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脱硫电价的制定要因地制宜，注重鼓励 | |||||
来自重庆地区电厂脱硫成本的调查 | |||||
| 煤炭资讯网 | 2007-11-20 10:18:18 要闻 | ||||
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国家发改委和环保总局于今年5月29日底联合颁布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（发改价格〔2007〕1176号，以下简称办法）后，目前各省市已陆续着手该项工作。一时间，脱硫电价问题成为电力行业、包括环保脱硫公司在内的有关各方最为关注的焦点。 据笔者了解，重庆市政府先后召开了多次有关节能减排会议，并召开了脱硫电价执行情况座谈会，但有关脱硫电价的政策还在酝酿之中。许多企业负责人当前担心物价局制定的脱硫电价偏低或过低，将会严重影响企业经济效益和开展脱硫工作的积极性。这的确是发电企业最为敏感的问题，事关国家节能减排大计能否实现。笔者以为，就现阶段而言，脱硫电价的制定应当因地制宜，注重鼓励。 重庆一位主力电厂的负责人反映：“长期以来，重庆作为使用高硫煤的地区，脱硫电价一直偏低，造成脱硫电价倒挂，脱硫效果越好，亏损越严重，这很挫伤我们发电企业脱硫工作的积极性。近年来，煤炭的成本不断上涨，基本全部放开，由市场调控，虽然重庆实行了两次煤电联动，但持续的上涨导到发电成本过高，加之今年系统叫停较多，前三个季度火电发电平均利用小时数为2000多小时，同比平均减少36.87%，发电运行小数的大幅减少，导致经营效果大打折扣，可能出现严重亏损，明年形势会更加严峻。如果下一步政府在制定政策方面不考虑实际情况，我们真不知该何去何从？” 针对脱硫投资成本和运行成本两个主要问题，笔者请教了有关业内人士和电厂专家。 自上个世纪六十年代出现以来，经过不断的改进和发展，石灰石—石膏脱硫工艺已经成为烟气脱硫技术中技术最为成熟，应用最为广泛的脱硫技术，目前占全球脱硫装机总容量的85%，我国采用的工艺绝大多数也是这种脱硫方式（无论是煤粉炉还循环流化床，都可以在燃料中掺入适当比例的石灰粉到炉内燃烧进行脱硫，煤粉炉使用的一般是原煤，含硫量相对于煤矸石高得多，如果是高硫煤，为了确保脱硫效果，煤粉炉还要将燃烧后经过电除尘器后烟气与石灰石粉浆相混合以充分发生化学反应，进一步脱硫。由此可见，石灰石—石膏湿法脱硫其实主要通过燃烧脱硫和烟气脱硫两种方式实现脱硫目的）。实践表明，石灰石—石膏湿法脱硫因燃用高硫煤或低硫煤在投资和运行成本上具有显著的区别，换一种说法，脱硫的投资和运行成本高低主要决定于燃料煤含硫量的高低。但人们在谈及石灰石—石膏湿法脱硫的投资和运行成本时往往较易忽略高硫煤与低硫煤的差别，特别是业外人士对此更是不太了解，甚至有些领导用个别低硫煤的工程实例或一些理想的理论数据来要求高硫煤投资成本、石灰石消耗“也应当如此”，这其实是不科学的，应该具体情况具体分析。 就脱硫投资成本而言，专家称：脱硫装置投资费主要包括设备购置费和建筑安装费。一般的估算方法是建设一千瓦的脱硫设备，需要投资200元。但装机容量同样为300MW或600MW的两台燃煤发电机组，由于煤质相差大，如果脱硫效率均要求达到95%来满足排放要求，其配套设备的参数也是要显著发生变化的，从实际情况看，其燃煤含硫量在3%（高硫煤）时的投资成本可达到含硫1%（低硫煤）投资成本的1.5~2.5倍左右。其主原因是与含硫3%的配套脱硫装置设备有关，如皮带机、磨机、循环泵、氧化风机、吸收塔等的必然增大所至。含硫3%的脱硫装置消耗的石灰石和产生的石膏是含硫1%的脱硫装置的3倍，所以其选用的磨机、皮带脱水机和氧化风机的容量也应是含硫1%的脱硫装置选用的3倍左右。循环泵和吸收塔虽然没有3倍的增大关系，但其增量也是非常巨大的。设备容量的增大导致设备的成本增加，从而增加了整个装置的投资费用，这是可以理解的，也是显而易见的。 就脱硫运行成本而言，脱硫装置的运行成本主要包括电能消耗、脱硫剂消耗、工艺水消耗等。高硫煤的脱硫材料的耗量基本上是低硫煤脱硫材料耗量分子相比的倍数。也就是说，含硫3%的脱硫装置消耗的石灰石和产生的石膏是含硫1%的脱硫装置的3倍左右。其他电耗、水耗、脱硫剂等也相应大幅提高。据重庆一家发电企业财务报表显示，去年他们电厂刚刚建成投产，年发电16亿千瓦小时，售电14.24亿千瓦小时，厂用电率为11%，脱硫成本费用总额为6220万元，其中材料成本4500万元，耗用石灰石24.9万吨，其脱硫电价仅为436元/万千瓦小时(含税价)，可见，难以补偿其脱硫成本，如果发电愈多，脱硫费用愈高，企业就会亏得愈多。类似的情况在其他电厂也得到了证实。 综上所述，由于燃用高、低硫煤的脱硫装置配套和设备的参数不相同，甚至差异性较大，会导致装置的投资与运行成本不尽相同。所以，我们应尊重科学，尊重实际，具体情况具体分析，不能用低硫煤的投资或运行成本的实例来要求高硫煤。重庆作为西南高硫煤地区，早已全国闻名，得到众多专家的证实。根据众多发电厂多年的运行情况表明，脱硫效率需达到95%以上才能符合环保法规的要求，这与《办法》中提到的“一般应达到90%以上才能保证达到so2排放标准”大有出入。这在发电企业运行小数不足、电煤成本猛涨的情况，要保证脱硫设施投运率和效果更是显得力不从心。《办法》明确规定：电厂使用的煤炭平均含硫量大于2%或者低于0.5%的省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，报国家发改委审批。而根据重庆主力火电厂提供的数据，入厂煤的含脱量平均在4.5%左右，远远大于《办法》中规定的2%的上限标准。 《办法》其实已经提供了因地制宜制定脱硫电价的政策依据。笔者以为，我国现阶段，国家要推动节能减排工作，确保“十一五”目标顺利实现，应尊重脱硫成本的实际情况，在发展利用清洁能源的同时，一方面在环保执法力度上要加强，另一方面对积极搞好节能减排工作的企业，要给予政策扶持。各地应针对自身实际，本着“因地制宜，注重鼓励”的原则制定脱硫电价，公平补偿脱硫成本，用经济杠杆充分调动发电企业节能减排的积极性，只有这样，才能使先进的脱硫技术不断得到发展，促使脱硫脱果得到充分保证，从而使我们的生产生活环境得到有效保护。
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