作為電力行業的主力電源，我國燃煤發電行業規模之大，遍布之廣，市場化競爭水平之高，在能源工業體系中舉足輕重。在2013年，政策作為一個重要變量，有的是新政策的發布，有的是舊政策的持續作用，都已對2013年煤電行業發展產生了全局性的影響。其中，不乏對此后煤電行業發展將會產生長期影響的政策。

      或許可以說2013年整個煤電行業的最大的新聞就是相關政策的頻繁變動。本期將以政策變動為主，對2013年的煤電行業的重要事件進行盤點。

     1、三大地區嚴控新建煤電     煤電西移政策已現雛形

     2013年1月1日，國務院正式印發《能源發展“十二五”規劃》，根據對“十二五”時期經濟社會發展趨勢的總體判斷，按照“十二五”規劃綱要總體要求，綜合考慮安全、資源、環境、技術、經濟等因素，明確2015年能源發展的主要目標。

     在煤電發展方面，規劃要求，在中西部煤炭資源富集地區，鼓勵煤電一體化開發，建設若干大型坑口電站，優先發展煤矸石、煤泥、洗中煤等低熱值煤炭資源綜合利用發電。在中東部地區合理布局港口、路口電源和支撐性電源，嚴格控制在環渤海、長三角、珠三角地區新增除“上大壓小”和熱電聯產之外的燃煤機組。

     點評在環渤海、長三角、珠三角嚴格控制新建煤電項目，主要是考慮到當地的環境容量。經過多年的快速發展，當地電力需求增長迅速，作為負荷中心當地已經建設了大量的煤電項目，為當地提供了巨大支撐。但是，目前我國北方地區，特別是在環渤海、長三角等地存在的突出的環境問題，已經無法容納更多的煤電項目。

     2013年持續的嚴重霧霾天氣橫掃我國多個地區，其中尤以京津冀地區最為突出，當地甚至多次出現超過6級的極重度污染天氣。2013年11月，中國社科院、中國氣象局聯合發布《2013年氣候變化綠皮書》指出：我國持續性霧霾顯著增加，主要原因是社會化石能源消費增多造成的大氣污染物排放增加。另據有關數據顯示，我國80%的PM2.5污染問題與能源有關，70%以上的溫室氣體與化石燃料燃燒有關。

     環保因素已經成為煤電發展所必需考慮的因素。鑒于中西部地區在環境容量和資源稟賦方面的優勢，《能源發展“十二五”規劃》對于中西部地區的煤電項目給予了明確鼓勵，對于東部地區則是嚴格控制。煤電西移政策可以說已經成形。

     由于東部地區仍將是負荷中心的局面，將來電力需求的滿足亟需建設更加強大的電網系統。希望未來的“西電東送”、“北電南送”，不僅能滿足東部地區的電力需求，也能成為當地環境問題的治理良藥。

     2、煤電補貼電價上調    上網電價4年首下調

2013年8月30日，國家發改委發布《國家進一步完善可再生能源和環保電價政策》，決定在保持現有銷售電價總水平不變的情況下，主要利用電煤價格下降騰出的電價空間，適當提高可再生能源電價附加、脫硝電價標準，新增除塵電價。     決定自2013年9月25日起，將除居民生活和農業生產用電之外的其他用電可再生能源電價附加標準由每千瓦時0.8分錢提高到1.5分錢；將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高到1分錢；對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米（重點地區20毫克/立方米）的燃煤發電企業實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。

     點評此次上網電價、補貼電價以及電價附加標準的調整，旨在支持可再生能源發展，鼓勵燃煤發電企業進行脫硝、除塵改造，改善大氣質量，是我國在治污減排方面的重要舉措，特別是對于當前霧霾的治理極有針對性。此次煤電上網電價下調為2009年11月份的時隔4年之后，我國再次下調上網電價。

     與常規能源相比，可再生能源具有清潔環保、可再生等優點，但其成本也相對較高，因此在可再生能源發展的前期，需要采取政府補貼措施加以扶持，這是國際上的通行做法。我國《可再生能源法》規定，可再生能源發電價格高出常規能源發電價格部分，在全國范圍內進行分攤。據此，國家在銷售電價中征收了可再生能源電價附加，作為可再生能源發展基金，征收標準從2006年的每千瓦時0.1分錢逐步提高到現行的每千瓦時0.8分錢，目前每年籌集金額200億元左右。但近年來，我國可再生能源發展迅速，目前籌集的資金難以滿足補貼資金需求的迅速增長。截至2011年底，資金缺口為107億元。若不進一步提高標準，預計2015年可再生能源電價附加資金缺口將達到330億元左右。這對可再生能源發電企業電費結算和整個產業的健康發展將產生嚴重的不利影響。因此，國家決定將可再生能源電價附加標準提升每千瓦時0.7分錢。

