脱硝、除尘电价微调 发电企业环保压力稍缓

国家发展改革委日前发出通知，自9月25日起进一步完善脱硝、除尘等环保电价政策。业内专家接受《中国电力报》记者采访时表示，此系列政策出台意味着在火电上网电价中，初步形成较为完整的环保电价体系，对各地治理PM2.5有极大的促进作用，但部分火电企业表示，就新的脱硝电价而言，高参数、大容量机组脱硝可以实现保本或微利，30万千瓦及以下机组脱硝则依然面临亏损；而就除尘电价而言，从目前实际来看，大部分燃煤机组的烟尘排放浓度达不到标准，要想达到排放标准获得电价补偿，显然任重道远。

高参数大容量机组脱硝或能赢利

截至目前，全国火电装机中已投运脱硫、脱硝装置的占比分别为92%、27%，全国燃煤机组脱硫设施投运率由2005年的不足60%提高到目前的95%以上，全国燃煤机组平均脱硝效率超过66%。2004年实施脱硫电价政策后，电力行业二氧化硫排放量出现大幅下降，“十一五”以来，全国累计下降35%以上。2011年底开始脱硝电价试点，今年上半年电力行业氮氧化物排放量首次出现大幅度下降，同比下降9%以上。

2011年底，我国对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价０．８分钱，以弥补脱硝成本增支。在开始执行脱硝电价时，业内人士普遍表示，这个脱硝电价只解决了三分之二脱硝成本的问题，火电企业仍要为脱硝自行买单。现在，脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱，这个价格能否平衡电厂因为增加脱硝装置带来的成本压力呢？河北华电石家庄鹿华热电有限公司总经理王秀峰告诉记者，该公司一期工程建设2×33万千瓦亚临界空冷供热机组，工程同步建设安装静电除尘器、烟气脱硫、烟气脱硝装置，在节能环保方面具有示范作用。特别是烟气脱硝装置完全按照国家最新环保节能减排的标准设计建设，

采用比较成熟的、针对大型机组大烟气量的、高效率的选择性触媒还原烟气脱硝系统(SCR)脱硝方式，工程总投资6800万元，占鹿华项目总投资的2.3%。现两台机组脱硝装置已经全部竣工运行，实际测得脱硝成本含税0.0129元/千瓦时，脱硝电价由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱，还是不足以弥补成本，但在一定程度上可缓解经营压力。

中电投河南电力有限公司平顶山发电分公司总经理李刚则有不同说法：该公司拥有2×100万千瓦机组，电厂设计时按环评要求只是预留脱硝装置空间，但公司主动提高标准，“高瞻远瞩”地改预留脱硝场地为同步建设脱硝设施，同时一次性配套建设烟气脱硫、脱硝装置、圆形封闭煤场、全膜法锅炉补给水处理系统等，在2013年4月顺利取得脱硝电价批复。该公司采用SCR脱硝工艺，按两台机组年发电利用小时数5500小时计算，平均脱硝成本为0.81分/千瓦时。按照以前0.8分/千瓦时的电价补贴，很难维持　  脱硝设施运行成本。现国家给予1分/千瓦时的脱硝电价补贴，在资金和政策上给发电企业带来了很大的帮助，能够弥补公司脱硝运行成本，大大提高了公司脱硝的积极性。

在采访多家发电企业的相关负责人后，记者得出如下结论：30万千瓦及以下机组脱硝电价还是不足以平衡成本压力，而60万千瓦机组脱硝有赢利的也有亏损的，百万千瓦级机组脱硝则有利可图。

企业获得除尘补贴电价任重道远

有专家估计，要达到30毫克/立方米的烟尘排放浓度标准，目前市场上至少有50%除尘设备需要进行改造。

对于百万机组的厂家来说，这项政策更利于发挥大机组的优势。比如，中电投河南电力有限公司平顶山发电分公司两台机组烟囱出口烟尘浓度已经维持在30毫克/立方米左右，公司已启动了电除尘优化改造计划，确保改造后能够远优于除　  尘电价补贴标准，争取顺利拿到除尘电价批文。

但对于单机容量30万千瓦及以下的机组，却有点望“尘”莫及。比如，从目前河北区域实际情况来看，大部分燃煤机组的烟尘排放浓度在40~50毫克/立方米，基本都没有达到电价补偿的排放标准。必须通过对电除尘改造，进一步缩减排放，才能够享受政策，而实际情况是，各企业很难在一年之内完成改造，因此政策的出台距离鼓励的初衷有所差距。不过，华电石家庄鹿华热电有限公司总经理王秀峰还是对此政策表示欢迎，认为从长远看，该政策的出台对调动燃煤发电企业加快减排设施建设的积极性，促进企业提高环保守法意识，推动建立减排的长效机制有积极作用。

有一点值得肯定：环保电价政策的出台，将极大地促进节能环保产业的发展。

在未来的时间里，现役机组各项环保改造费用将高达数千亿元，这还不包括环保设施因标准提高而增加的运行费用。