近期随着经济企稳和电力需求回升，我国电力产能扩张和生产明显提速，电力行业污染治理压力急剧上升。受环保改造成本无法有效消化、燃料结构调整难度大、环保政策不连续等因素影响，发电企业在追求“稳增长、调结构、降污染”时面临困境。为实现电力行业经济效益和环境效益双赢，短期内应侧重“促减排、保达标、能应急”，即加速推进电力行业污染治理、促进污染物大幅减排；形成环保和能源监管合力、确保火电厂达标排放；制定重污染天气应急预案，提高电力企业重污染天气应急能力。长期则需“顺机制、调结构、强科技”，即继续深化电价改革、理顺电价机制；有序推进天然气发电、逐步优化火电生产结构；大力发展环保产业、强化污染治理的科技支撑水平。
近期我国经济运行企稳，用电需求平稳回升，随之电力投资与生产也显著加速。受煤价大幅下跌及雨水较少等因素影响，火电回升步伐明显加快，电力行业污染减排压力急剧上升。与此相叠加的是，发电企业在落实国家近期密集出台的大气污染治理政策时面临一系列难题，环保改造进度受影响。预计四季度发电量增速有所回落，但冬季供暖将加大空气污染排放负荷，重污染天气频现的可能性加大，急需做好综合应对工作。
电力产能扩张和生产明显提速，火电主导地位仍在强化
——受经济运行企稳影响，电力产能扩张和生产明显提速
经济企稳带动电力需求较快增长。2013年9月规模以上工业增加值同比增长10.2%，较年初加快了1.3个百分点；相应地，工业用电量增速较年初加快了近5个百分点，从而带动全社会用电量增速加快了8个百分点。用电需求的回升提振了电力投资信心，电力生产也随之回升。
电力产能继续扩张，跃居世界第一指日可待。截止到2013年9月，我国6000千瓦及以上电厂发电设备装机容量累计达11.6亿千瓦，累计同比增长9.5%，较去年同期加快0.8个百分点。中电联预测，2013年底我国装机容量将达12.3亿千瓦左右，跃居世界第一。但我国人均电力装机容量仅为美国的23%，电力产能扩张空间仍较大。
发电量处于回升通道。2013年前三季度全国发电量累计3.9万亿千瓦时，累计同比增长6.8%，处于缓慢回升通道。
——受能源结构和煤价等因素影响，火电地位仍不易动摇
1.火电在存量产能中的主导地位仍牢固，在新增产能中开始弱化。存量电力产能中火电装机容量占比略有下降，但仍保持70%以上。截止到2013年9月，我国6000千瓦及以上电厂火电发电设备容量累计达8.4亿千瓦，占同期全国总装机容量的72%，较去年同期下降了2个百分点；水电和核电发电设备容量占同期总装机容量的21%，基本与去年同期持平。
2.电煤价格下行等因素导致火电生产显著反弹。电煤价格下行，火电生产成本下降。2013年9月30日秦皇岛港山西优混煤（Q5500K）平仓价跌520元/吨，比去年同期下降近20%；同时，国际煤价也持续下行。燃料成本约占火电厂发电成本的70%－80%，煤价下行使得火电生产成本随之下降。
此外，水电出力不足，也使火电生产获更多空间。
3.受煤价下行和需求回升共同影响，发电企业盈利状况转好。截止到2013年8月，火电行业累计亏损企业单位为321家，占同期火电企业总数的26%，企业亏损比重较去年同期缩小了17个百分点；8月火电行业的资产负债率为71.4%，较去年同期下降了2.7个百分点。
电厂盈利状况转好的同时，污染治理压力却急剧上升
——电力生产回升伴随电煤消耗快速增长
2013年前三季度全国电力行业耗煤总量累计达15.2亿吨，累计同比增长10.5%，而去年同期则为负增长。同时，电煤消耗占全国原煤生产总量的比重为55%，比重较去年同期扩大近6个百分点。六大发电集团的日均耗煤量也持续走高。
电煤消耗攀升导致了火电厂污染排放负荷加大。如果按照2012年火电厂污染物排放绩效测算，2013年前三季度我国火电厂二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放量分别为700万吨、747万吨和118万吨，均比去年同期增长了10%；其中京津冀、长三角和珠三角3个重点区域火电行业二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放量分别为233万吨、248万吨和39万吨，前两种污染物累计同比增长9%，烟尘排放量累计同比增长8%。
