据媒体报道，电价主管部门已经将电价下调方案上报至国务院并获审批。按照新获批的电价调整方案，此次燃煤发电上网电价将从2016年1月1日起开始执行下调，预计全国平均降幅每千瓦时3分钱。
电企损失达千亿元
中国经济学会理事刘满平在接受记者采访时表示，此次价格下调主要有两个方面原因。
首先，当前电力市场供大于求，新增发电尤其是火电装机容量过快增长。
前10个月，全国规模以上发电企业累计完成发电量46511亿千瓦时，而全社会用电量累计45835亿千瓦时，市场供大于求，发电机组平均利用小时数降低，电力处于过剩时代。
在此形势下，电源尤其是以煤电为主的火电新增发电装机容量不仅没有下降，同比却大幅增加。1月到10月，全国电源新增发电装机容量8257万千瓦，同比增长43.1%，尤其是火电新增装机4336万千瓦，同比增长54.3%。如果这种非理性的发展得不到控制，煤电产能将出现明显泡沫，煤电企业经济效益将面临恶化。
其次，当前电力与煤炭行业利润的巨大差别，通过电价下调可以有效降低社会用电成本。2015年以来，国内煤炭价格继续走低，电力行业直接成本指数也继续下行，经营状况继续向好，整体保持较高盈利水平。1-9月份国内电力生产企业累计完成利润总额2667亿元，同比增长15.1%。而煤炭、钢铁等行业亏损严重。
当前，发电企业的利润主要来自于发电收入与成本之差，而发电收入很大程度上取决于上网电价的高低。发电企业上网电价下调，发电企业的利润势必会减少。刘满平以2014年火力发电共4.17万亿千瓦时给记者算了一笔账：2016年发电企业上网电价下调3分钱，意味着其利润将减少1251亿元，仅五大国有发电集团利润就将减少500亿元以上。
刘满平认为，随着冬季来临，煤炭需求回暖，促进煤炭价格稳定或回升的积极因素增多，但上网电价的下调则会抵消这些因素的影响，倒逼煤炭行业落后产能淘汰。
“对煤炭价格下行来说，这只是次要因素，主要的还是产能过剩。”刘满平认为，政府除了采取行政审批手段控制燃煤电厂总量外，还通过采取超低减排等市场手段来控制和淘汰落后产能，抑制火电装机量过快增长，推动电力行业供给侧改革，从而进一步加快电力行业的市场竞争和兼并重组。
煤电发展要坚持清洁、高效、低碳的原则
记者了解到，2015年4月8日，国务院常务会议曾经下调燃煤发电上网电价平均每度约2分钱。
刘满平分析认为，这两次电价下调原因既有相同点也有不同点。相同点是，宏观经济下行，电力市场需求增速放缓，煤炭价格大幅下降，电力行业成本降低，利润增加，社会呼吁降低电价的呼声高。不同点是，4月8日的调价是上网电价和销售电价同时下调，主要目的为降低企业成本、稳定市场预期、促进经济增长、有扶有控调整产业结构，不是真正意义上执行煤电联动政策，因为执行时间点不太符合。而此次可以说是按照煤电联动政策执行，时间点吻合，但终端销售电价没有明确下调。这样调整的目的主要是为了抑制火电装机量过快增长，促进发电侧的产能调整。
“8个月内两次调整价格，在一定程度上是煤电联动的真实写照。”刘满平说。
11月30日，深化电力体制改革的6个配套文件为电力市场整体的构建提供了路径。其中，《关于推进电力市场建设的实施意见》和《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确提出“坚持清洁能源优先上网”、“建立优先发电制度，保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，促进清洁能源多发满发”等。
“这透露出未来煤电一定要坚持清洁、高效、低碳发展。”刘满平认为。
刘满平表示，在此次下调燃煤电厂上网电价之前，还有一个电价上“涨”的信息：2016年1月1日以前已并网运行的现役机组上网电量每度上涨1分钱;之后并网运行的新建机组每度上涨0.5分钱。
据悉，12月9日《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》提出，从明年1月1日起对完成超低排放改造的燃煤发电企业给予上网电价补贴。另外，12月2日的国务院常务会议要求，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。
“这反映出政府支持燃煤电厂降低碳排放，鼓励清洁能源利用的强烈意愿，煤电企业应借这次电改的机会争取尽快实现转型升级。”刘满平表示。
