当前电力行业污染治理面临的突出难题

为了摸清2013年在生产回升和减排压力加大的形势下电力企业面临的突出难题，我们调研了五大发电集团下属的若干电厂。调研中发现，新出台的一系列大气污染防治政策已对电厂形成了显著约束，电厂正努力进行环保改造，污染治理资金陆续投放到位，污染治理能力不断加强。比如，某热电厂投资超过10亿元用于电厂环保改造，并自觉加大对自身污染排放的监测和监控力度。同时也发现电力企业在追求“稳增长、调结构、降污染”多重目标时面临一系列突出难题。

——环保改造成本无法有效消化是企业面临的首要难题

调研中发现严格的排放标准导致电厂环保改造成本显著上升，而且这些成本目前又难以得到有效消化。电价机制对环保成本传递形成制约，发电企业负担重。我国目前的电价形成机制以政府定价为主，行政干预严重，导致电价水平无法真实反映电力市场供需关系、资源稀缺性以及环境成本，此时就无从谈起环保改造成本传递到终端电力用户，从而抑制了发电企业污染治理积极性。即使一些尝试理顺电价关系的政策，也有可能不利于电厂的环保改造。比如国家的“煤电联动”政策。与2013年初相比，当前煤价下降幅度已超过5%，按照“煤电联动”的调整要求，将会相应地调低电厂的上网电价。如果执行该项调整的话，电厂盈利状况和环保改造都会受到影响。

环保电价政策尚不尽人意，执行效果有待观察。在调研中，企业反映目前的环保电价政策存在下述两个突出问题：一是补贴标准偏低。以电厂脱硝改造为例，不同燃煤电厂的烟气脱硝成本存在较大差异，尽管脱硝电价已调整到1分钱/千瓦时，但据中电联测算，脱硝运行成本在2分钱上下都很普遍。二是补贴范围小。目前的脱硝电价只按上网电量核算，而热电联产机组除了发电还要供热，对于供热部分尚缺乏相应补贴。

——当前推行燃气发电替代燃煤发电面临制约

一些地区正在推行燃气机组替代燃煤机组，调研中发现，该政策的实施面临下述主要制约：

燃气机组上网电价和供热价格均显著高于燃煤机组，加重了发电企业和地方政府的负担。比如，北京各电厂实际核定的燃气机组上网电价在630元—750元/千瓦时之间，较实际执行的燃煤机组标杆上网电价高出30%—40%;燃气机组供热价格为91元/吉焦，是燃煤机组供热价格的2.8倍。在当前煤价下行、气价上涨的态势下，上述价格差距将进一步扩大。当前地方政府对天然气发电机组运行进行补贴，加重了财政负担。比如，目前北京市天然气发电与供热的总补贴资金规模已超过100亿元/年。

天然气供需矛盾的日益加剧将导致燃气机组运营面临的风险加大。2013年前三季度我国火电行业天然气表观消费量累计达 238.5亿立方米，累计同比增长14%，较2012年同期加快近6个百分点。9月我国天然气对外依存度为30.6%，较2012年同期扩大5.4个百分点。预计随着“煤改气”项目的快速实施，天然气供需矛盾将进一步加剧，燃机运营面临的风险也随之加大。如果一旦发生燃气管道泄漏或供应中断，燃机将被迫关停，电力和热力供应的安全性和可靠性受到影响。此外，国内各发电公司燃机运营经验远不如燃煤机组，应对燃机突然事件的能力也较弱。

——污染治理政策的不连续导致环保改造“措手不及”

发电企业普遍反映国家的环保治理政策缺乏连续性和预期性，“出台太急”，“环保改造期太短”。比如，为了达到新排放标准，电厂现有的脱硫装置要扩容，这导致一些脱硫设施没有完成折旧就开始拆除，甚至“刚投产就改造”，造成巨大浪费。

发电机组的脱硝改造也因污染治理政策缺乏前瞻性而受到制约。一方面，我国电厂脱硝基础差，短期内完成改造任务难度较大。另一方面，按照原有环保标准建立起来的发电机组因没有预留脱硝装置的摆放空间，导致环保改造任务更繁重，有的电厂不得不搬迁，既影响了电力生产，也增加了改造成本。

——国内薄弱的环保产业尚不能有力支撑当前大规模的环保改造

国内相对薄弱的环保产业正对有效落实污染治理政策形成制约，污染治理政策与产业政策尚未协调推进。以电厂脱硝改造为例，目前我国尚未掌握脱硝设备的核心生产技术，尤其是脱硝催化剂的生产能力严重不足，在国内供给能力不足、而环保改造周期较短的情况下，企业只能购买国外产品。据测算，目前国内脱硝催化剂总产能大概在15万立方米左右，而市场需求空间却高达 65万立方米，自给率仅为23%。调研中发现，某个电厂尽管完成了脱硝设施改造，而由于国内外市场上催化剂供应不足，使得该企业无法运行脱硝设施。大规模使用国外技术，不仅增加企业治理成本，而且也在匆忙中将本国巨大的环保市场空间让给了国外企业，我国可能丧失发展本国环保产业的契机。