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随着补贴加码，降低甚至取消环保电价的声音逐渐高涨。
大气环境治理利剑高悬，作为耗煤第一大户的煤电产业绿色低碳转型迫在眉睫。
7月26日，发改委、工信部等16部委联合发布《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》，提出淘汰落后产能、严控新增产能、实施超低排放改造、节能改造、灵活性改造等多项目标和任务。16部委协同作战加上若干从严政策措施，这被视为近年最有力度的一次煤电调控政策。
然而，在不少专家看来，相对于去产能，去除现行发电政策给燃煤发电提供的制度性保护更加艰难。8月18日，在北京举办的中国电力圆桌第十次平台活动上，华北电力大学经管学院教授袁家海在《发电计划放开、煤电去补贴与搁浅资产处置》的研究报告中首次量化了煤电的诸项政策性补贴。
他表示，现行发电计划政策和与之相配套的标杆上网电价政策及“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。“发电计划保护给煤电企业带来的显性或隐性补贴短期看似对煤电企业有利，但从能源转型的大方向来看不利于电力行业转型升级。”
显性隐性补贴
“需要特别指出的是，报告虽借鉴了化石能源补贴的核算方法，但所界定的煤电补贴是现行体制给燃煤发电提供的制度性保护，不是一般意义上的化石能源补贴。”袁家海首先强调。
据他研究，我国在长期缺电情况下形成的发电计划保护政策给煤电企业带来的显性或隐性补贴有三项，一是基于计划上网电量发放的环保电价补贴，二是计划保护下煤电对可再生能源的挤压，三是标杆上网电价对煤电企业的价格保护。
针对燃煤发电带来的大气污染问题，2007年以来，我国对燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘等环保设施的建设和投运给予资金补贴，尤其从2013年后，环保电价补贴政策不断加码，补贴金额逐年增加。
在假设煤电电量全口径发放脱硫脱硝除尘补贴的情况下，袁家海核算发现，2013—2016年燃煤电厂环保电价补贴每年都超过1000亿元。
近年，全国电力供应过剩现象日益严重，火电利用小时数下降明显。需求有限供应过剩，可再生能源大量被弃，多地弃风、弃光、弃水现象愈发严重，导致可再生能源设备闲置，投资回报无法保障。
研究报告引用的数据显示，2016年弃风现象出现在内蒙古、甘肃、新疆等11个省份，全年弃风电量高达497亿千瓦时。弃光问题在西北5省份十分严重，2016年弃光电量达70.4亿千瓦时。弃水现象主要出现在云南、四川两省，其中四川累计弃水天数达179天，调峰弃水电量高达142亿千瓦时，相当于四川全年居民用电量的40%左右，若这142亿千瓦时的电量投入使用，将节省400多万吨标准煤，减少排放1100多万吨二氧化碳。
“根据可再生能源发电优先上网原则，这些清洁能源本不应该被白白浪费。”袁家海表示，因此他们将在发电计划保护下煤电多发电量视为对可再生能源的一种挤压，核算出风电、光伏、水电未能实现保障性发电部分的收益损失，并将其视为对燃煤发电的补贴。
此外，研究报告认为，偏离市场均衡的价格保护给了发电企业额外收益，也是一种制度性的隐性补贴。长期以来，我国实行以计划为主的方式进行电价管理，由政府直接制定各类电源的标杆上网电价和销售目录电价。
随着电力市场的放开，电力直接交易如火如荼，而且电量不再执行政府定价，更大程度上反映市场供求关系，2016年直购电交易规模约7000亿千瓦时。袁家海通过近两年來各地直购电竞争所带来的电价降低空间，推算出计划保护给燃煤发电企业的补贴额度。
根据他的核算，2016年，燃煤发电因发电計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。
不过，袁家海表示：“估算结果仅是对2016年的‘快照’，对其解读仅限于2016年这个特定时点。”
计划放开 补贴取消
