4月，《关于有序放开发用电计划工作的通知》正式下发，明确了发用电计划放开的推进路线图。近日，16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出化解煤电产能过剩、支持煤电整合等政策。政策的出台，对煤电企业将会产生哪些影响？煤电企业又该如何应对？就此，记者于近日采访了华北电力大学经济与管理学院教授袁家海。
今年，国务院发文指出要调整电价结构，适当降低脱硫脱硝电价以减轻企业用电负担。目前，我国在电力体制改革和去补贴方面进展到何种程度？
总的来看，我国在去补贴的工作上一直十分积极。我国现行的发电计划政策，和与之相配套的标杆上网电价政策以及“三公”调度政策，给燃煤发电企业提供了有保障的回报预期，同时也提供了一系列“事实”上的显性或隐性补贴。经我们研究核算，2016年，燃煤发电因发电计划及其配套制度而享受的补贴合计为3057亿元，其中，环保电价补贴1194亿元，对可再生能源的挤压补贴171亿元，价格保护补贴1692亿元。这些数据虽然只是估算，但数量级是没问题的。随着发电计划放开，煤电补贴将大幅削减至264亿～302亿元。
发电计划保护给煤电企业带来的补贴短期看对煤电企业有利，但从能源转型的大方向来看则不利于电力行业转型升级。高额补贴更是加重了消费者负担。在可再生能源基金缺口700亿元的同时，煤电却能享受高额补贴，其助推的煤电投资冲动与中国能源转型方向背道而驰。煤电去产能政策正是在这样的背景下出台，并有利于为正在启动的电力市场培育有序的竞争环境。随着发电计划的放开，失去了计划保护的煤电在市场环境下竞争力将会降低，这有利于推动可再生能源发展和电力低碳转型。
随着发电计划放开，煤电补贴逐步取消，对煤电企业的经济效益将会产生怎样的影响？
国家发展改革委发布的《关于有序放开发用电计划的通知》，将对煤电企业效益产生一定影响。例如，燃煤发电企业不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限，从利用小时数上面限制了煤电的发电量，更好地保证了其他类型电源的优先发电。逐年减少既有燃煤发电企业计划电量，2017年煤电机组计划电量不高于上年火电计划小时的80%，2018年之后计划电量逐年减少。新核准机组不再安排发电计划，不再执行政府定价，引导投资者作出合理决策，通过市场手段抑制了煤电的投资热情。放开跨省跨区受送电计划，这将更加有利于清洁能源的跨省跨区消纳，解决长期困扰清洁电力的弃电问题。
随着发电计划放开，煤电补贴逐步取消，过剩的市场环境下煤电企业的经济效益将会逐步下滑。2016年，煤电行业受标杆上网电价平均下降3分钱/千瓦时、电煤价格上涨、利用小时数下降、市场化交易等多方面的影响，经济效益急速下滑。2016年火电行业利润总额下降43.5%至1269亿元，全年企业亏损面上升至27.3%，亏损企业亏损额达334亿元。今年1月，五大发电集团的煤电板块亏损额达13.8亿元，经测算2017年全年预计亏损上升至970亿元。截至6月30日，五大发电集团总体实现利润仅121.8亿元，与其高达4.2万多亿元资产总额很不相称，而且资产负债率高企，均超过80%；火电业务全面亏损，显著拖累发电企业。
根据wind数据库提供的近四年30家火电行业A股上市公司的净利润、EBIT、EBITDA和净利率数据，2013～2015年火电经营效益呈上升趋势，年度分红金额分别达到215亿元、252亿元和291亿元。2016年受多方因素影响，经济效益急剧下滑（净利率较2015年下降近4%），政府环保补贴不断加码下煤电企业仍出现普遍亏损。随着电力体制改革的不断深化，严重过剩的环境下煤电行业未来的经济效益前景不难预见，经营危机必然会成为亟待解决的问题。
根据您的判断，未来煤电搁浅资产的规模有多大？