電力行業(yè)環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策研究*

郝春旭 董戰(zhàn)峰# 楊莉菲

(1.環(huán)境保護(hù)部環(huán)境規(guī)劃院，北京 100012；2.中國(guó)電力技術(shù)裝備有限公司,北京 100052)

電力行業(yè)環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策研究*

郝春旭1董戰(zhàn)峰1#楊莉菲2

(1.環(huán)境保護(hù)部環(huán)境規(guī)劃院，北京 100012；2.中國(guó)電力技術(shù)裝備有限公司,北京 100052)

環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策是針對(duì)電力行業(yè)污染減排的政策工具，其在實(shí)施過(guò)程中存在補(bǔ)貼一刀切，難以調(diào)動(dòng)企業(yè)積極性等問(wèn)題。本研究基于實(shí)地調(diào)研數(shù)據(jù)，采用平均成本法對(duì)不同裝機(jī)容量機(jī)組及不同區(qū)域機(jī)組的脫硫、脫硝、除塵成本進(jìn)行研究，提出具有差異性的環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼方案，以完善與改進(jìn)環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策，使其充分發(fā)揮價(jià)格杠桿作用。

平均成本法 補(bǔ)貼 差異性 環(huán)保綜合電價(jià)

火力發(fā)電企業(yè)在生產(chǎn)過(guò)程中會(huì)產(chǎn)生大量硫化物、氮氧化物以及煙粉塵，造成環(huán)境破壞。國(guó)家為鼓勵(lì)火力發(fā)電業(yè)加大環(huán)保設(shè)施投入，對(duì)于已安裝并投運(yùn)環(huán)保設(shè)施的火力發(fā)電企業(yè)，在上網(wǎng)電價(jià)核定基礎(chǔ)上將適當(dāng)提高一定標(biāo)準(zhǔn)用以補(bǔ)償企業(yè)投入，這種基于減排成本計(jì)算得到的電價(jià)補(bǔ)貼即為環(huán)保綜合電價(jià)。環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼是減少電力行業(yè)污染排放的政策工具，美國(guó)、瑞典等國(guó)都利用電價(jià)補(bǔ)貼政策推進(jìn)大氣污染物減排[1-3]。

我國(guó)已于“十一五”期間在全國(guó)范圍實(shí)施脫硫電價(jià)補(bǔ)貼，2013年1月1日起，電力行業(yè)脫硝電價(jià)補(bǔ)貼也在全國(guó)范圍逐步推開。2013年9月，國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)了《關(guān)于調(diào)整可再生能源電價(jià)附加標(biāo)準(zhǔn)與環(huán)保電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》(以下簡(jiǎn)稱《通知》)，《通知》中明確了脫硫電價(jià)補(bǔ)貼為1.5分/(kW·h)，脫硝電價(jià)補(bǔ)貼為1.0分/(kW·h)，對(duì)采用新技術(shù)進(jìn)行除塵設(shè)施改造、煙塵排放低于30 mg/m3的企業(yè)，除塵電價(jià)補(bǔ)貼為0.2分/(kW·h)。環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策在大氣污染物減排上發(fā)揮了重要作用，既保證了減排企業(yè)獲得一定經(jīng)濟(jì)回報(bào)，增強(qiáng)電廠新上各種污染治理設(shè)施的積極性，又在一定程度上杜絕污染治理設(shè)施閑置等現(xiàn)象[4]。然而，目前環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策在實(shí)施過(guò)程中還面臨一些問(wèn)題，如補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)一刀切、難以調(diào)動(dòng)企業(yè)積極性、缺乏系統(tǒng)考慮技術(shù)規(guī)范等問(wèn)題，且電價(jià)補(bǔ)貼激勵(lì)水平的有效性以及汞的控制問(wèn)題等還未被該政策所考慮[5-6]。

