观点丨环保电价应逐步退出历史舞台-北极星火力发电网

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导读:环保电价基于成本定价的基础已经逐步动摇，其象征意义更多大于实际意义

最开始接触环保电价是2006年刚开始负责价格管理工作的时候，那时距离我国实施脱硫加价政策已经有2年了。当时把燃煤机组标杆电价区分为脱硫机组标杆电价和非脱硫机组标杆电价，大部分省区执行脱硫加价1.5分/千瓦时。这项政策的初衷是为了鼓励发电企业降低二氧化硫的排放，以建设运营脱硫系统而基于的成本补偿，并于2007年由国家发改委和环保部联合出台《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(发改价格〔2007〕1176号)明确了脱硫设施建设的强制性、脱硫设施运行规范和价格的处罚办法。强制性的脱硫设施建设和成本补偿政策极大地鼓励了发电企业安装脱硫设施的积极性，至2010年，全国200MW以上的燃煤机组基本上都安装了脱硫设施，并且部分发电企业在脱硫设施建设过程中引入了BOT的模式，由第三方来建设、运营和享有脱硫电价的收益。

但脱硫电价的政策在实际执行中却遇到了极大的困难和阻力。一方面这项政策仅仅要求对脱硫设施的投运率和脱硫效率进行监控，并以此为依据进行扣罚脱硫电价款，并没有监测二氧化硫排放出口是否达到国家规定的环保标准。这就造成了煤电厂在运行脱硫设施的时候更多关注投运率，并以此获得脱硫电价，并不能激励煤电厂更多采购优质低硫煤或者通过提高脱硫效率减少二氧化硫排放。另一方面，该项政策给脱硫电价的监管带来了较大的不确定性。脱硫投运率不足相当一部分是由于脱硫系统运行的固有特性决定的，而在检查过程较大的工作量决定了只能由不定期的抽查代替定期全面的普查工作。而价格处罚和环保排放处罚的双重执法给企业也带来了重复处罚。

2014年，国家发展改革委、环境保护部颁布《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》(发改价格〔2014〕536号)取代了2007年的1176号文件，以强制要求安装脱硝、除尘设施取代了自2011年开始的脱硝电价、除尘电价的试点工作，并规定发电企业必须安装运行烟气排放连续监测系统并与环保部门和电网企业联网，环保电价按单项污染物排放浓度小时均值进行考核。至此考核办法由监管运行工况改为监管排放浓度，并增加了电网企业的工作内容之一是监控煤电厂每个小时的污染物排放并据此计算超标排放时段对应的发电量，以便提供给价格主管部门进行环保电价的监管与扣罚。

正如前面提到的脱硫电价监管中存在的问题，在改变监管方式后，通过出口的排放浓度监管的确解决了一部分价格处罚的合理性问题，但是在实际执行过程中仍有较大阻力并没有得到解决。一是电网企业作为环保电价监管中的一环，提供煤电厂单项污染物排放超标时段的上网电量，以一个企业提供监管其他企业的数据，在没有公平有效的监管制度下，仍然存在讨价还价的空间;二是监管办法明确要求煤电厂把环保设施纳入发电主设备进行统一管理，恰恰是说明当前煤电厂仍然没有正确对待环保设施。如新建机组进入商业运行，并没有强制要求把脱硫、脱硝、除尘设施通过环保验收合格必要条件，环保设施的故障并没有要求机组必须停机进行消除缺陷等等。环保设施的正常运行仍然无法和发电主设备相提并论;三是全国在实际进行操作环保电价检查过程中，涉及管理部门多，没有统一的信息协作平台，工作量大、检查不到位的问题仍然存在，以至于相当一部分省区实际操作困难重重。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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