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脱硝电价应幸免,新型财富强势来袭

2019-08-31 作者:bet3365娱乐场手机版   |   浏览(172)

另外,由于大规模建设和运行脱硝装置可能会造成消耗性原料如氨、催化剂成本的提高,此部分未在估计之中。

现有机组脱硝技改对原有设备进行改造、加固等工作增加的脱硝工程的投资约占常规脱硝投资的30%左右,脱硝成本比新建机组增加6%~9%左右,即上涨0.001元/千瓦时。机组的年利用小时是影响脱硝电价最敏感因素之一,如利用小时变化±20%,脱硝电价的变化范围为9%~17%。因此对火电利用小时较少省份的电厂在脱硝电价基础上增加0.001~0.002元/千瓦时。

从最严火电排放标准到近零排放标准,9月国家发改委、环保部、国家能源局三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划》(以下简称《行动计划》)之后,到底会对火电行业造成多大的影响,近日新浪财经能见派实地调研了华能集团两家已部分完成超低排放改造的火电厂,分别是白杨河电厂和黄台电厂,重点了解超低排放改造投资成本及运营成本、技术、收益、市场影响等情况,了解情况如下: 1、成本巨大:白杨河电厂已完成超低排放改造的六号及七号机组工程总投资为1.82亿元,平均每度电环保成本为2.7分;黄台电厂9号机组超低排放改造总投资为9805万元,平均每度电的环保成本为2.5分。 2、技术主要依靠增加脱硝催化剂、增加脱硫吸收塔或喷淋层、增加湿式电除尘器: 白杨河六、七号机组烟气超低排放技术改造主要是在原有湿式脱硫、低氮燃烧器 二层SCR脱硝、双室五电场除尘基础上,增加二级串塔脱硫提效、低氮燃烧器改造 四层SCR脱硝提效、以及加装湿式电除尘器装置。 黄台9号机组超低排放改造方案是在原脱硫吸收塔后新建一座脱硫吸收塔作为二级塔;在对锅炉燃烧和低氮燃烧器优化的基础上,将原脱硝装置的两层催化剂拆除,更换为新催化剂,并加装第三层催化剂150立方米;对机组原有电除尘装置进行提效改造。 3、收益:对火电机组实行超低排放改造,主要是为了适应日将严苛的环境政策,弥补成本目前主要依靠国家有关补贴,未来可通过向钢铁、焦化、水泥等行业工业锅炉改造技术移植实现一定的收益。国家有关补贴包括:脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱,脱硝电价为1分钱,除尘电价为0.2分钱。对排放浓度低于国家或地方排放标准限值50%以上的,减半征收排污费。 4、市场影响:从技术路线可知,超低排放改造将增加脱硫塔设备、除尘器设备、脱硝催化剂等产品的销售,利好国电清新(28.61, -1.27, -4.25%)、中电远达(22.30, -0.22, -0.98%)、龙净环保(35.04, -1.06, -2.94%)、同方股份(11.79, -0.30, -2.48%)、浙大网新(7.60, 0.01, 0.13%)等脱硫脱硝设备上市公司及海亮股份(8.08, -0.01, -0.12%)、中电远达和山东天璨(京运通(10.46, -0.22, -2.06%)子公司)等脱硝催化剂上市公司。 火电减排改造市场空间巨大 9月国家发改委、环保部、国家能源局三部委联合下发《行动计划》,对煤电排放再上紧箍咒,提出:主要新建燃煤发电机组(含在建和项目已纳入国家火电建设规划的机组)应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施,不得设置烟气旁路通道。东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏浙江、福建、广东、海南等11省市)新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米),中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值,鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。 尽管尚未对已投运机组作硬性规定,但考虑到我国环境政策日渐趋严,因此各地掀起火电机组超低排放改造,除华能集团已对黄台8号、9号机组,金陵1号机组,铜川2号机组,白杨河6号、7号机组,辛店5号机组,北京热电厂1-2号机组实现清洁化改造之外,国电集团、神华集团等多台机组也完成了超低排放改造,目前已经完成超低排放改造的多为热电联产燃煤机组,单台机组改造投资额度普遍在1亿元左右。 华能山东公司总经理王文宗表示,公司计划在2015年底前,完成5000MW以上机组超低排放改造;2018年末完成所有300MW等级及以上机组环保升级改造。 截至2013年底,华能集团火电装机容量为11356万千瓦,全国火电装机容量为86238万千瓦,超低排放节能改造市场空间巨大。 