“本次下调火电上网电价和跨区输电价格挪出的550亿资金一是补给了环保电价、二是可再生能源基金，增减数量总体平衡。”中国价格协会专家咨询委员会委员李英在接受中电新闻网记者采访时表示。
“本次调整为结构性电价调整，与煤电联动无关。电网企业发挥调剂作用不会获利，跨区输电也拿出一部分利润补贴绿色清洁能源发展；火电行业压缩了利润空间，加之环保压力的增加，整体利润达到盈亏基本平衡。”中国电力企业联合会秘书长王志轩、副秘书长欧阳昌裕以及能源电力行业的多位专家在接受记者采访时一致表示。
550亿输血绿色能源 火电盈利空间有限
本次电价调整，除云南和四川两省未作调整外，其它29个省市均下调火电上网电价，平均降幅为每千瓦时1.4分，跨区域输电价格也有所降低。研究机构预测，2013年全年火电发电量约为3.95万亿千瓦时。那么，本次调整全年对火电行业利润影响超过550亿元。
那么，电价调整后火电企业的经营情况如何呢？
据行业机构预测，在电煤成本和其他成本维持基本不变、火电发电量小幅上升的情况下，上网电价下调后，2013年煤电企业利润约为340亿元。300多亿元的利润针对于发电装机近8亿千瓦的火电行业而言，可以说是微利。
“不会出现行业亏损，还有一定的盈利空间，但也不大。”李英告诉记者。
中电投九龙火力发电有限公司总经理王键接受记者采访时表述了与李英同样的观点：“下调上网电价对火电企业的利润是有影响的，下调后还有一定的利润空间，但不大。”
自2012年的5月份电煤价格下降后，火电行业于2012年5月才开始盈利，之前一直亏损，有些火电企业一处于高负债、严重亏损状态。据中电联数据显示，2012年五大发电集团的利润总和不足500亿元，发电行业利润是290亿，火电行业利润仅95亿元。
针对于高效先进的发电机组有一定的盈利空间，但对于长期处于亏损状态、利用率低的火电机组而言，是雪上加霜。特别是水电、风电富裕地区的火电企业，要想盈利是比较困难的。欧阳昌裕表示：“从总体上看，火电企业还有一定的盈利空间，但空间有限。”
以五大发电集团为例：五大发电集团的火电装机约占全国的50%左右，2012年全行业火电发电大约3.8万亿千瓦时，那么五大发电的火电去年发电量不到2万亿千瓦时。上网电价每千瓦时下调平均1.4分，按去年的总发电量计算，下调总价约在280亿元左右。而下调从9月25日实施，那么，2013年五大发电集团火电下调上网电价超过80亿元
“要实现理论上的盈利目标，前提是煤价要持续保持目前水平，发电量实现持续增长。”欧阳昌裕和李英也表述了同样的观点。
那么，电煤的价格能否保持平稳水平或小幅增长呢？
从长期看，因为国内市场需求放缓、大气污染防治抑制煤炭需求、国际煤炭市场产能过剩、新能源逐步替代煤炭发电等因素的制约，煤炭价格具有持续低位运行的态势。李英表示：“从近1～2年来看，电煤价格继续下降的空间有限，不排除电煤价格波动对火电经营产生的影响。”
200亿自身补贴不足环保投入成本
在下调火电上网电价的同时，本次调整将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱。对采用新技术进行除尘设施改造的企业进行每千瓦时0.2分的补偿。火电企业环保补贴每千瓦时提高0.4分，相当于一年有200亿元的环保资金投入。
那么，这些补贴能否弥补企业环保投入成本？
“补贴电价从每千瓦时0.8分提到1分，相当于提高了1/4，根据各方测算，这个补贴价格，通过控制成本、控制造价、采用先进的技术，基本能弥补企业投入成本。”李英告诉记者：“先进机组能抵消成本，而大部分机组是不够的，政策的制定是控制造价和成本，促进先进机组的利用。所以，只有先进机组才能回收成本，落后机组不能回收。但提高补贴资金肯定还是一个很大的利好。”
“我们厂没有上脱硝设备，正在试验新的减排技术，如果成功将对火电行业减排起到重要的促进作用。从行业的角度来讲，每千瓦时1分钱的补贴大部分企业达到不到成本需求，先进机组应该可以；0.2分的除尘补贴肯定是不够的，因为设备要求很高。”王键对李英的观点表示赞成。
王志轩则表示有些担心：“由于企业只有达到极其严格的排放要求后才能得到补贴，脱硝和除尘补贴的每千瓦时1分和0.2分，平均来看仍难以弥补投资和运行总成本，尤其是对于贫煤和无烟煤的电厂以及采用尿素做还原剂的电厂，由于氮氧化物产生量大，尿素比液氨的成本大，其差额就更大。对于需要新增加除尘器进行改造的机组也难以弥补成本，这将加重火电企业的负担。”
“除尘的标准要求很高，资金投入大，技术含量也非常高，目前我国除尘技术并不完全成熟。这样，很多火电企业是拿不到足额除尘电价补偿的。”欧阳昌裕、李英与王志轩表达了同样的观点。
本次除尘补贴要求：烟尘排放浓度低于30毫克/立方米(重点地区低于20毫克/立方米)。“这是一种激励，不仅是对发电企业加装环保设备有促进作用，更重要的是，在现有能源资源的条件下，能促进发电企业洁净化的利用煤炭资源，改善大气环境。”李英同时表示。
“一分钱对火电企业脱硝的成本是否够用，就要看机组的大小、改造的难度、燃煤的质量以及机组运行的稳定性。而且脱硝成本变化的幅度比较大，并与排放标准的宽严有直接关系，过严格的标准将导致成本的快速上升。”王志轩和欧阳昌裕表述了同样的看法。
据行业研究机构预测，30万千瓦机组，如果用液氨做还原剂，脱硝成本需要1.1分～1.4分；60万机组脱硝成本每千瓦时需要0.9分～1.2分。所以，机组越大，成本越低。
而根据中电联预测，企业脱硝成本大约在每千瓦时1.5分左右，高的需要2分左右。由于国家与地方政府要求电力企业要在近一两年之内加装脱硝装置，再加上脱硫、除尘装置的改造，现役燃煤机组要达到特别排放限值标准，其除尘、脱硫、脱硝改造成本将高达540亿元以上，年运行费用增加约130亿元，在现行脱硫脱硝电价的基础上需增加电价每千瓦时0.014～0.017元。“这将势必挤出一部分火电企业的利润空间，加之煤炭价格上涨的压力，火电企业将达到盈亏的临界点。”多位能源电力行业专家同时表示。
“这次调整，发电企业虽然有一定的盈利空间，但也基本没有多少了。”李英告诉记者：“在中国的能源结构下，既考虑能源安全又考虑环境保护，就必要找到一个良好的结合点，促进煤炭的洁净化利用，又不给用户增加负担，国家制定政策，也是下了决心的。”
