電力行業環保綜合電價補貼政策研究*

郝春旭 董戰峰# 楊莉菲

(1.環境保護部環境規劃院，北京 100012；2.中國電力技術裝備有限公司,北京 100052)

電力行業環保綜合電價補貼政策研究*

郝春旭1董戰峰1#楊莉菲2

(1.環境保護部環境規劃院，北京 100012；2.中國電力技術裝備有限公司,北京 100052)

環保綜合電價補貼政策是針對電力行業污染減排的政策工具，其在實施過程中存在補貼一刀切，難以調動企業積極性等問題。本研究基于實地調研數據，采用平均成本法對不同裝機容量機組及不同區域機組的脫硫、脫硝、除塵成本進行研究，提出具有差異性的環保綜合電價補貼方案，以完善與改進環保綜合電價補貼政策，使其充分發揮價格杠桿作用。

平均成本法 補貼 差異性 環保綜合電價

火力發電企業在生產過程中會產生大量硫化物、氮氧化物以及煙粉塵，造成環境破壞。國家為鼓勵火力發電業加大環保設施投入，對于已安裝并投運環保設施的火力發電企業，在上網電價核定基礎上將適當提高一定標準用以補償企業投入，這種基于減排成本計算得到的電價補貼即為環保綜合電價。環保綜合電價補貼是減少電力行業污染排放的政策工具，美國、瑞典等國都利用電價補貼政策推進大氣污染物減排[1-3]。

我國已于“十一五”期間在全國范圍實施脫硫電價補貼，2013年1月1日起，電力行業脫硝電價補貼也在全國范圍逐步推開。2013年9月，國家發改委出臺了《關于調整可再生能源電價附加標準與環保電價有關事項的通知》(以下簡稱《通知》)，《通知》中明確了脫硫電價補貼為1.5分/(kW·h)，脫硝電價補貼為1.0分/(kW·h)，對采用新技術進行除塵設施改造、煙塵排放低于30 mg/m3的企業，除塵電價補貼為0.2分/(kW·h)。環保綜合電價補貼政策在大氣污染物減排上發揮了重要作用，既保證了減排企業獲得一定經濟回報，增強電廠新上各種污染治理設施的積極性，又在一定程度上杜絕污染治理設施閑置等現象[4]。然而，目前環保綜合電價補貼政策在實施過程中還面臨一些問題，如補貼標準一刀切、難以調動企業積極性、缺乏系統考慮技術規范等問題，且電價補貼激勵水平的有效性以及汞的控制問題等還未被該政策所考慮[5-6]。

國內學者對于環保綜合電價補貼政策已經開展了一些研究。廖永進等[7]對廣東省16個已投運脫硫工程的脫硫電價進行計算和分析，總結出影響脫硫電價的主要因素。李曉瓊等[8]通過建立污染物聯合削減費用函數，利用邊際處理費用計算出不同機組脫硝的邊際處理費用。張晶[9]通過物料平衡法、控制成本法建立火力發電企業環境成本估算模型，計算出電廠脫硫和除塵成本。姚鴻男[10]根據華東地區火電廠脫硫設施的實際情況，選取石灰石-石膏濕法脫硫工藝作為研究對象，分析了脫硫變動成本，發現單位時間內發電量越多，單位發電脫硫變動成本就越低。

本研究基于不同機組容量、不同區域、不同技術經濟參數分別對電廠脫硫、脫硝、除塵成本進行研究，以期完善與改進環保綜合電價補貼政策。

1 環保綜合電價計算模型

環保綜合電價由脫硫成本、脫硝成本、除塵成本、脫汞成本4部分構成，計算公式如下：

CCE=CSC+CNC+CDC+CMC

(1)

CSC=(NSCC+NSOC)/Q=CSCC+CSOC

(2)

CNC=(NNCC+NNOC)/Q=CNCC+CNOC

(3)

CDC=(NDCC+NDOC)/Q=CDCC+CDOC

(4)

CMC=(NMCC+NMOC)/Q=CMCC+CMOC

(5)

