火电厂脱硫补贴

论火电厂脱硫电价补贴—燃煤发电机组脱硫成本效益分析一、研究背景及意义随着改革开放的不断深化，中国经济在过去的几十年内一直保持相对快速增长，这种高速发展给环境造成巨大的压力。我国快速的经济增长方式是以能源在内的资源快速消耗以及环境污染为代价，尤其是环境污染问题已经成为中国以及世界面临的最严峻的挑战。加快资源与环境价格改革是我国全面深化改革的重点领域之一，我国的环境环境资源价格政策制定和实施才刚刚起步。因此，对已有资源价格改革政策开展绩效评估，对完善相关政策，全面深化、加快资源环境价格改革具有重要作用。2004年，由国家发改委价格司发布的《关于深化价格改革促进资源节约和环境保护的意见》(征求意见稿)中提出：“把环境治理成本和资源枯竭后的退出成本计入石油、天然气、水、电、煤炭和土地等产品的定价中。”并且针对燃煤发电企业陆续实施脱硫、脱硝以及除尘环保电价补贴等政策。二、脱硫上网标杆电价背景针对燃煤机组的脱硫电价补贴政策是电力资源价格改革中最先实施的资源环境价格政策。2004年，国家发改委对各省市电网统一调度范围的新投产燃煤机组执行燃煤机组标杆上网电价，规定“安装脱硫设施的燃煤机组上网电价比未安装脱硫设施的机组每千瓦时高出1.5分钱“。2007年，国家发改委以及国家环保总局发布了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》（试行），从脱硫设施建设安装、在线监测、脱硫加价、运行监管、脱硫产业化等方面完善了脱硫电价政策。2014年，国家发展改革委以及国家环保部进一步发布《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》，进一步规范燃煤机组脱硫、脱硝和除尘的环保电价政策，从2014年5月1日起实施。脱硫电价政策提高了发电企业安装脱硫设施的积极性，全国火电脱硫机组装机容量比例从2005年的12%提高到2013年的92%，全国脱硫机组装机容量达到7.18亿千瓦，脱硫设施的投运率由2005年的不到60%提高到2014年的投运率95%以上。尤其是“十一五”期间，整个电力行业超额完成了“十一五”规划要求的节能减排目标，为全国减排二氧化硫的目标实现起到了决定性作用。本研究拟针对我国燃煤发电机组脱硫电价政策，开展脱硫成本核算、结合排污费用等因素综合考虑，从而进一步针对补贴政策进行评估，并剖析当前补贴政策存在的问题和漏洞，对于完善和推动非电力行业脱硫脱硝政策的环境决策具有重要意义。三、排污收费对脱硫成本补偿浅析在于对排污费的认识上，业界普遍有两种认识。一是将其当作额外收益，来计算经济利润；而另一种认识并没有将少缴当作实际收益，认为在。两种算法有本质上的不同，哪一种更符合脱硫电价补偿成本的真正用意呢，笔者试着解读一下脱硫电价与排污费用的关系。3.1.排污费用性质分析排污收费和脱硫电价的目的都是刺激排污者控制污染物的排放，促进污染进一步治理，提高资源利用的效率，保护甚至改善环境，加快可持续发展社会的步伐。从机制角度来看，脱硫电价是对脱硫设施前期投资以及运行成本进行补偿的价格机制，需要在上网电量的销售中实现；排污收费是对生产者使用大气资源的一种付费机制，在产生过程中实现。从火力发电产生环节来看，燃煤发电企业投资建设并运行脱硫设施，降低二氧化硫的排放，让消费者买到“清洁电能”，因此，脱硫的投资及运行费是生产“清洁电能”必不可少的投入，该部分投入计入“消费者负担“，通过价格机制，传导到电能的最终消费者；然而燃煤发电企业通过支付排污费并不能直接提高电能在环保方面的质量，为消费者提供的仍是“非清洁电能”，因此，排污费在理论上属于电厂环境治理的成本，但根据其在生产环节所起的作用，在执行脱硫电价的情况下，该部分费用适用于“生产者负担”的原则，不能通过电价机制传导到电力产品的下游。3.2.排污费用对于脱硫工程的补偿作用脱硫电价为脱硫设施的投资和脱硫工程运行而设，脱硫设施运行意味着二氧化硫排放减少，进而使得发电企业交纳的排污费减少。换个角度，相当于企业的多出一块“收益”。因此，因为脱硫工程运行实施而减少的排污费在整个过程中起到了补偿燃煤电厂烟气脱硫成本的作用。