作为电力行业的主力电源，我国燃煤发电行业规模之大，遍布之广，市场化竞争水平之高，在能源工业体系中举足轻重。在2013年，政策作为一个重要变量，有的是新政策的发布，有的是旧政策的持续作用，都已对2013年煤电行业发展产生了全局性的影响。其中，不乏对此后煤电行业发展将会产生长期影响的政策。
　　
　　或许可以说2013年整个煤电行业的大的新闻就是相关政策的频繁变动。本期将以政策变动为主，对2013年的煤电行业的重要事件进行盘点。
　　
　　1、三大地区严控新建煤电
　　
　　煤电西移政策已现雏形
　　
　　2013年1月1日，国务院正式印发《能源发展“十二五”规划》，根据对“十二五”时期经济社会发展趋势的总体判断，按照“十二五”规划纲要总体要求，综合考虑安全、资源、环境、技术、经济等因素，明确2015年能源发展的主要目标。
　　
　　在煤电发展方面，规划要求，在中西部煤炭资源富集地区，鼓励煤电一体化开发，建设若干大型坑口电站，优先发展煤矸石、煤泥、洗中煤等低热值煤炭资源综合利用发电。在中东部地区合理布局港口、路口电源和支撑性电源，严格控制在环渤海、长三角、珠三角地区新增除“上大压小”和热电联产之外的燃煤机组。
　　
　　点评在环渤海、长三角、珠三角严格控制新建煤电项目，主要是考虑到当地的环境容量。经过多年的快速发展，当地电力需求增长迅速，作为负荷中心当地已经建设了大量的煤电项目，为当地提供了巨大支撑。但是，目前我国北方地区，特别是在环渤海、长三角等地存在的突出的环境问题，已经无法容纳更多的煤电项目。
　　
　　2013年持续的严重雾霾天气横扫我国多个地区，其中尤以京津冀地区突出，当地甚至多次出现超过6级的极重度污染天气。2013年11月，中国社科院、中国气象局联合发布《2013年气候变化绿皮书》指出：我国持续性雾霾显著增加，主要原因是社会化石能源消费增多造成的大气污染物排放增加。另据有关数据显示，我国80%的PM2.5污染问题与能源有关，70%以上的温室气体与化石燃料燃烧有关。
　　
　　环保因素已经成为煤电发展所必需考虑的因素。鉴于中西部地区在环境容量和资源禀赋方面的优势，《能源发展“十二五”规划》对于中西部地区的煤电项目给予了明确鼓励，对于东部地区则是严格控制。煤电西移政策可以说已经成形。
　　
　　由于东部地区仍将是负荷中心的局面，将来电力需求的满足亟需建设更加强大的电网系统。希望未来的“西电东送”、“北电南送”，不仅能满足东部地区的电力需求，也能成为当地环境问题的治理良药。
　　
　　2、煤电补贴电价上调
　　
　　上网电价4年下调
　　
　　2013年8月30日，国家发改委发布《国家进一步完善可再生能源和环保电价政策》，决定在保持现有销售电价总水平不变的情况下，主要利用电煤价格下降腾出的电价空间，适当提高可再生能源电价附加、脱硝电价标准，新增除尘电价。
　　
　　决定自2013年9月25日起，将除居民生活和农业生产用电之外的其他用电可再生能源电价附加标准由每千瓦时0.8分钱提高到1.5分钱；将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱；对烟尘排放浓度低于30毫克/立方米（重点地区20毫克/立方米）的燃煤发电企业实行每千瓦时0.2分钱的电价补偿。
　　
　　点评此次上网电价、补贴电价以及电价附加标准的调整，旨在支持可再生能源发展，鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造，改善大气质量，是我国在治污减排方面的重要举措，特别是对于当前雾霾的治理极有针对性。此次煤电上网电价下调为2009年11月份的时隔4年之后，我国再次下调上网电价。
　　
　　与常规能源相比，可再生能源具有清洁环保、可再生等优点，但其成本也相对较高，因此在可再生能源发展的前期，需要采取政府补贴措施加以扶持，这是国际上的通行做法。我国《可再生能源法》规定，可再生能源发电价格高出常规能源发电价格部分，在全国范围内进行分摊。据此，国家在销售电价中征收了可再生能源电价附加，作为可再生能源发展基金，征收标准从2006年的每千瓦时0.1分钱逐步提高到现行的每千瓦时0.8分钱，目前每年筹集金额200亿元左右。但近年来，我国可再生能源发展迅速，目前筹集的资金难以满足补贴资金需求的迅速增长。截至2011年底，资金缺口为107亿元。若不进一步提高标准，预计2015年可再生能源电价附加资金缺口将达到330亿元左右。这对可再生能源发电企业电费结算和整个产业的健康发展将产生严重的不利影响。因此，国家决定将可再生能源电价附加标准提升每千瓦时0.7分钱。