式中：CCE為環保綜合電價，分/(kW·h)；CSC為脫硫成本，分/(kW·h)；CNC為脫硝成本，分/(kW·h)；CDC為除塵成本，分/(kW·h)；CMC為脫汞成本，分/(kW·h)；NSCC為脫硫建設費用，萬元；NSOC為脫硫運營費用，萬元；Q為年發電量，106kW·h；CSCC為脫硫建設成本，分/(kW·h)；CSOC為脫硫運營成本，分/(kW·h)；NNCC為脫硝建設費用，萬元；NNOC為脫硝運營費用，萬元；CNCC為脫硝建設成本，分/(kW·h)；CNOC為脫硝運營成本，分/(kW·h)；NDCC為除塵建設費用，萬元；NDOC為除塵運營費用，萬元；CDCC為除塵建設成本，分/(kW·h)；CDOC為除塵運營成本，分/(kW·h)；NMCC為脫汞建設費用，萬元；NMOC為脫汞運營費用，萬元；CMCC為脫汞建設成本，分/(kW·h)；CMOC為脫汞運營成本，分/(kW·h)。

計算中，建設費用一般包括設備購置費、工程建筑費、安裝費、工程服務費及其他相關費用；運營費用一般包括化學藥劑購買費、濾袋及龍骨更換費、電費、折舊費、年維修費、年人工費及其他運營相關費用。

2 數據來源

燃煤機組數據全部來源于實地調研，調研的省份包括廣東省、安徽省、山西省、天津市、河南省、吉林省等，其中在脫硫成本分析中調研了16臺機組，脫硝成本分析中調研了12臺機組，除塵成本分析中調研了12臺機組。

3 結果分析

3.1 脫硫成本分析

3.1.1 不同裝機容量機組脫硫成本比較

不同裝機容量機組脫硫成本比較見表1。由表1可見，裝機容量為300 MW的機組，脫硫建設成本在0～1.87分/(kW·h)，脫硫運營成本在0.53～1.51分/(kW·h)，脫硫成本在0.97～2.52分/(kW·h)。裝機容量為600 MW的機組，脫硫建設成本在0.43～1.56分/(kW·h)，脫硫運營成本在0.06～0.66分/(kW·h)，脫硫成本在0.49～1.89分/(kW·h)。裝機容量為1 000 MW及以上的機組，脫硫建設成本在1.32～1.73分/(kW·h)，脫硫運營成本在0.30～0.36分/(kW·h)，脫硫成本在1.62～2.09分/(kW·h)。

從平均值上看，裝機容量為600 MW的機組脫硫建設成本(0.73分/(kW·h))最低，比裝機容量為300 MW的機組(0.92分/(kW·h))低0.19分/(kW·h)，比裝機容量為1 000 MW以上的機組(1.52分/(kW·h))低0.79分/(kW·h)；裝機容量為600 MW的機組脫硫運營成本(0.41分/(kW·h))比裝機容量為300 MW的機組(0.97分/(kW·h))低0.56分/(kW·h)，比裝機容量為1 000 MW以上的機組(0.33分/(kW·h))高0.08分/(kW·h)；裝機容量為600 MW的機組脫硫成本最低，為1.14分/(kW·h)，比裝機容量為300 MW的機組低0.75分/(kW·h)，比裝機容量為1 000 MW及以上的機組低0.71分/(kW·h)。

表1 不同裝機容量機組脫硫成本對比

注：1)單位為104kW·h；2)單位為萬元；3)單位為分/(kW·h)。

表2 不同區域脫硫成本分析

表3 不同SO2入口質量濃度的脫硫成本對比

現行脫硫補貼為1.50分/(kW·h)，比300 MW機組、1 000 MW及以上機組的脫硫成本低，比600 MW機組的脫硫成本高，整體看來應提高現行脫硫補貼標準。

3.1.2 脫硫成本區域差異性分析

不同區域脫硫成本比較見表2?？梢?，東部地區的脫硫成本在0.97～2.52分/(kW·h)，中部地區脫硫成本在0.49～1.89分/(kW·h)，西部地區脫硫成本為2.09分/(kW·h)；由脫硫成本平均值可以看出，西部地區脫硫成本最高，為2.09分/(kW·h)，比東部地區脫硫成本高0.22分/(kW·h)，比中部地區脫硫成本高0.95分/(kW·h)，懸殊較大。

