600MW亚临界机组脱硝改造项目经济性分析

600MW亚临界机组脱硝改造项目经济性分析

张玉胜

（河北国华沧东发电有限责任公司维护部河北沧州061113）

摘要：本文以沧东公司一期机组脱硝改造项目为例，介绍了当前主力燃煤发电机组进行脱硝改造的必要性，同时从改造项目的成本和国家政策补偿收益及社会环境收益进行对比分析，最终得出火电企业进行脱硝改造项目的经济性，对国家进一步调控政策提供了基础数据。

关键词：脱硝改造；项目；经济性

0.引言

当前我国大气环境形势十分严峻，部分区域和城市大气灰霾现象突出，其中氮氧化物为大气污染物中主要成分之一，因此国家不断提高火电企业烟气排放标准，火电企业脱硝改造工程也迫在眉睫。那么对火电企业而言，进行脱硝改造的经济性如何呢？国家出台的激励政策有多大力度呢？火电企业进行脱硝改造的积极性又如何呢？这都是值得我们深思和探讨的问题。

1.项目实施必要性

1.1国家环保要求提高

根据国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局2011年7月29日发布、2012年1月1日实施的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），重点地区（京津冀、环渤海湾、长三角、珠三角等）现有燃煤火电机组自2014年7月1日起将执行氮氧化物浓度不高于100mg/Nm3的排放限值要求。

1.2沧电1号机组排放现状

沧东发电公司属于划定的环保重点区域的大型火电企业，目前其一期1、2号锅炉未安装烟气脱硝装置，NOX排放浓度（6%O2）为350~400mg/Nm3，虽然满足当前环保排放标准450mg/Nm3的要求，但要达到上述新标准的要求，加装烟气脱硝装置是必要的。

1.3国内外现状

在国际上，发达国家对NOx排放标准较为严格，美国现行执行100mg/m3的NOx排放标准，日本、欧盟执行200mg/m3的NOx排放标准。在国内，火电厂污染物排放标准不断提高，根据最新颁布的标准现有燃煤火电机组2014年7月1日起将执行氮氧化物浓度不高于100mg/Nm3的排放限值要求。

截至2012年底，已投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量仅为28%。而按照十二五防治规划，未来脱硝机组占现役机组容量的比重应该不低于75%。

2.脱硝工艺系统的选择及预期效果

2.1脱硝工艺简介

目前控制NOx排放的措施大致分为三类，第一类是低NOx燃烧技术，通过各种技术手段，抑制或还原燃烧过程中生成的NOx，来降低NOx排放；第二类是炉膛喷射脱硝技术；第三类是烟气净化技术，包括烟气湿法脱氮技术和烟气干法脱氮技术。

2.2脱硝工艺的选择

目前，我国大型煤粉锅炉低NOx燃烧技术已达到了较高的水平，新安装的锅炉一般都采用了低氮燃烧器，使炉膛出口NOx排放浓度达到250-300mg/Nm3的先进水平。

SCR法就是在固体催化剂存在下，利用还原性气体NH3与NOx反应使之转化为N2的方法。主要反应方程式为：

采用SCR脱硝工艺时，锅炉出口NOx浓度越低，催化剂初始用量和今后更换量越少，氨的消耗量也越少，初投资和运行费用越低，并且较低的SCR脱硝效率即可满足排放要求。

因此，本次脱硝改造工程首先对锅炉的燃烧器进行改造，使锅炉出口NOx的排放浓度降低，然后，采用工艺成熟的选择性催化还原法（SCR）对锅炉尾部烟气进行脱硝，最终满足氮氧化物排放浓度不高于100mg/Nm3环保要求。

3.脱硝改造项目经济性分析

3.1脱硝改造经济分析模型

3.1.1脱硝改造项目经济评价理论

①净现值

净现值NetPresentValue（缩写为NPV），是指在项目计算期内，根据行业基准折现率或其他设定的折现率，把每年的现金流入和现金流出转化成现值，再做代数和所求出的值。用净现值法评价技术方案，就是按净现值大小来确定被评价方案优劣。①净现值大于零则方案可行；②净现值越大，方案越优，投资效益越好。