國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)于環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策已經(jīng)開展了一些研究。廖永進(jìn)等[7]對(duì)廣東省16個(gè)已投運(yùn)脫硫工程的脫硫電價(jià)進(jìn)行計(jì)算和分析，總結(jié)出影響脫硫電價(jià)的主要因素。李曉瓊等[8]通過(guò)建立污染物聯(lián)合削減費(fèi)用函數(shù)，利用邊際處理費(fèi)用計(jì)算出不同機(jī)組脫硝的邊際處理費(fèi)用。張晶[9]通過(guò)物料平衡法、控制成本法建立火力發(fā)電企業(yè)環(huán)境成本估算模型，計(jì)算出電廠脫硫和除塵成本。姚鴻男[10]根據(jù)華東地區(qū)火電廠脫硫設(shè)施的實(shí)際情況，選取石灰石-石膏濕法脫硫工藝作為研究對(duì)象，分析了脫硫變動(dòng)成本，發(fā)現(xiàn)單位時(shí)間內(nèi)發(fā)電量越多，單位發(fā)電脫硫變動(dòng)成本就越低。

本研究基于不同機(jī)組容量、不同區(qū)域、不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)分別對(duì)電廠脫硫、脫硝、除塵成本進(jìn)行研究，以期完善與改進(jìn)環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼政策。

1 環(huán)保綜合電價(jià)計(jì)算模型

環(huán)保綜合電價(jià)由脫硫成本、脫硝成本、除塵成本、脫汞成本4部分構(gòu)成，計(jì)算公式如下：

CCE=CSC+CNC+CDC+CMC

(1)

CSC=(NSCC+NSOC)/Q=CSCC+CSOC

(2)

CNC=(NNCC+NNOC)/Q=CNCC+CNOC

(3)

CDC=(NDCC+NDOC)/Q=CDCC+CDOC

(4)

CMC=(NMCC+NMOC)/Q=CMCC+CMOC

(5)

式中：CCE為環(huán)保綜合電價(jià)，分/(kW·h)；CSC為脫硫成本，分/(kW·h)；CNC為脫硝成本，分/(kW·h)；CDC為除塵成本，分/(kW·h)；CMC為脫汞成本，分/(kW·h)；NSCC為脫硫建設(shè)費(fèi)用，萬(wàn)元；NSOC為脫硫運(yùn)營(yíng)費(fèi)用，萬(wàn)元；Q為年發(fā)電量，106kW·h；CSCC為脫硫建設(shè)成本，分/(kW·h)；CSOC為脫硫運(yùn)營(yíng)成本，分/(kW·h)；NNCC為脫硝建設(shè)費(fèi)用，萬(wàn)元；NNOC為脫硝運(yùn)營(yíng)費(fèi)用，萬(wàn)元；CNCC為脫硝建設(shè)成本，分/(kW·h)；CNOC為脫硝運(yùn)營(yíng)成本，分/(kW·h)；NDCC為除塵建設(shè)費(fèi)用，萬(wàn)元；NDOC為除塵運(yùn)營(yíng)費(fèi)用，萬(wàn)元；CDCC為除塵建設(shè)成本，分/(kW·h)；CDOC為除塵運(yùn)營(yíng)成本，分/(kW·h)；NMCC為脫汞建設(shè)費(fèi)用，萬(wàn)元；NMOC為脫汞運(yùn)營(yíng)費(fèi)用，萬(wàn)元；CMCC為脫汞建設(shè)成本，分/(kW·h)；CMOC為脫汞運(yùn)營(yíng)成本，分/(kW·h)。

計(jì)算中，建設(shè)費(fèi)用一般包括設(shè)備購(gòu)置費(fèi)、工程建筑費(fèi)、安裝費(fèi)、工程服務(wù)費(fèi)及其他相關(guān)費(fèi)用；運(yùn)營(yíng)費(fèi)用一般包括化學(xué)藥劑購(gòu)買費(fèi)、濾袋及龍骨更換費(fèi)、電費(fèi)、折舊費(fèi)、年維修費(fèi)、年人工費(fèi)及其他運(yùn)營(yíng)相關(guān)費(fèi)用。

2 數(shù)據(jù)來(lái)源

燃煤機(jī)組數(shù)據(jù)全部來(lái)源于實(shí)地調(diào)研，調(diào)研的省份包括廣東省、安徽省、山西省、天津市、河南省、吉林省等，其中在脫硫成本分析中調(diào)研了16臺(tái)機(jī)組，脫硝成本分析中調(diào)研了12臺(tái)機(jī)組，除塵成本分析中調(diào)研了12臺(tái)機(jī)組。

