电力行业氮氧化物减排成本核算与价格政策研究

李晓琼，杨春玉，2，董战峰，葛察忠，高树婷，周 全

（1.环境保护部 环境规划院，北京 100012；2.南开大学 环境科学与工程学院，天津 300071）

电力行业氮氧化物减排成本核算与价格政策研究

李晓琼1，杨春玉1，2，董战峰1，葛察忠1，高树婷1，周 全1

（1.环境保护部 环境规划院，北京 100012；2.南开大学 环境科学与工程学院，天津 300071）

分析了我国制定氮氧化物价格政策的必要性，并应用污染物边际处理费用函数对电力行业氮氧化物减排进行成本核算。结果显示，平均单位脱硝总成本为1.19分/kWh，现行1.0分/kWh的脱硝补贴电价难以弥补脱硝运营成本和投资，建议将现行脱硝电价补贴额度至少提高至1.20分/kWh。

电力行业；氮氧化物减排；成本核算；边际处理费用，脱硝电价

“十一五”期间，国家将主要污染物排放总量减少10%的要求作为约束性指标，带动了全国各项环境保护工作的深入开展，使我国环境保护工作呈现出前所未有的良好局面。其中，脱硫电价补贴政策、污染减排专项资金等环境经济政策对污染减排起到了重要的支撑作用。二氧化硫减排虽已取得了显著进展，但我国大气环境形势依然严峻。国家环境保护“十二五”规划［1］中明确提出对区域复合性污染有重要影响的氮氧化物因子增加到总量控制领域，作为约束性指标在“十二五”期间削减10%。

目前我国总体上已经进入总量控制边际成本急剧上升的阶段，应继续加大环境经济政策的力度，充分运用市场经济手段促进污染减排。为此，迫切需要研究完善环保综合电价政策，如：脱硝电价补贴等环境经济政策，为“十二五”、“十三五”乃至更长时期深化污染物减排工作提供有效的经济手段。

1 制定氮氧化物价格政策的必要性

1.1 电力行业氮氧化物污染控制

1.1.1 氮氧化物污染排放状况

近年来，我国氮氧化物的排放量呈上升趋势，“十一五”期间主要的大气污染控制目标是二氧化硫，对氮氧化物没有进行总量控制。氮氧化物排放量从2005年的1 523.8万t上升到2010年的1 852.4万t。2011年全国氮氧化物排放量2 404万t，与2010年相比上升5.73%，排放量不降反升，没有完成年初预定的要下降1.5%的目标。与2010年相比，2011年全国火电装机容量增长8%，氮氧化物排放量增长8%。近5年来，工业氮氧化物排放量占总排放量的76%左右。近年氮氧化物排放量变化与构成如图1所示。

图1 2007—2011年全国氮氧化物排放量

电力行业是氮氧化物最主要的排放源。在2010年全国各行业氮氧化物排放量占比中，电力行业氮氧化物排放量占46%，是氮氧化物排放量的最重要来源。工业（水泥、钢铁、化工等行业）和交通运输业分别占比26%，生活氮氧化物排放量占比2%。电力行业氮氧化物排放的地区分布不均，主要来自人口密集、工业集中、经济发展较快的地区，内蒙古、江苏、山东、河南、山西、河北的氮氧化物排放量约占全国总排放量的43%。

1.1.2 电力行业氮氧化物污染控制现状

目前已投运的烟气脱硝机组以新建机组为主，且大部分采用选择性催化还原（selective catalytic reduction,SCR）技术。2011年各省已建脱硝机组装机容量中，广东、江苏和浙江脱硝装机容量分别达到了1 800万kW、1 600万kW和1 400万kW，位居前三位。在脱硝装机容量占总装机容量的比例中，北京占比高达75%，远远高于其他省市。但是脱硝效率普遍偏低，2011年脱硝机组综合脱硝效率在40%以下机组的装机容量约7 786万kW，占脱硝装机容量的一半以上。

随着电力行业的不断发展，污染物排放居高不下，国家先后出台了《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）［2］以及《国家发改委关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》［3］等政策法规，加大了对电力行业的控制力度。

