关于脱硝电价政策的研究和建议.doc

关于脱硝电价政策的研究和建议 为贯彻落实国务院“十二五”节能减排综合性工作方案（以下简称方案），促进发电企业建设投运脱硝设施，有效控制氮氧化物排放，实现节能减排目标，近期，我们对发电企业脱硝设施建设、运营、成本及脱硝电价政策等问题进行了分析研究。有关情况及建议如下：一、出台脱硝电价政策的必要性和紧迫性随着我国工业化、城镇化进程加快和消费结构升级，“十二五”时期电力需求仍将保持快速增长。预计到“十二五”末，全国火电装机总量将达10亿千瓦，氮氧化物年排放量预计将由2010年的909万吨增加到1262万吨，增幅达39%。而按照方案等文件要求，2015年末，电力行业氮氧化物排放量必须控制在551万吨以内，减排量超过700万吨，减排任务十分艰巨。为确保完成预定的减排目标，必须综合采取法律、行政、经济等措施，多管齐下。脱硝电价政策便是一项重要的经济激励政策。根据我们调研了解的情况看，尽快出台脱硝电价政策既非常必要也很紧迫。从必要性来看，一是能够发挥价格政策的引导作用，有效促进脱硝设施建设和改造，为实现“十二五”氮氧化物减排目标提供政策保障；二是能够弥补发电企业脱硝建设运营成本，保障脱硝设施全面投运，鼓励企业不断提高运营水平和减排效率；三是能够进一步完善节能减排电价政策体系，与脱硫电价、差别电价、可再生能源电价政策等相互配合，共同促进电力行业节能减排工作。从紧迫性来看，一是脱硝设施新建、改造任务重、时间紧。按照国务院及环保等部门的要求，新建燃煤机组必须同步建设安装脱硝设施，未安装脱硝设施的老机组，要在2015年前完成技术改造，加装脱硝设施。为完成减排目标，部分省份明确要求加快老机组脱硝技改进度，在2013年前完成相关工作。二是火电企业经营形势持续恶化，脱硝设施建设运行的动力严重不足。到今年10月，中央五大发电集团火电业务亏损已达到180亿元，亏损面超过70%，资产负债率居高不下。面对持续恶化的经营状况和越来越严格的氮氧化物排放标准，发电企业要求尽快出台脱硝电价政策的呼声日益强烈。二、脱硝设施基本情况及成本测算分析（一）脱硝机组容量根据华能等中央发电集团上报的数据，截至今年8月份，已投运的脱硝机组容量为7306万千瓦，约占其燃煤机组容量的17%。在已经投运的脱销机组中，同步建设脱硝设施的机组占比为93.93%，经过技术改造加装脱硝设施的机组只占6.07%。在7家中央发电集团中，华能集团已投运的脱硝机组容量最多，为2251万千瓦，占其燃煤机组总量的22.98%。国华电力脱硝机组占燃煤机组的比例最高，达到41.75%，约为1250万千瓦。重点调研省份已投运脱硝机组容量为5565万千瓦，占燃煤机组装机的16.15%。其中，脱硝机组容量占燃煤机组比例较高的为浙江和江苏，分别为32.94%和31.84%。目前，全国火电装机容量约7亿千瓦，按照脱硝机组占比15%进行匡算，全国脱硝机组约1亿千瓦。其中，同步建设脱硝设施的约为8500万千瓦，技术改造加装脱硝设施的约为1500万千瓦。（二）脱硝工艺及效率目前，烟气脱硝主要采用选择性非催化还原法（SNCR）和选择性催化还原法（SCR）。SNCR技术一般不使用催化剂，是在800-1100度范围内还原氮氧化物，工程造价低、布置简单、占地面积小，但受锅炉结构尺寸影响较大。SCR技术是目前比较成熟的烟气脱硝技术，最早由日本于20世纪60-70年代后期完成商业运作，也是近年德、日等发达国家60-100万千瓦机组普遍采用的工艺。该方法脱硝效率高，但设备建设和运营成本相对较高。从重点调研省份的统计数据来看，90%以上脱硝机组为30万千瓦及以上的大容量机组，脱硝工艺绝大多数采用SCR技术。在江苏、广东等个别省份，一些机组还加装了低氮燃烧器作为辅助设施，进一步提高脱硝效率。从统计结果来看，重点调研省份脱硝设施投运率高低不一，总体来看，约为70-90%。由于调研时脱硝电价政策尚未出台，电厂脱硝成本无法疏导，运营脱硝设施积极性普遍不高，平均来看，实际脱硝效率在70%左右。（三）脱硝成本测算分析脱硝成本包括建设成本和运营成本两部分。