火电企业执行新标该如何补偿？

　　火电企业执行排放新标如何补偿应给一个“说法”

　　2012年1月1日起，新建火电企业开始执行新修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），而现有火电企业也只有两年半的时间进行改造以执行新标准。按照新标准，我国97%的现役火电企业均需要重新进行脱硫、脱硝或除尘设备改造。虽然此前，业内专家均认为新标准对火电企业过于苛刻，但既然新标准已经出台，火电企业还需责无旁贷地按要求行事。业内专家认为，根据行政许可法相关要求，应当及时给火电企业一个“说法”，否则，新标准有可能成为压垮火电企业的最后一根稻草！

　　 “十二五”期间火电环保投入将剧增2500亿元

　　 “十一五”期间火电企业严格执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），节能减排取得巨大成绩。根据中国电力企业联合会统计分析，2010年火电发电量比2005年增长近70%，但电力烟尘排放总量比2005年降低了55.6%，2010年单位火电发电量烟尘排放量降低约72.2%，为每千瓦时0.5克。脱硫方面，电力行业通过加大现役火电机组的脱硫改造力度，新建燃煤机组全部配套建设脱硫装置，同时通过充分发挥结构减排、技术减排、管理减排的综合减排作用，电力二氧化硫排放量继续下降。2010年，火电二氧化硫排放绩效值每千瓦时由2005年的6.4克下降到2.7克，好于美国2009年水平（每千瓦时3.4克）。脱硝方面，截至2010年底，全国已投运烟气脱硝机组容量约9000万千瓦，约占煤电机组容量的14%。

　　按照新标准，火电企业的减排压力骤增，除了脱硫、脱硝、除尘三项指标的标准大幅提高外，还增加了重金属汞的排放指标，自2015年1月1日起，燃煤锅炉执行汞及其化合物污染物排放限值。

　　据初步统计分析，目前，我国现有6亿千瓦火电机组中97%以上机组达不到或不能稳定达到新标准要求，需要增加环保设施或者是对其中一项或几项环保设施进行技术改造，而脱硫、脱硝、除尘三个方面都需要进行改造的机组超过40%。

　　中国电力企业联合会环保与资源节约部副主任潘荔告诉记者，在未来两年半的时间里，现役机组环保改造费用将高达2500亿元，另外，如果“十二五”期间全国新增火电机组２．５亿千瓦，那么，环保设施因标准提高增加年运行费用将高达850亿元，折算电价增加0.018元／千瓦时左右，这还不包括现有的0.015元／千瓦时脱硫电价。

　　火电企业执行新标准难上加难

　　根据新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，要求现有机组２０１４年７月前完成改造，单就技术而言，目前脱硫脱硝的技术已经成熟，但是实施起来却并不容易。据中国电力企业联合会的初步调查，这些需要改造的环保设施近40%无法在一个大修周期内完成改造，对于2012~2014年期间没有大修计划的机组还需要专门进行停机改造。

　　一些专家介绍，大部分发电企业为达到2003版标准制定的2010年排放限值，对第1、2时段的机组进行了除尘器和脱硫系统改造，占用了所有可用场地，而近几年新建机组根据节能减排的要求，尽可能节约占地，布置紧凑，没有多余空间和位置进行进一步的除尘器及脱硫脱硝系统改造工作。发电企业为了执行新修订的排放标准，实施起来的难度非常大。

　　另外，火电企业普遍上脱硝设施后有可能引发一系列负面效应！据了解，目前，火电厂主要采用的是燃烧后脱硝技术，而燃烧后脱硝主要有两种方法：一种是选择性非催化还原，即SNCR；一种是选择性催化还原，即SCR，目前，绝大多数电厂都采取SCR脱硝方法。这种方法除了要用大量的催化剂外，还需要有液氨或尿素。目前，脱硝所需的催化剂主要依靠进口，而在国外，这类催化剂的生产能力也非常有限，国内普遍上脱硝设施后肯定会导致供不应求，造成价格上涨，引发一系列问题。此外，失效催化剂的处置问题也有待解决。

　　近几年，因煤电矛盾导致企业投资火电的热情不断降低，火电投资持续下降，现在，环保的重负不断叠加，火电企业情何以堪！

　　如何补偿及何时补偿需要“说法”

　　目前，相关部门对我国火电企业的节能减排要求越来越高，而一些配套政策出台却显得滞后。“十一五”期间火电企业严格执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）及总量控制要求，而现在又出台了更新的排放标准，由此增加的改造及运行费用该如何解决？根据《中华人民共和国行政许可法》第八条，行政许可所依据的法律、法规、规章修改或者废止，或者准予行政许可所依据的客观情况发生重大变化的，为了公共利益的需要，行政机关可以依法变更或者撤回已经生效的行政许可。由此给公民、法人或者其他组织造成财产损失的，行政机关应当依法给予补偿。

　　由于国际国内节能减排的压力，对火电企业再次加上“紧箍咒”可以说是情势使然，问题是，配套的补偿政策却并没能跟上。

　　由于新标准对火电企业改造要求过高，除对环保设施进行改造外，还需对相关发电设备，如引风机、烟囱、空预器等进行改造。部分大机组如同时进行除尘、脱硫和脱硝改造，引风机容量已超出国内可生产的最大设备容量。还有部分电厂需对原有设备拆除后进行重建才可达到要求。且不说改造费用，根据目前已出台的脱硫脱硝电价政策，根本不能抵消其运行费用。

　　“十一五”期间，电力行业节能减排目标的完成与相关配套政策的落实密不可分，脱硫电价配套政策的制定被认为是取得这一成就的重要条件。按照国家发展改革委、原国家环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》和国家发展改革委、国家电监会、国家能源局《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》规定，符合环保规定建设并运行脱硫设施的燃煤发电机组，其全部上网电量执行国家发展改革委公布的脱硫标杆上网电价或脱硫加价，脱硫电价统一按１．５分／千瓦时执行。虽然执行的脱硫电价标准没有考虑到供热、技改等对脱硫成本的影响，导致有些企业脱硫成本无法得到完全补偿，影响了少部分发电企业脱硫的积极性，但总体而言，所给的脱硫电价与成本增支相差不大。

　　现在，脱硫标准有了大幅提升而脱硫电价政策并没有作出相应调整，还是“老瓶装新酒”！至于脱硝电价，根据去年12月开始执行的政策，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。华能岳阳电厂一位负责人告诉记者，该厂一期两台36.25万千瓦机组脱硝改造后运行成本均超过1分钱/千瓦时,而三期两台60万千瓦机组同步上的脱硝设施运行费用也接近1分钱/千瓦时。中国电力企业联合会环保与资源节约部副主任潘荔告诉记者，根据测算，平均而言，每千瓦时电脱硝成本在１．２～１．３分钱左右。目前的脱硝电价只解决了三分之二的问题，发一千瓦时电还亏５厘左右。也就是说，短期内，火电企业仍要为脱硝自行买单。

　　业内人士呼吁，应尽快出台配套政策为火电企业减负，最好是让火电企业在环保投入上成本持平或微利，这样才能调动对火电投资的积极性，预防新一轮的缺电局面。