而這，也是煤電超低排放發(fā)起新一輪 “突圍” 的起點。

按照 “管住中間、放開兩頭” 的體制架構(gòu)，今后燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)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?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)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(xiàn)貨交易，可不受此限制。

但對燃煤發(fā)電電量中居民、農(nóng)業(yè)用戶而言，改革后用電對應(yīng)的電量仍將按基準價執(zhí)行。

對納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)項目而言，《指導意見》提出在當?shù)鼗鶞蕛r (含脫硫、脫硝、除塵電價) 以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結(jié)算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。

核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制等，參考燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的，改為參考基準價。

國家發(fā)展改革委有關(guān)負責人表示，新投產(chǎn)核電機組所在地燃煤發(fā)電基準價高于全國核電標桿上網(wǎng)電價 (0.43 元 / 千瓦時) 的，新投產(chǎn)核電機組上網(wǎng)電價執(zhí)行全國核電標桿上網(wǎng)電價。各地在核定燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價時，最高電價不得超過當?shù)厝济喊l(fā)電基準價 0.35 元 / 千瓦時。

在環(huán)保電價方面，《指導意見》明確現(xiàn)行環(huán)保電價政策維持不變。即仍執(zhí)行 “基準價 + 上下浮動” 價格機制的燃煤發(fā)電電量，基準價包括脫硫、脫硝、除塵電價。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價完全放開由市場形成的，上網(wǎng)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(guī)模不斷擴大，約 50% 的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量電價已通過市場交易形成。

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對于幾近占據(jù)我國電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)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(zhì)利好。

曾有專家直言，啃下大氣污染 “硬骨頭”，重在燃煤發(fā)電“全過程” 的超低排放規(guī)范治理。而在煤電行業(yè)率先開展超低排放和節(jié)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(yè)今后實施相關(guān)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(wǎng)電價的主要因素。雖然超低排放改造將加大煤電企業(yè)的經(jīng)營成本，但改造后的發(fā)電成本仍然顯著低于燃氣發(fā)電。

繼 5 年前頂層設(shè)計首次明確超低排放濃度限值之后，多項相關(guān)政策為煤電清潔發(fā)展之路指明方向。根據(jù)安排，“2020 年所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現(xiàn)超低排放，全國有條件的新增燃煤發(fā)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(jié)、玻璃窯爐、水泥窯、焦化等行業(yè)的煙氣脫硫脫硝治理。

延續(xù)綠色發(fā)展趨勢的火電行業(yè)，高質(zhì)量發(fā)展成效初步顯現(xiàn)。一組數(shù)據(jù)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(jù)國家能源局公開數(shù)據(jù)，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(qū)域的燃煤機組改造基本全部完成，初步建成了世界上最大的清潔高效煤電體系。

要實現(xiàn)煤炭全產(chǎn)業(yè)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(shù)改進空間較大的西部地區(qū)仍具備巨大減排潛能。

(PS：文中引用《國家發(fā)展和改革委員會關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658 號文件部分內(nèi)容)

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