火电厂脱硫补贴

1、论火电厂脱硫电价补贴燃煤发电机组脱硫成本效益分析一、研究背景及意义 随着改革开放的不断深化，中国经济在过去的几十年内一直保持相对快速增长，这种高速发展给环境造成巨大的压力。我国快速的经济增长方式是以能源在内的资源快速消耗以及环境污染为代价，尤其是环境污染问题已经成为中国以及世界面临的最严峻的挑战。加快资源与环境价格改革是我国全面深化改革的重点领域之一，我国的环境环境资源价格政策制定和实施才刚刚起步。因此，对已有资源价格改革政策开展绩效评估，对完善相关政策，全面深化、加快资源环境价格改革具有重要作用。2004年，由国家发改委价格司发布的关于深化价格改革促进资源节约和环境保护的意见(征求意见稿)中

2、提出：“把环境治理成本和资源枯竭后的退出成本计入石油、天然气、水、电、煤炭和土地等产品的定价中。”并且针对燃煤发电企业陆续实施脱硫、脱硝以及除尘环保电价补贴等政策。二、脱硫上网标杆电价背景针对燃煤机组的脱硫电价补贴政策是电力资源价格改革中最先实施的资源环境价格政策。2004年，国家发改委对各省市电网统一调度范围的新投产燃煤机组执行燃煤机组标杆上网电价，规定“安装脱硫设施的燃煤机组上网电价比未安装脱硫设施的机组每千瓦时高出1.5分钱“。2007年，国家发改委以及国家环保总局发布了燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行），从脱硫设施建设安装、在线监测、脱硫加价、运行监管、脱硫产业化等方面

3、完善了脱硫电价政策。2014年，国家发展改革委以及国家环保部进一步发布燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法，进一步规范燃煤机组脱硫、脱硝和除尘的环保电价政策，从2014年5月1日起实施。脱硫电价政策提高了发电企业安装脱硫设施的积极性，全国火电脱硫机组装机容量比例从2005年的12%提高到2013年的92%，全国脱硫机组装机容量达到7.18亿千瓦，脱硫设施的投运率由2005年的不到60%提高到2014年的投运率95%以上。尤其是“十一五”期间，整个电力行业超额完成了“十一五”规划要求的节能减排目标，为全国减排二氧化硫的目标实现起到了决定性作用。本研究拟针对我国燃煤发电机组脱硫电价政策，开展

4、脱硫成本核算、结合排污费用等因素综合考虑，从而进一步针对补贴政策进行评估，并剖析当前补贴政策存在的问题和漏洞，对于完善和推动非电力行业脱硫脱硝政策的环境决策具有重要意义。三、排污收费对脱硫成本补偿浅析在于对排污费的认识上，业界普遍有两种认识。一是将其当作额外收益，来计算经济利润；而另一种认识并没有将少缴当作实际收益，认为在。两种算法有本质上的不同，哪一种更符合脱硫电价补偿成本的真正用意呢，笔者试着解读一下脱硫电价与排污费用的关系。 3.1. 排污费用性质分析排污收费和脱硫电价的目的都是刺激排污者控制污染物的排放，促进污染进一步治理，提高资源利用的效率，保护甚至改善环境，加快可持续发展社会的步伐

5、。从机制角度来看，脱硫电价是对脱硫设施前期投资以及运行成本进行补偿的价格机制，需要在上网电量的销售中实现；排污收费是对生产者使用大气资源的一种付费机制，在产生过程中实现。从火力发电产生环节来看，燃煤发电企业投资建设并运行脱硫设施，降低二氧化硫的排放，让消费者买到“清洁电能”，因此，脱硫的投资及运行费是生产“清洁电能”必不可少的投入，该部分投入计入“消费者负担“，通过价格机制，传导到电能的最终消费者；然而燃煤发电企业通过支付排污费并不能直接提高电能在环保方面的质量，为消费者提供的仍是“非清洁电能”，因此，排污费在理论上属于电厂环境治理的成本，但根据其在生产环节所起的作用，在执行脱硫电价的情况下，