净现值的计算公式如下：

其中Ct为现金流入，Co为现金流出，（Ct-C0）t，为第t年净现金流量，i为基准收益率，n为项目计算期。

由上面的公式可知，净现值的计算过程如下：

1）计算每年的现金注入Ct和现金流出Co；

2）计算每年的净现金流；

3）计算每年净现金流的现值；

4）求代数和即为净现值。

②静态投资回收期

静态投资回收期是反映投资方案清偿能力的重要指标。静态投资回收期是指在不考虑资金时间价值的条件下，以项目方案的净收益回收其总投资所需要的时间[31]。投资回收期可以自项目建设开始年算起，也可以自项目投产年算起，但应予以注明。

——静态投资回收期；——现金流入量；——现金流出量；第t年净现金流量[32]。

静态投资回收期可借助现金流量表，根据净现金流量来计算。

③内部收益率（IRR）

内部收益率是指项目净现值为零时所对指标的收益率。内部收益绿的实质是使投资方案在计算期内各年净现金流量的累计等于零时的折现率。

项目的内部收益率是指项目到计算期末正好将回收的资金全部收回来的折现率，是项目对贷款利率的最大承担能力。

在项目计算期内，由于项目始终处于“偿付”未被回收的投资的状况，内部收益率指标正是项目占用的尚未回收资金的获利能。它能反映项目自身的盈利能力，其值越高，方案的经济性约好。

3.1.2脱硝改造项目经济评价模型

①脱硝工艺现金流入

从烟气脱硝改造装置的全寿命周期看，燃煤电厂脱硝现金流入包括三部分，主要是脱硝电价的补偿收入、减少排污费缴纳而相当于获得的隐性收入和回收固定资产残值[2]。三种脱硝收入的现值计算模型如下：

1）第t年的脱硝电价的补偿收入Rt

Rt=P1*Qt，其中P1为脱硝电价，Q为第t年的年发电量。

2）第t年因减少排污费缴纳而相当于获得的隐性收入R1t为：

R1t=P*ΔQt，其中P为每排放一单位的氮氧化物所征收的排污费，ΔQt为第t年的年减少排污量（即年脱硝量）。

3）回收固定资产残值，是指固定资产报废时回收的残料价值，固定资产残值在项目计算期末收回。第n年回收固定资产残值S

S=I*r，其中表示脱硝固定资产总投资，r表示固定资产残值率。

②脱硝工艺现金流出

脱硝现金流出，是燃煤电厂实施脱硝年需脱硝成本支出，包括脱硝固定资产总投资、脱硝可变成本和脱硝固定经营成本。

③脱硝电价的模型

根据净现值的原理，对于燃煤电厂SCR烟气脱硝工程来说，方案可行就是指在基准收益率下脱硝的净现值为零。在这种情况下，把脱硝电价计入脱硝现金流，然后令净现值为零就可以通过计算解出脱硝电价。

在综合考虑项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷需要的变化情况基础上，通过计算每年的现金流量，按照使项目在经济寿命期内各年度的净现金流量，能够满足按项目资本金计算的财务内部收益率为条件来测算电价。

（2）单位年经营成本

（3）项目现金流量

参照国家发改委、建设部2015年发布的建设项目财务基准收益率取值表，火力发电行业基准收益率为8%。固定资产折旧：固定资产形成率为100%，按直线折旧法计提，残值为5%，折旧年限为20年。

令累计净现金流量现值为零，解得脱硝电价0.0124元/kWh。

3.3.600MW火电机组脱硝改造经济效益分析

SCR脱硝装置，一期工程1号、2号机组脱硝改造的主要措施包括两个部分，一是锅炉本体低氮燃烧器改造，改造后锅炉NOx排放浓度低于300mg/m3；二是加SCR脱硝，脱硝系统及装置可用率不小于98%条件下提出烟气脱硝效率按不低于80%考虑的设计方案，使NOx的排放浓度从300mg／Nm3降低到100mg／Nm3以下。

一期工程1号、2号机组脱硝改造的主要措施包括两个部分，一是锅炉本体低氮燃烧器改造，改造后锅炉NOx排放浓度低于300mg/m3；二是加SCR脱硝，脱硝率不低于80%[34]。

一期工程1号、2号机组脱硝改造后烟气污染物计算排放浓度与允许排放浓度的对比见下表。

由表可见，一期工程1号、2号机组脱硝改造后SO2和NOx排放浓度均低于《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。

