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| 【脱硫】脱硝除尘考验我国企业收益成本平衡 |
| （时间:2014-9-4 10:22:57） |
8月28日，环保部有关负责人向媒体通报了2013年度全国主要污染物总量减排考核公告。公告显示，2013年新增脱硝机组2.05亿千瓦，脱硝装机容量累计达4.3亿千瓦，占火电总装机容量的50%。火电一直被认为是排污大户，尤其是近几年我国多地均受雾霾影响，火电环保改造工作愈加严格。尤其是史上最严火电标准——《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)的实施，提高了新建机组和现有机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放控制要求。火电环保改造再次升级。
电价下调助力脱硝除尘
2012年以来，国家发改委多次调整环保电价，直指脱硝除尘，意在鼓励企业进一步加大环保投入，减少大气排污。
2012年12月8日，国家发展改革委发布《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》(发改价格[2012]4095号)，将脱硝电价试点范围由现行14个省(自治区、直辖市)的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组，脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱，标准自2013年1月1日起执行。
2013年8月27日，国家发展改革委再次发布《关于调整可再生能源电价附加标准与环保电价有关事项的通知》(发改价格[2013]1651号)，将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱，对采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于30mg/m3(重点地区低于20mg/m3)，并经环保部门验收合格的燃煤发电企业除尘成本予以适当支持，电价补偿标准为每千瓦时0.2分钱，标准自2013年9月25日起执行
2014年8月27日，国家发展改革委又发布《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2014]1908号)，决定自9月1日起在保持销售电价总水平不变的情况下，适当降低燃煤发电企业上网电价，全国燃煤发电企业标杆上网电价平均每千瓦时降低0.93分钱，并将上述降价空间主要用于疏导脱硝、除尘环保电价矛盾。
据了解，截至目前，全国已累计解决7.1亿千瓦燃煤发电机组脱硝、除尘电价补偿问题，占全部燃煤发电装机容量95%以上。
环保效益日益显著
环保部发布的《2013年度全国主要污染物总量减排考核公告》显示，2013年，全国化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物四项污染物排放量均同比下降，其中氨氮排放总量245.7万吨，同比下降3.14%;氮氧化物排放总量2227.3万吨，同比下降4.72%。比2010年的264.4万吨、2273.6万吨，分别减少18.7万吨、46.3万吨。
“这表明国家出台的一系列环保政策已初见成效，通过多项政策组合发力，环保效益日益显著。”业内人士表示。
此外，根据国家《节能减排十二五规划》要求，到2015年，全国氨氮和氮氧化物排放总量分别控制在238万吨、2046.2万吨。
同时，国务院办公厅8月25日公布的《关于进一步推进排污权有偿使用和交易试点工作的指导意见》指出，火电企业(包括其他行业自备电厂，不含热电联产机组供热部分)原则上不得与其他行业企业进行涉及大气污染物的排污权交易，环境质量未达到要求的地区不得进行增加本地区污染物总量的排污权交易。上述业内人士认为，国家此举会刺激火电企业提高环保投入，推动火电企业加大环保改造力度。
技术升级是关键
火电企业环保效益提高了，经济效益是否会受到影响?
据悉，火电企业环保改造前期投入成本高，运行成本也不低。公开资料显示，一台30万千瓦的机组扣除补贴后，一年需要消化的脱硝运行成本仍然高达千万元。而对于脱硫设备而言，运行一天的成本大约在22万元左右。
作为市场运行的主体，盈利是火电企业的重要目标。在环保与经济的双重压力下，有的企业铤而走险，采取“间歇式超标排放”。但是这种行为一旦被查出，企业将付出惨痛代价。
“以一个装机100万千瓦的燃煤发电机组为例，如果一年有20%的时段超过规定排放限值1倍及以上，不仅要被没收超标时段环保电价款2700万元，还将面临最高5倍即1.35亿元的罚款。”上述业内人士透露。
一面是严格的火电污染物排放限制，一面是高额的环保成本，如何平衡环保效益和经济效益，走出一条经济效益好、环境污染少的清洁燃煤发电之路?苏南某电厂负责人在接受记者采访时表示，电厂的技术改造升级，既可以提高机组运行效率，保证经济效益，又能做到环保减排。“‘上大压小’就是个很好的例子。”
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