6、该部分费用适用于“生产者负担”的原则，不能通过电价机制传导到电力产品的下游。 3.2. 排污费用对于脱硫工程的补偿作用脱硫电价为脱硫设施的投资和 脱硫工程运行而设，脱硫设施运行意味着二氧化硫排放减少，进而使得发电企业交纳的排污费减少。换个角度，相当于企业的多出一块“收益”。 因此，因为脱硫工程运行实施而减少的排污费在整个过程中起到了补偿燃煤电厂烟气脱硫成本的作用。在后面的分析计算中，也将考虑到其为企业减少费用而带来的收益。四、脱硫成本的计算及其影响因素就燃煤企业的脱硫工程成本而言，本文主要模拟火电厂作业成本核算体系后积累的数据进行分析。4.1燃煤机组脱硫成本的分析理解和定义燃煤电厂烟气脱硫成本

7、包括脱硫设施的投资成本、运行成本和融资以及其他费用。其中，1）投资成本为烟气脱硫设施的一次性投资，体现为分期进入脱硫项目的折旧费用；2）运行成本主要包括脱烟气硫装置在运行中所消耗的材料(吸收剂)、电、水、人工以及维修等成本；3）融资及其他费用主要指投资脱硫设施所需融资部分的利息费用以及管理费用、土地使用税等。4.2.燃煤机组脱硫成本的主要影响因素总的来讲，由于区域经济发展程度不同等情况使得各个燃煤电厂使用的煤炭含硫量、相应的脱硫工艺、不同时期电厂机组规模不尽相同，因而带来的副产品的经济效益差异都是对成本核算的直接影响因素。另外，减排二氧化硫而免缴的排污费用以及免除罚款对脱硫项目的成本都有补偿作

8、用，因此在计算脱硫补贴的净收益时应当将其作为间接影响因素考虑。4.2.1 烟气脱硫装置机组容量对脱硫成本的影响本研究中，前期投资成本参考2012年火电工程限额设计参考造价指标，见表2-1。如表所示，脱硫装置的单位造价与燃煤机组容量规模成反比关系，单机容量和总装机容量越大，脱硫装置的单位造价越低。单位造价的降低意味着和投资有关的单位发电量脱硫装置的折旧成本费用会降低。另一方面，燃煤机组装机容量越大，供电量成正比增加。因此单位供电量的脱硫成本随着脱硫装置的单机容量以及总装机容量的增加而降低。根据2005年广东省统计的十六个脱硫工程数据显示，六个600MW等级机组的单位供电量脱硫成本平均为0.013

9、9元/KWh，最低的仅有0.0120元/KWh，而十个300MW等级及以下机组的单位发电量脱硫成本平均达到了0.0190元/KWh。表2-1：2012年不同容量机组的单位容量脱硫设施造价标准装机容量（万KW）单位容量脱硫装置造价 （元/KW）30180601501001203.2.2 燃煤含硫量对成本的影响我国地域广阔，煤炭的种类众多。燃料煤中既有低硫煤（含硫0.52%），也有高硫燃料（含硫2.85%）。燃煤中含硫量越高，脱硫剂的费用成正比增加，同时电耗和投资费用均有所增加。火电厂烟气脱硫装置成本费用的研究中指出含硫量大于1%的脱硫工程单位供电量的脱硫成本为约0.0222元/KWh，而含硫量小

10、于 1.0%的脱硫成本为0.0161元/KWh ，其所采用数据来源于2004年广东省十六个脱硫燃煤机组。发改委2007年颁布实施的燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法中明确规定其每千瓦时1.5分的脱硫补贴适用于电厂的煤炭含硫量在0.5%到2%之间。3.2.3 脱硫工艺选择对成本的直接影响控制SO2排放的工艺多样，按照脱硫相对于煤炭燃烧的位置可分为燃前、燃烧中、燃烧后三种；而燃烧后烟气脱硫技术是目前国内外唯一大规模商业化应用的方式，也是燃煤电力行业控制SO2的主要技术手段。目前我国采用的各种主要烟气脱硫工艺如表2-2所示。其中石灰石湿法、喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、荷电干式喷射脱硫

