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至于实施特许经营项目的风险，首先是政策风险。一方面，国家规定的特许经验试点期为3年，对于试点期之后如何定位脱硫特许经营并不明确;另一方面，政策的变化带来不确定性。如2012年实施的新《火电厂大气污染物防治标准》对火电厂二氧化硫的排放限值做了修改，导致许多脱硫公司已经完成改造但还在合同期限内，或者正在进行改造的项目不得不再次重新“回炉”。
其次是运行成本风险。脱硫设施特许经营运行期间，所消耗的水、电等费用，员工工资，对脱硫设施的日常运行维护等成本趋于上涨，而现有大部分地区实行的1.5分/千瓦时脱硫电价补贴却相对固定，并未出现上调。
另外，火电机组所用燃煤的品质较难保证，尤其燃用中高硫煤时，脱硫运行成本大幅提高。“虽然这些都可以通过合同约定来规避，但脱硫公司在和电厂协商时很难都达成一致。”秦国伟表示，脱硫特许经营缺乏规范、统一的标准，也给脱硫特许经营项目的实施带来一定风险。
二大期待最为迫切
这样那样的问题并未影响业内对特许经营模式的肯定。秦国伟认为，特许经营从最初的试点经过规模化发展，如今已经进入优化期，最大的特征就是环保公司不再一味地追求规模，而转变为效益优先，这表明特许经营正步入成熟。
更为重要的是，进入“十二五”期间，火电厂脱硝改造呈集中发展态势，EPC模式、脱硝特许经营、委托运营模式等都将有较大发展空间。但脱硝特许经营需要更加关注合同条款，如氮氧化物排放和液氨安全管理、废旧催化剂处置等问题。
对于未来的发展，出台火电厂烟气脱硫脱硝特许经营管理办法和优惠税收政策最多被期待。其中，最迫切的是，要实现特许经营产业规范化管理，包括确定特许经营承担单位准入条件，明确电厂和特许经营承担单位的责、权、利，明确脱硫脱硝电价结算办法。
“而税收问题的关键，在于脱硫电价代付机制的存在以及税制不清，因此建议由电网直接向环保公司支付脱硫电价，同时按照环保公司的实际业务属性，定位为营业税征税范畴。”李建国表示。
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