国家发展改革委日前发布通知，决定自9月25日起调整可再生能源电价附加标准和环保电价后，引来电企方一片叫好。总体而言，此次调整不仅会调动电企实施脱硝及除尘设施改造的积极性，更大的意义在于，这标志着我国已经形成较为完整的环保电价体系，火电上网电价也将出现结构性调整。

火电上网电价须注重内在平衡

“一直以来，出台更高的脱硝电价是业内共同的期待，现在如愿以偿在一定程度上给电厂松了口气。”在采访中，华能陕西秦岭电厂生产管理部副主任韩建华的话颇具代表性。自2011年执行0.8分每千瓦时的脱硝电价以来，业内普遍反映该补贴标准难以弥补燃煤电厂加装脱硝装置带来的成本投入，此次将脱硝电价提高到1分每千瓦时，可以说是政策部门“想电厂之所想，解电厂之所困”的具体措施。

国网能源研究院工程师尤培培向记者表示，在今年全国火电厂烟气脱硝进入集中爆发期的背景下，环保电价的调整将显著提高发电企业实施脱硝及除尘设施改造的积极性。

值得注意的是，此次电价调整重在“促环保”,主要通过对燃煤发电企业上网电价进行调整来实现。尤培培分析，这种结构调整的空间来源于降低燃煤机组标杆上网电价腾出的空间。这里腾出的资金，一方面用于可再生能源电价附加基金，另一方面用来提升脱硝和除尘电价。言外之意，此次电价调整，主要是对电力企业自身的上网电价结构进行调整，并不会提高销售电价水平。“政策目前正在研究如何让燃煤机组标杆电价下调的空间与可再生能源电价附加基金、脱硝和除尘电价加价空间保持平衡，具体的方案需要等到各省级价格主管部门上报方案之后才能制订。”尤培培说。

推翻“一刀切”尚无可能

脱硝电价增加到1分每千瓦时后，是否能够平衡电厂的成本压力？韩建华介绍，华能陕西秦岭电厂新建的7号66万千瓦机组同步建设了脱硫脱硝装置，脱硝装置建设成本为6495万元，按照0.8分/千瓦时的脱硝电价，维持成本略显不足。而为了满足较新的《火电厂大气污染物排放标准》，目前该公司预计再投资1648万元开展机组脱硝提效改造。“机组的再改造显然会增加消耗成本，但现在政策将脱硝电价提高了，总体算下来，基本上还是能够弥补电厂的大部分脱硝运行成本。”而另一家电厂的环保专工则向记者表达了相同的观点。对此，尤培培和厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强持相同观点，他们表示，预计随着脱硝改造的分期进行，以及受技术进步和成本造价降低的影响，1分/千瓦时的脱硝补贴基本能够满足需要。至于目前争议较大的环保电价补贴机制依然采取“一刀切”的做法，尤培培认为，鉴于各个省份间的差异性，有个别地区脱硝和除尘矛盾较大的，不排除有多降燃煤机组标杆电价的可能性，但对于外界期待的根据不同机组容量、不同区域机组实行差别脱硝电价，则尚无可能，“因为分得太细，有可能不利于效率的提高和政策的有效执行”。

环保设施对电厂能耗影响需关注

此次电价调整，表明政策部门有意利用价格机制引导能源产业结构升级和绿色发展，也体现了我国治理雾霾、改善大气环境质量的决心。而对电厂而言，在对环保倾注全力的同时，也应提高自身能耗的关注度。福建华电漳平火电有限公司生产部环保专工傅少华向记者透露，脱硫、脱硝、除尘等环保设施的运行会对电厂自身的能耗产生影响，包括增加厂用电率、供电能耗等。这并非理论上的假设，韩建华就透露，该厂66万机组的脱硫装置运行耗用厂用电率在0.7~1%。而厂用电率也直接关系到燃煤电厂供电煤耗的高低，厂用电率越高，供电煤耗也越高。

在目前各种运行成本大幅提高的背景下，通过优化机组技术经济指标将为电力企业贡献实实在在的经济效益。当然，目前有些电厂已经开始通过各种节能优化措施来提高机组运行效率，减少机组能耗，比如选择能耗更低的除尘技术和设备，优化脱硫系统设施等。但现实是，对于还在加紧进行技术改造的电厂来说，“千方百计满足达标排放才是第一位，其他的都退于二线了。”