11、法是比较常见的几种方法。表2-2：烟气脱硫技术工艺表 湿  法 干 法半 干 法  1.石灰石石膏法烟气脱硫法 1.喷雾干燥法  2.石灰石/石灰抛弃法    2.炉内喷钙尾部增湿活化法  3.双碱法 3.循环流化床脱硫技术  4.氢氧化镁法    4.荷电干式喷射脱硫法  5.碘活性炭法 5.电子束法  6.氨法   6.脉冲电晕等离子体法 脱硫工程造价水

12、平与脱硫工艺、机组容量和原煤含硫量有较强的相关关系。在表2-3中，就其适用的煤种含硫量、钙硫比例、钙的利用率、脱硫成效、投资占电厂投资比例、设备占地面积等方面横向比较。其中湿式石灰石/石灰石膏法有脱硫效率高、脱硫剂资源丰富且利用率高、煤种适应性高等优点，其副产品石膏也易回收。石灰石石膏脱硫工艺已有50年历史，技术成熟，是世界上最通用的烟气脱硫技术，且在我国目前的燃煤机组建设项目中石灰石石膏湿法脱硫工艺被普遍采用，因为具有广泛的代表性，所以本研究的定量分析中主要参考石灰石石膏湿法脱硫工艺。表2-3：烟气脱硫工艺性能比较工艺流程湿式石灰石-石膏法喷雾干燥法炉内喷钙尾部增湿活化法荷电干式喷射脱硫法适

13、用煤种含硫量(%)1.51-322Ca/S1.11.52.01.5钙的利用率(%)9040-4535-404-45脱硫成效(%)9080-8570-7560-70投资占电厂投资比例(%)10-158-123-52-4设备占地面积大中小极小灰渣状态湿干干干烟气再热需无需无需无需3.3.对脱硫成本的分类及核算基于上述分析，对脱硫作单独的成本核算，可以进一步将其分为四部分：1）前期脱硫设施的投资成本；2）后期运行成本：主要包括脱硫剂等材料成本、用电成本、脱硫装置运行人工成本、维修维护成本；3）脱硫作业副产品、免缴的排污费用和避免的或有罚款对成本的补偿；4）由于前期融资而在后来年度产生的财务费用。3.

14、3.1 烟气脱硫设施的前期投入脱硫工程的前期投入是前期脱硫工程的一次性固定资产投资的总和。在成本核算时，计入固定资产的投资由其在以后会计年度的固定资产折旧费用体现。在初期投资中，机组的装机容量对成本影响较大，在参考石灰石石膏湿法脱硫工艺的情况下，表2-4显示不同的机组的单位容量造价水平表。由于我国目前火电厂脱硫装置在2010年之前已经安装基本完成，所采用的数据来自2006年火电工程限额设计参考造价指标。表2-4 主要烟气脱硫工程造价比较表项目煤质含硫量脱硫工艺总造价（万元）2×100MW（两炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进厂，石膏出厂）84003%100002×200MW（两

15、炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进厂，石膏出厂）128003%152002×300MW（一炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进厂，石膏出厂）180003%210002×600MW（一炉一塔）1%湿法脱硫（石灰石进厂，石膏出厂）300003%36000上表数据来自燃煤电厂脱硫成本补偿的充分性研究作者游彩藩现在我国城市新建热电厂采用机组容量普遍为2x300MW，因此定量分析时主要参考2x300MW的脱硫机组容量。3.3.2 烟气脱硫设备的运行成本脱硫设备运行时主要原材料为脱硫剂（在石灰石湿法下主要为石灰石）和水，运行时主要考虑脱硫剂成本，水费、电费以及维修时的修理费和整个过程中的运营管理

16、费和人工费。在石灰石湿法下2x300MW的机组脱硫项目运行维护费用如表2-5所示：表2-5石灰石湿法下2x300MW机组脱硫项目运行维护费用项目煤质含硫量水耗（t/h）厂用电耗（）石灰石耗（t/h）运行维护人员（人）人工费（万元/人年）维护费（万元/年）2×300MW1%911.282085003%1181.3523.2208700脱硫剂：在石灰石湿法下脱硫剂费用主要取决于燃料特性、脱硫率。其中，燃煤的含硫量不同会导致脱硫剂消费量不同，从而带来脱硫成本的差异；水费: 石灰石湿法工艺水耗量最大，但是对水质要求较小。据统计显示，1台300MW机组的耗水量基本不会超过50 t/h；电费：电