     同時，此次可再生能源和環保電價政策所需資金來源是2013年經營狀況好轉的煤電行業�？梢哉f此次價格調整既著力保護環境，又不增加電力用戶負擔,資金籌集阻力較小，時機把握很好。另外，在煤電上網電價下調的同時，也對煤電給予了提升環保電價補貼標準的政策支持。正如發改委相關負責人所說，上述政策調整首先是對改善大氣環境質量的迫切需要；其次是完成全國“十二五”減排目標和落實“大氣十條”的重要政策保障；同時也是調動火電企業減排積極性、建立減排長效機制的有效手段。

      3、審批權下放、列入鼓勵類     背壓機迎多項政策利好

     2013年5月1日，《國家發展改革委關于修改<產業結構調整指導目錄（2011年本）>有關條款的決定》正式實施。該文件對原先鼓勵類進行了調整，將“采用30萬千瓦及以上集中供熱機組的熱電聯產，以及熱、電、冷多聯產”的條文，修改為“采用背壓（抽背）型熱電聯產、熱電冷多聯產、30萬千瓦及以上熱電聯產機組”。背壓型熱電聯產被“點名”進入鼓勵類。

     2013年6月28日，根據《國務院關于取消和下放一批行政審批項目等事項的決定》，國家發展改革委取消和下放管理層級行政審批項目26項（取消行政審批項目14項，下放管理層級行政審批項目12項），其中，“企業投資燃煤背壓熱電項目核準”下放省級投資主管部門。     點評背壓機組是熱電聯產的重要機型。背壓機組是以熱負荷來調整發電負荷的發電機組，氣輪機進多少汽，機組就排出多少汽，真正實現了“以熱定電”；但調節能力相對較差，機組發電量受制于熱負荷變化。據了解，在此前“能源部”時代，有一段時間我國也在大力鼓勵背壓機，背壓機項目也更容易得到審批。但由于背壓機以上缺點的制約，機組在投產之后，并沒有達到理想的效果。例如在某些用汽量低的地區，為了滿足當地電負荷需求，機組只能開個口子，將蒸汽往天空排，造成了不小浪費。

     目前之所以鼓勵背壓機組，可以說是對當前熱力市場發展情況作出的適當調整。背壓機適合于供熱量比較大而穩定的市場。隨著經濟社會的發展，我國許多地區形成了相對穩定、用汽量較大的供熱市場，這為背壓型熱電創造了良好的發展條件。同時，多年的熱電發展經驗，也讓人們對于各種熱電機組有了更加充分的認識和掌握，與其他抽凝機組或者不同容量的背壓機組之間的搭配建設，也讓背壓機的優勢得到了很好發揮。     審批權的下放以及列入鼓勵類，從政策層面講對于背壓機型熱電項目的發展帶來了巨大利好，但是如何真正實現這些利好，讓背壓熱電項目得到更大發展，仍有諸多問題需要背壓機解決。例如，在如何應對大型熱電聯產項目的競爭方面，背壓機通常是裝機5萬千瓦以下的機組，而政策鼓勵類中還包括“30萬千瓦及以上熱電聯產機組”，這些大機組在人力、物力、財力及影響力方面，都對背壓機組形成了巨大挑戰。不過，從整個熱電行業來講，這或許是有益的。

     4、熱電裝機超過2億千瓦居世界第一

    最新數據顯示，我國6000千瓦及以上熱電聯產裝機已超過2.2億千瓦，達22075萬千瓦，占同口徑火電裝機容量的27.49%，占全國發電機組總容量的19.25%。我國熱電裝機已居世界首位。     點評熱電聯產做為重點節能工程，其能效與熱、電分產相比，熱效率提高30%。我國各項政策也積極鼓勵熱電的發展。2004年底，全國已建成6000千瓦及以上熱電聯產機組約2300臺，裝機容量4800萬千瓦，占火電裝機容量的15.6%。隨著此后我國電力裝機的迅猛增加，我國熱電聯產裝機容量也取得了巨大成績。從2005年到2012年，每年新增熱電裝機為1330萬至3732萬千瓦，其增速居世界首位。

