面对煤价上涨、电厂亏损、竞争无序等问题，火电企业脱硝如何推进？-北极星电力新闻网

投稿

我要投稿

面对煤价上涨、电厂亏损、竞争无序等问题，火电企业脱硝如何推进?

政策应跟上市场待规范

由于销售电价调整，与脱硫设施投运、执行脱硫加价政策时间上不同步，在销售电价未相应调整到位的情况下，电网企业按规定垫付了大量脱硫加价补贴资金。目前，电网企业垫支脱硫费用的意愿在下降，如果不及时解决，可能导致脱硫电价政策不能执行到位。

要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益;要使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，使电力成本真正体现资源和环境成本。

脱硝市场刚起步但已现隐忧，首先是技术重复引进，加剧了脱硝市场无序竞争的局面;其次是市场一开始就出现低价竞标的情况，为脱硝装置投运后的稳定运行埋下隐患。

一分耕耘，一分收获。“十一五”期间，电力行业大气污染物控制可圈可点，提前超额完成污染减排目标。中国电力企业联合会环资部副主任潘荔用“力度大、效果大、成效显著”来评价“十一五”期间电力行业污染减排的现状。但是，面对煤价上涨、污染减排高压态势、技术支撑不足、脱硫电价合理性及管理科学性等现实问题，潘荔并不乐观。

根据“十二五”规划纲要，今后5年，氮氧化物排放量要削减10%。控制氮氧化物排放，火电行业是重点之一。随着国家将氮氧化物排放作为新的约束性指标，即将出台的电厂脱硝标准也更加严格，加之原料及运行成本大幅增加，对于目前处于亏损状态的燃煤发电企业来说无疑是雪上加霜。火电企业如何应对越来越高的环境标准?在技术储备、环境管理、标准制订等方面，“十一五”的脱硫工作能为“十二五”期间的脱硝提供什么样的经验?

问题一脱硝资金从哪里来?

要把资源稀缺和污染治理成本传导到电价中

亏损与治污的压力同在

来自中国电力企业联合会的数据显示，截至2010年10月底，五大发电集团所属的447家燃煤电厂中，260家亏损，亏损面高达58.2%。其中，煤电企业利润主要集中在东部地区，但山东、天津的煤电企业亏损面却接近50%;中部地区6省煤电企业和西部省份云南、陕西、四川、重庆、甘肃的煤电企业亏损面均超过50%，四川和云南去年首次出现亏损，东北3省煤电企业继续全部亏损。

国家对于电厂污染物排放的要求日趋严格，2009年以来，关于控制氮氧化物排放的政策不断出台。2009年7月，《火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)中，将氮氧化物排放限值限定在200~400mg/m3;今年1月，这一标准的二次征求意见稿将其限值控制在100~200mg/m3，标准趋严。据了解，环境保护部将于近期颁布实施修订后的《火电厂大气污染排放标准》，新标准较此前要严格得多，甚至有人称之为“世界上最严格的排放标准”。现役电厂和水泥生产线的脱硝改造工程将在今年大规模推行。

按照新标准，若对新建和2004年~2011年底期间通过环评审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实施烟气脱硝，对2003年底前建成的火电机组部分实施烟气脱硝，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，共需脱硝投资1950亿元，2015年需运行费用612亿元/年。到2020年，需要新增烟气脱硝容量10.66亿千瓦，共需脱硝投资2328亿元，2020年需运行费用800亿元/年。

毫无疑问，电力企业要做到达标排放，必须投入资金，上马治污设备，同时保障设施的正常运行，这给原本已经亏损的燃煤发电企业增加了一笔不小的开销。

电网垫支脱硫费用的意愿在下降

谈及电力企业污染控制现状，潘荔说:“现在让煤电企业消化这些成本确实很难。”对此，她表示，国家在提高环境排放标准的同时，必须进行合理的电价输导，要把资源的稀缺和污染治理成本传导到电价中去，这样才能保证治污设施的建设与运营。