17、费是火电厂主要的成本组成因素，以总发电量的1.2%至1.35%计算；运行维护人员费用以及人工费用：平时运行设备的人工费用和维护时的职工薪酬。3.3.3融资等财务费用等在实际情况中，大部分燃煤电厂脱硫项目的部分前期投资由外部融资构成，其产生的利息等财务费用在实际考虑时也应当计入脱硫项目的成本。在计算中，债务资本利息率按2009年人民银行公布的五年长期贷款基准利率5.94%；无风险收益率按2009年首期凭证式国债发行5年期票面年利率4.00%；发电行业平均报酬率按德勤管理咨询公司2008年发布的12.6%；发电行业BETA系数也按德勤管理咨询公司2008年发布的0.96考虑。3.3.4对烟气脱硫项

18、目成本的其他影响因素讨论副产品：在工艺发达的石灰石-石膏湿法下，烟气脱硫的主要副产品石膏可能给火电厂带来一定的经济效益，石膏的销售利润可考虑作为脱硫成本的一定补偿。排污费用：由于脱硫设施安装而减少缴纳的排污费用对脱硫的成本有补偿作用。计算脱硫净收益时，将二氧化硫减排量1万吨而免缴的排污费1260万元，作为额外收益处理。或有罚款：发改委2007年颁布实施的燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法中明确规定，发电企业要保证脱硫设施的正常运行，不得无故停运脱硫设施。因此，在成本核算中，假设火电厂脱硫设施持续运行，因而也避免了企业由于不安装或不运行脱硫设备而排放污染所需缴纳的罚款。三脱硫电价成本-收

19、益的核算2004年5月，国家发改委在疏导电价矛盾时颁布燃煤机组标杆上网电价政策，2006年的电价政策明确2004年以前投产的燃煤机组安装脱硫设施的上网电价每千瓦时加价1.5分钱的价格政策。2007年国家发展改革委和国家环保总局再次明确规定“新（扩）建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施，其上网电量执行燃煤机组脱硫标杆上网电价。3.1单位会计年度模拟脱硫工程成本收益核算（容量为600MWH*2）由于脱硫作业副产品给企业带来的经济效益很大程度上受市场经济影响，不确定因素较大，难以合理量化其带来的收益作用；虽然免缴的排污费用和避免的或有罚款可以一定程度上补偿脱硫成本，但是也很难要合理具体量化。因

20、此，本文只对以上三个因素的影响做定性分析，在具体计算脱硫工程时不再考虑。本文中假设虚拟脱硫工程机组容量为2*600MWH，年发电利用小时以5500小时计算。成本构成见表3-1（由于每一年财务费用逐年降低，表中选取第一年的财务费用为例）。表3-1 成本构成表（第一年）成本项目单位1#机组2#机组材料成本万元19131913其中：石灰石万元403403厂用电万元13861386水费万元124124运行成本万元160160维修维护成本万元400400折旧设备万元600600财务费用（第一年）万元590590合计万元36633663表3-2成本收益表项目（单位：万元）单位1#机组2#机组1.脱硫电价收

21、入万元4230.64230.62.脱硫成本费用万元36633663材料成本万元19131913运行成本万元160160维修维护作业成本万元400400生产折旧费用万元600600财务费用万元5905903.脱硫净收益5675674.单位收益分析享受脱硫电价电量MWH33000003300000单位脱硫收入（税后）元/MWH12.8212.82单位脱硫成本元/MWH11.1011.10单位脱硫收益元/MWH1.721.72重要参数及计算依据：1. 水耗为75t/h ，单位水价为3元/t；2. 厂用电量占发电量的1.2%，厂用电价格为0.35元/KWh；3. 燃煤含硫量考虑0.9%，钙硫比例为1.

