应该放权于市场，让市场在资源配置中发挥决定性作用，让煤电双方不断磨合，还煤炭市场一个本来面目，才能真正激发和释放市场活力，实现煤电产业的协调发展。

　　事实上，发电企业并不希望目前煤价继续大幅度下降，引起一些煤炭企业亏损倒闭，真心希望煤炭企业有正常合理的盈利水平，有可持续发展能力，能保证电煤长期、稳定的供应。同时，也希望火电企业能继续保持正常的盈利水平，彻底消灭亏损面，增强自我积累、自我发展的能力。