3 結(jié)果分析

3.1 脫硫成本分析

3.1.1 不同裝機(jī)容量機(jī)組脫硫成本比較

不同裝機(jī)容量機(jī)組脫硫成本比較見表1。由表1可見，裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組，脫硫建設(shè)成本在0～1.87分/(kW·h)，脫硫運(yùn)營(yíng)成本在0.53～1.51分/(kW·h)，脫硫成本在0.97～2.52分/(kW·h)。裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組，脫硫建設(shè)成本在0.43～1.56分/(kW·h)，脫硫運(yùn)營(yíng)成本在0.06～0.66分/(kW·h)，脫硫成本在0.49～1.89分/(kW·h)。裝機(jī)容量為1 000 MW及以上的機(jī)組，脫硫建設(shè)成本在1.32～1.73分/(kW·h)，脫硫運(yùn)營(yíng)成本在0.30～0.36分/(kW·h)，脫硫成本在1.62～2.09分/(kW·h)。

從平均值上看，裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組脫硫建設(shè)成本(0.73分/(kW·h))最低，比裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組(0.92分/(kW·h))低0.19分/(kW·h)，比裝機(jī)容量為1 000 MW以上的機(jī)組(1.52分/(kW·h))低0.79分/(kW·h)；裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組脫硫運(yùn)營(yíng)成本(0.41分/(kW·h))比裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組(0.97分/(kW·h))低0.56分/(kW·h)，比裝機(jī)容量為1 000 MW以上的機(jī)組(0.33分/(kW·h))高0.08分/(kW·h)；裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組脫硫成本最低，為1.14分/(kW·h)，比裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組低0.75分/(kW·h)，比裝機(jī)容量為1 000 MW及以上的機(jī)組低0.71分/(kW·h)。

表1 不同裝機(jī)容量機(jī)組脫硫成本對(duì)比

注：1)單位為104kW·h；2)單位為萬(wàn)元；3)單位為分/(kW·h)。

表2 不同區(qū)域脫硫成本分析

表3 不同SO2入口質(zhì)量濃度的脫硫成本對(duì)比

現(xiàn)行脫硫補(bǔ)貼為1.50分/(kW·h)，比300 MW機(jī)組、1 000 MW及以上機(jī)組的脫硫成本低，比600 MW機(jī)組的脫硫成本高，整體看來(lái)應(yīng)提高現(xiàn)行脫硫補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)。

3.1.2 脫硫成本區(qū)域差異性分析

不同區(qū)域脫硫成本比較見表2。可見，東部地區(qū)的脫硫成本在0.97～2.52分/(kW·h)，中部地區(qū)脫硫成本在0.49～1.89分/(kW·h)，西部地區(qū)脫硫成本為2.09分/(kW·h)；由脫硫成本平均值可以看出，西部地區(qū)脫硫成本最高，為2.09分/(kW·h)，比東部地區(qū)脫硫成本高0.22分/(kW·h)，比中部地區(qū)脫硫成本高0.95分/(kW·h)，懸殊較大。

3.1.3 不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)的脫硫成本分析

(1) SO2入口質(zhì)量濃度

不同SO2入口質(zhì)量濃度的脫硫成本對(duì)比見表3。由表3可見，SO2入口質(zhì)量濃度為0～<1 000 mg/m3時(shí)，脫硫成本在0.97～1.62分/(kW·h)，平均脫硫成本為1.19分/(kW·h)；SO2入口質(zhì)量濃度為1 000～<2 000 mg/m3時(shí)，脫硫成本在0.49～2.50分/(kW·h)，平均脫硫成本為1.73分/(kW·h)；SO2入口質(zhì)量濃度在2 000 mg/m3及以上時(shí)，脫硫成本為2.09～2.52分/(kW·h)，平均脫硫成本為2.31分/(kW·h)，可見隨著SO2入口質(zhì)量濃度的提高，脫硫成本相應(yīng)增加。