“十二五”是我国全面建设小康社会的关键时期，工业化、城镇化将继续快速发展。预测显示，“十二五”期间电力行业将新增氮氧化物排放量102万t。在消化巨大新增量的基础上，需大幅削减氮氧化物排放总量，污染防治任务十分艰巨。

1.2 制定氮氧化物价格政策的意义

1.2.1 控制PM2.5等大气污染

近年来，我国多个地区持续出现大规模灰霾污染事件，部分城市PM2.5日均浓度峰值超过了600μg/m3，接近我国《环境空气质量标准》（GB 3095—2012）二级标准限值的9倍。而氮氧化物排放是影响PM2.5浓度的重要因素之一。根据中国环境规划院的研究结果，我国PM2.5中硝酸盐平均约占17%，因此，通过制定氮氧化物价格政策，实施燃煤电厂脱硝电价，对大幅削减氮氧化物排放量、缓解区域灰霾等大气污染问题具有重要意义。

1.2.2 提供经济刺激手段

近年来，我国火电企业经营形势持续恶化，脱硝设施建设运行的动力严重不足。截至2011年10月，中央五大发电集团火电业务亏损已达到180亿元，亏损面超过70%，资产负债率居高不下。环保部有关负责人表示，截至2012年底，全国已建成脱硝设施的燃煤机组装机容量达到2.25亿kW，按照当前脱硝电量每千瓦时补贴8厘钱标准，年脱硝电价补贴将超过100亿元。脱硝电价补贴政策能够弥补发电企业脱硝建设运营成本，保障脱硝设施全面投运，鼓励企业不断提高运营水平和减排效率，大大推进全国氮氧化物减排工作。

1.2.3 加强经济政策保障

实践证明，“十一五”期间脱硫电价的制定有效地调动了发电企业安装脱硫设施的积极性，保障了脱硫设施的正常运行，减少了电力行业二氧化硫的排放。据环保部门估计，发电企业脱硫对二氧化硫减排的贡献率约70%。因此为推动“十二五”电力行业氮氧化物的控制工作，也应制定氮氧化物价格政策，完善燃煤电厂脱硝电价，为火电厂氮氧化物减排提供良好的经济政策环境，同时也为日后进一步完善环保综合电价体系，与脱硫电价、除尘电价、可再生能源电价等政策相互配合，为促进电力行业节能减排工作提供有力的经济政策保障。

1.2.4 缓解电价体制弊端

2002年，我国电力行业实施“厂网分开”后，将发电企业推向市场化边缘。电厂装配脱硫、脱硝设施必然会增加成本，若按行政分配上网电量和电价，发电成本增加会挤占电力企业的利润空间；反之，若采取竞价上网的模式，上网电量和电价按价格高低由市场决定，那么发电成本增加必然会使电力企业丧失竞争优势。可见在现行电价管理体制下，电厂缺乏大规模削减各种污染排放的动力［4］。而目前的电价扭曲是深层次体制问题，短期内难有根本性改变。在诸多因素制约下，实施脱硝电价等环保电价政策是推进电厂进行大规模减排的重要途径。

2 电力行业氮氧化物减排成本核算

2.1 建立污染物联合削减费用函数

从环境经济学理论看，污染物的边际处理费用就是在一定的污染削减水平下，增加单位污染物削减所需要的费用，对于生产和消费中排放的污染物，主要是指所需要的末端治理费用。由定义可知，污染物边际处理费用可以看作是“污染的价格”，是单位污染物排放所需缴纳的排放费用，可以作为单位污染物的治理成本。具体方法如下：

根据《中国工业污染经济学》［5］，对于处理n种污染物的第i个企业的污染治理，其联合削减费用函数形式为

式中：Ci为第i个电厂的污染物削减总费用；Mj为电厂i所在的j地区的成本（包括煤价、劳动力等）；Wi为电厂i的废气排放量；Xi为电厂i的特性；Ein为n种污染物的出口浓度；Iin为n种污染物的进口浓度。