国泰君安报告认为,“超低排放”带来显著改造市场,预计脱硫改造需求在100-345亿元之间,脱硝改造需求在100-345亿元之间,除尘改造需求在50-230亿元之间,总计在250-920亿元之间。 但黄台电厂厂长冯春坦承,超低排放改造对于企业来说改造难度大、时间长、投资过高,并且供电单位成本增加较多,几乎挤占了发电企业目前薄弱的盈利空间。 此次调研的两个电厂,测算超低排放改造后的火电厂度电环保成本分别为2.7分和2.5分,按照我国目前的补贴政策,脱硫电价加价标准为每千瓦时1.5分钱,脱硝电价为1分钱,除尘电价为0.2分钱。 由于前期投资较大,后续补贴落实较为滞后,冯春建议国家有关政策应该尽快配套:1、加强典型引领,给予试点企业一定的环保技改资金补助,建议额度为投资的20%;2、尽快配套出台烟气超低排放环保电价和热价的补贴政策,弥补发电企业增加的成本;3、经信委和电网在分配政府电量计划和日电量曲线时,应当优先满足超低排放机组发电,从而实现节能减排效果最大化,4、超低排放实现后脱硫、脱硝、除尘等效率已大幅提高,排放浓度大大低于达标排放标准限值,根据有关规定,对排放浓度低于国家或地方排放标准限值50%以上的,减半征收排污费,希望能够尽快执行此文件精神。 技术创新需要再突破 正如中国电力企业联合会秘书长王志轩在《煤电近零排放不科学》中所提到的,“近零排放”技术并没有重大创新,主要是对已有技术和设备潜力的挖掘、辅机的改造、系统优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等。如,除尘要采用的湿式电除尘器已在我国冶金等行业有广泛应用,但在电力行业,除了日本个别电厂采用之外,并不是普遍采用;二氧化硫控制采用的石灰石-石膏湿法脱硫主要是增加系统的裕度和复杂度,如原来脱硫吸收塔喷淋层为3层,现改为5层或者增加一个吸收塔;氮氧化物控制仍采用常规选择性催化还原法,但是增加了催化剂用量。 此次调研的两个电厂,白杨河六、七号机组烟气超低排放技术改造主要是在原有湿式脱硫、低氮燃烧器 二层SCR脱硝、双室五电场除尘基础上,增加二级串塔脱硫提效、低氮燃烧器改造 四层SCR脱硝提效、以及加装湿式电除尘器装置。 黄台9号机组超低排放改造方案主要是对机组现有脱硫、脱硝和除尘设备进行提效改造,并增加脱硫二级吸收塔和湿式电除尘器等设备,使最终烟气排放指标达到或优于燃气机组标准。在原脱硫吸收塔后新建一座脱硫吸收塔作为二级塔,与原吸收塔形成串联布置,通过双塔双循环控制技术,使二氧化硫最终排放浓度小于35毫克/立方米;在对锅炉燃烧和低氮燃烧器优化的基础上,将原脱硝装置的两层催化剂拆除,更换为新催化剂,并加装第三层催化剂150立方米,使氮氧化物最终排放浓度小于50毫克/立方米;对机组原有电除尘装置进行提效改造,使烟尘最终排放浓度小于5毫克/立方米。 由此可见,超低排放改造将加大脱硝催化剂、除尘器、脱硫塔设备的需求。脱硝催化剂过去依赖国外进口或中外合资企业,但随着近年来市场需求增加,中国企业产能扩大,价格趋于稳定。 白杨河六号机组还承担国产新型无毒脱硝催化剂工业化试验情况,目前六号机组A/B两侧在原二层催化剂基础上,各增加了两层催化剂,形成四层催化剂装配,其中A侧四层为国产无毒催化剂,B侧二层为国产无毒催化剂,二层为东方凯特瑞催化剂,运行结果初步显示,国产新型无毒催化剂与东方凯特瑞催化剂各项性能指标基本一致。 在拥有脱硝催化剂生产能力的公司中,海亮股份、中电远达和山东天璨三家上市公司的产能规模均突破1万立方米,成长潜力同样可观。 此外除尘器是控制烟尘排放浓度的必要设备,煤电机组超低排改造浪潮中,除尘器市场需求也将随之增加。此次调研的两个电厂使用的均为湿式电除尘器装置,中国拥有电除尘器技术的上市公司有菲达环保(15.12, -0.84, -5.26%)、龙净环保等。 但业内人士表示,当前中国采用的湿电除尘技术,如果烟尘排放控制在10毫克/立方米以下,对于煤质、操作条件有较高要求,需要采用低硫、低灰、高热值煤种,在湿电除尘之前普遍采用低低温静电除尘器预除一部分三氧化硫,湿法脱硫内通过除雾器提效,保证湿电除尘器入口烟尘浓度低于18毫克/立方米,湿电部件基本采用日本原装进口,在先进的协同控制理念指导下,专业人员的操作下,才能保证实现污染物近零排放。 有部分专家认为,煤电烟尘排放有限,治霾应加大对其他行业的中小锅炉改造,而不是一味对煤电行业加环保紧箍咒。 环保紧箍咒正在逐渐向钢铁、焦化、水泥等高耗能、高排放行业过渡,11月,七部委已联合发布了《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》,规划到2018年,推广高效锅炉50万吨,淘汰落后燃煤锅炉40万吨,完成节能改造40万吨,提高燃煤工业锅炉运营效率6个百分点。 华能集团科环部主任赵毅表示,全国工业锅炉有40万台,未来火电厂燃煤锅炉节能减排改造技术可以移植到其他行业的工业锅炉改造,华能控股的西安热工研究院有限公司已经成立了西安西热锅炉环保工程有限公司,积极看好燃煤锅炉改造市场。

