电力发展年度报告：水电收获 火电清洁化提速

“降低有关省（区、市）燃煤发电企业脱硫标杆上网电价，各地未执行标杆电价的统调燃煤发电企业上网电价同步下调。”这是2013年9月末国家发展改革委关于调整发电企业上网电价的通知。

　　整个2013年，对于传统能源中的燃煤发电行业来说，上网电价、环保电价调整和节能减排压力导致燃煤电厂建设速度收缩，勾勒出了今年火电发展的主线条，而这些都与火电发展清洁化方向要求趋于一致。而对于水电行业来说，清洁能源的属性再次被提到一定高度并得到充分重视，在经历了一段长周期建设过程后，水电迎来了电站集中大规模投产的一年。

　　电价调整释放更强清洁化发展信号

　　从2013年1月1日开始，我国将脱硝电价试点范围由14个省的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组，脱硝电价标准为每千瓦时0．8分钱。

　　继此之后，9月份，国家发展改革委再次出台文件，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。

　　此举意在进一步完善环保电价政策和健全环保电价体系，为减少大气污染物排放提供必要的政策支持。而且是在不提高销售电价水平的前提下，通过对燃煤发电企业上网电价进行结构调整来实现。

　　“结构调整”的意思不言而喻，环保水平高的燃煤电厂上网电价就高，相反，环保水平低的电厂就要拿出一部分利润来支持火电行业的环保发展。

　　要实现“十二五”减排目标，所有燃煤电厂都要安装脱硫、脱硝设施，实施现有除尘设施升级改造。脱硝、除尘等环保设施的建设和运行需要大量的资金，并将增加发电成本。因此需要对燃煤发电企业建设和运行减排设施所产生的费用给予一定的电价补偿，以调动燃煤发电企业加快减排设施建设的积极性。

　　在更高的环保要求面前，大容量、高参数、低排放的燃煤机组得到快速发展，而环保性能差的机组继续被压制，由此带来了火电发展结构不断优化、总体建设规模增速放缓的一年。

　　2013年前11个月火电新增装机规模数据很好地印证了这一点。2013年1~11月，全国基建新增发电生产能力6931万千瓦，比上年同期多投产1201万千瓦，但火电新增2956万千瓦，比去年同期少投产602万千瓦。

　　燃煤电厂主动减排生态电厂建设提速

　　2013年7月24日，华能北京热电厂、大唐高井热电厂、国华北京热电厂、京能热电厂4家北京主要热电企业率先开始在各自的官网上公开主要污染物自行监测信息，接受社会监督。节能减排，建设生态电厂，国有发电企业走在了前列，已经由被动变为了主动。

　　2013年年初，《能源发展“十二五”规划》发布，《规划》提出，“十二五”时期全国新增煤电机组3亿千瓦，继续推进“上大压小”，加强节能、节水、脱硫、脱硝等技术的推广应用，到“十二五”末，淘汰落后煤电机组2000万千瓦，火电每千瓦时供电标准煤耗下降到323克。

　　而2013年3月，环保部公布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，再次为煤电念起了紧箍咒。环保部要求火电行业燃煤机组自2014年7月1日起执行烟尘特别排放限值。根据2012年1月1日起实施的《火电厂大气污染物排放标准》，燃煤发电机组烟尘排放限值为30毫克/立方米，而特别排放限值为20毫克/立方米。二氧化硫排放限值上，现有项目为200毫克/立方米，新上项目为100毫克/立方米，特别排放限值上新旧项目均为50毫克/立方米。

　　环保部特别指出，47个城市从2013年3月1日起，新受理的火电环评项目将执行大气污染物特别排放限值。《节能减排“十二五”规划》曾要求到2015年全国完成4亿千瓦现役燃煤机组脱硝设施建设，脱硝效率达到75%以上，特别排放限值更是对脱硝改造的效率和速度进行了加码。