采用二阶二级函数对费用函数进行逼近，可以得到4种形式的治理费用函数。资料显示，简单的固定弹性模型能够较好地解释变量之间的关系，对模型简化表示成如下形式

式中：α0、α1、βk为系数。

对第i种污染物的排放量进行偏导，即可得到指定污染物的边际处理费用函数

2.2 数据收集与分析

课题组对广东省和安徽省的12家电厂（23台机组）进行了调研。据了解，所有电厂均采用了SCR（选择性催化还原法）技术，另有4家电厂配有低氮燃烧技术。12家电厂中，脱硝项目类型为技改的电厂10家，同步建设的电厂2家。绝大多数机组的脱硝设施投运率都在97%以上，脱硝效率达到了70%以上。经初步整理，筛去数据不全及不明晰的情况，选出A、B、C、D、E等5家电厂共8个机组的数据，进行下一步的函数计算。各电厂与机组的脱硝设施具体情况如表1所示。

2.3 氮氧化物边际处理费用计算

根据公式（2）,氮氧化物边际处理成本的函数，可以表示为

式中：Ci为第i个电厂的污染物削减总费用；Wi为电厂i的废气排放量；Ein为氮氧化物出口浓度；Iin为氮氧化物进口浓度。对应的边际处理费用函数，可以表示为

根据公式（4），结合调研数据，用EVIEWS软件对样本数据进行回归，将计算出的结果代入公式（5），得出各机组的脱硝边际处理费用，单位为元/kg。根据公式

表1 燃煤电厂脱硝设施情况汇总

表2 氮氧化物减排边际处理费用计算

3 脱硝电价政策建议

3.1 提高现行脱硝电价补贴额度

经实地调研，目前我国发电企业建设脱硝设施的单位总成本约为1.2～1.5分/kWh。研究人员对电厂数据进行的边际处理费用计算得出，平均单位脱硝总成本为1.19分/kWh。由此可见，现行1.0分/kWh的脱硝补贴电价难以弥补脱硝运营成本和投资。建议将现行脱硝电价补贴额度至少提高至1.20分/kWh。

3.2 以省为单位制定脱硝补贴电价

考虑当前电价空间非常有限，以及加价标准设置应体现脱硝设施投资建设、运营成本差异，建议各省以省为单位，按照弥补部分成本、分步到位的原则，考虑不同建设类型、机组容量、脱硝方法、燃烧煤种、排放浓度、脱硝效率等客观因素的加价系数，在现有的上网标杆电价基础上进行加计，并按各客观因素的加价系数在基准加价标准的基础上，进行增减调整后确定发电企业脱硝电价的加价标准［6］。

3.3 加强脱硝设施运行考核、监管

在国家出台脱硝电价政策后，下一步应由相关部委联合发文，明确环保考核指标、在线监测及监管要求。由于实际脱硝效果受到脱硝设施投运率、脱硝效率及电厂负荷变化等因素影响，建议在制定脱硝考核标准时，考虑电厂氮氧化物排放浓度和排放总量，而非单纯的考核脱硝效率。此外，可借鉴脱硫电价经验，将脱硝设施在线监测系统同步接入环保部门和电力监管机构。

3.4 脱硝设施投运率实行分段考核

目前，大部分燃煤机组采用SCR法进行脱硝，此方法存在“最低喷氨温度”瓶颈制约：燃煤机组在省煤器出口段烟气温度不能满足脱硝装置的“最低喷氨温度”的要求，为保护催化剂活性，脱硝装置将被迫停运。因此，建议对调峰机组或长期运行于40%额定负荷以下的机组，脱硝设施投运率分段考核（当机组在40%以下额定负荷运行时，脱硝设施投运率不考核）。

3.5 相关配套措施

除价格政策外，建议国家出台相关配套措施，协同推进电力行业脱硝减排工作。

一是加强对还原剂的市场调控。随着今后脱硝设施的大批建设，还原剂需求会大幅增加。为避免还原剂市场价格大幅上涨，建议国家提前研究制定有关措施，保障还原剂有序供应，稳定市场价格。

