國家發展改革委日前發出通知，自9月25日起進一步完善脫硝、除塵等環保電價政策。業內專家接受《中國電力報》記者采訪時表示，此系列政策出臺意味著在火電上網電價中，初步形成較為完整的環保電價體系，對各地治理PM2.5有極大的促進作用，但部分火電企業表示，就新的脫硝電價而言，高參數、大容量機組脫硝可以實現保本或微利，30萬千瓦及以下機組脫硝則依然面臨虧損；而就除塵電價而言，從目前實際來看，大部分燃煤機組的煙塵排放濃度達不到標準，要想達到排放標準獲得電價補償，顯然任重道遠。 

　　高參數大容量機組脫硝或能贏利 

　　截至目前，全國火電裝機中已投運脫硫、脫硝裝置的占比分別為92%、27%，全國燃煤機組脫硫設施投運率由2005年的不足60%提高到目前的95%以上，全國燃煤機組平均脫硝效率超過66%。2004年實施脫硫電價政策后，電力行業二氧化硫排放量出現大幅下降，“十一五”以來，全國累計下降35%以上。2011年底開始脫硝電價試點，今年上半年電力行業氮氧化物排放量首次出現大幅度下降，同比下降9%以上。 

　　2011年底，我國對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠試行脫硝電價政策，每千瓦時加價0.8分錢，以彌補脫硝成本增支。在開始執行脫硝電價時，業內人士普遍表示，這個脫硝電價只解決了三分之二脫硝成本的問題，火電企業仍要為脫硝自行買單?，F在，脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高至1分錢，這個價格能否平衡電廠因為增加脫硝裝置帶來的成本壓力呢？河北華電石家莊鹿華熱電有限公司總經理王秀峰告訴記者，該公司一期工程建設2×33萬千瓦亞臨界空冷供熱機組，工程同步建設安裝靜電除塵器、煙氣脫硫、煙氣脫硝裝置，在節能環保方面具有示范作用。特別是煙氣脫硝裝置完全按照國家最新環保節能減排的標準設計建設， 

　　采用比較成熟的、針對大型機組大煙氣量的、高效率的選擇性觸媒還原煙氣脫硝系統(SCR)脫硝方式，工程總投資6800萬元，占鹿華項目總投資的2.3%。現兩臺機組脫硝裝置已經全部竣工運行，實際測得脫硝成本含稅0.0129元/千瓦時，脫硝電價由每千瓦時0.8分錢提高到1分錢，還是不足以彌補成本，但在一定程度上可緩解經營壓力。 

　　中電投河南電力有限公司平頂山發電分公司總經理李剛則有不同說法：該公司擁有2×100萬千瓦機組，電廠設計時按環評要求只是預留脫硝裝置空間，但公司主動提高標準，“高瞻遠矚”地改預留脫硝場地為同步建設脫硝設施，同時一次性配套建設煙氣脫硫、脫硝裝置、圓形封閉煤場、全膜法鍋爐補給水處理系統等，在2013年4月順利取得脫硝電價批復。該公司采用SCR脫硝工藝，按兩臺機組年發電利用小時數5500小時計算，平均脫硝成本為0.81分/千瓦時。按照以前0.8分/千瓦時的電價補貼，很難維持 

　　脫硝設施運行成本?，F國家給予1分/千瓦時的脫硝電價補貼，在資金和政策上給發電企業帶來了很大的幫助，能夠彌補公司脫硝運行成本，大大提高了公司脫硝的積極性。 

　　在采訪多家發電企業的相關負責人后，記者得出如下結論：30萬千瓦及以下機組脫硝電價還是不足以平衡成本壓力，而60萬千瓦機組脫硝有贏利的也有虧損的，百萬千瓦級機組脫硝則有利可圖。 

　　企業獲得除塵補貼電價任重道遠 

　　有專家估計，要達到30毫克/立方米的煙塵排放濃度標準，目前市場上至少有50%除塵設備需要進行改造。對于百萬機組的廠家來說，這項政策更利于發揮大機組的優勢。比如，中電投河南電力有限公司平頂山發電分公司兩臺機組煙囪出口煙塵濃度已經維持在30毫克/立方米左右，公司已啟動了電除塵優化改造計劃，確保改造后能夠遠優于除塵電價補貼標準，爭取順利拿到除塵電價批文。 

　　但對于單機容量30萬千瓦及以下的機組，卻有點望“塵”莫及。比如，從目前河北區域實際情況來看，大部分燃煤機組的煙塵排放濃度在40~50毫克/立方米，基本都沒有達到電價補償的排放標準。必須通過對電除塵改造，進一步縮減排放，才能夠享受政策，而實際情況是，各企業很難在一年之內完成改造，因此政策的出臺距離鼓勵的初衷有所差距。不過，華電石家莊鹿華熱電有限公司總經理王秀峰還是對此政策表示歡迎，認為從長遠看，該政策的出臺對調動燃煤發電企業加快減排設施建設的積極性，促進企業提高環保守法意識，推動建立減排的長效機制有積極作用。 

　　有一點值得肯定：環保電價政策的出臺，將極大地促進節能環保產業的發展。 

　　在未來的時間里，現役機組各項環保改造費用將高達數千億元，這還不包括環保設施因標準提高而增加的運行費用。