22、03，脱硫效率以95%为准，石灰石价格以150元/t、纯度92%为准；4. 燃煤机组排放SO2物质的量以3794.58mol/h为准；5. 运行人员费用6万元/人/年，共20人；6. 脱硫设备运行年限按照20年经营考虑；7. 前期总投资按火电工程限额设计参考造价指标总造价考虑为12000万元；8. 前期设备静态及动态总投资考虑为12000万元；股本及债务占比为20%及80%，贷款以 20年等额本息，年利率考虑工商银行五年长期贷款基准利率6.15%；成本核算过程：用水费用：年用水价格为： 75t/h×3元/t×5500h=1237500元=123.75万元用电费用：1.2%&

23、#215;600000KW×5500h×0.35元/KWh=1386万元原料成本：MCaCO3=3794.58mol/h×1.03×100g/mol÷92%×10-64.89t/h 成本=4.89t/h×5500h×120元/t=403.4万元运行成本：20×6万元=120万元设备折旧：年折旧费用：12000万元÷20=600万元财务费用：贷款总额：12000万元×80%=9600万元；年还贷费用：（P/A, 6.15%, 20）11.33；每年偿还金额=9600万元÷（P/

24、A, 6.15%, 20）847.19万元/年；财务费用第一年最高，9600×6.15%=590.40万元，第20年最低，财务费用为零，前五年财务费用见表3-3所示；还贷期间，利息费用总共7343.85万元，平均每年367.19万元表3-3模拟脱硫工程前10年财务费用：时间第一年第二年第三年第四年第五年财务费用（万元）590.40574.58557.82540.02521.13 3.2. 脱硫工程的净现值测算（600MWH*2）根据两台60万机组脱硫工程的成本效益预测，本文将前期总投资24000万看作年底投产前全部现金净流出，将净收益和设备折旧看作每年取得的现金净流入，预测了投产后1

25、0年的现金流量系列数据，然后把电力企业加权平均资本成本作为折现率，计算得出净现值NPV；净现值大于零则表示在脱硫补贴电价下的脱硫工程对燃煤电厂的经济影响是有益的，反之则亏损。3.1.1行业贴现率估值计算加权平均资本成本（WACC）是指债务资本的单位成本和股本资本的单位成本根据债务和股本在资本结构中各自所占的权重计算的平均单位成本。股本资本成本率=无风险收益率+ 系数×（市场平均报酬率-无风险收益率） ；加权平均资本成本率=债务资本利息率×（1-tax rate）×（债务资本/总资本）+股本资本成本率×（股本资本/总资本） 债务资本利息率按2015年中国人

26、民银行的五年以上长期贷款基准利率6.15%；所得税率按25%；无风险收益率按2015年第四期储蓄国债发行5年期票面年利率5.07%；发电行业平均报酬率按德勤管理咨询公司2008年发布的12.6%；发电行业 系数按基于系数的我国电力行业系统性风险的研究计算得出的0.578；资本结构按德勤管理公司2014年发布的股本和债务资本占比为20%和80%考虑。股本资本成本率=5.07%+0.578×（12.6%-5.07%）9.42%；加权平均资本成本率=6.15%×（1-0.25）×80%+9.42%×20%5.574%3.1.2脱硫工程的净现值具体测算（600M

27、WH*2）根据上述测算方法，表3-4例举了以模拟脱硫工程中机组1#为例前五年的成本收益预测。可以看出，随着时间的推移，随着债务资本的影响逐渐减低，脱硫净收益及单位脱硫收益逐年增长。可见在采用市场认可的合理造价水平，在其它大部分指标符合国家核定脱硫电价的技术经济参数的前提下，脱硫工程对于燃煤电厂来说是有积极地经济影响的。表3-4：机组1#前五年脱硫收益表（机组1#）成本项目单位 第一年第二年第三年第四年第五年材料成本万元1913 1913 1913 1913 1913 其中：石灰石万元403 403 403 403 403 厂用电万元1386 1386 1386 1386 1386 水费万元12

28、4 124 124 124 124 运行成本万元160 160 160 160 160 维修维护成本万元400 400 400 400 400 设备折旧万元600 600 600 600 600 财务费用万元590 575 558 540 521 合计万元3663 3648 3631 3613 3594 项目单位 1#机组1、脱硫电价收入万元4230.64230.64230.64230.64230.62、脱硫成本费用万元3663 3648 3631 3613 3594 材料成本万元1913 1913 1913 1913 1913 运行成本万元160 160 160 160 160 维修维护作业

