國家發展改革委日前發布通知，決定自9月25日起調整可再生能源電價附加標準和環保電價后，引來電企方一片叫好?？傮w而言，此次調整不僅會調動電企實施脫硝及除塵設施改造的積極性，更大的意義在于，這標志著我國已經形成較為完整的環保電價體系，火電上網電價也將出現結構性調整。

火電上網電價須注重內在平衡

“一直以來，出臺更高的脫硝電價是業內共同的期待，現在如愿以償在一定程度上給電廠松了口氣。”在采訪中，華能陜西秦嶺電廠生產管理部副主任韓建華的話頗具代表性。自2011年執行0.8分每千瓦時的脫硝電價以來，業內普遍反映該補貼標準難以彌補燃煤電廠加裝脫硝裝置帶來的成本投入，此次將脫硝電價提高到1分每千瓦時，可以說是政策部門“想電廠之所想，解電廠之所困”的具體措施。

國網能源研究院工程師尤培培向記者表示，在今年全國火電廠煙氣脫硝進入集中爆發期的背景下，環保電價的調整將顯著提高發電企業實施脫硝及除塵設施改造的積極性。

值得注意的是，此次電價調整重在“促環保”,主要通過對燃煤發電企業上網電價進行調整來實現。尤培培分析，這種結構調整的空間來源于降低燃煤機組標桿上網電價騰出的空間。這里騰出的資金，一方面用于可再生能源電價附加基金，另一方面用來提升脫硝和除塵電價。言外之意，此次電價調整，主要是對電力企業自身的上網電價結構進行調整，并不會提高銷售電價水平。“政策目前正在研究如何讓燃煤機組標桿電價下調的空間與可再生能源電價附加基金、脫硝和除塵電價加價空間保持平衡，具體的方案需要等到各省級價格主管部門上報方案之后才能制訂。”尤培培說。

推翻“一刀切”尚無可能

脫硝電價增加到1分每千瓦時后，是否能夠平衡電廠的成本壓力？韓建華介紹，華能陜西秦嶺電廠新建的7號66萬千瓦機組同步建設了脫硫脫硝裝置，脫硝裝置建設成本為6495萬元，按照0.8分/千瓦時的脫硝　  電價，維持成本略顯不足。而為了滿足最新的《火電廠大氣污染物排放標準》，目前該公司預計再投資1648萬元開展機組脫硝提效改造。“機組的再改造顯然會增加消耗成本，但現在政策將脫硝電價提高了，總體算下來，基本上還是能夠彌補電廠的大部分脫硝運行成本。”而另一家電廠的環保專工則向記者表達了相同的觀點。

對此，尤培培和廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強持相同觀點，他們表示，預計隨著脫硝改造的分期進行，以及受技術進步和成本造價降低的影響，1分/千瓦時的脫硝補貼基本能夠滿足需要。

至于目前爭議較大的環保電價補貼機制依然采取“一刀切”的做法，尤培培認為，鑒于各個省份間的差異性，有個別地區脫硝和除塵矛盾較大的，不排除有多降燃煤機組標桿電價的可能性，但對于外界期待的根據不同機組容量、不同區域機組實行差別脫硝電價，則尚無可能，“因為分得太細，有可能不利于效率的提高和政策的有效執行”。

環保設施對電廠能耗影響需關注

此次電價調整，表明政策部門有意利用價格機制引導能源產業結構升級和綠色發展，也體現了我國治理霧霾、改善大氣環境質量的決心。而對電廠而言，在對環保傾注全力的同時，也應提高自身能耗的關注度。

福建華電漳平火電有限公司生產部環保專工傅少華向記者透露，脫硫、脫硝、除塵等環保設施的運行會對電廠自身的能耗產生影響，包括增加廠用電率、供電能耗等。

這并非理論上的假設，韓建華就透露，該廠66萬機組的脫硫裝置運行耗用廠用電率在0.7~1%。而廠用電率也直接關系到燃煤電廠供電煤耗的高低，廠用電率越高，供電煤耗也越高。

在目前各種運行成本大幅提高的背景下，通過優化機組技術經濟指標將為電力企業貢獻實實在在的經濟效益。當然，目前有些電廠已經開始通過各種節能優化措施來提高機組運行效率，減少機組能耗，比如選擇能耗更低的除塵技術和設備，優化脫硫系統設施等。但現實是，對于還在加緊進行技術改造的電廠來說，“千方百計滿足達標排放才是第一位，其他的都退于二線了。”