     但是熱電聯產的價值卻并未真正發揮，存在“打折”嫌疑。     在我國電力裝機容量激增的過程中，高參數、大型化機組成為新建和改擴建項目優先選擇，“上大壓小”工程更是如此，其中容量超過30萬千瓦的大型熱電聯產項目也不在少數。這對于整個電力裝機特別是熱電裝機容量的提升作用巨大。但是從統計數據方面講，熱電機組的數據并不令人滿意。例如，近幾年熱電機組年供熱量的增幅，遠小于供熱機組容量的增幅。這值得深思。相關部門批準大型熱電機組，本意是為了節能，但供熱量增速相對較低，或許印證了一個說法，即很多新增大型熱電機組，打著熱電聯產的旗號，以節能減排的名義新增的裝機容量，并未充分發揮其作用，專家稱這種機組為“假熱電”。     熱電行業的發展、熱電機組作用的發揮，還需要更多相關部門的監管和支持。據了解，雖然相關政策文件均表示鼓勵、支持發展熱電聯產，但是對于如何支持，卻從來沒有配套的具體政策。多年來在金融、稅收、環保等方面均未出臺優惠政策。但是不少發達國家則制訂了具體的熱電聯產優惠政策，如提供低利率貸款、減免稅收等，在這方面我國應該借鑒。

     5、煤熱聯動未遂     煤價跌熱價不降

     2013年10月，石家莊市物價局表示，今年居民熱價不降；同月，媒體報道稱，濟南今冬供熱價格不調整；11月初，北京表示今冬居民熱價暫不上調。     點評熱電聯產是北方集中供暖的主要熱源之一。面對近來長時間走低的煤價，人們對于熱價的降低也有了一定的預期。在燃煤發電上網電價下調之后，熱電聯產企業對于熱價調整更是敏感。

     目前，很多的熱電企業或者其他熱源點的經營狀況較煤價下跌之前，肯定是出現了不小的好轉，但是，此前諸多熱源點卻經歷了長時間的虧損，所以如果真的變動，熱價倒可能提高而非下降。     事實上，為了理順煤炭、熱力價格關系，發改委和建設部早在2005年就特制定了《關于建立煤熱價格聯動機制的指導意見》，對于煤價、熱價的具體聯動條件、周期和其他規則都作出了明確的規定。其中，很多條款與煤電聯動都極為相似。例如，熱價分為熱力出廠價格、管網輸送價格和銷售價格。當煤炭到廠價格變化超過10%后，相應調整熱力出廠價格。“為促進熱源企業降低成本、提高效率，熱源生產企業要消化10-30%的煤價上漲因素；熱力出廠價格調整后，按照熱力管網輸送價格保持相對穩定的原則，相應調整熱力輸送企業對用戶的熱力銷售價格。”在調整周期方面要求，煤熱價格聯動以不少于一年為一個聯動周期。若周期內煤價變化達到或超過10%后，相應調整熱價。

     但是，正如煤電聯動政策在此前的實施過程中并沒有得到及時的實施一樣，煤熱聯動政策也并未如期調整，而是受物價、民生等多方面因素的影響，相關部門屢次做出“暫不調整”的決定。同時，煤熱聯動也存在供熱成本確定等方面的問題，因為熱電廠或其他熱源點的熱力生產成本通常難以確定。這也為熱價調整帶來了一些不確定性因素。     但是，畢竟熱價是關系民生的問題，加之熱力生產成本在不同地域可能存在巨大差異，各地間的可比性也自然較弱，這更需要當地的價格主管部門和其他相關部門建立煤價熱價監測系統，并及時對社會公布。

     總體上講，煤熱聯動容易存在嚴重的信息不對稱，政府相關部門在企業與居民之間應該起到信息采集和公布的作用。面對居民“煤價降了，熱價為什么不降”的質疑，政府相關部門應該提供充足的信息，給公眾一個說法。

     6、電力供需平衡     火電設備利用小時數微升

     最新數據顯示，2013年1-11月份，我國全社會用電量48310億千瓦時，同比增長7.5%；增速比上年同期提高2.4個百分點。1-11月份，全國電力供需平衡。     點評“2012年，受經濟增長放緩等因素影響，全國電力消費增長平緩，全年呈現出前三季度低速增長、第四季度趨穩回升的總體態勢，5月份以來全國電力供需總體平衡，部分地區電力供應能力相對寬松�！边@是中電聯對于2012年我國電力市場的描述，而對于2013年的前11個月的描述，卻只有簡短的四個字，“供需平衡”。

