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當“定價之錨”力不從心之時，如何釋放新一輪價格信號便成了業界關注焦點。對于已停滯3年未實施煤電聯動政策而言，日前公布的《國家發展和改革委員會關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》意義可謂非凡。而這，也是煤電超低排放發起新一輪“突圍”的起點。
環保電價“不轉向”
按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，今后燃煤發電標桿上網電價將改為“基準價+上下浮動”的市場化價改機制。基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。對電力交易中心依照電力體制改革方案開展的現貨交易，可不受此限制。
而這也意味著，現行煤電價格聯動機制將成為過去式。但對燃煤發電電量中居民、農業用戶而言，改革后用電對應的電量仍將按基準價執行。對納入國家補貼范圍的可再生能源發電項目上網項目而言，《指導意見》提出在當地基準價(含脫硫、脫硝、除塵電價)以內的部分，由當地省級電網結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發展基金補貼。
誠如核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格形成機制等，參考燃煤發電標桿上網電價的，改為參考基準價。國家發展改革委有關負責人表示，新投產核電機組所在地燃煤發電基準價高于全國核電標桿上網電價(0.43元/千瓦時)的，新投產核電機組上網電價執行全國核電標桿上網電價。各地在核定燃氣發電上網電價時，高電價不得超過當地燃煤發電基準價0.35元/千瓦時。
而在環保電價方面，《指導意見》明確現行環保電價政策維持不變。即仍執行“基準價+上下浮動”價格機制的燃煤發電電量，基準價包括脫硫、脫硝、除塵電價。燃煤發電上網電價完全放開由市場形成的，上網電價中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價。當前，各地電力市場化交易規模不斷擴大，約50%的燃煤發電上網電量電價已通過市場交易形成。
煤電超低排放仍具成長前景
對于幾近占據我國電力供應結構中的半壁江山的煤電而言，《指導意見》也為期超低排放進程帶來了實質利好。所謂實現“超低排放”，就是通過技術手段使燃煤發電大氣污染物排放濃度達到天然氣燃氣輪機組排放標準。
曾有專家直言，啃下大氣污染“硬骨頭”，重在燃煤發電“全過程”的超低排放規范治理。而在煤電行業率先開展超低排放和節能改造，不僅大幅度降低大氣污染物排放，也為其他燃煤行業今后實施相關改造探出了一條路。隨著火電市場電占比提升，標桿電價將逐步被淡化，市場供需、燃料成本將是影響火電平均上網電價的主要因素。雖然超低排放改造將加大煤電企業的經營成本，但改造后的發電成本仍然顯著低于燃氣發電。
繼5年前頂層設計首次明確超低排放濃度限值之后，多項相關政策為煤電清潔發展之路指明方向。根據安排，“2020年所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現超低排放，全國有條件的新增燃煤發電機達到超低排放水平”。同時還將提速擴圍開展燃煤供熱鍋爐、鋼鐵燒結、玻璃窯爐、水泥窯、焦化等行業的煙氣脫硫脫硝治理。
延續綠色發展趨勢的火電行業，高質量發展成效初步顯現。一組數據佐證了煤炭清潔高效利用的成就：2014年至2017年，我國火電二氧化硫、氮氧化物和煙塵排放量下降均超60%。另據國家能源局公開數據，截至2018年三季度末，我國煤電機組累計完成超低排放改造7億千瓦以上，占全部煤電機組75%以上。而在當年底，重點區域的燃煤機組改造基本全部完成，初步建成了世界上大的清潔高效煤電體系。
而要實現煤炭全產業鏈的清潔，我們還有很長的路要走。諸如與東部政策針對性強、裝機占比大、減排效率顯著形成鮮明對比的是，技術改進空間較大的西部地區仍具備巨大減排潛能。業界普遍預測，包括龍凈環保、清新環境、聚光科技及先河環保在內的具備超低排放技術企業及相關監測設備類或將率先獲益。（文中引用《國家發展和改革委員會關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》發改價格規〔2019〕1658號文件部分內容）