2007年，国家发改委颁布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》，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分的脱硫加价政策。电网企业因此增加的购电成本，通过调整终端用户的销售电价来解决。脱硫电价政策的实施，有效调动了发电企业安装脱硫设施的积极性。但由于销售电价调整，与脱硫设施投运、执行脱硫加价政策时间上不同步，在销售电价未相应调整到位的情况下，电网企业按规定垫付了大量脱硫加价补贴资金。

近几年，由于脱硫新机组集中投产和老机组加快脱硫改造，导致垫付脱硫加价补贴资金压力急剧加大。电网企业本身不排放二氧化硫，只是脱硫电价政策执行中的资金运转平台，电网企业垫支脱硫费用的意愿也在下降。如果不及时解决这一问题，可能导致脱硫电价政策不能执行到位。因此，脱硫补贴资金问题亟需通过电价调整予以解决。

脱硝成本能否进入电价?

以2×30万千瓦新建机组为例，脱硝效率为85%，建设成本约为150元/千瓦左右。现役机组受场地和设备改造的影响，投资较新建机组高。新建机组单位运行成本约为0.01元/度(不含税，不变成本中受催化剂初装影响较大;可变成本中受机组运行小时数、负荷、催化剂更换费用影响较大)，现役机组运行费用高于新建机组，小机组运行费用高于大机组。

在采访中，一些专家表示，要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，如排污权交易政策等;要使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，使电力成本真正体现资源和环境成本;收取的氮氧化物排污费要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老电厂低氮燃烧器改造奖励、烟气脱硝奖励;对一时不能实现国产化的设备要有免税或减税措施;通过国家环保专项资金或中央预算内投资资金对现役电厂建设烟气脱硝装置进行补助。当然，最关键的是烟气脱硝成本要进入电价。

烟气脱硝电价的计算是以脱除的氮氧化物多少来确定，或以地区为单位计算脱硝的社会平均成本来确定，还是按煤质(挥发分)情况来确定，目前都还没有结论，尚在研究之中。在业内人士看来，最好是纳入电价机制的改革方案之中统筹解决。在电价机制不做大的改革之前，可以像脱硫电价一样结合考虑煤质(挥发分) 情况对脱硝企业进行电价补贴;也可以地区或地市为单元计算当地脱除氮氧化物的平均成本，以平均成本和企业实际脱除的氮氧化物量为依据，计算各企业烟气脱硝成本，然后通过电价支付给脱硝企业。

问题二脱硝市场已现隐忧

技术重复引进、低价竞标情况已显现

四成脱硫装置有待改进

不久前，中国电力企业联合会对全国电厂脱硫项目进行过一次后评估，发现电厂脱硫装置普遍存在稳定性相对比较差的情况。据了解，在全国脱硫项目中，运行不正常的占两三成。如果加上运行基本正常但尚有改进余地的装置，整体上需要维修或改进的比例达4成之多。从工程质量到工程寿命，电厂脱硫问题的“后遗症” 正逐渐显现，脱硫设施的质量问题也折射出建设速度过快带来的一系列弊端。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

订阅北极星周刊，精彩内容不再错过！

特别声明：北极星转载其他网站内容，出于传递更多信息而非盈利之目的，同时并不代表赞成其观点或证实其描述，内容仅供参考。版权归原作者所有，若有侵权，请联系我们删除。

凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创，转载需获授权。

阅读下一篇

第八次脱硫技术交流会将于浙江杭州召开

脱硝查看更多>脱硫查看更多>火电查看更多>

姓名：
性别：
出生日期：
邮箱：
所在地区：
行业类别：
工作经验：
学历：
公司名称：
任职岗位：

面对煤价上涨、电厂亏损、竞争无序等问题，火电企业脱硝如何推进？

第八次脱硫技术交流会将于浙江杭州召开

登录注册

绑定账号

想要获取更精准资讯推荐？建议您完善以下信息~

订阅成功

想要获取更精准资讯推荐？建议您
完善以下信息~