　　
　　同时，此次可再生能源和环保电价政策所需资金来源是2013年经营状况好转的煤电行业。可以说此次价格调整既着力保护环境，又不增加电力用户负担,资金筹集阻力较小，时机把握很好。另外，在煤电上网电价下调的同时，也对煤电给予了提升环保电价补贴标准的政策支持。正如发改委相关负责人所说，上述政策调整是对改善大气环境质量的迫切需要；其次是完成全国“十二五”减排目标和落实“大气十条”的重要政策保障；同时也是调动火电企业减排积极性、建立减排长效机制的有效手段。
　　
　　3、审批权下放、列入鼓励类
　　
　　背压机迎多项政策利好
　　
　　2013年5月1日，《国家发展改革委关于修改<产业结构调整指导目录（2011年本）>有关条款的决定》正式实施。该文件对原先鼓励类进行了调整，将“采用30万千瓦及以上集中供热机组的热电联产，以及热、电、冷多联产”的条文，修改为“采用背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、30万千瓦及以上热电联产机组”。背压型热电联产被“点名”进入鼓励类。
　　
　　2013年6月28日，根据《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》，国家发展改革委取消和下放管理层级行政审批项目26项（取消行政审批项目14项，下放管理层级行政审批项目12项），其中，“企业投资燃煤背压热电项目核准”下放省级投资主管部门。
　　
　　点评背压机组是热电联产的重要机型。背压机组是以热负荷来调整发电负荷的发电机组，气轮机进多少汽，机组就排出多少汽，真正实现了“以热定电”；但调节能力相对较差，机组发电量受制于热负荷变化。据了解，在此前“能源部”时代，有一段时间我国也在大力鼓励背压机，背压机项目也更容易得到审批。但由于背压机以上缺点的制约，机组在投产之后，并没有达到理想的效果。例如在某些用汽量低的地区，为了满足当地电负荷需求，机组只能开个口子，将蒸汽往天空排，造成了不小浪费。
　　
　　目前之所以鼓励背压机组，可以说是对当前热力市场发展情况作出的适当调整。背压机适合于供热量比较大而稳定的市场。随着经济社会的发展，我国许多地区形成了相对稳定、用汽量较大的供热市场，这为背压型热电创造了良好的发展条件。同时，多年的热电发展经验，也让人们对于各种热电机组有了更加充分的认识和掌握，与其他抽凝机组或者不同容量的背压机组之间的搭配建设，也让背压机的优势得到了很好发挥。
　　
　　审批权的下放以及列入鼓励类，从政策层面讲对于背压机型热电项目的发展带来了巨大利好，但是如何真正实现这些利好，让背压热电项目得到更大发展，仍有诸多问题需要背压机解决。例如，在如何应对大型热电联产项目的竞争方面，背压机通常是装机5万千瓦以下的机组，而政策鼓励类中还包括“30万千瓦及以上热电联产机组”，这些大机组在人力、物力、财力及影响力方面，都对背压机组形成了巨大挑战。不过，从整个热电行业来讲，这或许是有益的。
　　
　　4、热电装机超过2亿千瓦 
　　
　　数据显示，我国6000千瓦及以上热电联产装机已超过2.2亿千瓦，达22075万千瓦，占同口径火电装机容量的27.49%，占全国发电机组总容量的19.25%。
　　
　　点评热电联产做为重点节能工程，其能效与热、电分产相比，热效率提高30%。我国各项政策也积极鼓励热电的发展。2004年底，全国已建成6000千瓦及以上热电联产机组约2300台，装机容量4800万千瓦，占火电装机容量的15.6%。随着此后我国电力装机的迅猛增加，我国热电联产装机容量也取得了巨大成绩。从2005年到2012年，每年新增热电装机为1330万至3732万千瓦，
　　
　　但是热电联产的价值却并未真正发挥，存在“打折”嫌疑。
　　