按照现有排放情景估算，今年电力行业完成预计减排目标压力较大。国务院印发的 《节能减排 “十二五”规划》（国发【2012】40号）中提出，到2015年火电行业二氧化硫和氮氧化物排放量要分别控制在800万吨和750万吨。如果按照相同年均下降率估算，为了实现“十二五”时期减排目标，2013年火电行业二氧化硫和氮氧化物排放量需分别控制在862万吨和872万吨。按照当前1－9月排放情况推算，分别超出控制目标的9%和15%。可见，2013年我国火电行业污染削减压力显著加大，氮氧化物削减压力尤其大。
——电力行业环保约束进一步趋紧
大气污染物特别排放限值开始执行，火电行业准入门槛大幅提高。2013年4月1日起，重点区域及有关城市群内的47个地级及以上城市新建火电厂开始执行大气污染物特别排放限值，新标准比2003年的排放标准分别收紧了60%、88%和78%，其中二氧化硫排放标准是目前世界上最为严格的排放标准。
《大气污染防治行动计划》及相关地方实施细则也陆续发布，环保改造任务紧急而繁重。同时，环保电价政策应时调整，价格调节力度逐渐加大。
当前电力行业污染治理面临的突出难题
为了摸清2013年在生产回升和减排压力加大的形势下电力企业面临的突出难题，我们调研了五大发电集团下属的若干电厂。调研中发现，新出台的一系列大气污染防治政策已对电厂形成了显著约束，电厂正努力进行环保改造，污染治理资金陆续投放到位，污染治理能力不断加强。比如，某热电厂投资超过10亿元用于电厂环保改造，并自觉加大对自身污染排放的监测和监控力度。同时也发现电力企业在追求“稳增长、调结构、降污染”多重目标时面临一系列突出难题。
——环保改造成本无法有效消化是企业面临的首要难题
调研中发现严格的排放标准导致电厂环保改造成本显著上升，而且这些成本目前又难以得到有效消化。电价机制对环保成本传递形成制约，发电企业负担重。我国目前的电价形成机制以政府定价为主，行政干预严重，导致电价水平无法真实反映电力市场供需关系、资源稀缺性以及环境成本，此时就无从谈起环保改造成本传递到终端电力用户，从而抑制了发电企业污染治理积极性。即使一些尝试理顺电价关系的政策，也有可能不利于电厂的环保改造。比如国家的“煤电联动”政策。与2013年初相比，当前煤价下降幅度已超过5%，按照“煤电联动”的调整要求，将会相应地调低电厂的上网电价。如果执行该项调整的话，电厂盈利状况和环保改造都会受到影响。
环保电价政策尚不尽人意，执行效果有待观察。在调研中，企业反映目前的环保电价政策存在下述两个突出问题：一是补贴标准偏低。以电厂脱硝改造为例，不同燃煤电厂的烟气脱硝成本存在较大差异，尽管脱硝电价已调整到1分钱/千瓦时，但据中电联测算，脱硝运行成本在2分钱上下都很普遍。二是补贴范围小。目前的脱硝电价只按上网电量核算，而热电联产机组除了发电还要供热，对于供热部分尚缺乏相应补贴。
——当前推行燃气发电替代燃煤发电面临制约
一些地区正在推行燃气机组替代燃煤机组，调研中发现，该政策的实施面临下述主要制约：
燃气机组上网电价和供热价格均显著高于燃煤机组，加重了发电企业和地方政府的负担。比如，北京各电厂实际核定的燃气机组上网电价在630元—750元/千瓦时之间，较实际执行的燃煤机组标杆上网电价高出30%—40%；燃气机组供热价格为91元/吉焦，是燃煤机组供热价格的2.8倍。在当前煤价下行、气价上涨的态势下，上述价格差距将进一步扩大。当前地方政府对天然气发电机组运行进行补贴，加重了财政负担。比如，目前北京市天然气发电与供热的总补贴资金规模已超过100亿元/年。
天然气供需矛盾的日益加剧将导致燃气机组运营面临的风险加大。2013年前三季度我国火电行业天然气表观消费量累计达238.5亿立方米，累计同比增长14%，较2012年同期加快近6个百分点。9月我国天然气对外依存度为30.6%，较2012年同期扩大5.4个百分点。预计随着“煤改气”项目的快速实施，天然气供需矛盾将进一步加剧，燃机运营面临的风险也随之加大。如果一旦发生燃气管道泄漏或供应中断，燃机将被迫关停，电力和热力供应的安全性和可靠性受到影响。此外，国内各发电公司燃机运营经验远不如燃煤机组，应对燃机突然事件的能力也较弱。
