今年，國務院發文指出要調整電價結構，適當降低脫硫脫硝電價以減輕企業用電負擔。目前，我國在電力體制改革和去補貼方面進展到何種程度？

袁家海：總的來看，我國在去補貼的工作上一直十分積極。我國現行的發電計劃政策，和與之相配套的標桿上網電價政策以及“三公”調度政策，給燃煤發電企業提供了有保障的回報預期，同時也提供了一系列“事實”上的顯性或隱性補貼。經我們研究核算，2016年，燃煤發電因發電計劃及其配套制度而享受的補貼合計為3057億元，其中，環保電價補貼1194億元，對可再生能源的擠壓補貼171億元，價格保護補貼1692億元。這些數據雖然只是估算，但數量級是沒問題的。隨著發電計劃放開，煤電補貼將大幅削減至264億～302億元。

發電計劃保護給煤電企業帶來的補貼短期看對煤電企業有利，但從能源轉型的大方向來看則不利于電力行業轉型升級。高額補貼更是加重了消費者負擔。在可再生能源基金缺口700億元的同時，煤電卻能享受高額補貼，其助推的煤電投資沖動與中國能源轉型方向背道而馳。煤電去產能政策正是在這樣的背景下出臺，并有利于為正在啟動的電力市場培育有序的競爭環境。隨著發電計劃的放開，失去了計劃保護的煤電在市場環境下競爭力將會降低，這有利于推動可再生能源發展和電力低碳轉型。

中國電力報：隨著發電計劃放開，煤電補貼逐步取消，對煤電企業的經濟效益將會產生怎樣的影響？

袁家海：國家發展改革委發布的《關于有序放開發用電計劃的通知》，將對煤電企業效益產生一定影響。例如，燃煤發電企業不超過當地省域年度燃煤機組發電小時數最高上限，從利用小時數上面限制了煤電的發電量，更好地保證了其他類型電源的優先發電。逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量，2017年煤電機組計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，2018年之后計劃電量逐年減少。新核準機組不再安排發電計劃，不再執行政府定價，引導投資者作出合理決策，通過市場手段抑制了煤電的投資熱情。放開跨省跨區受送電計劃，這將更加有利于清潔能源的跨省跨區消納，解決長期困擾清潔電力的棄電問題。

隨著發電計劃放開，煤電補貼逐步取消，過剩的市場環境下煤電企業的經濟效益將會逐步下滑。2016年，煤電行業受標桿上網電價平均下降3分錢/千瓦時、電煤價格上漲、利用小時數下降、市場化交易等多方面的影響，經濟效益急速下滑。2016年火電行業利潤總額下降43.5%至1269億元，全年企業虧損面上升至27.3%，虧損企業虧損額達334億元。今年1月，五大發電集團的煤電板塊虧損額達13.8億元，經測算2017年全年預計虧損上升至970億元。截至6月30日，五大發電集團總體實現利潤僅121.8億元，與其高達4.2萬多億元資產總額很不相稱，而且資產負債率高企，均超過80%；火電業務全面虧損，顯著拖累發電企業。

根據wind數據庫提供的近四年30家火電行業A股上市公司的凈利潤、EBIT、EBITDA和凈利率數據，2013～2015年火電經營效益呈上升趨勢，年度分紅金額分別達到215億元、252億元和291億元。2016年受多方因素影響，經濟效益急劇下滑（凈利率較2015年下降近4%），政府環保補貼不斷加碼下煤電企業仍出現普遍虧損。隨著電力體制改革的不斷深化，嚴重過剩的環境下煤電行業未來的經濟效益前景不難預見，經營危機必然會成為亟待解決的問題。

中國電力報：根據您的判斷，未來煤電擱淺資產的規模有多大？

袁家海：隨著市場放開，補貼逐漸取消，資產擱淺會逐步凸顯。經我們研究計算，在高電力需求情景對應的1.2億千瓦擱淺煤電機組情景中，建成即擱淺的價值上限為1萬億元，若以2030年作為擱淺年份，擱淺價值達6000億元。在低電力需求情景對應的2.4億千瓦擱淺裝機情景中，當年建成就擱淺的資產價值是2萬億元，2030年的擱淺價值接近1.2萬億元。

超過合理需求的煤電機組將會被擱淺，經濟效益下滑和擱淺資產增加意味著投資者很大程度上無法收回投資并獲取期望收益。市場機制優勝劣汰，無效低效資產必然面臨虧損而被市場淘汰。市場競爭程度加劇下應對這一問題，需要發電企業充分認識到降低成本、提高效率和保持適度規模的重要性。

中國電力報：您認為該如何解決煤電轉型過程中的效益下滑和擱淺資產回收問題？

袁家海：我認為可以從以下四方面著手解決問題。一是，科學把握發電計劃放開下的煤電去補貼節奏。計劃電量比重、環保電價水平和計劃電量對應的標桿上網電價水平是決定煤電補貼的關鍵因素。

針對發電計劃的電量和價格補貼，建議政府把握發電計劃放開的進度，既要關注發電計劃放開所釋放的改革紅利，也要關注煤電企業的承受能力，在二者之間適當平衡。另外，國務院近期明確了要逐步降低環保電價。建議國家盡快明確環保電價降低和最終退出的時間表。

二是，加快電力市場建設，促進燃煤機組定位由電量型機組向電力型機組轉變。用市場機制補償輔助服務，促進煤電機組定位調整，并部分解決煤電轉型過程中的效益下滑和擱淺資產回收問題。9號文中確定的改革，特別是那些支持經濟調度和短期邊際成本定價方面的改革，可以為建立電量、容量、靈活性和其他服務的競爭性批發市場敞開大門。這些改革和市場將鼓勵更有效地利用現有資源，協調區域市場運行，整合可再生能源以及總體上降低系統成本和價格。

三是，通過嚴控新增產能、最嚴格的環保標準淘汰落后產能，最大化降低煤電行業調整的沖擊，縮短轉軌陣痛期。建議政府盡快落實去產能政策，多部門協同嚴控新建項目，運用最嚴格的環保標準淘汰落后產能，力爭達成更具挑戰性的去產能目標。只有盡快將煤電供應能力調控到與新常態下的電力需求相匹配的水平，才能切實解決煤電行業的整體虧損問題。調整期間，政府對煤電企業虧損的規模和持續時間應有充分的預期和足夠的容忍度。

四是，通過科學的監管和補償政策加速煤電行業去產能。建議能源主管部門和地方政府深入了解現有煤電廠運營狀態，對“十三五”期間可能的減排要求加碼等監管、法律法規的變化（例如需要額外投資以滿足新的排放標準、節水政策的強化等），提前通知現役電廠，以幫助企業科學決策選擇進行投資以達到新的標準或選擇退出。對于選擇自愿提前退出的燃煤電廠，建議繼續推行“十一五”以來關停小火電的財政補貼政策，設立專項資金用于容量退出補貼及員工安置。對于目前來看確屬過剩產能、但需保留以為可再生能源發展提供備用的煤電機組，可封存備用，其正常運行所需固定投入可在系統輔助服務成本中支付。