在后面的分析计算中，也将考虑到其为企业减少费用而带来的收益。四、脱硫成本的计算及其影响因素就燃煤企业的脱硫工程成本而言，本文主要模拟火电厂作业成本核算体系后积累的数据进行分析。4.1．燃煤机组脱硫成本的分析理解和定义燃煤电厂烟气脱硫成本包括脱硫设施的投资成本、运行成本和融资以及其他费用。其中，1）投资成本为烟气脱硫设施的一次性投资，体现为分期进入脱硫项目的折旧费用；2）运行成本主要包括脱烟气硫装置在运行中所消耗的材料(吸收剂)、电、水、人工以及维修等成本；3）融资及其他费用主要指投资脱硫设施所需融资部分的利息费用以及管理费用、土地使用税等。4.2.燃煤机组脱硫成本的主要影响因素总的来讲，由于区域经济发展程度不同等情况使得各个燃煤电厂使用的煤炭含硫量、相应的脱硫工艺、不同时期电厂机组规模不尽相同，因而带来的副产品的经济效益差异都是对成本核算的直接影响因素。另外，减排二氧化硫而免缴的排污费用以及免除罚款对脱硫项目的成本都有补偿作用，因此在计算脱硫补贴的净收益时应当将其作为间接影响因素考虑。4.2.1烟气脱硫装置机组容量对脱硫成本的影响本研究中，前期投资成本参考2012年《火电工程限额设计参考造价指标》，见表2-1。如表所示，脱硫装置的单位造价与燃煤机组容量规模成反比关系，单机容量和总装机容量越大，脱硫装置的单位造价越低。单位造价的降低意味着和投资有关的单位发电量脱硫装置的折旧成本费用会降低。另一方面，燃煤机组装机容量越大，供电量成正比增加。因此单位供电量的脱硫成本随着脱硫装置的单机容量以及总装机容量的增加而降低。根据2005年广东省统计的十六个脱硫工程数据显示，六个600MW等级机组的单位供电量脱硫成本平均为0.0139元/KWh，最低的仅有0.0120元/KWh，而十个300MW等级及以下机组的单位发电量脱硫成本平均达到了0.0190元/KWh。表2-1：2012年不同容量机组的单位容量脱硫设施造价标准装机容量（万KW）单位容量脱硫装置造价（元/KW）30180601501001203.2.2燃煤含硫量对成本的影响我国地域广阔，煤炭的种类众多。燃料煤中既有低硫煤（含硫0.52%），也有高硫燃料（含硫2.85%）。燃煤中含硫量越高，脱硫剂的费用成正比增加，同时电耗和投资费用均有所增加。《火电厂烟气脱硫装置成本费用的研究》中指出含硫量大于1%的脱硫工程单位供电量的脱硫成本为约0.0222元/KWh，而含硫量小于1.0%的脱硫成本为0.0161元/KWh，其所采用数据来源于2004年广东省十六个脱硫燃煤机组。发改委2007年颁布实施的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》中明确规定其每千瓦时1.5分的脱硫补贴适用于电厂的煤炭含硫量在0.5%到2%之间。3.2.3脱硫工艺选择对成本的直接影响控制SO2排放的工艺多样，按照脱硫相对于煤炭燃烧的位置可分为燃前、燃烧中、燃烧后三种；而燃烧后烟气脱硫技术是目前国内外唯一大规模商业化应用的方式，也是燃煤电力行业控制SO2的主要技术手段。目前我国采用的各种主要烟气脱硫工艺如表2-2所示。其中石灰石湿法、喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、荷电干式喷射脱硫法是比较常见的几种方法。表2-2：烟气脱硫技术工艺表湿法干法／半干法1.石灰石—石膏法烟气脱硫法1.喷雾干燥法2.石灰石/石灰抛弃法2.炉内喷钙尾部增湿活化法3.双碱法3.循环流化床脱硫技术4.氢氧化镁法4.荷电干式喷射脱硫法5.碘活性炭法5.电子束法6.氨法6.脉冲电晕等离子体法脱硫工程造价水平与脱硫工艺、机组容量和原煤含硫量有较强的相关关系。在表2-3中，就其适用的煤种含硫量、钙硫比例、钙的利用率、脱硫成效、投资占电厂投资比例、设备占地面积等方面横向比较。其中湿式石灰石/石灰—石膏法有脱硫效率高、脱硫剂资源丰富且利用率高、煤种适应性高等优点，其副产品石膏也易回收。石灰石—石膏脱硫工艺已有50年历史，技术成熟，是世界上最通用的烟气脱硫技术，且在我国目前的燃煤机组建设项目中石灰石－石膏湿法脱硫工艺被普遍采用，因为具有广泛的代表性，所以本研究的定量分析中主要参考石灰石－石膏湿法脱硫工艺。