　　在我国电力装机容量激增的过程中，高参数、大型化机组成为新建和改扩建项目优先选择，“上大压小”工程更是如此，其中容量超过30万千瓦的大型热电联产项目也不在少数。这对于整个电力装机特别是热电装机容量的提升作用巨大。但是从统计数据方面讲，热电机组的数据并不令人满意。例如，近几年热电机组年供热量的增幅，远小于供热机组容量的增幅。这值得深思。相关部门批准大型热电机组，本意是为了节能，但供热量增速相对较低，或许印证了一个说法，即很多新增大型热电机组，打着热电联产的旗号，以节能减排的名义新增的装机容量，并未充分发挥其作用，称这种机组为“假热电”。
　　
　　热电行业的发展、热电机组作用的发挥，还需要更多相关部门的监管和支持。据了解，虽然相关政策文件均表示鼓励、支持发展热电联产，但是对于如何支持，却从来没有配套的具体政策。多年来在金融、税收、环保等方面均未出台优惠政策。但是不少发达国家则制订了具体的热电联产优惠政策，如提供低利率贷款、减免税收等，在这方面我国应该借鉴。
　　
　　5、煤热联动未遂
　　
　　煤价跌热价不降
　　
　　2013年10月，石家庄市物价局表示，今年居民热价不降；同月，媒体报道称，济南今冬供热价格不调整；11月初，北京表示今冬居民热价暂不上调。
　　
　　点评热电联产是北方集中供暖的主要热源之一。面对近来长时间走低的煤价，人们对于热价的降低也有了一定的预期。在燃煤发电上网电价下调之后，热电联产企业对于热价调整更是敏感。
　　
　　目前，很多的热电企业或者其他热源点的经营状况较煤价下跌之前，肯定是出现了不小的好转，但是，此前诸多热源点却经历了长时间的亏损，所以如果真的变动，热价倒可能提高而非下降。
　　
　　事实上，为了理顺煤炭、热力价格关系，发改委和建设部早在2005年就特制定了《关于建立煤热价格联动机制的指导意见》，对于煤价、热价的具体联动条件、周期和其他规则都作出了明确的规定。其中，很多条款与煤电联动都极为相似。例如，热价分为热力出厂价格、管网输送价格和销售价格。当煤炭到厂价格变化超过10%后，相应调整热力出厂价格。“为促进热源企业降低成本、提高效率，热源生产企业要消化10-30%的煤价上涨因素；热力出厂价格调整后，按照热力管网输送价格保持相对稳定的原则，相应调整热力输送企业对用户的热力销售价格。”在调整周期方面要求，煤热价格联动以不少于一年为一个联动周期。若周期内煤价变化达到或超过10%后，相应调整热价。
　　
　　但是，正如煤电联动政策在此前的实施过程中并没有得到及时的实施一样，煤热联动政策也并未如期调整，而是受物价、民生等多方面因素的影响，相关部门屡次做出“暂不调整”的决定。同时，煤热联动也存在供热成本确定等方面的问题，因为热电厂或其他热源点的热力生产成本通常难以确定。这也为热价调整带来了一些不确定性因素。
　　
　　但是，毕竟热价是关系民生的问题，加之热力生产成本在不同地域可能存在巨大差异，各地间的可比性也自然较弱，这更需要当地的价格主管部门和其他相关部门建立煤价热价监测系统，并及时对社会公布。
　　
　　总体上讲，煤热联动容易存在严重的信息不对称，政府相关部门在企业与居民之间应该起到信息采集和公布的作用。面对居民“煤价降了，热价为什么不降”的质疑，政府相关部门应该提供充足的信息，给公众一个说法。
　　
　　6、电力供需平衡
　　
　　火电设备利用小时数微升
　　
　　数据显示，2013年1-11月份，我国全社会用电量48310亿千瓦时，同比增长7.5%；增速比上年同期提高2.4个百分点。1-11月份，全国电力供需平衡。
　　
　　点评“2012年，受经济增长放缓等因素影响，全国电力消费增长平缓，全年呈现出前三季度低速增长、第四季度趋稳回升的总体态势，5月份以来全国电力供需总体平衡，部分地区电力供应能力相对宽松。”这是中电联对于2012年我国电力市场的描述，而对于2013年的前11个月的描述，却只有简短的四个字，“供需平衡”。
　　
　　简短的“供需平衡”四个字虽然无法反映出庞大而复杂的电力行业一整年的跌宕起伏，但却能够勾画出一个清晰的轮廓：电力行业2013年平稳发展。受到经济环境的影响，2013年我国电力需求相对旺盛，同比增速高于2012年，但仍低于2011年的11.7%。从设备利用小时数增速来看，1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时同比降低46小时。其中，1-11月份，全国水电设备平均利用小时同比降低258小时；全国火电设备平均利用小时4540小时，比上年同期提高28小时。
