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脱硝:火电厂企业与环境效益的两难抉择

上月10日,环保部《火电厂大气污染排放标准(二次意见稿)》征求意见截止。

从1月14日发布征求意见算起,这次意见征求期接近一个月,征求意见对象包括五大电力公司在内的各个相关单位30多家。

与2009年发布的第一次意见稿标准相比,这次标准最大的变化就是火电厂脱硝标准的提高以及完成时间表的提前。业内纷纷表示,这次调整的力度“超出预期”。而这对已经陷入经营困局的火电行业来说,似乎并不是一个“好消息”。

脱硝标准提升 火电厂成本增加

2009年环保部出台的《火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)》中,将火电厂的脱硝完成时间定在2015年1月1日。其中重点地区NOx(氮氧化物)排放量达到200毫克/立方米,非重点地区则为400毫克/立方米。

而此次颁布的《火电厂大气污染物排放标准(二次征求意见稿)》计划2012年1月1日开始实施。其中从2012年1月1日开始,要求所有新建火电机组 NOx排放量达到100毫克/立方米。从2014年1月1日开始,要求重点地区所有火电投运机组NOx排放量达到100mg/立方米,而非重点地区 2003年以前投产的机组达到200mg/立方米。

该标准的变动意味着,火电厂的脱硝目标实现计划提前了一年,排放标准提高了整整一倍。

就在本月11日,国家发改委发布消息称,受燃料成本上升、财务费用加大等因素影响,当前国内火电企业普遍经营困难,亏损面已超40%。

根据发改委发布的统计数据显示,2010年1-11月,火电行业资产负债率由72.7%上升到74.3%,主营业务成本同比增加23%,实现利润同比下降38.8%,亏损面达到43%,同比增加了8个百分点。

对火电厂而言,脱硝标准的提高和时间的缩短则意味着设备、技术等运营成本的进一步加大。

“目前,在火电厂盈利困难的情况下,大幅提升脱硝标准,对火电厂而言,意味着没有收益的大量成本投入,脱硝装置的上马,设备的高效运行等,这对目前生存状况堪忧的火电企业而言无疑是雪上加霜的。”中投顾问环保行业研究员侯宇轩对《中国能源报》记者表示。

补贴政策是关键

“其实推动脱硝工作的开展,可以参考脱硫的电价补贴政策。”业内专家对本报记者说,“如果没有相关的配套补贴政策,该标准执行会遇到很大困难。”

根据了解,“十一五”期间,我国火电厂的脱硫工作取得了巨大的成绩, “十一五”的既定目标提前完成。根据相关统计,截至到2010年,“十一五”以来,电力二氧化硫排放量逐年降低,已由2006年最高的1350万吨,下降至2008年底的1050万吨,二氧化硫排放绩效值由2006年的5.7克/千瓦时下降到3.8克/千瓦时。

而脱硫工作之所以能取得巨大成绩,脱硫的电价补贴政策被认为是重要原因。目前,从脱硫电价补贴每度电1.5分钱,到各类意见的出台和措施的颁布,我国脱硫产业已逐步走向规范化,进入整合时代。

与此相比,尽管早在2010年部分地方就开展了脱硝的试点工作,但是,相关的政策补贴始终没有提上议程。

以广东省为例,2011年1月份该省制定了《广东省火电厂降氮脱硝实施方案》,其中详细规定了“十二五”期间将完成的燃煤火电机组低氮燃烧改造和烟气脱硝设施建设计划。但是,在该细则中对于火电企业更关注的电价补贴并没有一同出台。

“脱硝的技术设备成本投入巨大,就得安装相应的设施或者对排污设备进行改造,几家电厂要花费几十亿甚至上百亿的投资资金。”业内专家表示,“单单依靠企业自身的资金,根本无法承担这么大的资金压力。”

而根据环保部的测算,按照新标准,若对新建和2004年至2011年底期间通过环评审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实施烟气脱硝,对2003年底前建成的火电机组部分实施烟气脱硝,到2015年,需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦,共需脱硝投资1950亿元,2015年需运行费用612亿元/年。到 2020年,需要新增烟气脱硝容量10.66亿千瓦,共需脱硝投资2328亿元,2020年需运行费用800亿元/年。

侯宇轩认为,脱硝成本中,催化剂通常占整个脱硝装置投资的30%-50%,当然还有和脱硫一样的固定资产投资以及包括生产成本、运营费用、财务费用、其它费用在内的运行费用。由于脱硫与脱硝产业的相似性,对于火电电价脱硝补贴必然会参考脱硫产业的成熟经验,考虑到脱硝的成本,火电电价脱硝补贴估计应该在 0.012-0.015元/千瓦时。

“不仅如此,脱硝行业本身的发展也存在问题,”业内专家对本报记者表示,“脱硝的巨大市场规模,导致了该产业的急剧扩张,但是由于缺乏相关的行业标准和准则,脱硝行业的发展呈现出无序状态。”

尽管火电脱硝工作已经大步迈进,并且标准高,时间紧,但是作为直接执行者的地方火电厂却并没有想象中那么急迫。

“作为基层单位,我们要听从集团公司的统一安排和部署。目前我们已经在做脱硝的相关计划和准备,估计明年便能够开展相关工作。”一家地方火电厂的相关负责人对本报记者表示。
标准是否存变 各方反应不一

由于该标准为征求意见稿,是否还存在变数,相关各方反应不一。

“有关的反馈意见我们已经按照规定汇总上报。由于这次是征求意见稿,并不是最终的执行标准,所以我们目前无法给出更明确的意见。”一位电力集团的相关人士向本报记者表示,“由于一般征集稿都是高标准严要求,而最后落地执行应该会考虑企业的具体困难及实际情况,所以我个人认为最终的标准应当有一定的调整。”

另外一位不愿透露姓名的业内专家表示,此次制定的标准有些过于严格,考虑到火电行业本身的大幅亏损,如果在此时执行该标准的话,火电厂的经营将更加困难。

“尽管国家的环保政策应当大力支持,但是火电厂本身的发展也是需要统筹考虑的。”该专家表示,“如果最终按照该标准执行,而火电的电价核定机制不改变,那么火电行业的进一步亏损是肯定的。”

根据相关资料,电厂是氮氧化物的最大来源,其次是工业和交通运输部门。氮氧化物的成分是硝,因此,硝是电厂对环境的最大污染源之一。作为电厂环保的一种技术设备投入,脱硝工程能够消除氮化合物,直接减少氮氧化物对环境的污染,脱硝势在必行。

因此,研究员侯宇轩认为,从长远观察,随着环境成本逐渐纳入到火电企业生产成本中,现阶段的标准对整个电力行业的发展也是一种利好。

“从保护环境和利用资源的角度分析,该政策并不严厉,因为只有严厉的标准才能推动环境事业的发展。”侯宇轩对本报记者表示,“尽管从火电行业的角度分析,在成本并没有转移的情况下,若没有政府补贴,在最初的一段时间内企业的运营将备受考验。但随着环境产业的发展,环境标准应该是趋于严格的方向,因此,最终放宽该标准的可能性微乎其微。”

 

 
 
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