——污染治理政策的不连续导致环保改造“措手不及”
发电企业普遍反映国家的环保治理政策缺乏连续性和预期性，“出台太急”，“环保改造期太短”。比如，为了达到新排放标准，电厂现有的脱硫装置要扩容，这导致一些脱硫设施没有完成折旧就开始拆除，甚至“刚投产就改造”，造成巨大浪费。
发电机组的脱硝改造也因污染治理政策缺乏前瞻性而受到制约。一方面，我国电厂脱硝基础差，短期内完成改造任务难度较大。另一方面，按照原有环保标准建立起来的发电机组因没有预留脱硝装置的摆放空间，导致环保改造任务更繁重，有的电厂不得不搬迁，既影响了电力生产，也增加了改造成本。
——国内薄弱的环保产业尚不能有力支撑当前大规模的环保改造
国内相对薄弱的环保产业正对有效落实污染治理政策形成制约，污染治理政策与产业政策尚未协调推进。以电厂脱硝改造为例，目前我国尚未掌握脱硝设备的核心生产技术，尤其是脱硝催化剂的生产能力严重不足，在国内供给能力不足、而环保改造周期较短的情况下，企业只能购买国外产品。据测算，目前国内脱硝催化剂总产能大概在15万立方米左右，而市场需求空间却高达65万立方米，自给率仅为23%。调研中发现，某个电厂尽管完成了脱硝设施改造，而由于国内外市场上催化剂供应不足，使得该企业无法运行脱硝设施。大规模使用国外技术，不仅增加企业治理成本，而且也在匆忙中将本国巨大的环保市场空间让给了国外企业，我国可能丧失发展本国环保产业的契机。
促进电力行业积极稳妥开展污染治理的对策建议
以实现电力行业经济效益和环境效益双赢为目标，短期侧重“促减排、保达标、能应急”，长期侧重“顺机制、调结构、强科技”多管齐下，采取综合应对措施，实现我国电力行业可持续发展。
加速全国尤其是重点区域环保改造重点工程实施进度，深化二氧化硫和烟尘污染治理，大力推进氮氧化物控制，力争尽快完成电厂环保改造任务。加强电力行业污染排放监测预警工作，及时通报污染排放情况，开展电力行业污染治理中期检查，确保电力行业如期完成污染治理目标。
——形成环保和能源监管合力，确保火电行业达标排放
建议环境保护主管部门和能源管理部门抓紧形成环境与能源监管合力。以开展大气污染防治专项检查督查为契机，对火电企业进行全面排查和严格监管，确保治污设施稳定运行、污染物达标排放。严格处罚偷排偷放、屡查屡犯等企业环境违法行为，提高环境监管震慑力。能源管理部门要做好火电厂烟气在线监测系统运行的监督检查，同时加强脱硫电价、脱硝电价及除尘电价等政策落实情况监管，确保火电企业能够顺利享用环保电价补贴。
——参与重污染天气应急行动，制定电力行业响应方案
鼓励并监督发电企业参与城市大气重污染天气应急行动，研究制定重污染天气下发电企业减产、限产实施方案，研究推广大气污染物高效减排技术，可考虑设立“电力企业响应重污染天气特别基金”，用于奖励重污染天气下采取特别减排措施的电力企业。
——继续推进电价改革，理顺电价形成与调整机制
按照“放开两头，监管中间”的思路建立科学合理的电价形成与调整机制，确保发电侧公平竞争、输配侧稳定可靠、销售侧公平合理用电，促进环保成本合理分担，切实发挥价格机制的引导作用。
——有序推广采厨燃气机组，逐步优化火电生产结构
因地制宜、有序稳妥地在重点区域推进燃气机组替代燃煤机组，积极理顺天然气价格形成机制。加强对重点地区和重点用能企业的天然气使用情况监测预警。开展天然气管网公平开放监管，规范市场行为，提高输送通道和资源利用效率，确保天然气供应安全。
——大力发展环保产业，加强污染治理的科技支撑
充分把握污染治理政策带来的环保产业发展机遇，加大环保科技创新投入，加强电力行业污染治理技术的引进、消化吸收力度，促进具有自主知识产权的重大环保技术装备、产品的创新开发与产业化应用，迅速提高本国环保技术研发水平。积极支持新业态、新模式，培育一批具有国际竞争力的大型节能环保企业，大幅增加大气污染治理装备、产品、服务产业产值。建议环保部门与产业发展部门、科技部门加强政策制定的沟通与会商，增强环保政策与产业政策及科技研发政策的协调性，积极为本国环保产业发展创造良好的制度环境。
