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近日,发改委发出通知,自2013年9月25日起,在保持现有销售电价总水平不变的情况下,主要利用电煤价格下降腾出的电价空间,适当提高可再生能源电价附加(0.8分到1.5分/千瓦时)、脱硝电价标准(0.8分到1分/千瓦时),新增除尘电价(0.2分/千瓦时),以支持可再生能源发展,鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造,改善大气质量。
上调脱硝电价助推NOx减排
作为"十二五"节能减排约束性考核指标之一,2011~2012年我国NOx排放量同比变动分别为+5.73%、-2.77%,要完成5年累计下降10%的设定目标形势依然严峻。2011年12月起,0.8分/千瓦时的脱硝补贴电价开始在14个省市试行,2013年1月1日起在全国范围内正式实施。在此推动下,截至2012年底我国脱硝装机容量达到2.26亿千瓦,占全部火电装机容量比例由2011年的16.9%提高至27.6%。此次将脱硝电价上调0.2分/千瓦时至1分/千瓦时,既是改善大气环境质量的迫切需求(2013年以来部分地区大范围雾霾天气危害严重),也是进一步调动火电企业减排积极性(已建成设施电厂普遍反映0.8分/千瓦时脱硝补贴较难覆盖成本)、形成减排长效机制的有效手段,从而确保脱硝设施建设如期推进并完成NOx减排指标。综合考虑现有30万千瓦以上未脱硝装机以及未来年均新增0.4亿千瓦燃煤机组,并假设新建造价为100元/千瓦,估算得到2013~2017年新建火电脱硝设施投资需求为550亿元,其中大部分或将在2013~2015年释放完毕。
除尘电价出台推动改造需求释放
我国电厂除尘设施建设最早,而2011年新版火电排放标准将烟尘限值由此前50 mg/m3显著降至30 mg/m3(特别限值为20 mg/m3),要求进一步严格。由于烟尘并未像SO2和NOx一样作为约束性指标进行考核,尽管电厂大多配备了除尘设施,但实际运行效果却并不理想,若按新标准严格要求可能大部分难以达标。此次出台的除尘电价将对烟尘排放浓度低于30 mg/m3(重点地区20 mg/m3)的燃煤发电企业实行0.2分/千瓦时的补偿,在治理PM2.5问题背景下有望显著激励电厂实施除尘设施改造并严格达标排放。假设2012年底7.6亿千瓦燃煤机组中70%需要实施除尘改造,未来年均新增燃煤机组0.4亿千瓦,新建、改造单位投入分别为70、50元/千瓦,则2013~2017年火电除尘设施新建及改造需求分别为140、266亿元,合计将达到406亿元。
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