目前我国燃煤电厂脱硫电价补偿标准为每千瓦时1.5分；2013年8月，国家发改委出台《国家发展改革委关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》，将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分提高至1分；对于采用新技术进行除尘设施改造、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)的，电价补偿标准为每千瓦时0.2分。我国目前先进的燃煤电厂烟气治理技术已经高于美国，但是根据为满足环保标准而选择的环保治理工艺的不同，美国补贴的环保电价每千瓦时折合人民币4.2～6.4分，比我国目前的2.7分要高出很多。

　　随着燃煤电厂大气污染控制技术由过去的除尘、脱硫、脱硝的单一式控制，逐步向常规污染物与脱除重金属及气溶胶等深度一体化协同控制技术发展，使大气污染物实现超低排放。根据初步测算，严格执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)，部分机组实现超低排放，至2050年，我国燃煤电厂烟尘年排放量可控制在50万吨，SO2、NOx年排放量可分别控制在200万吨左右，烟气中汞等重金属排放也会严格控制在排放标准要求之内，而且燃煤电厂的污染物排放量还完全可以根据环境质量要求进行更为严格的控制。从控制成本来看，大气污染物控制成本和相关防止二次污染物的治理成本大约为每千瓦时6分。

　　建议根据火电厂大气污染物控制的不同阶段和地区，进一步调整环保电价政策，一方面通过环保电价予以企业成本补偿，另一方面通过经济杠杆激发企业的守法主动性。

　　燃煤电厂环保运行管理建议

　　2012年，纳入环保重点调查统计范围的电力企业共3127家，其中，独立火电厂1824家，自备电厂1303家。独立火电厂共安装脱硫设施3465套，SO2排放量为706.3万吨，脱除量为2396.3万吨，脱除效率为77.2%，比2011年提高2.7个百分点。尽管SO2脱除率逐年提高，但是实际脱硫效率距离设计值差距还很大，假如能将SO2脱除率提高到90%，则独立火电厂SO2排放量将减少一半，年减少约350万吨。纳入统计范围的自备电厂SO2排放量为152.6万吨，比上年增加0.8%，SO2脱除效率为45.3%。所以，无论从排放量还是从SO2脱除效率来看，对自备电厂脱硫设施的建设与运行更加需要加强监管。

　　2012年，独立火电厂共安装脱硝设施438套，NOx排放量为981.6万吨，脱除量为111.6万吨，脱除效率为10.2%，其减排潜力巨大。同时，NOx又是产生PM2.5的重要因素。可见，加强脱硝设施的监管迫在眉睫。

　　除上述环保设施的运行管理需要加强外，还需要加强处罚力度，提高违法成本，强化企业负责人的环保责任制。同时，还需要提升企业守法意识，提高执法力度。