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年整个煤电行业的最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最为突出，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年首下调

　　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，上述政策调整首先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。

　　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2亿千瓦居世界第一

　　最新数据显示，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%。我国热电装机已居世界首位。

　　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133