多重保护之下，燃煤发电由于获得了有保障的回报预期，煤电装机近年来迅猛增长。2015年和2016年，新建煤电机组仍达9214万千瓦。“当前超出需求的投资计划是煤电补贴带来的直接负面效应，计划保护掩盖了过剩煤电的资产搁浅问题。”袁家海说。
对燃煤发电的补贴开始引发讨论。以环保电价为例，尽管随着燃煤发电机组脱硫、脱硝装机容量占比不断上升，我国废气中的主要污染物二氧化硫和氮氧化物排放量逐年下降。但随着补贴加码，降低甚至取消环保电价的声音逐渐高涨。
研究报告认为，环保电价作为一种经济刺激机制对大气环境的改善能够起到积极作用，毋庸置疑。但是，电力行业作为以保障民生、服务社会、提供公共产品和服务为主要目标的公益类国有企业，发展绿色经济，推进节能减排工作，改善大气环境，淘汰和改造高污染的煤电设施，应成为电企自身的社会责任。
根据“污染者付费”原则，煤电节能减排工作开展带来的生产成本的增加，应当由煤电企业自己承担，而不是由国家财政或消费者直接为其买单。
能源转型的核心方向是发展低碳能源，而不仅仅是污染物的超低排放。投入大量的财政补贴到达不到排放标准的燃煤电站上，与建立最大程度环境友好的能源供应体系目标并不一致。
至于可再生能源，袁家海表示，在可再生能源基金缺口700亿的同时，煤电却能享受高达3000亿元的隐性补贴，其助推的煤电投资冲动与中国能源转型方向背道而驰。
今年3月，国家发改委和国家能源局发布《关于有序放开发用电计划的通知》，明确了发用电计划放开的推进路线图。袁家海表示，随着发电计划的放开，对煤电行业的补贴将会大幅降低。 他认为，以环保电价方式直接补贴煤电污染物控制是符合现有电价形成机制内在逻辑的，但在未来则需要通过市场机制来传导；价格保护补贴之所以存在是因为标杆上网电价机制对目前过剩的市场环境不敏感，竞争机制的引入会很快打破这种保护；煤电对可再生能源的电量挤压是在当前一个时期高弃置率环境下的阶段性产物，随着可再生能源并网效率的提高也将逐步取消。
据核算，补贴总额将由2016年的3057亿元减少至2020年的264亿～302亿元。“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。”袁家海说。
科学把握去补贴节奏
2016年，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影响，煤电行业经济效益急速下滑。当年火电行业利润总额下降43.5%，全年企业虧损面上升至27.3%。
2017年，局面更加恶化。截至6月30日，五大发电集团实现利润仅121.8亿元，与其高达4.2万多亿元的资产总额很不相称，而且资产负债率高企，均超过80%，火电业务全面亏损。
有分析认为，随着电力体制改革的不断深化，严重过剩环境下煤电行业未来的经济效益前景不难预见，经营危机必然成为亟待解决的问题。
研究报告也认为，随着发电计划放开，燃煤电厂实际能够拿到的各种隐性补贴大幅降低，利润空间将大幅缩减。另一方面，随着大量燃煤电厂建成投产，产能过剩下煤电厂的经济效益将急剧下滑，会产生大量搁浅煤电资产。
搁浅煤电资产应如何处置？袁家海表示，中国煤电行业的亏损和搁浅资产风险是一个异常复杂的议题，政府实际的决策空间非常有限。“中国煤电行业高达95%的国有集中度充分说明了处置煤电搁浅资产的特殊国情，任由国有发电企业长期亏损会导致国有资产贬值，而能源行业的高负债高杠杆会进一步将搁浅风险扩大到整个金融经济体系中。”
針对发电计划放开和防范搁浅资产风险，袁家海建议，首先，要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，但应尽快明确环保电价降低和最终退出的时间表。”
其次，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。袁家海说，市场化改革有明显的去补贴效应，但也会直接影响煤电企业受益，因此应该尽快总结和推广东北地区建立辅助服务市场的经验，妥善处理好改造煤电机组、提升灵活性服务与保障可再生能源消纳的关系。
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，缩短阵痛期。“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正确的预期和足够的容忍度。”袁家海说。