(2) 燃煤含硫量

按燃煤含硫量對(duì)脫硫成本進(jìn)行分類計(jì)算，結(jié)果見表4。由表4可見，含硫量為0～<0.5%(質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)時(shí)，脫硫成本在0.49～2.50分/(kW·h)，平均脫硫成本為1.51分/(kW·h)；含硫量為0.5～<1.0%時(shí)，脫硫成本在1.02～2.52分/(kW·h)，平均脫硫成本為2.00分/(kW·h)；含硫量在1.0%及以上時(shí)，脫硫成本為2.09分/(kW·h)，可見脫硫成本隨著燃煤含硫量的增加相應(yīng)提高。

3.2 脫硝成本分析

3.2.1 不同裝機(jī)容量機(jī)組脫硝成本比較

不同裝機(jī)容量機(jī)組脫硝成本比較見表5。由表5可見，裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組，脫硫硝建設(shè)成本在0.55～2.09分/(kW·h)，脫硝運(yùn)營(yíng)成本在0.46～1.17分/(kW·h)，脫硝成本在1.22～2.58分/(kW·h)。裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組，脫硝建設(shè)成本在0.76～1.49分/(kW·h)，脫硝運(yùn)營(yíng)成本在0.48～2.44分/(kW·h)，脫硝成本在1.84～3.43分/(kW·h)。裝機(jī)容量為1 000 MW及以上機(jī)組，脫硝建設(shè)成本在0.63～1.10分/(kW·h)，脫硝運(yùn)營(yíng)成本在0.58～1.06分/(kW·h)，脫硝成本在1.21～2.16分/(kW·h)。

表4 不同燃煤含硫量下的脫硫成本

表5 不同裝機(jī)容量機(jī)組脫硝成本對(duì)比

注：1)單位為104kW·h；2)單位為萬(wàn)元；3)單位為分/(kW·h)。

從平均值上看，裝機(jī)容量為1 000 MW及以上的機(jī)組脫硝建設(shè)成本(0.87分/(kW·h))最低，比裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組(1.30分/(kW·h))低0.43分/(kW·h)，比裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組(1.01分/(kW·h))低0.14分/(kW·h)；而裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組硝硫運(yùn)營(yíng)成本(0.65分/(kW·h))最低，比裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組(1.47分/(kW·h))低0.82分/(kW·h)，比裝機(jī)容量為1 000 MW及以上的機(jī)組(0.82分/(kW·h))低0.17分/(kW·h)。整體看來(lái)，裝機(jī)容量為300 MW機(jī)組的平均脫硝成本為1.96分/(kW·h)，裝機(jī)容量為600 MW機(jī)組的平均脫硝成本為2.47分/(kW·h)，裝機(jī)容量為1 000 MW及以上的機(jī)組平均脫硝成本最低，為1.69分/(kW·h)。

3.2.2 脫硝成本區(qū)域差異性分析

不同區(qū)域脫硝成本比較見表6?？梢姡瑬|部地區(qū)的脫硝成本在1.21～2.58分/(kW·h)，中部地區(qū)脫硝成本在1.84～1.97分/(kW·h)，西部地區(qū)脫硝成本為2.16分/(kW·h)；從平均脫硝成本可以看出，西部地區(qū)脫硝成本最高，為2.16分/(kW·h)，比東部地區(qū)高0.31分/(kW·h)，比中部地區(qū)高0.25分/(kW·h)。

3.2.3 不同技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)下的脫硝成本分析

(1) 不同脫硝技術(shù)的比較分析

電廠常用的脫硝技術(shù)有選擇性催化還原法(SCR)、選擇性非催化還原法(SNCR)以及低氮燃燒3種。鑒于目前國(guó)內(nèi)1 000 MW及以上規(guī)模機(jī)組較少，并且脫硝技術(shù)比較單一，在此不對(duì)1 000 MW及以上規(guī)模機(jī)組的脫硝技術(shù)進(jìn)行成本分析，選擇4臺(tái)300 MW機(jī)組及4臺(tái)600 MW機(jī)組為研究對(duì)象，對(duì)不同脫硝技術(shù)進(jìn)行成本分析，結(jié)果見表7。