　　
　　2012年水电大发，火电为水电让路，导致火电设备利用小数出现明显下降。当年，全国水电设备平均利用小时同比增加536小时，而火电设备平均利用小时同比降低340小时。相比而言，2013年火电设备平均利用小时数的微升，这可能受到水电增幅较小和电力需求旺盛两方面的共同作用。例如在水电方面，水电装机容量大的几个省份同比均呈下降态势，其中湖南、青海、广西、湖北、贵州更是分别降低208小时、290小时、413小时、667小时和880小时。
　　
　　随着多地水电装机容量的大幅提升，火电特别是当地火电，越发有点“靠天吃饭”的意思了。
　　
　　7、电煤价格下滑
　　
　　电企扭亏为盈
　　
　　2012年5月份以来，煤价持续下降。2013年10月9日环渤海动力价格指数（5500大卡）报收530元/吨，较年初下降103元/吨。
　　
　　点评区别于2012年及之前的几年中煤电企业连年亏损，今年的煤电企业经营业绩出现了明显好转，这主要是因为近期我国煤炭市场呈现持续下滑，电煤价格长时间处于下行通道之中。
　　
　　从2008年起我国煤炭市场开始不断上扬，到2011年高涨的煤炭价格已经让煤电企业出现了大面积的亏损。相关部门采取了煤炭价格临时干预，设置煤炭价格上限。但是该上限的设定似乎并未起到什么作用，从干预政策实施伊始，由于受经济大环境影响，煤炭价格持续下滑，并在2012年5月份后，进入明显下降趋势。2012年12月21日，国家发改委下发的《关于解除发电用煤临时价格干预措施的通知》指出，解除对电煤临时价格干预措施。此后，煤炭价格下滑态势不减，以环渤海动力煤价格指数为例，从2012年年底的634元/吨一路跌至2013年10月的530元/吨。
　　
　　国家统计局新公布2013年1-10月份全国规模以上工业企业实现利润总额数据显示，电力工业主营活动利润达到2654.8亿元，同比增幅为64%，增幅处于41个工业大类行业。同时，今年上市电力企业发布的半年报显示，电力企业利润普遍出现大幅上涨，这与煤炭企业的大面积利润下降形成了鲜明对比。
　　
　　虽然煤炭价格在2013年10月底开始迅速反弹，新一期（2013年12月25日发布）的环渤海动力价格指数报收631元/吨，与去年同期持平，煤价短暂的回升对煤电企业的经营究竟会产生多大的影响，仍需更多具体的数据予以评判，但是可以估计，其影响不会扭转发电企业盈利的局面。
　　
　　此外，在今年记者走访多家大型发电企业的过程中，已经很少有企业提及发电亏损，这是异于往年的。随着2013年下半年煤炭价格继续走低，发电企业的经营状况日趋向好。
　　
　　总体来讲，2013年的发电企业经营状况明显好于往年，至于其好到什么程度，是否能够弥补此前近千亿的损失以及脱硫、脱硝和除尘改造等环保成本投入，则仍需等待相关数据的统计和公布。同时，就发电企业的未来发展来讲，这一数据更加值得期待。
　　
　　8、市场化改革有新规
　　
　　是否联动看来年
　　
　　2013年起正式实施的《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》（以下简称《意见》）对于煤电价格联动机制，有了新的规定。
　　
　　新的联动机制要求，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。
　　
　　点评在整个2013年中，煤电上网电价及脱硝除尘等补贴电价已经发生了巨大变化，所以对于可能再次引起价格调整的煤电联动，人们还是给予了相当的关注。其中，对于在2013年9月25日实施的《国家进一步完善可再生能源和环保电价政策》中的煤电上网电价的下调，发改委还专门对其是否是煤电联动，做出专门的回应，称此次电价调整属于电价结构调整，不是煤电价格联动。“《意见》规定，以年度为周期，当电煤价格波动幅度超过5%时，实施煤电价格联动。目前，虽然大部分地区电煤价格波动幅度已超过5%，但在时间上尚未达到一年的联动周期。”
　　
　　而眼下“一年的联动周期”已到，对于此前被寄予厚望但却未能及时启动的煤电联动机制，在2014年伊始应将会给人们一个答案了。