火电厂烟气脱硝电价浅析

摘要：在国家宏观政策背景下，积极探讨火电企业烟气脱硝成本与试行脱硝电价政策之间的平衡，促进火电企业脱硝设施的上马及运营，具有十分重要的现实意义。本文从脱硝投资及成本测算入手，分析研究脱硝电价的成本疏导，对现行的脱硝电价试行过程中存在的问题进行了初步探讨，并提出了相应的经济政策建议。

关键词：脱硝电价；成本测算；敏感性分析；经济政策建议

Abstract: under the background of national macro policy, actively explore thermal power enterprise cost of flue gas denitration and trial balance between denitration electricity price policy, promote the denitration facilities built and operating, thermal power enterprise has very important practical significance. This article obtains from the denitration investment and cost calculation, analysis and study of denitration electricity price cost channel, denitration electricity price on a trial basis of the existing problems in the process has carried on the preliminary discussion, and proposed the corresponding economic policy recommendations.

Key words: denitration electricity price; Cost is calculated; Sensitivity analysis; Economic policy recommendations

中图分类号：TM621文献标识码：A文章编号：2095-2104(2013)

一、前言

按照国家节能减排工作总体部署，“十二五”期间，我国要完成全国氮氧化物排放量削减10%的目标。而火电企业的脱硝技术改造将是氮氧化物减排中的重中之重。国家发改委2011年11月30日宣布，为提高火电企业脱硝的积极性，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支，开展了脱硝电价试点。

据有关数据统计，目前，全国火电装机容量约7亿千瓦，按照脱硝机组占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。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年代后期完成商业动作，也是近年德、日等发达国家60-100万千瓦机组工艺。该方法脱硝效率高，但设备建设和运营成本相对较高。我国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。个别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。

2011年9月21日，国家环保部了新的《火电厂大气污染物排放标准》，大幅提高火电厂污染物排放要求，其中氮氧化物排放执行“史上最严”标准，100毫克/立方米超过了欧洲和美国地区限值，体现我国政府治理火电尾气污染物排放的决心。因此，这次发改委的脱硝电价补偿，可以看做是确保“新排放标准”贯彻实施的有力举措。

按照新标准，火电新建机组将自2012年1月1日起执行，至 2014年7月1日改造覆盖至存量设备。据预测，火电厂大气污染物排放新标准实施后，到2015年，火电烟气脱硝容量将达到7.2亿千瓦，需要上千亿的脱硝投资和大量的运行费用。近年来电煤价格持续上涨，火电行业大面积亏损，企业经营困难，火电企业采用脱销技术积极性不高。新的政策措施，通过补贴为火电企业提供了脱硝技术改造的资金，一定程度上提高了火电企业脱硝的积极性。

每千瓦时加价0.8分钱的脱硝电价补贴，是否能够完全弥补火电企业的脱硝成本，将直接影响到火电企业的脱硝积极性。因此，对某新建电厂2×350MW超临界抽凝式供热机组（机组同步建设尾部烟气脱硝装置）脱硝成本进行测算及分析，进一步探究目前试行的脱硝电价。

二、脱硝投资构成

2×350MW机组脱硝设施工程静态投资8104万元，单位投资115.77元/KW。其中：建筑工程费359万元，设备购置费4660万元，催化剂费用1220万元，安装工程费35513万元。

三、脱硝成本构成

折旧年限以15年计，年利用小时以4500小时计，脱硝效率以60%计，电价以438元/兆瓦时计，还原剂以2825元/吨计，催化剂以37195元/立方米计，测算2×350MW机组脱硝年运营成本合计3274.32万元，单位脱硝费用为11.23 元/kgNOx、 0.0104元/kwh。其中：还原剂费用491.64万元，催化剂更换费用406.67万元，电费229.92 万元，设备维护费172.1万元，其他物耗费917.52万元，人工费120万元，折旧435.99 万元，财务费用374.49 万元，其他费用126万元。折算含税脱硝电价0.0122元/kwh。

