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电力领域已经率先启动了价格改革。2007年6月,发改委和国家环保总局联合下发《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》,提出对安装脱硫设施的电厂实行脱硫加价政策。现有燃煤机组按照国家发改委、国家环保总局的要求完成脱硫改造后,其上网电价执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分,同时对脱硫设施投运率不达标的电厂扣减脱硫电价。
2014年4月,发改委与环保部又联合印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》,明确燃煤发电机组必须按规定安装脱硫、脱硝和除尘环保设施,其上网电价在现行上网电价基础上执行脱硫、脱硝和除尘电价加价等环保电价政策。具体为,脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分,脱硝电价为每千瓦时1分,除尘电价为每千瓦时2分。
王淑娟曾经算过一笔账,她收集了2008-2014年间的火电发电量数据,如果按照每度电都进行脱硫脱硝的话,2014年全年国家需要补贴火电企业约1126.74亿元。
但事实上,并非每一度电都经过脱硫、脱硝和除尘。根据中国电力企业联合会公布的2014年年度火电厂烟气脱硫、脱硝、除尘信息,2014年全国已投运火电厂烟气脱硫机组占全国煤电机组容量为92.1%,已投运火电厂烟气脱硝机组容量占全国煤电机组容量为83.2%,火电厂安装袋式除尘器、电袋复合式除尘器的机组容量占全国煤电机组容量的22.9%。据上述数据计算,2014年国家实际补贴火电企业约941.45亿元。
效果存疑
事实上,超低排放补贴的必要性一直存在质疑。
2014年9月,北京国能中电能源副总裁江浩撰文指出,近零排放是对现有的脱硫、脱硝、除尘设施进行的增效升级改造,由于脱硫、脱硝、除尘已有补贴2.7分/千瓦时,这一补贴额度刨除成本后每度电还能有0.5分钱的收益,再加上各地还有一些地方性政策鼓励措施,这基本已经可以覆盖“近零排放”的改造和运营成本。
同时,尽管国家每年为火电投入上千亿元的环保补贴,但治理效果并不理想。今年6月,环保部曾经发出对2014年脱硫、脱硝设施存在突出问题的17家企业予以处罚的公告,公告显示,国电东北电力公司所属10家电力企业均存在脱硫、脱硝设施运行不正常或未建脱硝设施、二氧化硫和氮氧化物长期超标排放等问题。以双鸭山发电有限公司为例,其1#、2#机组虽已享受脱硫电价,但脱硫工艺简易,运行不正常,中控系统不完善,二氧化硫长期超标排放。
而对于即将大面积推广的燃煤电厂超低排放,有调查显示状况也不乐观。今年9月,国际环保组织绿色和平调查了12家宣称已达到“超低排放”燃煤电厂的总计15个排口数据,并与“超低排放”限值进行一一比对,结果显示,12家燃煤电厂全部存在氮氧化物排放违规和二氧化硫排放违规的问题,其中11家存在烟尘排放违规问题,另外1家数据缺失。
其中,部分燃煤电厂甚至有严重超过“超低排放”限值的纪录。以山东省国电石横发电公司为例,其有1710小时的烟尘小时排放浓度超过了超低排放限值10毫克/立方米,占2015年1-9月该电厂运行时间的42%。
一位地方环保局人士表示,只要火电企业上马了脱硫、脱硝、除尘和超低排放设施,每发一度电国家就会给予补贴,即使实际上存在超标排放也会给,这客观上给了一些企业钻空子赚补贴的空间。
补贴过多,使得火电企业在电力过剩的情况下仍在积极上马新的项目。11月18日,华北电力大学经济与管理学院发布的《中国煤电产能过剩及投资泡沫研究》指出,1-9月期间,获得审批的煤电项目已超过1.23亿千瓦。若这些煤电机组在2020年前全数投产,届时煤电过剩产能将达到2亿千瓦,按每千瓦3500元投资建设成本计算,意味着投资浪费规模高达7000亿元。
此外,火电补贴多还使得新能源发展处在了不平等的地位。有报道称,在西部一些地方风电和光伏被大面积排挤,“弃风”“弃光”现象严重,造成了巨大的浪费,有的甚至已经沦为投资陷阱。有专家分析称,新能源刚开始发展时产量较少,不具备规模优势,使得其成本远远大于现有的市场价格。在此情况下,政府应该给予适当的财税支持,使得其能够存活下来。但事实上,国家却把大量的财税支持给予了传统的火电行业。
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