一份0.8分脱硝补贴电价成本账
“0.8分/千瓦时是绝对不够的!”这是中国电力新闻网记者对在役30万千瓦脱硝成本采访中，得到最多的答复。正如大唐集团总经理陈进行在两会上的表述：目前的经营形势下，五大电力集团几乎不可能完成脱硝改造的任务。采访中，记者也对火电企业的压力感同身受。
自2013年1月1日起，脱硝电价试点范围由原来的14个省(自治区、直辖市)的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组，标准仍为每千瓦时0.8分。但记者调查发现，政策实施几个月以来，对火电企业的激励效果似乎并不明显，电厂对于此项政策的反应大多平淡。原因即是业内一直普遍反应的：0.8分/千瓦时的补贴根本无法抵消电厂的脱硝成本。那么，一台机组的脱硝成本究竟有多少?脱硝电价到底应该如何制定才足够合理?
直接成本1.2分/千瓦时
“我们去年投了一台30万千瓦机组，今年要投一台60万千瓦机组，明、后年还各有一台。现在还不能算这个细账，也没有精力算。”记者在对华中某电厂设备管理负责人就此事进行采访时，深感他欲言又止背后的无奈。
脱硝电价政策实行以来，总有人表示补贴难抵成本，但是，一台30万千瓦机组的脱硝成本究竟有多少?设备管理负责人给记者算了这样一笔账：在一台在役30万千瓦机组进行脱硝改造建设的成本大约在6000万元左右。日前，华电能源工程公司所属北京龙电宏泰环保科技有限公司与河南煤化集团商丘裕东发电有限责任公司正式签署了《2x315MW机组烟气脱硝改造工程EPC总承包合同》，合同总金额1.2亿元。也印证了这一普遍成本。
其中40%是催化剂的费用，即2400万元。也就是说，一次性建设成本为3600万元，按每台机组在役20年来算，每年分摊约180万元成本。但资料显示，市面上催化剂使用寿命在2.4万小时，拿上述华中某电厂为例，该厂去年的设备利用小时数只有3900小时左右，该厂大概需要每6年更换一次催化剂，也就是说，每年都要增加催化剂成本400万元。“再加上财务成本、设备折旧费用、人工成本等，总计成本应该在1400万元左右。”这位负责人对记者表示。
记者对多家电厂进行采访，了解到一台在役60万千瓦机组的脱硝改造成本大多在1.2-1.3亿左右。仍按上述电厂3900小时的设备利用小时数计算，这样，该厂每年得到的脱硝补贴(机组功率*利用小时数*补贴电价)为936万元。
一道算术题，我们可以明确的看出，一台30万千瓦脱硝改造设备要实施脱硝电价确实要1.2分/千瓦时才能刚刚抵消成本。
而在实际中，并不是每台脱硝改造的机组都可以安稳的过起“在役20年的好日子”。“运行成本最高的机组达到2.7分/千瓦时。一方面，这一机组是原始混凝土结构，基础改造难度很大，更为重要的是，机组剩余运行时间仅5~7年，而所有的脱硝改造成本都要分摊到这些剩余运行时间里。”国电集团的一位相关负责人曾经公开表示。
而中国电力企业联合会研究室主任潘荔也曾表示，煤质、机组类型等方面的差异，造成火电企业脱硝成本差距很大，在中电联的测算中，1.5~1.9分/千瓦时的运行成本都是存在的。
间接成本不可估
同时，上述负责人也对中电新闻网记者说：“从目前几个月运行统计数据看，每千瓦时成本达到了1.2分，仅仅脱硝一项，带来的厂用电量、尿素成本增加就远超出8厘钱的脱硝电价。这只是消耗的直接成本，都没考虑到其他因素。”
