王志轩：脱硝电价应避免“一刀切”

2011年8月31日，国务院公布了《“十二五”节能减排综合性工作方案》，要求新建燃煤机组全部安装脱硝设施，单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。2011年7月29日，环境保护部、国家质量监督检验检疫总局发布了《火电厂大气污染物排放标准》，要求从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米；从2014年7月1日开始，现有火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米（特殊规定的执行200毫克/立方米的标准）。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100毫克/立方米。

脱硝的制度要求已经出台，制度标准也已制定完毕，保证制度落地的相关政策却迟迟没有出台，脱硝电价应该定为多少合适？应该以怎样的制度安排来保证脱硝效果的实施？带着这些问题，我们专访了中电联秘书长王志轩。

记者：目前，关于脱硝电价补贴有很多版本，有说0.015元/千瓦时的，有说0.012元/千瓦时的，您认为脱硝电价定在多少，对于目前的火电企业才有激励作用？

王志轩：脱硝电价受排放标准限制的影响，由于对新老机组、不同区域的机组排放限制不同，脱硝成本大小不同。而脱硝成本受投资、脱硝剂、催化剂类型及数量、项目性质（新建、技改）、机组运行时间等因素的影响，机组间脱硝成本差距较大。部分机组脱硝成本可能低于0.01元/千瓦时，部分机组脱硝成本甚至会高于0.02元/千瓦时。因此脱硝电价的多少与电价形成机制有很大关系，即是按单机成本核算、还是按平均成本核算；是按脱除氮氧化物的量核算，还是按采取的措施核算，应当全面权衡。如从提高企业的积极性来看，对于处于大面积亏损的电煤企业而言，至少应当不以再加重企业负担为原则，这些是行政许可法的基本要求。从易操作的角度看，建议按新建和改造划分，根据排放标准的宽严出台电价为好，即避免了“一刀切”，也避免过于复杂不易操作的问题。

记者：据您了解，目前现役机组、新建机组、大机组、小机组的脱硝成本是怎样的？

王志轩：初步测算，新建采用液氨作还原剂的脱硝30万千瓦机组含税脱硝成本在0.011元/千瓦时～0.014元/千瓦时，60万千瓦机组含税脱硝成本在0.009元/千瓦时～0.012元/千瓦时。如采用尿素作还原剂，脱硝成本在液氨的基础上增加0.002～0.003元/千瓦时。

现有机组脱硝技改对原有设备进行改造、加固等工作增加的脱硝工程的投资约占常规脱硝投资的30%左右，脱硝成本比新建机组增加6%~9%左右，即上涨0.001元/千瓦时。机组的年利用小时是影响脱硝电价最敏感因素之一，如利用小时变化±20%，脱硝电价的变化范围为9%～17%。因此对火电利用小时较少省份的电厂在脱硝电价基础上增加0.001～0.002元/千瓦时。

另外，由于大规模建设和运行脱硝装置可能会造成消耗性原料如氨、催化剂成本的提高，此部分未在估计之中。

记者：除了脱硝电价补贴政策，为了保证脱硝效果的实施，您认为还需要哪些制度安排？

王志轩：一是对现役机组脱硝技术改造建设期贷款实行中央财政贴息的办法，或考虑拨付专项资金、奖金，作为现役电厂脱硝改造基金，以缓解火电企业经营压力。

二是使脱硝工程及脱硝系统运行享受相关的经济政策。如，将脱硝设备及材料纳入 《环境保护专用设备企业所得税优惠目录》，使脱硝设备能抵免所得税；将脱硝项目列入《环境保护、节能节水项目企业所得税优惠目录(试行)》等。

三是火电厂氮氧化物排污费足额用于火电厂脱硝技术改造。

四是加大对脱硝关键技术研发工作的资金支持力度。如，催化剂原料（钛白粉）制作技术、废旧催化剂处置技术、关键仪表等　　的研究、开发和示范应用等。

记者：《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求，单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。这个目标能实现吗？实现起来有哪些困难？

王志轩：《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）实际上要求是除部分CFB锅炉不用安装脱硝装置外，其他机组都需配置脱硝装置，且不考虑机组是否将要关停。由此可以看出，标准与《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求的脱硝改造范围不一致、不协调。

按现有环保产业能力基本能够实现，但难度较大。如2003年12月31日前投产及通过环评的机组，无脱硝改造空间，改造难度及投资成本很大。快速增加的脱硝装置所用的催化剂原料 （钛粉）能否达到要求、部分地区还原剂的供应等都存在不确定性。此外，按标准要求，要求“十二五”脱硝装置建设速度远高于“十一五”脱硫装机的建设速度，我们运行经验不足，能否全部正常运行有很大疑问。

记者：现在政府的支持和投入力度是不是不够？

王志轩：现在看来，排放标准与政策支持未同步配套，尤其是缺乏脱硝电价支持，其投入力度也不清楚。

记者：火电企业如何调和经营压力和环保压力？

王志轩：企业认真做好自己的工作，如规划、技术、人才准备，克服各种困难尽力建设、运行污染控制设施，同时，积极反映困难，提出建议。至于最终结果，只能靠实践检验了。

记者：《火电厂大气污染物排放标准》对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期。您认为两年半的过渡期能够达到《标准》的排放要求吗？

王志轩：全面完成的任务相当艰巨，主要表现在：一是改造投资和运行成本高，短时期不能筹措资金。一是改造费用约2000亿～2500亿元如何筹措？二是每年900亿～1100亿元运行费用如何消化？都是未知数。

二是改造周期过短，影响电网安全及工程质量。一方面影响电网运行。根据改造工程合理技术要求，单台除尘器改造周期约50天、单台脱硫装置增容改造周期约50～300天、单台脱硝装置改造周期约90～300天。环保设施改造在机组大修周期内无法一次性完成，必须专门停机改造。两年半左右的时间内，现役数亿千瓦火电机组集中停运改造，将可能造成电网运行不稳定，影响生活及工业用电。另一方面，受环保设施设计、制造、安装、调试、原材料供应、改造空间小（除对环保设施本身进行改造外，还须对引风机、空预器、烟囱等相关设施进行改造）等制约，每年完成近3亿多千瓦容量的环保设施建设及改造，如何保障质量是个重大难题。

三是管理难度大。由于《火电厂大气污染物排放标准》更加严格，环保设施更加复杂，且脱硝、除尘、脱硫设备为串联系统（新建机组无旁路），单台设备及设备之间互相影响都会对电厂安全运行造成隐患；同时，脱硝用液氨的运输及氨站的安全管理问题，以及相关人才的缺乏问题等都给电厂增加管理难度。