王志轩:现在看来,排放标准与政策支持未同步配套,尤其是缺乏脱硝电价支持,其投入力度也不清楚。

三是管理难度大。由于《火电厂大气污染物排放标准》更加严格,环保设施更加复杂,且脱硝、除尘、脱硫设备为串联系统,单台设备及设备之间互相影响都会对电厂安全运行造成隐患;同时,脱硝用液氨的运输及氨站的安全管理问题,以及相关人才的缺乏问题等都给电厂增加管理难度。

记者:现在政府的支持和投入力度是不是不够?

记者:除了脱硝电价补贴政策,为了保证脱硝效果的实施,您认为还需要哪些制度安排?

bet3365娱乐场手机版,王志轩:脱硝电价受排放标准限制的影响,由于对新老机组、不同区域的机组排放限制不同,脱硝成本大小不同。而脱硝成本受投资、脱硝剂、催化剂类型及数量、项目性质、机组运行时间等因素的影响,机组间脱硝成本差距较大。部分机组脱硝成本可能低于0.01元/千瓦时,部分机组脱硝成本甚至会高于0.02元/千瓦时。因此脱硝电价的多少与电价形成机制有很大关系,即是按单机成本核算、还是按平均成本核算;是按脱除氮氧化物的量核算,还是按采取的措施核算,应当全面权衡。如从提高企业的积极性来看,对于处于大面积亏损的电煤企业而言,至少应当不以再加重企业负担为原则,这些是行政许可法的基本要求。从易操作的角度看,建议按新建和改造划分,根据排放标准的宽严出台电价为好,即避免了“一刀切”,也避免过于复杂不易操作的问题。

记者:火电企业如何调和经营压力和环保压力?

二是使脱硝工程及脱硝系统运行享受相关的经济政策。如,将脱硝设备及材料纳入 《环境保护专用设备企业所得税优惠目录》,使脱硝设备能抵免所得税;将脱硝项目列入《环境保护、节能节水项目企业所得税优惠目录》等。

脱硝的制度要求已经出台,制度标准也已制定完毕,保证制度落地的相关政策却迟迟没有出台,脱硝电价应该定为多少合适?应该以怎样的制度安排来保证脱硝效果的实施?带着这些问题,我们专访了中电联秘书长王志轩。

四是加大对脱硝关键技术研发工作的资金支持力度。如,催化剂原料制作技术、废旧催化剂处置技术、关键仪表等 的研究、开发和示范应用等。

二是改造周期过短,影响电网安全及工程质量。一方面影响电网运行。根据改造工程合理技术要求,单台除尘器改造周期约50天、单台脱硫装置增容改造周期约50~300天、单台脱硝装置改造周期约90~300天。环保设施改造在机组大修周期内无法一次性完成,必须专门停机改造。两年半左右的时间内,现役数亿千瓦火电机组集中停运改造,将可能造成电网运行不稳定,影响生活及工业用电。另一方面,受环保设施设计、制造、安装、调试、原材料供应、改造空间小(除对环保设施本身进行改造外,还须对引风机、空预器、烟囱等相关设施进行改造)等制约,每年完成近3亿多千瓦容量的环保设施建设及改造,如何保障质量是个重大难题。

脱硝的制度要求已经出台,制度标准也已制定完毕,保证制度落地的相关政策却迟迟没有出台,脱硝电价应该定为多少合适?应该以怎样的制度安排来保证脱硝效果的实施?带着这些问题,我们专访了中电联秘书长王志轩。

王志轩:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)实际上要求是除部分CFB锅炉不用安装脱硝装置外,其他机组都需配置脱硝装置,且不考虑机组是否将要关停。由此可以看出,标准与《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求的脱硝改造范围不一致、不协调。

王志轩:企业认真做好自己的工作,如规划、技术、人才准备,克服各种困难尽力建设、运行污染控制设施,同时,积极反映困难,提出建议。至于最终结果,只能靠实践检验了。

记者:目前,关于脱硝电价补贴有很多版本,有说0.015元/千瓦时的,有说0.012元/千瓦时的,您认为脱硝电价定在多少,对于目前的火电企业才有激励作用?