二是合理安排检修时间。在役机组加装脱硝设施时，通常需要40天左右的停机改造，若机组停机时间过于集中，可能影响正常的电力生产供应，也会对脱硝工程的工期安排和工程质量产生不利影响。建议适当放宽老机组脱硝改造时间，合理安排检修计划。

三是尝试开展排污权有偿交易试点。借鉴市场化思路，设立氮氧化物排放指标，并允许进行指标有偿交易，利用市场化手段提高电厂运行脱硝设施的积极性，并拉动下游脱硝工程设计施工及设备的需求。

四是制定相关优惠措施。对脱硝机组考虑在电量指标、银行贷款利率、税收等方面给予发电企业一定的政策优惠，对脱硝进口催化剂提供退税优惠，允许脱硝设备抵免所得税。加大对脱硝关键技术研发的支持力度，鼓励技术创新和自主化。

：

［1］环境保护部.GB 13223—2011，火电厂大气污染物排放标准［S］.北京：中国环境科学出版社，2011.

［2］国务院.国家环境保护十二五规划［L］.2011-12-15.

［3］国家发展和改革委员会.国家发展改革委关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知［L］.2012-12-28.

［4］王金南，陆军，吴舜泽.中国环境政策：第八卷［M］.北京：中国环境科学出版社，2011：244-273.

［5］曹东.中国工业污染经济学［M］.北京：中国环境科学出版社，1999：96-97.

［6］莫勋.浅析陕西火电企业脱硝电价现状［N］.中国电力报，2011-12-20(7).

［7］王志轩，张建宇.中国燃煤电厂大气污染物控制现状［M］.北京：中国电力出版社，2009.

［8］张帆.环境资源与经济学［M］.上海：上海人民出版社,1998：103-105.

［9］张近朱.发电企业减排CO2的技术经济政策［J］.东北电力技术,2002（6）：23-25.

［10］孙钰.外部性的经济分析及对策［J］.南开经济研究，1999（3）：31-34.

Study on cost accounting and pricing policy of NOxreduction from power industry

LI Xiao⁃qiong1,YANG Chun⁃yu1,2,DONG Zhan⁃feng1,GE Cha⁃zhong1,GAO Shu⁃ting1,ZHOU Quan1
（1.Chinese Academy for Environmental Planning,Beijing 100012,China;2.Nankai University,Tianjin 300071,China）

This article details in NOxpollution situation in China,especially in the power industry,and the meanings of NOxfeed⁃in tariff grant for urban power plants.Marginal costs of NOxemission reduction in coal⁃fired power plants were calculated,based on survey data of investment and O&M costs of denitrifica⁃tion equipments in coal⁃fired power plants across mid⁃and south⁃ern China.It is concluded that the newly implemented feed⁃in tar⁃iff grant,1.19 CNY/kWh in China,is unable to cover the marginal cost of NOxreduction.Policy suggestions including raise the feed⁃in tariff by 1.20 CNY/kWh are given for the denitrification and feed⁃in tariff policy.

power industry;NOxemission reduction;cost ac⁃counting;pricing policy;feed⁃in tariff

X773；F407.61

B

1009-1831（2014）01-0025-04

2013-09-24；修回日期：2013-10-13

2012年度国家环境保护公益性行业科研专项项目（201209001）；国家自然科学基金委员会管理科学部主任基金2013年第3期应急研究项目（71341023）

李晓琼（1982），女，北京人，硕士，美国能源与环境设计认证LEED AP，研究方向为环境经济政策、环境管理、节能减排政策、可持续发展等；杨春玉（1987），女，新疆伊宁人，博士，研究方向为环境经济、环境科学等；董战峰（1979），男，安徽宿州人，博士，副研究员，研究方向为环境政策、环境经济学、公共管理、政策评估等；葛察忠（1965），男，浙江衢州人，硕士，研究员，研究方向为环境经济政策、环境规划、公共管理等；高树婷（1963），女，河北唐山人，硕士，研究员，研究方向为环境经济政策、环境规划、公共管理等；周全（1987），女，湖南益阳人，硕士，研究方向为环境经济政策、环境管理等。

（

杨 凯）