从成本费用的构成中可以看出，影响成本较大的因素依次为其他物耗、还原剂、催化剂、折旧、财务费用、电费、设备维护费、其他费用及人工费。脱硝成本受原材料费用及投资的影响较大。其中其他物耗中主要的耗用量为纯氨及催化剂吹扫用蒸汽耗，其他物耗成本受蒸汽价格及耗用量的影响。

四、敏感性分析

根据该电厂新建2×350MW机组相关成本，并以已确定的基础数据为核算基础，对固定资产、催化剂、还原（吸收）剂、年利用小时、脱硝效率、机组负荷及蒸汽价格等因素按-20%～20%（机组负荷按-40%～0%）变化进行敏感性分析。结果表明影响脱硝电价变化强度的敏感性因素依次为年利用小时、机组负荷、还原（吸收）剂、催化剂、固定资产、蒸汽价格。脱硝效率的变化对脱硝电价不产生影响，但影响单位质量NOx脱硝费用（见下表）。

脱硝电价敏感性分析表

注：1、固定资产、催化剂、吸收剂、年利用小时、脱硝效率、蒸汽价格按-20%～20%变化率进行分析；

2、机组负荷按-40～0%变化率进行分析。

从“敏感性分析表”中脱硝电价的变化幅度来看：对于该厂新建2×350MW机组，当单因素变化幅度分别为最上限及最下限时，不含税脱硝电价变化范围在0.0171元/kwh（含税0.0200元/kwh）～0.0087元/kwh（含税0.0102元/kwh）之间，因此，当各项单因素变化在正常区域内发生变化波动时，含税脱硝电价不应低于0.0102元/kwh。

五、脱硝经济政策建议

2005年，国家为鼓励燃煤机组安装脱硫设施，规定燃煤机组安装脱硫设施后，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策。脱硫电价政策的实施，有效地调动了火电企业安装脱硫设施的积极性，减少了电力行业二氧化硫的排放。现阶段，火电行业的脱硫产业已经日趋成熟，烟气脱硝占市场的份额也开始显现。目前，国家已在部分区域试行脱硝电价，一定程度上调动了火电企业上马脱硝设施的积极性。但依据测算，电厂实际的脱硝成本高于试行的脱硝电价，电厂脱硝成本无法完全疏导，运营脱硝设施积极性将受到影响。因此，为不使“十二五”氮氧化物排放任务消弭于无形，亟需脱硝电价政策进一步的完善及相关经济补贴政策的出台。

1.脱硝电价加价政策的进一步完善

以脱硫电价为鉴，脱硫电价加价政策的实行，极大地鼓励了火电企业脱硫设施的安装、运行，发电企业脱硫设施的成本及脱硫的运营成本通过脱硫加价得到了疏导。但目前，脱硫设施运营成本，如水、电、石灰石粉、人工等成本较脱硫加价政策制定之初均有所上涨，每千瓦时1.5分钱的脱硫加价已不能完全疏导脱硫的运营成本，而脱硫电价在实行后的几年里并未进行调整。因此，脱硝电价加价政策也与实际成本挂钩，按照疏导补偿的原则进一步完善脱硝电价，利用价格政策补偿企业脱硝成本；并在今后根据实际脱硝运营成本进行适时调整，以保证火电企业上马、运行脱硝设施的积极性。

2.脱硝经济政策建议

根据烟气脱硝工程建设情况，及脱硝投资、成本构成和分析，原材料费用及投资对脱硝工程建设和脱硝成本的影响较大。而目前脱硝所使用的催化剂多依赖进口。因此，可采取脱硝设施融资及信贷的优惠利率、设备及原材料的免税、退税或优惠税率、进口原材料（如催化剂）退税等经济政策，对脱硝设施的建设、运营给予政策扶持。同时，还应对脱硝机组在电量指标方面予以考虑，提高火电企业脱硝运营的积极性。

参考文献：

[1]国家环境保护总局、国家质量监督检验检疫总局，《火电厂大气污染物排放标准》，北京，中国环境科学出版社，2011。

[2]国家电力监管委员会，《关于脱硝电价政策的研究和建议》，北京，2012。