4臺(tái)300 MW機(jī)組中，低氮燃燒+SNCR技術(shù)脫硝建設(shè)成本最高，為1.65分/(kW·h)，脫硝運(yùn)營(yíng)成本最低，為0.46分/(kW·h)，脫硝成本為2.11分/(kW·h)，相對(duì)較高；低氮燃燒+SCR技術(shù)脫硝建設(shè)成本最低為0.55～0.56分/(kW·h)，脫硝運(yùn)營(yíng)成本也相對(duì)較低，為0.67分/(kW·h)，脫硝成本最低，為1.22～1.23分/(kW·h)； SCR技術(shù)的脫硝運(yùn)營(yíng)成本最高，為1.17分/(kW·h)，脫硝建設(shè)成本也相對(duì)較高，為1.01分/(kW·h)，脫硝成本最高，為2.18分/(kW·h)；4臺(tái)600 MW機(jī)組均采用SCR技術(shù)，脫硝建設(shè)成本在0.76～1.49分/(kW·h)，脫硝運(yùn)營(yíng)成本在0.48～2.45分/(kW·h)，平均脫硝建設(shè)成本、平均脫硝運(yùn)營(yíng)成本分別為1.01、1.47分/(kW·h)，與300 MW機(jī)組大致相近?？傮w而言，SCR技術(shù)脫硝成本最高，低氮燃燒+SCR技術(shù)脫硝成本最低。

表6 不同區(qū)域脫硝成本

表7 不同脫硝技術(shù)的脫硝成本

表8 不同脫硝項(xiàng)目類型的脫硝成本對(duì)比

表9 不同裝機(jī)容量機(jī)組除塵成本

注：1)單位為104kW·h；2)單位為萬(wàn)元；3)單位為分/(kW·h)。

(2) 不同脫硝項(xiàng)目類型的比較分析

脫硝項(xiàng)目類型主要有新建項(xiàng)目、技術(shù)改造項(xiàng)目與同步建設(shè)項(xiàng)目3種。裝機(jī)容量為600 MW機(jī)組均為技術(shù)改造項(xiàng)目，裝機(jī)容量為300 MW機(jī)組的脫硝項(xiàng)目類型比較全面，為比較脫硝項(xiàng)目類型對(duì)脫硝成本的影響，對(duì)5臺(tái)300 MW機(jī)組的脫硝成本進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)果見表8。

由表8可見，新建項(xiàng)目的脫硝建設(shè)成本最高，為1.96～2.09分/(kW·h)，其次是技改項(xiàng)目，脫硝建設(shè)成本為1.65分/(kW·h)，同步建設(shè)項(xiàng)目的脫硝建設(shè)成本最低，為0.55分/(kW·h)；脫硝運(yùn)營(yíng)成本最高的是同步建設(shè)項(xiàng)目，為0.67分/(kW·h)，其次是新建項(xiàng)目，為0.46～0.49分/(kW·h)，最低的是技改項(xiàng)目，為0.46分/(kW·h)。從脫硝成本來(lái)看，新建項(xiàng)目脫硝成本最高，其次是技改項(xiàng)目，同步建設(shè)項(xiàng)目脫硝成本最低。

3.3 除塵成本分析

3.3.1 不同裝機(jī)容量機(jī)組除塵成本比較

不同裝機(jī)容量機(jī)組除塵成本對(duì)比見表9。由表9可見，裝機(jī)容量為300 MW的機(jī)組，除塵建設(shè)成本在0～0.23分/(kW·h)，除塵運(yùn)營(yíng)成本在0.17～0.44分/(kW·h)，除塵成本在0.22～0.49分/(kW·h)。裝機(jī)容量為600 MW機(jī)組，除塵建設(shè)成本在0～0.24分/(kW·h)，除塵運(yùn)營(yíng)成本在0.06～0.60分/(kW·h)，除塵成本在0.06～0.84分/(kW·h)。由于多數(shù)機(jī)組除塵設(shè)施與脫硫脫硝設(shè)施同步建設(shè)，除塵建設(shè)成本核定為0，從而導(dǎo)致不同機(jī)組間除塵成本差異較大。

表10 不同區(qū)域除塵成本對(duì)比

從平均值上看，裝機(jī)容量為300 MW機(jī)組的除塵建設(shè)成本為0.05分/(kW·h)，除塵運(yùn)營(yíng)成本為0.30分/(kW·h)，分別比裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組低0.07、0.03 分/(kW·h)；裝機(jī)容量為300 MW機(jī)組的平均除塵成本為0.35分/(kW·h)，比裝機(jī)容量為600 MW的機(jī)組低0.10分/(kW·h)。