二是改造周期过短,影响电网安全及工程质量。一方面影响电网运行。根据改造工程合理技术要求,单台除尘器改造周期约50天、单台脱硫装置增容改造周期约50~300天、单台脱硝装置改造周期约90~300天。环保设施改造在机组大修周期内无法一次性完成,必须专门停机改造。两年半左右的时间内,现役数亿千瓦火电机组集中停运改造,将可能造成电网运行不稳定,影响生活及工业用电。另一方面,受环保设施设计、制造、安装、调试、原材料供应、改造空间小(除对环保设施本身进行改造外,还须对引风机、空预器、烟囱等相关设施进行改造)等制约,每年完成近3亿多千瓦容量的环保设施建设及改造,如何保障质量是个重大难题。

记者:《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求,单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。这个目标能实现吗?实现起来有哪些困难?

记者:火电企业如何调和经营压力和环保压力?

记者:现在政府的支持和投入力度是不是不够?

王志轩:一是对现役机组脱硝技术改造建设期贷款实行中央财政贴息的办法,或考虑拨付专项资金、奖金,作为现役电厂脱硝改造基金,以缓解火电企业经营压力。

王志轩:初步测算,新建采用液氨作还原剂的脱硝30万千瓦机组含税脱硝成本在0.011元/千瓦时~0.014元/千瓦时,60万千瓦机组含税脱硝成本在0.009元/千瓦时~0.012元/千瓦时。如采用尿素作还原剂,脱硝成本在液氨的基础上增加0.002~0.003元/千瓦时。

三是管理难度大。由于《火电厂大气污染物排放标准》更加严格,环保设施更加复杂,且脱硝、除尘、脱硫设备为串联系统,单台设备及设备之间互相影响都会对电厂安全运行造成隐患;同时,脱硝用液氨的运输及氨站的安全管理问题,以及相关人才的缺乏问题等都给电厂增加管理难度。

记者:据您了解,目前现役机组、新建机组、大机组、小机组的脱硝成本是怎样的?

记者:目前,关于脱硝电价补贴有很多版本,有说0.015元/千瓦时的,有说0.012元/千瓦时的,您认为脱硝电价定在多少,对于目前的火电企业才有激励作用?

王志轩:现在看来,排放标准与政策支持未同步配套,尤其是缺乏脱硝电价支持,其投入力度也不清楚。

记者:除了脱硝电价补贴政策,为了保证脱硝效果的实施,您认为还需要哪些制度安排?

2011年8月31日,国务院公布了《“十二五”节能减排综合性工作方案》,要求新建燃煤机组全部安装脱硝设施,单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。2011年7月29日,环境保护部、国家质量监督检验检疫总局发布了《火电厂大气污染物排放标准》,要求从2012年1月1日开始,所有新建火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米;从2014年7月1日开始,现有火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米(特殊规定的执行200毫克/立方米的标准)。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100毫克/立方米。

记者:《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求,单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。这个目标能实现吗?实现起来有哪些困难?

王志轩:全面完成的任务相当艰巨,主要表现在:一是改造投资和运行成本高,短时期不能筹措资金。一是改造费用约2000亿~2500亿元如何筹措?二是每年900亿~1100亿元运行费用如何消化?都是未知数。

按现有环保产业能力基本能够实现,但难度较大。如2003年12月31日前投产及通过环评的机组,无脱硝改造空间,改造难度及投资成本很大。快速增加的脱硝装置所用的催化剂原料 能否达到要求、部分地区还原剂的供应等都存在不确定性。此外,按标准要求,要求“十二五”脱硝装置建设速度远高于“十一五”脱硫装机的建设速度,我们运行经验不足,能否全部正常运行有很大疑问。

四是加大对脱硝关键技术研发工作的资金支持力度。如,催化剂原料制作技术、废旧催化剂处置技术、关键仪表等 的研究、开发和示范应用等。

记者:据您了解,目前现役机组、新建机组、大机组、小机组的脱硝成本是怎样的?