3.1.3 不同技術經濟參數的脫硫成本分析

(1) SO2入口質量濃度

不同SO2入口質量濃度的脫硫成本對比見表3。由表3可見，SO2入口質量濃度為0～<1 000 mg/m3時，脫硫成本在0.97～1.62分/(kW·h)，平均脫硫成本為1.19分/(kW·h)；SO2入口質量濃度為1 000～<2 000 mg/m3時，脫硫成本在0.49～2.50分/(kW·h)，平均脫硫成本為1.73分/(kW·h)；SO2入口質量濃度在2 000 mg/m3及以上時，脫硫成本為2.09～2.52分/(kW·h)，平均脫硫成本為2.31分/(kW·h)，可見隨著SO2入口質量濃度的提高，脫硫成本相應增加。

(2) 燃煤含硫量

按燃煤含硫量對脫硫成本進行分類計算，結果見表4。由表4可見，含硫量為0～<0.5%(質量分數，下同)時，脫硫成本在0.49～2.50分/(kW·h)，平均脫硫成本為1.51分/(kW·h)；含硫量為0.5～<1.0%時，脫硫成本在1.02～2.52分/(kW·h)，平均脫硫成本為2.00分/(kW·h)；含硫量在1.0%及以上時，脫硫成本為2.09分/(kW·h)，可見脫硫成本隨著燃煤含硫量的增加相應提高。

3.2 脫硝成本分析

3.2.1 不同裝機容量機組脫硝成本比較

不同裝機容量機組脫硝成本比較見表5。由表5可見，裝機容量為300 MW的機組，脫硫硝建設成本在0.55～2.09分/(kW·h)，脫硝運營成本在0.46～1.17分/(kW·h)，脫硝成本在1.22～2.58分/(kW·h)。裝機容量為600 MW的機組，脫硝建設成本在0.76～1.49分/(kW·h)，脫硝運營成本在0.48～2.44分/(kW·h)，脫硝成本在1.84～3.43分/(kW·h)。裝機容量為1 000 MW及以上機組，脫硝建設成本在0.63～1.10分/(kW·h)，脫硝運營成本在0.58～1.06分/(kW·h)，脫硝成本在1.21～2.16分/(kW·h)。

表4 不同燃煤含硫量下的脫硫成本

表5 不同裝機容量機組脫硝成本對比

注：1)單位為104kW·h；2)單位為萬元；3)單位為分/(kW·h)。

從平均值上看，裝機容量為1 000 MW及以上的機組脫硝建設成本(0.87分/(kW·h))最低，比裝機容量為300 MW的機組(1.30分/(kW·h))低0.43分/(kW·h)，比裝機容量為600 MW的機組(1.01分/(kW·h))低0.14分/(kW·h)；而裝機容量為300 MW的機組硝硫運營成本(0.65分/(kW·h))最低，比裝機容量為600 MW的機組(1.47分/(kW·h))低0.82分/(kW·h)，比裝機容量為1 000 MW及以上的機組(0.82分/(kW·h))低0.17分/(kW·h)。整體看來，裝機容量為300 MW機組的平均脫硝成本為1.96分/(kW·h)，裝機容量為600 MW機組的平均脫硝成本為2.47分/(kW·h)，裝機容量為1 000 MW及以上的機組平均脫硝成本最低，為1.69分/(kW·h)。

3.2.2 脫硝成本區域差異性分析

不同區域脫硝成本比較見表6?？梢姡瑬|部地區的脫硝成本在1.21～2.58分/(kW·h)，中部地區脫硝成本在1.84～1.97分/(kW·h)，西部地區脫硝成本為2.16分/(kW·h)；從平均脫硝成本可以看出，西部地區脫硝成本最高，為2.16分/(kW·h)，比東部地區高0.31分/(kW·h)，比中部地區高0.25分/(kW·h)。

3.2.3 不同技術經濟參數下的脫硝成本分析

(1) 不同脫硝技術的比較分析

電廠常用的脫硝技術有選擇性催化還原法(SCR)、選擇性非催化還原法(SNCR)以及低氮燃燒3種。鑒于目前國內1 000 MW及以上規模機組較少，并且脫硝技術比較單一，在此不對1 000 MW及以上規模機組的脫硝技術進行成本分析，選擇4臺300 MW機組及4臺600 MW機組為研究對象，對不同脫硝技術進行成本分析，結果見表7。

