为落实调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项，国家发展和改革委员会10月15日证实近期已经对电价水平进行适当调整。此次下调上网电价，虽会对火电企业造成一定的损失，但不会对其利润产生过大影响。专家认为，此次电价调整属结构性调整，而非外界传言的“煤电联动窗口开启”。从煤电联动新机制看，此次价格调整只是各省根据可再生能源电价和环保电价政策作出的微调，还很难达到煤电联动的高度——

6月以来不断盛传火电上网电价下调的“靴子”终于落地。

10月9日，江西赣能股份有限公司发布公告称，根据国家发展和改革委员会要求，公司所属火力发电厂——丰城二期发电厂上网电价由现行0.4852元/千瓦时调整为0.4752元/千瓦时。

国家发展改革委有关负责人10月15日向记者表示，为贯彻落实9月25日起实施的《关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》，国家发展改革委已于日前发布《关于调整发电企业上网电价有关事项的通知》，多省下调火电上网电价已成定局。不过，专家表示，此次上网电价的调整与煤电联动无关，对于火电企业和煤炭企业带来的影响有限。

上网电价调整尘埃落定

近期，各地下调火力发电上网电价的方案陆续出台，总的来看，幅度在每千瓦时0.9分至每千瓦时2.5分之间

今年8月底，国家发展改革委出台了《关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》，决定自9月25日起适当调整可再生能源电价附加和燃煤发电企业脱硝等环保电价标准，以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，促进环境保护。

为避免提高销售电价水平增加居民和企业负担，此次电价调整明确提出，要通过对燃煤发电企业上网电价进行结构调整来实现，并要求省级价格主管部门研究拟订具体的电价调整方案。

随着新的可再生能源电价附加征收标准和脱硝、除尘补偿标准开始实施，各地下调火力发电上网电价的方案也陆续出台。根据媒体报道，山西下调0.9分、山东下调1.17分、河南下调1.3分、安徽下调1.49分、广东下调1.9分、浙江下调2.5分。总的来看，各地下调火电上网电价的幅度在每千瓦时0.9分至每千瓦时2.5分之间。

“当前下调火电上网电价，总体上看是符合市场经济规律要求的。”煤炭市场营销专家李朝林表示，“抛开煤电联动的政策机制看，电力产品的销售价格应该主要由生产成本来决定。最近两年，电煤价格持续下滑，电力生产成本大幅下降，上网电价调整是早晚的事。”

中投顾问能源行业研究员任浩宁告诉记者，今年6月份以来，下调火电上网电价的呼声就不断。不过，由于煤电联动的窗口尚未开启，所以，国家层面并没有对电力价格进行相应的调整。此次各省调整上网电价虽然无关煤电联动，但价格调整的时机仍然有待商榷。

任浩宁表示，火电上网电价下调以后，必将从中腾挪出一部分资金，而从见诸报端的信息看，这笔资金规模有多大、今后将如何补贴可再生能源电价和环保电价，仍然是个未知数。从这个角度看，火电上网电价调整以后，有关部门还需进一步理顺相关配套政策和监管机制，使资金的使用更加公开透明。

电企整体盈利仍可观

此次上网电价下调，表面上看将使火力发电企业的利润蒙受损失，但实际上并不严重，行业整体利润增幅仍十分可观

江西赣能股份有限公司最新发布的公告显示，此次电价调整预计将使公司2013年营业收入减少1200万元左右。

有媒体根据去年我国火力发电量的规模进行了测算，结果显示，如果以全国火电上网电价平均每度下调1.2分至1.3分计算，预计此次上网电价的调整将使电力行业利润减少500亿元。

“损失500亿元利润的说法很吸引眼球，但这一测算结果对于电力行业本身没有那么大的影响。”任浩宁说。

根据国家发展改革委此前出台的可再生能源电价和环保电价补贴办法，将把燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱，并对采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于30mg/m3（重点地区低于20mg/m3），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业除尘成本予以适当支持，电价补偿标准为每千瓦时0.2分钱。

任浩宁表示，上网电价下调后结余出来的资金，如果确实用于补贴脱硫脱硝做得比较好的火电企业，那么，这些企业的利润损失将大幅降低。而一些尚未采用脱硫脱硝装置或者脱硫脱硝效果差的小火电厂，将很难得到政府补贴，这些企业被淘汰出局也是必然。

“这项政策出台执行以后，将有助于刺激中小火电企业加快安装脱硫脱硝装置的步伐。只有如此，这些企业才有可能享受到补贴，才能实现利润的最大化，否则，即便不被环保政策清理出局，也会在市场竞争中败下阵来。”任浩宁说。

李朝林分析认为，此次上网电价下调，即便损失规模确实会达到500亿元，对于去年整体盈利1028亿元的火电行业而言也并不会“伤筋动骨”。如果均摊到每一个火电企业，影响更微乎其微，肯定不会影响企业生存。

根据估算，2013年，受煤炭价格持续走低影响，火力发电行业的整体利润有望超过2000亿元，接近于2011年盈利水平的10倍，减少500亿元的利润后，整体利润增幅仍将十分可观。

煤电联动窗口未开启

将此次火电上网电价政策调整解读为煤电联动是误读，这只是各省根据可再生能源电价和环保电价政策作出的微调，属于电价结构调整范畴

由于此次火电上网电价政策调整恰逢电煤价格持续下滑，因此，不少媒体将此次调整解读为煤电联动。一些批评者指出，早在去年底，我国就已经制定出台了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，在开启煤电联动窗口时，应该按照既定规则调整电价。

根据《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，我国将继续实施并不断完善煤电价格联动机制。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%。由此看来，当前我国进行煤电联动的时机并未成熟。

对此，国家发展改革委有关负责人明确表示，这次电价调整属于电价结构调整，不是煤电价格联动。由各地提出具体电价调整方案，是因为提高可再生能源电价附加和脱硝、除尘电价标准需主要通过降低燃煤电厂上网电价来实现，而各地水电和火电的结构不同，电煤价格涨跌情况不同，燃煤电厂脱硝、除尘改造进度也不相同，需要各省价格主管部门结合当地情况进行测算。

任浩宁认为，把此次火电上网价格调整等同于煤电联动的观点既不准确，也缺乏根据。从煤电联动新机制看，此次价格调整只是各省根据可再生能源电价和环保电价政策作出的微调，还很难达到煤电联动的高度。

进入9月下旬，国内煤炭市场需求和煤炭价格开始出现回升势头。而此次火电上网价格调整以后，火电企业是否会将此转嫁给煤炭企业，从而对刚现暖意的煤炭价格形成新一轮打压呢？

对此，任浩宁分析说，当前我国煤炭市场化水平不断提高，但煤电之间的联动传导并没有外界想象的顺畅。因此，煤炭企业暂时不必担心火电上网电价下调将导致煤炭价格下滑。相反，如今大秦铁路已经开始检修，主要煤炭港口也开始囤煤，这些因素都将带动煤炭价格继续小幅回升。

李朝林表示，目前的煤炭价格水平与电力上网价格变动关系不大。鉴于当前煤炭市场仍然充满冷意，煤炭企业应注重立足市场，压缩生产经营成本，搞好安全生产，不断提高市场竞争能力，在激烈的竞争中求生存、谋发展。