4月，《关于有序放开发用电计划工作的通知》正式下发，明确了发用电计划放开的推进路线图。近日，16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出化解煤电产能过剩、支持煤电整合等政策。政策的出台，对煤电企业将会产生哪些影响?煤电企业又该如何应对?就此，记者于近日采访了华北电力大学经济与管理学院教授袁家海。
中国电力报：今年，国务院发文指出要调整电价结构，适当降低脱硫脱硝电价以减轻企业用电负担。目前，我国在电力体制改革和去补贴方面进展到何种程度?
袁家海：总的来看，我国在去补贴的工作上一直十分积极。我国现行的发电计划政策，和与之相配套的标杆上网电价政策以及“三公”调度政策，给燃煤发电企业提供了有保障的回报预期，同时也提供了一系列“事实”上的显性或隐性补贴。经我们研究核算，2016年，燃煤发电因发电计划及其配套制度而享受的补贴合计为3057亿元，其中，环保电价补贴1194亿元，对可再生能源的挤压补贴171亿元，价格保护补贴1692亿元。这些数据虽然只是估算，但数量级是没问题的。随着发电计划放开，煤电补贴将大幅削减至264亿～302亿元。
发电计划保护给煤电企业带来的补贴短期看对煤电企业有利，但从能源转型的大方向来看则不利于电力行业转型升级。高额补贴更是加重了消费者负担。在可再生能源基金缺口700亿元的同时，煤电却能享受高额补贴，其助推的煤电投资冲动与中国能源转型方向背道而驰。煤电去产能政策正是在这样的背景下出台，并有利于为正在启动的电力市场培育有序的竞争环境。随着发电计划的放开，失去了计划保护的煤电在市场环境下竞争力将会降低，这有利于推动可再生能源发展和电力低碳转型。
中国电力报：随着发电计划放开，煤电补贴逐步取消，对煤电企业的经济效益将会产生怎样的影响?
袁家海：国家发展改革委发布的《关于有序放开发用电计划的通知》，将对煤电企业效益产生一定影响。例如，燃煤发电企业不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限，从利用小时数上面限制了煤电的发电量，更好地保证了其他类型电源的优先发电。逐年减少既有燃煤发电企业计划电量，2017年煤电机组计划电量不高于上年火电计划小时的80%，2018年之后计划电量逐年减少。新核准机组不再安排发电计划，不再执行政府定价，引导投资者作出合理决策，通过市场手段抑制了煤电的投资热情。放开跨省跨区受送电计划，这将更加有利于清洁能源的跨省跨区消纳，解决长期困扰清洁电力的弃电问题。
随着发电计划放开，煤电补贴逐步取消，过剩的市场环境下煤电企业的经济效益将会逐步下滑。2016年，煤电行业受标杆上网电价平均下降3分钱/千瓦时、电煤价格上涨、利用小时数下降、市场化交易等多方面的影响，经济效益急速下滑。2016年火电行业利润总额下降43.5%至1269亿元，全年企业亏损面上升至27.3%，亏损企业亏损额达334亿元。今年1月，五大发电集团的煤电板块亏损额达13.8亿元，经测算2017年全年预计亏损上升至970亿元。截至6月30日，五大发电集团总体实现利润仅121.8亿元，与其高达4.2万多亿元资产总额很不相称，而且资产负债率高企，均超过80%;火电业务全面亏损，显著拖累发电企业。
根据wind数据库提供的近四年30家火电行业A股上市公司的净利润、EBIT、EBITDA和净利率数据，2013～2015年火电经营效益呈上升趋势，年度分红金额分别达到215亿元、252亿元和291亿元。2016年受多方因素影响，经济效益急剧下滑(净利率较2015年下降近4%)，政府环保补贴不断加码下煤电企业仍出现普遍亏损。随着电力体制改革的不断深化，严重过剩的环境下煤电行业未来的经济效益前景不难预见，经营危机必然会成为亟待解决的问题。
中国电力报：根据您的判断，未来煤电搁浅资产的规模有多大?
袁家海：随着市场放开，补贴逐渐取消，资产搁浅会逐步凸显。经我们研究计算，在高电力需求情景对应的1.2亿千瓦搁浅煤电机组情景中，建成即搁浅的价值上限为1万亿元，若以2030年作为搁浅年份，搁浅价值达6000亿元。在低电力需求情景对应的2.4亿千瓦搁浅装机情景中，当年建成就搁浅的资产价值是2万亿元，2030年的搁浅价值接近1.2万亿元。
超过合理需求的煤电机组将会被搁浅，经济效益下滑和搁浅资产增加意味着投资者很大程度上无法收回投资并获取期望收益。市场机制优胜劣汰，无效低效资产必然面临亏损而被市场淘汰。市场竞争程度加剧下应对这一问题，需要发电企业充分认识到降低成本、提高效率和保持适度规模的重要性。
中国电力报：您认为该如何解决煤电转型过程中的效益下滑和搁浅资产回收问题?
袁家海：我认为可以从以下四方面着手解决问题。一是，科学把握发电计划放开下的煤电去补贴节奏。计划电量比重、环保电价水平和计划电量对应的标杆上网电价水平是决定煤电补贴的关键因素。
针对发电计划的电量和价格补贴，建议政府把握发电计划放开的进度，既要关注发电计划放开所释放的改革红利，也要关注煤电企业的承受能力，在二者之间适当平衡。另外，国务院近期明确了要逐步降低环保电价。建议国家尽快明确环保电价降低和最终退出的时间表。
二是，加快电力市场建设，促进燃煤机组定位由电量型机组向电力型机组转变。用市场机制补偿辅助服务，促进煤电机组定位调整，并部分解决煤电转型过程中的效益下滑和搁浅资产回收问题。9号文中确定的改革，特别是那些支持经济调度和短期边际成本定价方面的改革，可以为建立电量、容量、灵活性和其他服务的竞争性批发市场敞开大门。这些改革和市场将鼓励更有效地利用现有资源，协调区域市场运行，整合可再生能源以及总体上降低系统成本和价格。
三是，通过严控新增产能、最严格的环保标准淘汰落后产能，最大化降低煤电行业调整的冲击，缩短转轨阵痛期。建议政府尽快落实去产能政策，多部门协同严控新建项目，运用最严格的环保标准淘汰落后产能，力争达成更具挑战性的去产能目标。只有尽快将煤电供应能力调控到与新常态下的电力需求相匹配的水平，才能切实解决煤电行业的整体亏损问题。调整期间，政府对煤电企业亏损的规模和持续时间应有充分的预期和足够的容忍度。
四是，通过科学的监管和补偿政策加速煤电行业去产能。建议能源主管部门和地方政府深入了解现有煤电厂运营状态，对“十三五”期间可能的减排要求加码等监管、法律法规的变化(例如需要额外投资以满足新的排放标准、节水政策的强化等)，提前通知现役电厂，以帮助企业科学决策选择进行投资以达到新的标准或选择退出。对于选择自愿提前退出的燃煤电厂，建议继续推行“十一五”以来关停小火电的财政补贴政策，设立专项资金用于容量退出补贴及员工安置。对于目前来看确属过剩产能、但需保留以为可再生能源发展提供备用的煤电机组，可封存备用，其正常运行所需固定投入可在系统辅助服务成本中支付。
