王志轩:脱硝电价应避免“一刀切”
发布者:管理员   发布时间:2011/11/9 15:04:17 浏览次数:

脱硝电价应避免“一刀切”

——专访中电联秘书长王志轩

本网记者 张玉蕾

  2011年8月31日,国务院公布了《“十二五”节能减排综合性工作方案》,要求新建燃煤机组全部安装脱硝设施,单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。2011年7月29日,环境保护部、国家质量监督检验检疫总局发布了《火电厂大气污染物排放标准》,要求从2012年1月1日开始,所有新建火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米;从2014年7月1日开始,现有火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米(特殊规定的执行200毫克/立方米的标准)。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100毫克/立方米。

  脱硝的制度要求已经出台,制度标准也已制定完毕,保证制度落地的相关政策却迟迟没有出台,脱硝电价应该定为多少合适?应该以怎样的制度安排来保证脱硝效果的实施?带着这些问题,我们专访了中电联秘书长王志轩。

  记者:目前,关于脱硝电价补贴有很多版本,有说0.015元/千瓦时的,有说0.012元/千瓦时的,您认为脱硝电价定在多少,对于目前的火电企业才有激励作用?

  王志轩:脱硝电价受排放标准限制的影响,由于对新老机组、不同区域的机组排放限制不同,脱硝成本大小不同。而脱硝成本受投资、脱硝剂、催化剂类型及数量、项目性质(新建、技改)、机组运行时间等因素的影响,机组间脱硝成本差距较大。部分机组脱硝成本可能低于0.01元/千瓦时,部分机组脱硝成本甚至会高于0.02元/千瓦时。因此脱硝电价的多少与电价形成机制有很大关系,即是按单机成本核算、还是按平均成本核算;是按脱除氮氧化物的量核算,还是按采取的措施核算,应当全面权衡。如从提高企业的积极性来看,对于处于大面积亏损的电煤企业而言,至少应当不以再加重企业负担为原则,这些是行政许可法的基本要求。从易操作的角度看,建议按新建和改造划分,根据排放标准的宽严出台电价为好,即避免了“一刀切”,也避免过于复杂不易操作的问题。

  记者:据您了解,目前现役机组、新建机组、大机组、小机组的脱硝成本是怎样的?

  王志轩:初步测算,新建采用液氨作还原剂的脱硝30万千瓦机组含税脱硝成本在0.011元/千瓦时~0.014元/千瓦时,60万千瓦机组含税脱硝成本在0.009元/千瓦时~0.012元/千瓦时。如采用尿素作还原剂,脱硝成本在液氨的基础上增加0.002~0.003元/千瓦时。

  现有机组脱硝技改对原有设备进行改造、加固等工作增加的脱硝工程的投资约占常规脱硝投资的30%左右,脱硝成本比新建机组增加6%~9%左右,即上涨0.001元/千瓦时。机组的年利用小时是影响脱硝电价最敏感因素之一,如利用小时变化±20%,脱硝电价的变化范围为9%~17%。因此对火电利用小时较少省份的电厂在脱硝电价基础上增加0.001~0.002元/千瓦时。

  另外,由于大规模建设和运行脱硝装置可能会造成消耗性原料如氨、催化剂成本的提高,此部分未在估计之中。

  记者:除了脱硝电价补贴政策,为了保证脱硝效果的实施,您认为还需要哪些制度安排?

  王志轩:一是对现役机组脱硝技术改造建设期贷款实行中央财政贴息的办法,或考虑拨付专项资金、奖金,作为现役电厂脱硝改造基金,以缓解火电企业经营压力。

  二是使脱硝工程及脱硝系统运行享受相关的经济政策。如,将脱硝设备及材料纳入 《环境保护专用设备企业所得税优惠目录》,使脱硝设备能抵免所得税;将脱硝项目列入《环境保护、节能节水项目企业所得税优惠目录(试行)》等。

  三是火电厂氮氧化物排污费足额用于火电厂脱硝技术改造。

  四是加大对脱硝关键技术研发工作的资金支持力度。如,催化剂原料(钛白粉)制作技术、废旧催化剂处置技术、关键仪表等  的研究、开发和示范应用等。

  记者:《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求,单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。这个目标能实现吗?实现起来有哪些困难?

  王志轩:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)实际上要求是除部分CFB锅炉不用安装脱硝装置外,其他机组都需配置脱硝装置,且不考虑机组是否将要关停。由此可以看出,标准与《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求的脱硝改造范围不一致、不协调。

  按现有环保产业能力基本能够实现,但难度较大。如2003年12月31日前投产及通过环评的机组,无脱硝改造空间,改造难度及投资成本很大。快速增加的脱硝装置所用的催化剂原料 (钛粉)能否达到要求、部分地区还原剂的供应等都存在不确定性。此外,按标准要求,要求“十二五”脱硝装置建设速度远高于“十一五”脱硫装机的建设速度,我们运行经验不足,能否全部正常运行有很大疑问。

  记者:现在政府的支持和投入力度是不是不够?

  王志轩:现在看来,排放标准与政策支持未同步配套,尤其是缺乏脱硝电价支持,其投入力度也不清楚。

  记者:火电企业如何调和经营压力和环保压力?

  王志轩:企业认真做好自己的工作,如规划、技术、人才准备,克服各种困难尽力建设、运行污染控制设施,同时,积极反映困难,提出建议。至于最终结果,只能靠实践检验了。

  记者:《火电厂大气污染物排放标准》对现有火电厂,设置了两年半的达标排放过渡期。您认为两年半的过渡期能够达到《标准》的排放要求吗?

  王志轩:全面完成的任务相当艰巨,主要表现在:一是改造投资和运行成本高,短时期不能筹措资金。一是改造费用约2000亿~2500亿元如何筹措?二是每年900亿~1100亿元运行费用如何消化?都是未知数。

  二是改造周期过短,影响电网安全及工程质量。一方面影响电网运行。根据改造工程合理技术要求,单台除尘器改造周期约50天、单台脱硫装置增容改造周期约50~300天、单台脱硝装置改造周期约90~300天。环保设施改造在机组大修周期内无法一次性完成,必须专门停机改造。两年半左右的时间内,现役数亿千瓦火电机组集中停运改造,将可能造成电网运行不稳定,影响生活及工业用电。另一方面,受环保设施设计、制造、安装、调试、原材料供应、改造空间小(除对环保设施本身进行改造外,还须对引风机、空预器、烟囱等相关设施进行改造)等制约,每年完成近3亿多千瓦容量的环保设施建设及改造,如何保障质量是个重大难题。

  三是管理难度大。由于《火电厂大气污染物排放标准》更加严格,环保设施更加复杂,且脱硝、除尘、脱硫设备为串联系统(新建机组无旁路),单台设备及设备之间互相影响都会对电厂安全运行造成隐患;同时,脱硝用液氨的运输及氨站的安全管理问题,以及相关人才的缺乏问题等都给电厂增加管理难度。