4臺300 MW機組中，低氮燃燒+SNCR技術脫硝建設成本最高，為1.65分/(kW·h)，脫硝運營成本最低，為0.46分/(kW·h)，脫硝成本為2.11分/(kW·h)，相對較高；低氮燃燒+SCR技術脫硝建設成本最低為0.55～0.56分/(kW·h)，脫硝運營成本也相對較低，為0.67分/(kW·h)，脫硝成本最低，為1.22～1.23分/(kW·h)； SCR技術的脫硝運營成本最高，為1.17分/(kW·h)，脫硝建設成本也相對較高，為1.01分/(kW·h)，脫硝成本最高，為2.18分/(kW·h)；4臺600 MW機組均采用SCR技術，脫硝建設成本在0.76～1.49分/(kW·h)，脫硝運營成本在0.48～2.45分/(kW·h)，平均脫硝建設成本、平均脫硝運營成本分別為1.01、1.47分/(kW·h)，與300 MW機組大致相近?？傮w而言，SCR技術脫硝成本最高，低氮燃燒+SCR技術脫硝成本最低。

表6 不同區域脫硝成本

表7 不同脫硝技術的脫硝成本

表8 不同脫硝項目類型的脫硝成本對比

表9 不同裝機容量機組除塵成本

注：1)單位為104kW·h；2)單位為萬元；3)單位為分/(kW·h)。

(2) 不同脫硝項目類型的比較分析

脫硝項目類型主要有新建項目、技術改造項目與同步建設項目3種。裝機容量為600 MW機組均為技術改造項目，裝機容量為300 MW機組的脫硝項目類型比較全面，為比較脫硝項目類型對脫硝成本的影響，對5臺300 MW機組的脫硝成本進行對比分析，結果見表8。

由表8可見，新建項目的脫硝建設成本最高，為1.96～2.09分/(kW·h)，其次是技改項目，脫硝建設成本為1.65分/(kW·h)，同步建設項目的脫硝建設成本最低，為0.55分/(kW·h)；脫硝運營成本最高的是同步建設項目，為0.67分/(kW·h)，其次是新建項目，為0.46～0.49分/(kW·h)，最低的是技改項目，為0.46分/(kW·h)。從脫硝成本來看，新建項目脫硝成本最高，其次是技改項目，同步建設項目脫硝成本最低。

3.3 除塵成本分析

3.3.1 不同裝機容量機組除塵成本比較

不同裝機容量機組除塵成本對比見表9。由表9可見，裝機容量為300 MW的機組，除塵建設成本在0～0.23分/(kW·h)，除塵運營成本在0.17～0.44分/(kW·h)，除塵成本在0.22～0.49分/(kW·h)。裝機容量為600 MW機組，除塵建設成本在0～0.24分/(kW·h)，除塵運營成本在0.06～0.60分/(kW·h)，除塵成本在0.06～0.84分/(kW·h)。由于多數機組除塵設施與脫硫脫硝設施同步建設，除塵建設成本核定為0，從而導致不同機組間除塵成本差異較大。

表10 不同區域除塵成本對比

從平均值上看，裝機容量為300 MW機組的除塵建設成本為0.05分/(kW·h)，除塵運營成本為0.30分/(kW·h)，分別比裝機容量為600 MW的機組低0.07、0.03 分/(kW·h)；裝機容量為300 MW機組的平均除塵成本為0.35分/(kW·h)，比裝機容量為600 MW的機組低0.10分/(kW·h)。

3.3.2 除塵成本地域差異分析

由表10可見，東部地區除塵成本在0.22～0.49分/(kW·h)，平均除塵成本為0.38分/(kW·h)；中部地區除塵成本在0.06～0.28分/(kW·h)，平均除塵成本為0.22分/(kW·h)；西部地區除塵成本為0.84分/(kW·h)，除塵成本地域差異較大。

3.4 脫汞成本分析

由于我國電廠目前沒有進行脫汞改造，因此脫汞成本分析主要基于現有文獻資料。根據美國政府責任辦公室對燃煤電廠吸附劑噴注脫汞技術運行數據的調研結果，單獨采用吸附劑噴注脫汞技術的14套機組，其采購、安裝吸附劑噴注裝置和相關的監測裝備的平均費用約為360萬美元，采購、安裝、運行吸附劑噴注及監控一體化裝備的均攤成本為0.12美分/(kW·h)，折合人民幣0.74分/(kW·h)。