上述所说“其他因素”便包含了更多不可预计的间接成本：“我们公司去年投了一台机组的脱硝设备，运行一段时间后，出现了很多原来没有预料到的问题：最为严重的如对空预器造成的严重堵塞。”记者了解到，空预器堵塞了只能用高压水清洗，电厂需要先控制运行参数，然后再创造机会清洗。且不论这期间增加的成本和造成的损失，即便可以做到在不影响生产的情况下进行清洗，也并非解决之道，该负责人打了个很形象的比方——“就好比一个人得了癌症，做化疗，只治标不治本。”
为何脱硝运行会对机组造成影响?归根结底还是技术原因。上述负责人对中电新闻网记者说：“相对于脱硫，脱硝要简单的多，所以没有经过太多的论证和试验，电厂的脱硝工程现在都一窝蜂的上马，其实很多具体技术层面的问题都不成熟，所以对机组安全等方面带来了很多问题。”近年来，国内对于环保的认识日益加深，对于环保的投入和力度也越发加大，出台政策对于火电企业的要求，无论从技术指标还是时间节点上，都近乎苛刻。这让火电企业倍感压力，而这压力，其中很大部分来自于成本，这里所说的成本，也不仅仅是资金。
浙江某电厂一位工程师也曾对记者表示目前国内选优的火电机组脱硝设施建成、投产的不多，烟气监测和自动控制方面的技术尚不够成熟，相关技术仍处于摸索和吸收转化过程中：“SCR脱硝激射的氨逃逸监测的准确性、低负荷下喷氨量和效率的控制等问题较为突出。”
所以，计算一个火电企业脱硝的成本，仅计算账面上的资金，也是远远不够的，还要考虑到投入的人力、时间成本。而我们更应该看到，企业承担社会责任无可厚非，但也需要一定的时间来合理安排及消化环保所带来的各种成本及压力。
电价补贴应考虑到地区差异
当然，我们不排除全国已经上线脱硝改造的火电企业里，在0.8分/千瓦时的补贴状况下仍有盈利的佼佼者，但每个地区、甚至每台机组的情况不同，也都会在客观上影响到电厂运营的成本。上述华中某电厂设备管理负责人也明确说：“每个电厂所用煤质、设备情况都不一样。有些电厂机组利用小时高，负荷率高，各种指标就都会表现的好一点。”
记者在采访中了解到，目前国内在役脱硝改造和建设同时安装脱销设备的百万机组，因拥有其设备利用小时数高，厂用电率低、补贴兑现快等客观优势，“在我们投产当年就已经赚钱了。”一位不愿透露姓名的百万标杆电厂工作人员告诉记者。
国电集团相关负责人在公开采访时曾经表示，在他们集团进行的测算中，机组脱硝运行成本最低约为0.5分/千瓦时，但这一机组规模很大、发电量多、排放氮氧化物的原始浓度较低，同时剩余运行时间还有20年左右。
潘荔也曾公开表示：“希望能根据不同机组类型、不同脱硝工艺、不同煤质等，划分不同的脱硝电价范围。”
国家现行的统一电价补贴，虽然简单易操作，但由于对地区性的差异化考虑较少，未能很好的促进产业升级及激励企业在达标排放之后的持续改进。众所周知，我国资源分布具有其特殊性，各地用电负荷都千差万别，对于小机组、利用小时数较低的电厂来说，高额的脱硝成本、现行较低的补贴电价，组成一个不可忽视的现实，成为企业盈利路上一个不容小觑的难题。
节能环保是不容忽视的社会问题，火电企业理应担当起此项责任，但十二五规划中的各项指标，对于企业来讲并不简单的只是落在纸面上的数字和符号。企业要考虑的是整体经营状况，归根结底，企业最终的目的仍是要盈利。在承担社会责任的同时，企业还更承担着带动经济发展的原始责任。而单纯从节能环保层面来说，此项工程的成本也应该分摊到社会各个层面，具体到火电方面，这个成本，应该由整个链条上的各个角色(生产者、消费者、管理者)共同承担，而如何做到合理分摊，或许应该由有关部门做更多考虑。（记者 王小菊 刘爽）
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