王志轩:企业认真做好自己的工作,如规划、技术、人才准备,克服各种困难尽力建设、运行污染控制设施,同时,积极反映困难,提出建议。至于最终结果,只能靠实践检验了。

王志轩:初步测算,新建采用液氨作还原剂的脱硝30万千瓦机组含税脱硝成本在0.011元/千瓦时~0.014元/千瓦时,60万千瓦机组含税脱硝成本在0.009元/千瓦时~0.012元/千瓦时。如采用尿素作还原剂,脱硝成本在液氨的基础上增加0.002~0.003元/千瓦时。

王志轩:脱硝电价受排放标准限制的影响,由于对新老机组、不同区域的机组排放限制不同,脱硝成本大小不同。而脱硝成本受投资、脱硝剂、催化剂类型及数量、项目性质、机组运行时间等因素的影响,机组间脱硝成本差距较大。部分机组脱硝成本可能低于0.01元/千瓦时,部分机组脱硝成本甚至会高于0.02元/千瓦时。因此脱硝电价的多少与电价形成机制有很大关系,即是按单机成本核算、还是按平均成本核算;是按脱除氮氧化物的量核算,还是按采取的措施核算,应当全面权衡。如从提高企业的积极性来看,对于处于大面积亏损的电煤企业而言,至少应当不以再加重企业负担为原则,这些是行政许可法的基本要求。从易操作的角度看,建议按新建和改造划分,根据排放标准的宽严出台电价为好,即避免了“一刀切”,也避免过于复杂不易操作的问题。

2011年8月31日,国务院公布了《“十二五”节能减排综合性工作方案》,要求新建燃煤机组全部安装脱硝设施,单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。2011年7月29日,环境保护部、国家质量监督检验检疫总局发布了《火电厂大气污染物排放标准》,要求从2012年1月1日开始,所有新建火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米;从2014年7月1日开始,现有火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米(特殊规定的执行200毫克/立方米的标准)。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100毫克/立方米。

按现有环保产业能力基本能够实现,但难度较大。如2003年12月31日前投产及通过环评的机组,无脱硝改造空间,改造难度及投资成本很大。快速增加的脱硝装置所用的催化剂原料 能否达到要求、部分地区还原剂的供应等都存在不确定性。此外,按标准要求,要求“十二五”脱硝装置建设速度远高于“十一五”脱硫装机的建设速度,我们运行经验不足,能否全部正常运行有很大疑问。

三是火电厂氮氧化物排污费足额用于火电厂脱硝技术改造。

另外,由于大规模建设和运行脱硝装置可能会造成消耗性原料如氨、催化剂成本的提高,此部分未在估计之中。

记者:《火电厂大气污染物排放标准》对现有火电厂,设置了两年半的达标排放过渡期。您认为两年半的过渡期能够达到《标准》的排放要求吗?

记者:《火电厂大气污染物排放标准》对现有火电厂,设置了两年半的达标排放过渡期。您认为两年半的过渡期能够达到《标准》的排放要求吗?

王志轩:全面完成的任务相当艰巨,主要表现在:一是改造投资和运行成本高,短时期不能筹措资金。一是改造费用约2000亿~2500亿元如何筹措?二是每年900亿~1100亿元运行费用如何消化?都是未知数。

三是火电厂氮氧化物排污费足额用于火电厂脱硝技术改造。

现有机组脱硝技改对原有设备进行改造、加固等工作增加的脱硝工程的投资约占常规脱硝投资的30%左右,脱硝成本比新建机组增加6%~9%左右,即上涨0.001元/千瓦时。机组的年利用小时是影响脱硝电价最敏感因素之一,如利用小时变化±20%,脱硝电价的变化范围为9%~17%。因此对火电利用小时较少省份的电厂在脱硝电价基础上增加0.001~0.002元/千瓦时。

二是使脱硝工程及脱硝系统运行享受相关的经济政策。如,将脱硝设备及材料纳入 《环境保护专用设备企业所得税优惠目录》,使脱硝设备能抵免所得税;将脱硝项目列入《环境保护、节能节水项目企业所得税优惠目录》等。

王志轩:《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)实际上要求是除部分CFB锅炉不用安装脱硝装置外,其他机组都需配置脱硝装置,且不考虑机组是否将要关停。由此可以看出,标准与《“十二五”节能减排综合性工作方案》要求的脱硝改造范围不一致、不协调。

王志轩:一是对现役机组脱硝技术改造建设期贷款实行中央财政贴息的办法,或考虑拨付专项资金、奖金,作为现役电厂脱硝改造基金,以缓解火电企业经营压力。

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