3.3.2 除塵成本地域差異分析

由表10可見，東部地區(qū)除塵成本在0.22～0.49分/(kW·h)，平均除塵成本為0.38分/(kW·h)；中部地區(qū)除塵成本在0.06～0.28分/(kW·h)，平均除塵成本為0.22分/(kW·h)；西部地區(qū)除塵成本為0.84分/(kW·h)，除塵成本地域差異較大。

3.4 脫汞成本分析

由于我國(guó)電廠目前沒(méi)有進(jìn)行脫汞改造，因此脫汞成本分析主要基于現(xiàn)有文獻(xiàn)資料。根據(jù)美國(guó)政府責(zé)任辦公室對(duì)燃煤電廠吸附劑噴注脫汞技術(shù)運(yùn)行數(shù)據(jù)的調(diào)研結(jié)果，單獨(dú)采用吸附劑噴注脫汞技術(shù)的14套機(jī)組，其采購(gòu)、安裝吸附劑噴注裝置和相關(guān)的監(jiān)測(cè)裝備的平均費(fèi)用約為360萬(wàn)美元，采購(gòu)、安裝、運(yùn)行吸附劑噴注及監(jiān)控一體化裝備的均攤成本為0.12美分/(kW·h)，折合人民幣0.74分/(kW·h)。

3.5 環(huán)保綜合電價(jià)核算

不同裝機(jī)容量、不同區(qū)域機(jī)組的脫硫、脫硝、除塵成本差異較大，因此分別根據(jù)機(jī)組裝機(jī)容量、不同區(qū)域兩種方案核算環(huán)保綜合電價(jià)。

根據(jù)式(1)，300 MW機(jī)組不含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為4.20分/(kW·h)，含脫汞成本環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼為4.94分/(kW·h)；600 MW機(jī)組不含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為4.06分/(kW·h)，含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為4.8分/(kW·h)；在除塵成本分析中未調(diào)研1 000 MW及以上機(jī)組的除塵成本，在此根據(jù)現(xiàn)行的除塵補(bǔ)貼(0.20分/(kW·h))為除塵成本核算環(huán)保綜合電價(jià)，則1 000 MW及以上機(jī)組不含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為3.74分/(kW·h)，含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為4.48分/(kW·h)。

按區(qū)域核算環(huán)保綜合電價(jià)時(shí)，東部地區(qū)不含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為4.10分/(kW·h)，含脫汞補(bǔ)貼的環(huán)保綜合電價(jià)為4.84分/(kW·h)；中部地區(qū)不含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為3.27分/(kW·h)，含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為4.01分/(kW·h)；西部地區(qū)不含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為5.09分/(kW·h)，含脫汞成本的環(huán)保綜合電價(jià)為5.83分/(kW·h)。

4 結(jié)論與建議

由于不同區(qū)域、不同裝機(jī)容量的燃煤機(jī)組具有不同的脫硫、脫硝、除塵成本，而當(dāng)前環(huán)保綜合電價(jià)采取一刀切的補(bǔ)貼方案，難以調(diào)動(dòng)企業(yè)積極性。本研究基于實(shí)地調(diào)研數(shù)據(jù)，對(duì)不同裝機(jī)容量、不同區(qū)域機(jī)組的脫硫、脫硝、除塵成本進(jìn)行研究，提出具有差異性的環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼方案。此外，燃煤含硫量、脫硫脫硝技術(shù)等不同經(jīng)濟(jì)參數(shù)的選擇對(duì)脫硫脫硝成本也有較大影響，SO2入口質(zhì)量濃度越高，脫硫成本相應(yīng)增加，脫硫成本隨著燃煤含硫量的增加相應(yīng)提高；低氮燃燒+SNCR技術(shù)的脫硝成本最低，SCR技術(shù)脫硝成本最高，在環(huán)保綜合電價(jià)核定時(shí)可根據(jù)不同經(jīng)濟(jì)技術(shù)參數(shù)給予適當(dāng)調(diào)節(jié)。

