煤電聯(lián)動政策始于2004年底，當時規(guī)定，以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期，若周期內(nèi)平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便相應調整電價。遺憾的是，過去多年來此項政策未能獲得實質性推進，主要原因有兩點：

　　該政策本質上仍屬行政性調價，是電力體制改革的過渡方案，有一定缺陷和模糊性，不能從根本上解決“計劃電”和“市場煤”之間的矛盾;

　　電力作為基礎性能源，國家一直將電價當作宏觀調控和維護社會穩(wěn)定的工具，未能真正體現(xiàn)電力的商品屬性，此前煤炭價格大幅上漲時，考慮到保障民生和社會穩(wěn)定等因素，上網(wǎng)電價也多次未上調。如今煤炭價格下跌，發(fā)電利用小時率下降，發(fā)電企業(yè)不愿意下調電價主動降低利潤，而煤炭企業(yè)擔心發(fā)電企業(yè)利潤減少，會壓縮成本，從而對煤炭價格帶來壓制。煤電雙方執(zhí)行聯(lián)動政策的意愿均不強，導致政策未能執(zhí)行到位。

　　進入冬季以來，華北、黃淮地區(qū)持續(xù)遭遇大范圍霧霾天氣。研究表明，原煤污染和工業(yè)排放是霧霾的 元兇之一。而在我國的能源消費結構中，一次能源以煤為主、電力生產(chǎn)以火電為主的格局將長期存在，要在保持經(jīng)濟增長的同時兌現(xiàn)減排承諾，在天然氣、風能等其 他清潔能源占比短期內(nèi)難以大幅提升的前提下，煤炭清潔化利用成為關鍵。而煤炭清潔發(fā)展的路徑之一就是基于超低排放的燃煤發(fā)電。

　　在此大背景下，燃煤電廠出于謀求自身生存，以及獲得新項目審批等種種內(nèi)在需要的驅動，也已經(jīng)開始紛紛進行超低排放改造。當然，這種改造需要投資，會增加燃煤電廠的成本。據(jù)測算，全國范圍超低排放改造之后的總成本加上運維和財務費用，大約在2分左右，高的甚至能到3分。因此，此次補貼電價將部分緩解燃煤電廠超低排放改造所帶來的成本壓力，充分體現(xiàn)環(huán)境治理成本公平分攤原則。

　　在新一輪電力體制改革從之前繪就宏偉藍圖邁入全面實施階段之際，燃煤電廠上網(wǎng)電價的“一漲一 跌”將對我國電力及其他相關行業(yè)產(chǎn)生巨大影響：發(fā)電企業(yè)尤其燃煤電廠利潤將下降，煤炭行業(yè)降價壓力進一步增大;將推動燃煤發(fā)電企業(yè)加大超低排放改造力度; 會抑制火電裝機量過快增長，推動電力行業(yè)供給側改革，電力行業(yè)兼并重組加快。

　　其實，目前國內(nèi)很多發(fā)電企業(yè)已在集中改造旗下的燃煤機組，燃煤機組超低排放的國家標準要求并不 高，很多燃煤電廠都能做到，實際執(zhí)行比國家要求還高。近兩年煤炭價格下跌，燃煤發(fā)電企業(yè)盈利形勢好轉，有能力有錢投資升級改造技術。

　　更何況超低排放機組享 受2分錢的脫硫脫硝電價補貼，同時保證機組發(fā)電利用小時數(shù)。所以，當前超低排放改造已具有良好的基礎，隨著國家鼓勵燃煤機組超低排放的電價政策的出臺，超低排放經(jīng)濟社會效益明顯，發(fā)電企業(yè)更有動力加大超低排放改造力度。