导读:环保电价基于成本定价的基础已经逐步动摇，其象征意义更多大于实际意义
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最开始接触环保电价是2006年刚开始负责价格管理工作的时候，那时距离我国实施脱硫加价政策已经有2年了。当时把燃煤机组标杆电价区分为脱硫机组标杆电价和非脱硫机组标杆电价，大部分省区执行脱硫加价1.5分/千瓦时。这项政策的初衷是为了鼓励发电企业降低二氧化硫的排放，以建设运营脱硫系统而基于的成本补偿，并于2007年由国家发改委和环保部联合出台《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(发改价格〔2007〕1176号)明确了脱硫设施建设的强制性、脱硫设施运行规范和价格的处罚办法。强制性的脱硫设施建设和成本补偿政策极大地鼓励了发电企业安装脱硫设施的积极性，至2010年，全国200MW以上的燃煤机组基本上都安装了脱硫设施，并且部分发电企业在脱硫设施建设过程中引入了BOT的模式，由第三方来建设、运营和享有脱硫电价的收益。
但脱硫电价的政策在实际执行中却遇到了极大的困难和阻力。一方面这项政策仅仅要求对脱硫设施的投运率和脱硫效率进行监控，并以此为依据进行扣罚脱硫电价款，并没有监测二氧化硫排放出口是否达到国家规定的环保标准。这就造成了煤电厂在运行脱硫设施的时候更多关注投运率，并以此获得脱硫电价，并不能激励煤电厂更多采购优质低硫煤或者通过提高脱硫效率减少二氧化硫排放。另一方面，该项政策给脱硫电价的监管带来了较大的不确定性。脱硫投运率不足相当一部分是由于脱硫系统运行的固有特性决定的，而在检查过程较大的工作量决定了只能由不定期的抽查代替定期全面的普查工作。而价格处罚和环保排放处罚的双重执法给企业也带来了重复处罚。
2014年，国家发展改革委、环境保护部颁布《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》(发改价格〔2014〕536号)取代了2007年的1176号文件，以强制要求安装脱硝、除尘设施取代了自2011年开始的脱硝电价、除尘电价的试点工作，并规定发电企业必须安装运行烟气排放连续监测系统并与环保部门和电网企业联网，环保电价按单项污染物排放浓度小时均值进行考核。至此考核办法由监管运行工况改为监管排放浓度，并增加了电网企业的工作内容之一是监控煤电厂每个小时的污染物排放并据此计算超标排放时段对应的发电量，以便提供给价格主管部门进行环保电价的监管与扣罚。
正如前面提到的脱硫电价监管中存在的问题，在改变监管方式后，通过出口的排放浓度监管的确解决了一部分价格处罚的合理性问题，但是在实际执行过程中仍有较大阻力并没有得到解决。一是电网企业作为环保电价监管中的一环，提供煤电厂单项污染物排放超标时段的上网电量，以一个企业提供监管其他企业的数据，在没有公平有效的监管制度下，仍然存在讨价还价的空间;二是监管办法明确要求煤电厂把环保设施纳入发电主设备进行统一管理，恰恰是说明当前煤电厂仍然没有正确对待环保设施。如新建机组进入商业运行，并没有强制要求把脱硫、脱硝、除尘设施通过环保验收合格必要条件，环保设施的故障并没有要求机组必须停机进行消除缺陷等等。环保设施的正常运行仍然无法和发电主设备相提并论;三是全国在实际进行操作环保电价检查过程中，涉及管理部门多，没有统一的信息协作平台，工作量大、检查不到位的问题仍然存在，以至于相当一部分省区实际操作困难重重。
环保电价政策走过了第一个十年，在“中发9号”文之后，受到了前所未有的挑战。从试点大用户直购电开始，环保电价就开始争议不断，一方面用电市场供大于求的局面下，煤电厂在参与电力市场竞争中，洽谈的价格往往低于国家批复的价格水平，而煤电厂同样提供的是符合环保要求的环保电量，煤电厂认为这部分电量价格已经低于批复电价，而且同样含有环保成本，却同样要受到环保电价监管的扣罚，使已经降价销售的电量面临收入进一步减少。另一方面，逐年走低的煤电机组发电利用小时，造成更多时段环保投入无法达到排放要求而无法享受环保电价，而环保投入并没有减少，该部分环保成本并没有得到补偿。这两方面都说明环保电价基于成本定价的基础逐步受到了挑战，即便假设市场竞争中形成的价格均是含有环保电价的，在强制安装环保设施的法规下，电能的同质性在用户端并不能体现环保电量还是非环保电量，环保电价的象征意义恐怕更多大于实际意义。
另外，二氧化硫、氮氧化物和烟尘的多头管理造成的监管成本的增加并不适应电力市场化的改革。环保部门在排污费的征收标准上存在更多的自由裁量权，国家发改委、财政部和环境保护部联合印发的《关于调整排污费征收标准等有关问题的通知》(发改价格〔2014〕2008号)规定了二氧化硫和氮氧化物排污费征收标准不低于每污染当量1.2元，鼓励污染重点防治区域及经济发达地区，按高于上述标准调整排污费征收标准，并且实行差别对待，超限排放的和淘汰类的要加倍征收而排放值低于排放限值50%的可以减半征收，利用经济手段、价格杠杆作用，建立有效的约束和激励机制，促使企业主动治污减排。排污费的自由裁量行为与环保电价的扣罚不仅是双重扣罚，也严重挫伤了企业的积极性，增加了企业的经济压力。
这些问题值得我们思考，环保部门的总量控制与价格检查部门关于污染物小时排放浓度的监管是否可以相互协调?是否可以改变现在电力市场竞争日趋激烈，煤电厂发电利用小时不断下降，环保成本不断增加与环保要求日趋严格、环保监管成本不断提高的现状?
在电力体制改革的大背景下，价格改革是核心内容，《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》中对能源领域的价格改革划定了时间表，到2017年，竞争性领域和环节价格基本放开，到2020年，市场决定价格机制基本完善。这是否预示着环保电价将逐步淡出历史舞台?只需要通过完善标杆电价体系形成公益性调节性电价，通过电力市场竞争形成市场交易电价，还原电能的商品属性，主要由市场供求调节价格水平就可。
至于煤电厂的污染物排放监管，完全可以通过完善煤电厂运行标准和环保监管办法加以解决。首先，要让环保设施真正成为发电主设备的一部分，把环保设施的验收、运行、检修和缺陷消除等均与发电机组相同要求。其次，重点监管煤电厂环保排放，管住煤电厂排放出口，通过排污权交易实现排污总量控制，通过排放限值的监管实现环保标准的提高，通过严格执行统一的环保超限罚款实现污染物的达标排放。
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