3.5 環保綜合電價核算

不同裝機容量、不同區域機組的脫硫、脫硝、除塵成本差異較大，因此分別根據機組裝機容量、不同區域兩種方案核算環保綜合電價。

根據式(1)，300 MW機組不含脫汞成本的環保綜合電價為4.20分/(kW·h)，含脫汞成本環保綜合電價補貼為4.94分/(kW·h)；600 MW機組不含脫汞成本的環保綜合電價為4.06分/(kW·h)，含脫汞成本的環保綜合電價為4.8分/(kW·h)；在除塵成本分析中未調研1 000 MW及以上機組的除塵成本，在此根據現行的除塵補貼(0.20分/(kW·h))為除塵成本核算環保綜合電價，則1 000 MW及以上機組不含脫汞成本的環保綜合電價為3.74分/(kW·h)，含脫汞成本的環保綜合電價為4.48分/(kW·h)。

按區域核算環保綜合電價時，東部地區不含脫汞成本的環保綜合電價為4.10分/(kW·h)，含脫汞補貼的環保綜合電價為4.84分/(kW·h)；中部地區不含脫汞成本的環保綜合電價為3.27分/(kW·h)，含脫汞成本的環保綜合電價為4.01分/(kW·h)；西部地區不含脫汞成本的環保綜合電價為5.09分/(kW·h)，含脫汞成本的環保綜合電價為5.83分/(kW·h)。

4 結論與建議

由于不同區域、不同裝機容量的燃煤機組具有不同的脫硫、脫硝、除塵成本，而當前環保綜合電價采取一刀切的補貼方案，難以調動企業積極性。本研究基于實地調研數據，對不同裝機容量、不同區域機組的脫硫、脫硝、除塵成本進行研究，提出具有差異性的環保綜合電價補貼方案。此外，燃煤含硫量、脫硫脫硝技術等不同經濟參數的選擇對脫硫脫硝成本也有較大影響，SO2入口質量濃度越高，脫硫成本相應增加，脫硫成本隨著燃煤含硫量的增加相應提高；低氮燃燒+SNCR技術的脫硝成本最低，SCR技術脫硝成本最高，在環保綜合電價核定時可根據不同經濟技術參數給予適當調節。

為確保電價補貼政策能夠有效推進大氣污染物減排，后期應在以下幾方面繼續開展研究：(1)完善污染減排激勵機制，保障脫硫、脫硝和高效除塵等各種污染治理設施的正常運行和穩定運轉，推動電力企業多種污染物的全面減排和清潔化發展，為我國大氣環境質量全面改善提供政策保障；(2)根據企業連續在線監測數據，結合環保部門日常監督性監測結果，對電廠污染治理設施投運率與脫除效率進行核定；(3)切實加強環保綜合電價補貼資金使用的監管。

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Researchontheintegratedenvironmentalelectricitypricesubsidypolicyofthepowerindustry

HAOChunxu1，DONGZhanfeng1，YANGLifei2.

(1.ChineseAcademyforEnvironmentalPlanning,Beijing100012;2.ChinaElectricEquipmentandTechnologyCo.，Ltd.，Beijing100052)

The integrated environmental price subsidy policy was a policy tools aimed at pollution reduction for electricity power industry,but the one-size-fits-all subsidy was difficult to mobilize the enthusiasm of electricity power enterprises. Based on the field survey data,this research investigated the desulfurization,denitration and dust removal cost of unit with different installed capacity or in different region using the average cost method,then put forward the comprehensive integrated environmental electricity price subsidy scheme so as to perfect and improve environmental electricity subsidy policy,and make full use of price leverage.

average cost method; subsidy; difference; integrated environmental electricity price

郝春旭，女，1986年生，博士，助理研究員，主要從事環境經濟政策、環境戰略與規劃及環境績效評估等領域的研究。#

。

*國家自然科學基金委科學部主任基金應急項目(No.71341027)。

10.15985/j.cnki.1001-3865.2016.12.019

編輯:丁 懷 (

2016-06-30)