大气环境治理利剑高悬，作为耗煤第一大户的煤电产业绿色低碳转型迫在眉睫。
7月26日，发改委、工信部等16部委联合发布《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》，提出淘汰落后产能、严控新增产能、实施超低排放改造、节能改造、灵活性改造等多项目标和任务。16部委协同作战加上若干从严政策措施，这被视为近年最有力度的一次煤电调控政策。
然而，在不少专家看来，相对于去产能，去除现行发电政策给燃煤发电提供的制度性保护更加艰难。8月18日，在北京举办的中国电力圆桌第十次平台活动上，华北电力大学经管学院教授袁家海在《发电计划放开、煤电去补贴与搁浅资产处置》的研究报告中首次量化了煤电的诸项政策性补贴。
他表示，现行发电计划政策和与之相配套的标杆上网电价政策及“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。“发电计划保护给煤电企业带来的显性或隐性补贴短期看似对煤电企业有利，但从能源转型的大方向来看不利于电力行业转型升级。”
显性隐性补贴
“需要特别指出的是，报告虽借鉴了化石能源补贴的核算方法，但所界定的煤电补贴是现行体制给燃煤发电提供的制度性保护，不是一般意义上的化石能源补贴。”袁家海首先强调。
据他研究，我国在长期缺电情况下形成的发电计划保护政策给煤电企业带来的显性或隐性补贴有三项，一是基于计划上网电量发放的环保电价补贴，二是计划保护下煤电对可再生能源的挤压，三是标杆上网电价对煤电企业的价格保护。
针对燃煤发电带来的大气污染问题，2007年以来，我国对燃煤电厂脱硫、脱硝、除尘等环保设施的建设和投运给予资金补贴，尤其从2013年后，环保电价补贴政策不断加码，补贴金额逐年增加。
在假设煤电电量全口径发放脱硫脱硝除尘补贴的情况下，袁家海核算发现，2013—2016年燃煤电厂环保电价补贴每年都超过1000亿元。
近年，全国电力供应过剩现象日益严重，火电利用小时数下降明显。需求有限供应过剩，可再生能源大量被弃，多地弃风、弃光、弃水现象愈发严重，导致可再生能源设备闲置，投资回报无法保障。
研究报告引用的数据显示，2016年弃风现象出现在内蒙古、甘肃、新疆等11个省份，全年弃风电量高达497亿千瓦时。弃光问题在西北5省份十分严重，2016年弃光电量达70.4亿千瓦时。弃水现象主要出现在云南、四川两省，其中四川累计弃水天数达179天，调峰弃水电量高达142亿千瓦时，相当于四川全年居民用电量的40%左右，若这142亿千瓦时的电量投入使用，将节省400多万吨标准煤，减少排放1100多万吨二氧化碳。
“根据可再生能源发电优先上网原则，这些清洁能源本不应该被白白浪费。”袁家海表示，因此他们将在发电计划保护下煤电多发电量视为对可再生能源的一种挤压，核算出风电、光伏、水电未能实现保障性发电部分的收益损失，并将其视为对燃煤发电的补贴。
此外，研究报告认为，偏离市场均衡的价格保护给了发电企业额外收益，也是一种制度性的隐性补贴。长期以来，我国实行以计划为主的方式进行电价管理，由政府直接制定各类电源的标杆上网电价和销售目录电价。
随着电力市场的放开，电力直接交易如火如荼，而且电量不再执行政府定价，更大程度上反映市场供求关系，2016年直购电交易规模约7000亿千瓦时。袁家海通过近两年來各地直购电竞争所带来的电价降低空间，推算出计划保护给燃煤发电企业的补贴额度。
根据他的核算，2016年，燃煤发电因发电計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。
不过，袁家海表示：“估算结果仅是对2016年的‘快照’，对其解读仅限于2016年这个特定时点。”
计划放开 补贴取消
多重保护之下，燃煤发电由于获得了有保障的回报预期，煤电装机近年来迅猛增长。2015年和2016年，新建煤电机组仍达9214万千瓦。“当前超出需求的投资计划是煤电补贴带来的直接负面效应，计划保护掩盖了过剩煤电的资产搁浅问题。”袁家海说。