     簡短的“供需平衡”四個字雖然無法反映出龐大而復雜的電力行業一整年的跌宕起伏，但卻能夠勾畫出一個清晰的輪廓：電力行業2013年平穩發展。受到經濟環境的影響，2013年我國電力需求相對旺盛，同比增速高于2012年，但仍低于2011年的11.7%。從設備利用小時數增速來看，1-11月份，全國發電設備累計平均利用小時同比降低46小時。其中，1-11月份，全國水電設備平均利用小時同比降低258小時；全國火電設備平均利用小時4540小時，比上年同期提高28小時。

     2012年水電大發，火電為水電讓路，導致火電設備利用小數出現明顯下降。當年，全國水電設備平均利用小時同比增加536小時，而火電設備平均利用小時同比降低340小時。相比而言，2013年火電設備平均利用小時數的微升，這可能受到水電增幅較小和電力需求旺盛兩方面的共同作用。例如在水電方面，水電裝機容量最大的幾個省份同比均呈下降態勢，其中湖南、青海、廣西、湖北、貴州更是分別降低208小時、290小時、413小時、667小時和880小時。     隨著多地水電裝機容量的大幅提升，火電特別是當地火電，越發有點“靠天吃飯”的意思了。

     7、電煤價格下滑     電企扭虧為盈     2012年5月份以來，煤價持續下降。2013年10月9日環渤海動力價格指數（5500大卡）報收530元/噸，較年初下降103元/噸。

     點評區別于2012年及之前的幾年中煤電企業連年虧損，今年的煤電企業經營業績出現了明顯好轉，這主要是因為近期我國煤炭市場呈現持續下滑，電煤價格長時間處于下行通道之中。     從2008年起我國煤炭市場開始不斷上揚，到2011年高漲的煤炭價格已經讓煤電企業出現了大面積的虧損。相關部門采取了煤炭價格臨時干預，設置煤炭價格上限。但是該上限的設定似乎并未起到什么作用，從干預政策實施伊始，由于受經濟大環境影響，煤炭價格持續下滑，并在2012年5月份后，進入明顯下降趨勢。2012年12月21日，國家發改委下發的《關于解除發電用煤臨時價格干預措施的通知》指出，解除對電煤臨時價格干預措施。此后，煤炭價格下滑態勢不減，以環渤海動力煤價格指數為例，從2012年年底的634元/噸一路跌至2013年10月的530元/噸。

     國家統計局最新公布2013年1-10月份全國規模以上工業企業實現利潤總額數據顯示，電力工業主營活動利潤達到2654.8億元，同比增幅為64%，增幅處于41個工業大類行業之首。同時，今年上市電力企業發布的半年報顯示，電力企業利潤普遍出現大幅上漲，這與煤炭企業的大面積利潤下降形成了鮮明對比。     雖然煤炭價格在2013年10月底開始迅速反彈，最新一期（2013年12月25日發布）的環渤海動力價格指數報收631元/噸，與去年同期持平，煤價短暫的回升對煤電企業的經營究竟會產生多大的影響，仍需更多具體的數據予以評判，但是可以估計，其影響不會扭轉發電企業盈利的局面。

     此外，在今年記者走訪多家大型發電企業的過程中，已經很少有企業提及發電虧損，這是異于往年的。隨著2013年下半年煤炭價格繼續走低，發電企業的經營狀況日趨向好�？傮w來講，2013年的發電企業經營狀況明顯好于往年，至于其好到什么程度，是否能夠彌補此前近千億的損失以及最近脫硫、脫硝和除塵改造等環保成本投入，則仍需等待相關數據的統計和公布。同時，就發電企業的未來發展來講，這一數據更加值得期待。

     8、市場化改革有新規     是否聯動看來年

     2013年起正式實施的《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》（以下簡稱《意見》）對于煤電價格聯動機制，有了新的規定。

     新的聯動機制要求，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。

     點評在整個2013年中，煤電上網電價及脫硝除塵等補貼電價已經發生了巨大變化，所以對于可能再次引起價格調整的煤電聯動，人們還是給予了相當的關注。其中，對于在2013年9月25日實施的《國家進一步完善可再生能源和環保電價政策》中的煤電上網電價的下調，發改委還專門對其是否是煤電聯動，做出專門的回應，稱此次電價調整屬于電價結構調整，不是煤電價格聯動。“《意見》規定，以年度為周期，當電煤價格波動幅度超過5%時，實施煤電價格聯動。目前，雖然大部分地區電煤價格波動幅度已超過5%，但在時間上尚未達到一年的聯動周期�！�     而眼下“一年的聯動周期”已到，對于此前被寄予厚望但卻未能及時啟動的煤電聯動機制，在2014年伊始應將會給人們一個答案了。（賈科華）