建设成本包括设备购置费、工程建筑费、安装费及其他费用等。其中，设备购置费是最主要的成本项目，约占60%。脱硝设施单位（每千瓦）建设成本从100元至200元不等，平均为112元/千瓦，最高的为205.71元/千瓦，最低的为83.61元/千瓦。 从项目类型来看，技术改造与同步建设脱硝设施的成本差异较大，技改加装脱硝设施的平均成本为154元/千瓦，同步建设脱硝设施的平均成本为104元/千瓦。近几年，脱硝设施单位建设成本呈逐步下降趋势，一些大机组脱硝设施单位建设成本已下降至70元左右。运营成本包括还原剂（液氨或尿素）成本、催化剂成本、折旧费用、维修费、人工费用及其他费用等。其中，还原剂和催化剂成本为主要成本项目，各占25%和22%，合计约占50%。从项目类型来看，技改加装脱硝设施的运营成本比同步建设的要高1厘/千瓦时左右，差异不大。根据重点调研省份的数据进行初步测算，同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.13分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.33分/千瓦时。（四）其他影响脱硝成本的因素1、发电利用小时。测算表明，脱硝成本对发电利用小时的变动相对敏感，随着利用小时数提高，脱硝成本逐渐降低。2、还原剂类型。普遍来说，采用尿素作还原剂的成本高于液氨。一方面，尿素购买价格比液氨略高；另一方面，脱硝过程中要将尿素加热气化，需要耗费较多厂用电。3、机组负荷率。脱硝设施的投运条件对温度要求较高，机组低负荷运行时，烟气温度较低，催化剂效率降低或失灵，脱硝设施无法充分发挥作用，相应成本会升高。此外，脱硝设施运行效率、银行贷款利息、自有资金比例、不同建设时期物价水平等都会对脱硝成本产生一定影响。三、脱硝电价政策建议1、加价原则方案一：一步到位实现加价。优点是对电力企业支持力度较大，利于缓解当前企业资金困难；缺点是加价幅度较大，对电价空间要求较高，可能影响脱硝电价出台时间。方案二：逐年到位实现加价。优点是有利于脱硝电价政策尽快出台，并能适当缓解发电企业资金困难；缺点是需要2-3年时间逐步疏导脱硝成本。考虑当前电价空间非常有限，建议采取方案二。2、加价方式方案一：制定统一脱硝电价。优点是简便易行，缺点是缺乏针对性、差异性。方案二：区分项目类型是新建还是改造脱硝设施，制定不同电价。优点是充分考虑不同方式脱硝成本差异，有利于推动老机组改造；缺点是两种价格水平，形式相对复杂。由于不同项目类型脱硝设施成本差异较大，为鼓励老机组加快脱硝设施改造进度，建议采用方案二。3、加价水平方案一：价格基本弥补成本，同步建设脱硝设施机组加价1.1分/千瓦时，技改加装脱硝设施加价1.3分/千瓦时。方案二：价格补偿部分成本，同步建设脱硝设施机组加价8厘/千瓦时，技改加装脱硝设施加价1分/千瓦时。 考虑推进节能减排工作应多措并举，通过价格政策给予一定收入补贴，通过氮氧化物减排降低排污费等成本支出，利用价格政策与环保收费政策共同补偿企业脱硝成本，因此，建议采用方案二。四、相关配套措施除价格政策外，建议国家出台相关配套措施，协同推进电力行业脱硝减排工作。一是加强脱硝监管。在国家出台脱硝电价政策后，下一步应由相关部委联合发文，明确环保考核指标、在线监测及监管要求。由于实际脱硝效果受到脱硝设施投运率、脱硝效率及电厂负荷变化等因素影响，建议在制定脱硝考核标准时，考虑电厂氮氧化物排放浓度和排放总量，而非单纯的考核脱硝效率。此外，可借鉴脱硫电价经验，将脱硝设施在线监测系统同步接入环保部门和电力监管机构。二是加强对还原剂的市场调控。随着今后几年脱硝设施的大批建设，还原剂需求会大幅增加。为避免还原剂市场价格大幅上涨，建议国家提前研究制定有关措施，保障还原剂有序供应，稳定市场价格。三是合理安排检修时间。在役机组加装脱硝设施时，通常需要40天左右的停机改造，若机组停机时间过于集中，可能影响正常的电力生产供应，也会对脱硝工程的工期安排和工程质量产生不利影响。建议适当放宽老机组脱硝改造时间，合理安排检修计划。四是尝试开展排污权有偿交易试点。借鉴