表2-3：烟气脱硫工艺性能比较工艺流程湿式石灰石-石膏法喷雾干燥法炉内喷钙尾部增湿活化法荷电干式喷射脱硫法适用煤种含硫量(%)＞1.51-3＜2＜2Ca/S1.11.52.01.5钙的利用率(%)＞9040-4535-404-45脱硫成效(%)＞9080-8570-7560-70投资占电厂投资比例(%)10-158-123-52-4设备占地面积大中小极小灰渣状态湿干干干烟气再热需无需无需无需3.3.对脱硫成本的分类及核算基于上述分析，对脱硫作单独的成本核算，可以进一步将其分为四部分：1）前期脱硫设施的投资成本；2）后期运行成本：主要包括脱硫剂等材料成本、用电成本、脱硫装置运行人工成本、维修维护成本；3）脱硫作业副产品、免缴的排污费用和避免的或有罚款对成本的补偿；4）由于前期融资而在后来年度产生的财务费用。3.3.1烟气脱硫设施的前期投入脱硫工程的前期投入是前期脱硫工程的一次性固定资产投资的总和。在成本核算时，计入固定资产的投资由其在以后会计年度的固定资产折旧费用体现。在初期投资中，机组的装机容量对成本影响较大，在参考石灰石－石膏湿法脱硫工艺的情况下，表2-4显示不同的机组的单位容量造价水平表。由于我国目前火电厂脱硫装置在2010年之前已经安装基本完成，所采用的数据来自2006年《火电工程限额设计参考造价指标》。表2-4主要烟气脱硫工程造价比较表项目煤质含硫量脱硫工艺总造价（万元）2×100MW（两炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进厂，石膏出厂）84003%100002×200MW（两炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进厂，石膏出厂）128003%152002×300MW（一炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进厂，石膏出厂）180003%210002×600MW（一炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进30000项目煤质含硫量脱硫工艺总造价（万元）3%厂，石膏出厂）36000上表数据来自《燃煤电厂脱硫成本补偿的充分性研究》作者游彩藩现在我国城市新建热电厂采用机组容量普遍为2x300MW，因此定量分析时主要参考2x300MW的脱硫机组容量。3.3.2烟气脱硫设备的运行成本脱硫设备运行时主要原材料为脱硫剂（在石灰石湿法下主要为石灰石）和水，运行时主要考虑脱硫剂成本，水费、电费以及维修时的修理费和整个过程中的运营管理费和人工费。在石灰石湿法下2x300MW的机组脱硫项目运行维护费用如表2-5所示：表2-5石灰石湿法下2x300MW机组脱硫项目运行维护费用项目煤质含硫量水耗（t/h）厂用电耗（％）石灰石耗（t/h）运行维护人员（人）人工费（万元/人年）维护费（万元/年）2×300MW1%911.282085003%1181.3523.2208700脱硫剂：在石灰石湿法下脱硫剂费用主要取决于燃料特性、脱硫率。其中，燃煤的含硫量不同会导致脱硫剂消费量不同，从而带来脱硫成本的差异；水费:石灰石湿法工艺水耗量最大，但是对水质要求较小。据统计显示，1台300MW机组的耗水量基本不会超过50t/h；电费：电费是火电厂主要的成本组成因素，以总发电量的1.2%至1.35%计算；运行维护人员费用以及人工费用：平时运行设备的人工费用和维护时的职工薪酬。3.3.3融资等财务费用等在实际情况中，大部分燃煤电厂脱硫项目的部分前期投资由外部融资构成，其产生的利息等财务费用在实际考虑时也应当计入脱硫项目的成本。在计算中，债务资本利息率按2009年人民银行公布的五年长期贷款基准利率5.94%；无风险收益率按2009年首期凭证式国债发行5年期票面年利率4.00%；发电行业平均报酬率按德勤管理咨询公司2008年发布的12.6%；发电行业BETA系数也按德勤管理咨询公司2008年发布的0.96考虑。3.3.4对烟气脱硫项目成本的其他影响因素讨论副产品：在工艺发达的石灰石-石膏湿法下，烟气脱硫的主要副产品石膏可能给火