為確保電價(jià)補(bǔ)貼政策能夠有效推進(jìn)大氣污染物減排，后期應(yīng)在以下幾方面繼續(xù)開展研究：(1)完善污染減排激勵(lì)機(jī)制，保障脫硫、脫硝和高效除塵等各種污染治理設(shè)施的正常運(yùn)行和穩(wěn)定運(yùn)轉(zhuǎn)，推動(dòng)電力企業(yè)多種污染物的全面減排和清潔化發(fā)展，為我國(guó)大氣環(huán)境質(zhì)量全面改善提供政策保障；(2)根據(jù)企業(yè)連續(xù)在線監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，結(jié)合環(huán)保部門日常監(jiān)督性監(jiān)測(cè)結(jié)果，對(duì)電廠污染治理設(shè)施投運(yùn)率與脫除效率進(jìn)行核定；(3)切實(shí)加強(qiáng)環(huán)保綜合電價(jià)補(bǔ)貼資金使用的監(jiān)管。

[1] CHEN M S,LIN K P.On the design and analysis of the privacy-preserving SVM classifier[J].Knowledge and Data Engineering,2011,23(11):1704-1717.

[2] DONNELLY A,MISSTEAR B,BRODERICK B.Application of nonparametric regression methods to study the relationship between NO2concentrations and local wind direction and speed at background sites[J].Science of the Total Environment,2011,409(6):1134-1144.

[3] LIN Jintai,MCELROY M B,BOERSMA K F.Constraint of anthropogenic NOxemissions in China from different sectors: a new methodology using multiple satellite retrievais[J].Atmospheric Chemistry and Physics,2010,9(5):63-78.

[4] 郭斌，廖宏楷，徐程宏，等．我國(guó)SCR脫硝成本分析及脫硝電價(jià)政策探討[J].熱能動(dòng)力工程，2010，25(4)：437-440．

[5] DONG Zhanfeng,QIONG Wu,WANG Jinnan,et al.Environmental indicator development in China:debates and challenges ahead[J].Environmental Development,2013,7(1):25-27.

[6] 李顯鵬．燃煤電廠脫硫脫硝電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制研究[D].北京：華北電力大學(xué)，2009．

[7] 廖永進(jìn)，王力，駱文波．火電廠脫硫電價(jià)研究與探討[J].中國(guó)電力，2008，14(3)：71-74．

[8] 李曉瓊，楊春玉，董戰(zhàn)峰,等.電力行業(yè)氮氧化物減排成本核算與價(jià)格政策研究[J].電力需求側(cè)管理，2014(1)：25-28.

[9] 張晶．火力發(fā)電企業(yè)環(huán)境成本內(nèi)部化研究[D].北京：華北電力大學(xué)，2012．

[10] 姚鴻男．火電廠脫硫變動(dòng)成本分析[J].電力科技與環(huán)保，2010，26(3)：60-62．

Researchontheintegratedenvironmentalelectricitypricesubsidypolicyofthepowerindustry

HAOChunxu1，DONGZhanfeng1，YANGLifei2.

(1.ChineseAcademyforEnvironmentalPlanning,Beijing100012;2.ChinaElectricEquipmentandTechnologyCo.，Ltd.，Beijing100052)

The integrated environmental price subsidy policy was a policy tools aimed at pollution reduction for electricity power industry,but the one-size-fits-all subsidy was difficult to mobilize the enthusiasm of electricity power enterprises. Based on the field survey data,this research investigated the desulfurization,denitration and dust removal cost of unit with different installed capacity or in different region using the average cost method,then put forward the comprehensive integrated environmental electricity price subsidy scheme so as to perfect and improve environmental electricity subsidy policy,and make full use of price leverage.

average cost method; subsidy; difference; integrated environmental electricity price

郝春旭，女，1986年生，博士，助理研究員，主要從事環(huán)境經(jīng)濟(jì)政策、環(huán)境戰(zhàn)略與規(guī)劃及環(huán)境績(jī)效評(píng)估等領(lǐng)域的研究。#

。

*國(guó)家自然科學(xué)基金委科學(xué)部主任基金應(yīng)急項(xiàng)目(No.71341027)。

10.15985/j.cnki.1001-3865.2016.12.019

編輯:丁 懷 (

2016-06-30)