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补贴只可缓解成本压力

大唐黄岛发电有限公司是此次山东省首批核准脱硝电价4家公司之一，记者第一时间采访到了该公司的总工程师孙德金。

他说，“2008年由于当时烟气脱硝在我国还属于起步阶段，主要技术和关键设备都依赖进口，脱硝投资成本较高。作为山东省第一家建设安装脱硝系统的电厂，我们两台机组脱硝装置共投资1.66亿元，占节能减排总造价的25%，按照现在脱硝催化剂的价格测算，脱硝成本在1.23分/千瓦时，以目前脱硝电价的水平不能持平脱硝带来的成本支出。”随后，孙德金向记者算了一笔账。

“如果机组运行按年利用小时数5500小时计算，脱硝机组年上网电量约为70亿千瓦时，按脱硝90%投入率计算，脱硝电价收入约为4300万元，而因脱硝投入增加成本支出约为6600万元，差额2300万元。虽然国家已开始试行每度电0.008元的脱硝电价补贴，因此目前试行的脱硝电价水平尚不能全额弥补脱硝成本。”有专家指出，通过综合考量火电机组加装脱硝设施的建设成本和运营成本两部分因素初步测算，同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.13分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.33分/千瓦时。这显然与发改委提出的0.8分/千瓦时的补贴标准相差不少。

谁来买单火电脱硝成本?

中投顾问能源行业研究员周修杰表示，火电脱硝工作将会进一步增加火电企业的成本压力。目前国内火电装机容量约在7亿千瓦左右，其中脱硝机组仅有1亿千瓦。同时发改委提出的补贴标准仅为0.8分/千瓦时，而同步建设脱硝设施的单位总成本约在1.13分/千瓦时左右，技术加装脱硝设施的单位总成本约在1.33分/千瓦时左右。显然，发改委的补贴标准对于火电企业来说并不具有吸引力。

从目前火电脱硝工作的实际进展来看，火电企业的积极性并不大。积极性不高的原因显而易见，这进一步增加了火电企业的发电成本，导致火电企业亏损额进一步增加。实际上，受煤炭价格高企等因素的影响，目前火电企业普遍亏损严重，生产经营压力很大。此时推行火电脱硝对于火电企业来说压力很大。

中投顾问研究总监张砚霖表示，在电力定价机制不够完善，煤电联动尚未实施的情况下火电企业承受了较大的成本压力。对于火电企业而言，火电脱硝并不仅仅是环境问题，更是一个经济问题。火电脱硝带来的成本上升应该由谁承担，承担多少才是推进脱硝工作的关键。

环保部在发布的《火电厂大气污染物排放标准》中要求，到2015年国内已运行和新建火电机组要全部安装烟气脱硝设施，实现“十二五”规划纲要中要求的二氧化硫和氮氧化物必须分别减排8%和10%的总体目标。而根据中投顾问发布的《2012-2016年中国火电设备市场投资分析及前景预测报告》显示，到“十二五”末，全国火电装机总量将达10亿千瓦。因此我国火电企业的脱硝工作将会相当艰巨。

脱硝达标仍需加大支持

据《关于脱硝电价政策的研究和建议》的报告称，我国目前火电装机容量大约是7亿千瓦，其中脱硝机组约1亿千瓦。尚有6亿多千瓦机组需要进行脱硝改造。其重点调研省份已投运脱硝机组容量为5565万千瓦，占燃煤机组装机比例仅为16.15%，平均实际脱硝效率在70%左右。

对于减排的压力，孙德金表示，“在当前发电企业经营困难的时期，较高的成本使得发电企业不堪重负，脱硝设施的投入更是增加了发电企业负担。”“氮氧化物减排任务不仅是国家节能减排的要求，也是发电企业履行社会责任的光荣使命，目前脱硝电价补贴虽不能与脱硝成本持平，但至少弥补了企业65%的脱硝成本，脱硝电价政策的实施可有效地促进节能减排工作更好的开展，企业节能减排工作的积极性也可以进一步提高。”孙德金补充道。

业内专家建议，未来应该对脱硝电价补贴政策进行完善，例如可根据具体项目逐年到位实现加价，而非一次性加价;同时，应区分煤种以及项目类型是新建还是改造脱硝设施，来制定不同的电价补贴。在具体的电价补贴标准上，报告建议，未来同步建设脱硝设施机组加价1.1分/千瓦时，而技改加装脱硝设施加价1.3分/千瓦时。

此外，除通过价格政策给予一定收入补贴外，还应通过氮氧化物减排降低排污费等成本支出，利用价格政策与环保收费政策共同补偿企业脱硝成本。

对火电行业来讲，脱硫、脱硝工作关系着政策、经济和环境问题的协调发展。如何协调发展三方面关系，将为火电的转型发展提供方向。

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

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