当“定价之锚”力不从心之时，如何释放新一轮价格信号便成了业界关注焦点。对于已停滞3年未实施煤电联动政策而言，日前公布的《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》意义可谓非凡。而这，也是煤电超低排放发起新一轮“突围”的起点。
环保电价“不转向”
按照“管住中间、放开两头”的体制架构，今后燃煤发电标杆上网电价将改为“基准价+上下浮动”的市场化价改机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。
而这也意味着，现行煤电价格联动机制将成为过去式。但对燃煤发电电量中居民、农业用户而言，改革后用电对应的电量仍将按基准价执行。对纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网项目而言，《指导意见》提出在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。
诚如核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等，参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。国家发展改革委有关负责人表示，新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(0.43元/千瓦时)的，新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价。各地在核定燃气发电上网电价时，最高电价不得超过当地燃煤发电基准价0.35元/千瓦时。
而在环保电价方面，《指导意见》明确现行环保电价政策维持不变。即仍执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，基准价包括脱硫、脱硝、除尘电价。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。当前，各地电力市场化交易规模不断扩大，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成。
煤电超低排放仍具成长前景
对于几近占据我国电力供应结构中的半壁江山的煤电而言，《指导意见》也为期超低排放进程带来了实质利好。所谓实现“超低排放”，就是通过技术手段使燃煤发电大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组排放标准。
曾有专家直言，啃下大气污染“硬骨头”，重在燃煤发电“全过程”的超低排放规范治理。而在煤电行业率先开展超低排放和节能改造，不仅大幅度降低大气污染物排放，也为其他燃煤行业今后实施相关改造探出了一条路。随着火电市场电占比提升，标杆电价将逐步被淡化，市场供需、燃料成本将是影响火电平均上网电价的主要因素。虽然超低排放改造将加大煤电企业的经营成本，但改造后的发电成本仍然显著低于燃气发电。
继5年前顶层设计首次明确超低排放浓度限值之后，多项相关政策为煤电清洁发展之路指明方向。根据安排，“2020年所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，全国有条件的新增燃煤发电机达到超低排放水平”。同时还将提速扩围开展燃煤供热锅炉、钢铁烧结、玻璃窑炉、水泥窑、焦化等行业的烟气脱硫脱硝治理。
延续绿色发展趋势的火电行业，高质量发展成效初步显现。一组数据佐证了煤炭清洁高效利用的成就：2014年至2017年，我国火电二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放量下降均超60%。另据国家能源局公开数据，截至2018年三季度末，我国煤电机组累计完成超低排放改造7亿千瓦以上，占全部煤电机组75%以上。而在当年底，重点区域的燃煤机组改造基本全部完成，初步建成了世界上最大的清洁高效煤电体系。
而要实现煤炭全产业链的清洁，我们还有很长的路要走。诸如与东部政策针对性强、装机占比大、减排效率显著形成鲜明对比的是，技术改进空间较大的西部地区仍具备巨大减排潜能。业界普遍预测，包括龙净环保、清新环境、聚光科技及先河环保在内的具备超低排放技术企业及相关监测设备类龙头企业或将率先获益。
会员中心