29、成本万元400 400 400 400 400 生产折旧费用万元600 600 600 600 600 财务费用万元590 575 558 540 521 3、脱硫净收益万元567 583 600 617 636 4、单位收益分析享受脱硫电价电量MWH33000003300000330000033000003300000单位脱硫收入元/MWH12.82 12.82 12.82 12.82 12.82 单位脱硫成本元/MWH11.10 11.05 11.00 10.95 10.89 单位脱硫收益元/MWH1.72 1.77 1.82 1.87 1.93 根据1#和2#两台600MWH机组脱硫工程

30、的成本效益预测，本文将前期总投资24000万元看作年底投产前全部现金净流出，将每年的净收益和设备折旧看作取得的现金净流入，预测了现金流量系列数据，然后把电力企业加权平均资本成本5.574%作为贴现率，以燃煤含硫量为0.9%，脱硫工程的固定资产平均寿命为20年计算得出净现值NPV，如表3-5所示：表3-5：净现值计算数据表（单位：万元）第1年第2年第3年第4年第5年净收益获现金1134.9 1165.7 1199.2 1234.8 1272.6 折旧获现金1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 合计取得现金2334.9 2365.7 2399.2 2434.8 24

31、72.6 时间第6年第7年第8年第9年第10年净收益获现金1312.6 1355.2 1400.4 1448.4 1499.3 折旧获现金1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 合计取得现金2512.6 2555.2 2600.4 2648.4 2699.3 （单位：万元）第11年第12年第13年第14年第15年净收益获现金1553.3 1610.7 1671.6 1736.2 1804.8 折旧获现金1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 合计取得现金2753.3 2810.7 2871.6 2936.2 3004.8 （单位：万元

32、）第16年第17年第18年第19年第20年净收益获现金1877.7 1955.0 2037.1 2124.2 2216.7 折旧获现金1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 1200.0 合计取得现金3077.7 3155.0 3237.1 3324.2 3416.7 初始投入:-24000 贴现率=5.57% NPV=7885.1 脱硫项目的净现值NPV等于脱硫电价补贴与脱硫项目的前期投资、后期运行以及融资费用的相差额，得出总体的脱硫项目成本效益的净现值大于零，为7885.1万元。因为脱硫工程的资产寿命周期至少20年，所以可以得出下面结论：在采用市场认可的合理造价水平，在其它

33、大部分指标符合国家规定脱硫电价的技术经济参数的前提下，投资两台600MWH机组的脱硫工程是一个净现值大于零的经济活动。四. 脱硫补贴政策对其成本补贴有效性的基本结论在我国发改委出台的脱硫电价政策之际，不难推测是经过专门测算的，它针对湿法石灰石石膏烟气脱硫工程，机组容量在30万千瓦及以上，燃煤含硫量在0.5-2%之间、脱硫工程造价在合理范围内、机组利用小时为5500、脱硫投资资本金20%以上、石灰石水电等材料本地价格相对合理等前提下，1.5分/千瓦时的脱硫电价能够基本补偿脱硫工程的材料、运行、维护和融资成本。这也和上文分析结果一致。但是也如前文所说，考虑到我国东西部经济发展不平衡、各地区燃煤含硫

34、量有差异、脱硫投资控制水平参差不齐等实际情况，发改委用一个固定的脱硫电价来解决不同工况、不同材料价格、不同煤种的脱硫成本的补偿问题，无疑会受到来自各个发电企业的质疑。即使规定了对于含硫量低于0.5%和高于2%的省（区市），要求“脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发改委审批”，但在实际操作过程中，几乎没有单独定价这样的案例。因此，关于脱硫电价补偿成本是否充分，不太可能直接对所有脱硫项目下一个简单结论，必须把单个脱硫项目的实际情况与国家发改委核定脱硫电价依据的主要经济技术参数作比较，才能做出相对客观公正的判断。通过本文以上的分析，不难看出，脱硫成本是否在电价中得到充分补偿，至少可以形成以下结论：（1）燃煤电厂脱硫成本通过上网电量每千瓦时加1.5分来