对燃煤发电的补贴开始引发讨论。以环保电价为例，尽管随着燃煤发电机组脱硫、脱硝装机容量占比不断上升，我国废气中的主要污染物二氧化硫和氮氧化物排放量逐年下降。但随着补贴加码，降低甚至取消环保电价的声音逐渐高涨。
研究报告认为，环保电价作为一种经济刺激机制对大气环境的改善能够起到积极作用，毋庸置疑。但是，电力行业作为以保障民生、服务社会、提供公共产品和服务为主要目标的公益类国有企业，发展绿色经济，推进节能减排工作，改善大气环境，淘汰和改造高污染的煤电设施，应成为电企自身的社会责任。
根据“污染者付费”原则，煤电节能减排工作开展带来的生产成本的增加，应当由煤电企业自己承担，而不是由国家财政或消费者直接为其买单。
能源转型的核心方向是发展低碳能源，而不仅仅是污染物的超低排放。投入大量的财政补贴到达不到排放标准的燃煤电站上，与建立最大程度环境友好的能源供应体系目标并不一致。
至于可再生能源，袁家海表示，在可再生能源基金缺口700亿的同时，煤电却能享受高达3000亿元的隐性补贴，其助推的煤电投资冲动与中国能源转型方向背道而驰。
今年3月，国家发改委和国家能源局发布《关于有序放开发用电计划的通知》，明确了发用电计划放开的推进路线图。袁家海表示，随着发电计划的放开，对煤电行业的补贴将会大幅降低。 他认为，以环保电价方式直接补贴煤电污染物控制是符合现有电价形成机制内在逻辑的，但在未来则需要通过市场机制来传导；价格保护补贴之所以存在是因为标杆上网电价机制对目前过剩的市场环境不敏感，竞争机制的引入会很快打破这种保护；煤电对可再生能源的电量挤压是在当前一个时期高弃置率环境下的阶段性产物，随着可再生能源并网效率的提高也将逐步取消。
据核算，补贴总额将由2016年的3057亿元减少至2020年的264亿～302亿元。“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。”袁家海说。
科学把握去补贴节奏
2016年，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影响，煤电行业经济效益急速下滑。当年火电行业利润总额下降43.5%，全年企业虧损面上升至27.3%。
2017年，局面更加恶化。截至6月30日，五大发电集团实现利润仅121.8亿元，与其高达4.2万多亿元的资产总额很不相称，而且资产负债率高企，均超过80%，火电业务全面亏损。
有分析认为，随着电力体制改革的不断深化，严重过剩环境下煤电行业未来的经济效益前景不难预见，经营危机必然成为亟待解决的问题。
研究报告也认为，随着发电计划放开，燃煤电厂实际能够拿到的各种隐性补贴大幅降低，利润空间将大幅缩减。另一方面，随着大量燃煤电厂建成投产，产能过剩下煤电厂的经济效益将急剧下滑，会产生大量搁浅煤电资产。
搁浅煤电资产应如何处置？袁家海表示，中国煤电行业的亏损和搁浅资产风险是一个异常复杂的议题，政府实际的决策空间非常有限。“中国煤电行业高达95%的国有集中度充分说明了处置煤电搁浅资产的特殊国情，任由国有发电企业长期亏损会导致国有资产贬值，而能源行业的高负债高杠杆会进一步将搁浅风险扩大到整个金融经济体系中。”
針对发电计划放开和防范搁浅资产风险，袁家海建议，首先，要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，但应尽快明确环保电价降低和最终退出的时间表。”
其次，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。袁家海说，市场化改革有明显的去补贴效应，但也会直接影响煤电企业受益，因此应该尽快总结和推广东北地区建立辅助服务市场的经验，妥善处理好改造煤电机组、提升灵活性服务与保障可再生能源消纳的关系。
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，缩短阵痛期。“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正确的预期和足够的容忍度。”袁家海说。