6年前，为消除我国电力行业脱硫装置建设质量及运行管理等方面所暴露出来的种种尖锐问题，国家发展改革委和原国家环保总局祭出新招——推行将污染治理工程的投资、设计、施工和运营于一体的特许经营，意在利用市场机制，促进火电厂烟气脱硫设施长期可靠运行。
在政策的引导和一系列优惠措施的推动下，特许经营模式确实对我国火电厂烟气脱硫技术的进步、脱硫工程质量和设施投运率的提高起到了关键性作用。但回看这6年，也不可避免地经历着因政策频繁调整而带来的政策风险，因成本上涨而带来的经营风险，因缺失行业标准而带来的恶性竞争等等。如今，脱硫特许经营已走过最初的试点阶段，经过规模化发展后，进入优化期。
六年推广成效有目共睹
提到特许经营模式给火电厂烟气脱硫所带来的影响，国电科环集团所属北京国电龙源环保工程有限公司副总经理秦国伟引用的一组数据颇具代表性：截至2012年底，全国累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%。其中2012年新投运火电厂烟气脱硫机组总容量约4500万千瓦，五大发电集团占全国脱硫装机总量的61%左右，其中采用特许经营方式的约占50%，很好地达到了国家启动火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的初衷。
在采访中，秦国伟向记者介绍，“十一五”期间，我国电力行业脱硫设备进入快速建设期，但“约15%的已建成脱硫装置不能运行或不运行或不稳定运行”。这里既有装置本身的质量问题、煤质差问题、管理经验不足等客观因素，也有电厂不愿意运行的主观因素。
针对这些问题，2007年7月国家发展改革委、原国家环保总局联合印发了《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》，启动了火电厂烟气脱硫特许经营试点工作，在全额享受国家出台的脱硫电价基础之上，又给予专业化脱硫公司诸如脱硫装置无偿使用电厂土地，水、电、汽等使用享受成本价格等优惠政策。试点周期为3年，自2008年开始，至2010年结束。
经过3年的试点，和又3年的市场考验，特许经营为电厂脱硫装置建设和运行发挥出的作用有目共睹。正如浙江浙大网新机电工程有限公司投资管理中心副总经理李建国在采访中所说：“由专业化脱硫公司承担脱硫设施的建设和运行，不仅能提高脱硫工程质量和设施投运率，对电厂方来说，还减轻了其在环保设施建设、管理、日常维护等方面的投资。而且，脱硫公司也可借机增强专业化和融资能力，提高管理和技术创新能力，做大做强。”
三大风险仍需规避
特许经营模式诞生后，打破了脱硫公司良莠不齐、低价中标、恶性竞争的局面。据秦国伟介绍，由于脱硫特许经营合同期长，前期投资高，因此对脱硫公司的技术能力、融资能力、抗风险能力等都有所要求。“一般合同期与电厂运营年限相同，在20~30年”;“对于2台60万千瓦新建机组，如果系统设备较全，投资要达到1~2亿元”，非一般小企业所能承受。
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。
