本报记者 王秀强 北京报道
9月25日将是一个时间节点。国家发改委决定在当天提高可再生能源电价附加、燃煤电厂脱硝电价，并新增除尘电价。
与以往逻辑不同，本次调价保持销售电价总水平不变，通过对火电上网电价调整来实现。
基于煤价大幅下降的现实，燃煤企业发电成本降低，为上网电价下调腾出空间。简言之，就是让渡火电企业的部分利益补贴可再生能源，支持大气污染治理。
因各地水电和火电的结构不同，电煤价格涨跌幅度不同，燃煤电厂脱硝、除尘改造进度也不相同，国家发改委要求各地价格部门研究拟定具体电价调整方案，并于9月10日前上报发改委审批。
本报记者了解，各地物价局正就价格调整做测算，山西省提出的方案是：下调上网电价1.17分/千瓦时，并保持销售电价水平不变。若通过发改委审批，这将是2011年12月以来的首次下调。
煤炭市场供大于求的态势没有改变，上游煤价下降使得工业利润转移至下游电力行业。据山西省经信委数据，今年上半年山西电力企业盈利状况大幅好转，上半年利润51.55亿元，同比增长 6倍。不过，全省114户规模以上发电企业中仍有43户亏损，亏损面37.7%。
有山西省电力行业人士表示，“山西电厂连续亏损五年，2012年实现微利。今年煤价虽然降低，但受用电量增长不足影响，火电设备利用小时下降，企业边际利润在下降。从地域分布情况看，山西中南部电厂，由于运输距离较远，煤价高，亏损严重。只有北部靠近煤炭基地的电厂盈利状况较好。”
由于用电负荷不足，山西本地电厂普遍吃不饱。“再加上山西本地每年新增300万-400万千瓦火电投产，装机增长速度超过电力消费增长速度，电厂发电指标相应被稀释。目前，哪家电厂发电指标多，发电效益就越好。”上述电力行业人士说。
基于此，五大电力集团均提出“拓展市场，抢发电量”的工作战略。河南、山西等省也出台向就近用煤电厂给予发电量指标倾斜的政策，依靠行政手段拯救本地煤炭市场。
8月份，受高温天气影响，全国各地电力负荷较高，全国发电量出现13.4%的增长。但就目前经济回暖的态势，发电企业并不看好。更多的建议是，实行分区域的差别电价政策，同步推动竞价上网、大用户直购电等改革工作。
另有观点认为，国家应完善煤电联动政策，同步理顺销售电价体系，而非通过降低上网电价来提高可再生能源附加、环保电价。可再生能源附加的征收对象应该是电力用户，而非发电企业。
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