本项目配套SCR脱硝装置后，当控制NOx排放降低到100mg/Nm3时，可年减排NOx总量3000吨。2003年3月20日财政部和国家环境保护总局公布了《排污费资金收缴使用管理办法》，相应的附件《排污费征收标准及计算方法》规定在2004年7月1日前NOx不收费，2004年7月1日起每一污染当量按0.6元收费。污染物的污染当量计算为：

其中，NOx的污染当量值为0.95千克。本改造工程完成后预计每年节约的3158万元。

3.3脱硝改造项目社会效益分析

我国氮氧化物污染现状及治理措施氮氧化物的危害氮氧化物容易与血红结合，侵入肺部组织，长时间暴露在1~1.5mg/L的NO2环境中较易引起支气管炎和肺气肿等病变，这些毒害作用还会促使早衰、支气管上皮细胞发生淋巴组织增生，甚至是肺癌等症状的发生。氮氧化物还是形成化学烟雾、导致酸雨、破坏臭氧层的元凶之一。

当前我国大气环境形势十分严峻，部分区域和城市大气灰霾现象突出，许多地区主要污染物排放量超过环境容量。

降低氮氧化物浓度的方法主要是燃烧控制NOx的生成和烟气脱硝两种。对于NOx浓度400-450mg/Nm3以上的锅炉，先采取燃烧调整的方式（采用低氮燃烧器和配风等），再采用烟气脱硝技术，最终可满足氮氧化物排放浓度不高于100mg/Nm3环保要求。

火电厂通过脱硝改造可有效降低污染物排放，缓解大气污染和雾霾现象，对于人类的生命健康具有不可估量的意义，同时进行火力发电厂脱硝改造项目技术经济性分析研究可以更加明确的得出火电厂进行此技改项目的收益，同时为国家进一步调控补偿政策提供数据支持。

4政策建议

通过上文脱硝改造方案的经济效益分析，SCR技术方案拥有更高投资收益水平，但是得出的脱硝电价为0.0124元/kWh，仍然高于国家提出的0.008元/kWh的脱销电价。由此可以发现，国家补贴仍然不能够完全补偿企业脱硝所发生的费用成本，这也正是发电企业缺乏安装脱硝设备积极性的主要原因。为合理降低脱硝系统从安装到运行的成本费用，有效提高企业脱硝的积极性，国家应当采取合理的措施手段，在政策制定与经济激励方面给予相应的条件优惠与资金扶持，从而缓解发电企业资金来源方面的困难。

4.1降低银行贷款利率和延长还款期限

考虑到财务费用对SCR脱硝技术运行成本的作用影响，燃煤电厂投运脱硝设备需要一定的资金支持，银行贷款作为其主要资金来源，拥有的较高贷款利率或者较短的还款期限，考虑到整体资金的使用率与有效性，许多燃煤电厂都望而却步，投运脱硝系统的积极性与主动性受到严重制约。因此，通过降低银行贷款利率或者延长还款期限，可以作为加大电厂投运脱硝系统的首要措施，既能减轻电厂还款资金方面的负担，减少脱硝设备投运的费用，又能鼓励电厂加装并投运更多的环保设备。在利用价格机制削减环境污染的同时，伴随辅以相关的经济支持措施，鼓励减排。

4.2实施差异化脱硝上网电价

脱硝技术在我国推行时间较晚，目前并没有形成明确的脱硝电价政策。对于电厂而言，如果不同的脱硝效率在电价补贴方面没不存在差异，那么在满足环保要求的前提下，脱硝效率低的工艺技术理所当然的是所有电厂的不二选择；但是如果国家实施差异化的电价补贴政策，脱硝效率不同的企业可以享受差异化的电价补贴，那么无疑对电厂投运脱硝设备，提高脱硝效率具有正面的激励作用，同时还可以有效的降低企业的经营压力。

4.3优化脱硝技术工艺

科学技术作为第一生产力，在企业生产发展中发挥着至关重要的作用。鉴于我国当前的环境污染现状，积极鼓励新技术、新工艺的创新应用，强化核心关键技术的研发，对于环保产业的崛起与发展是重中之重。在我国电厂投运的脱硝装置中，催化剂成本占据整个脱硝投资的很大比例，因此通过优化脱硝技术工艺，加大催化剂研发力度来正面提高企业脱硝优势，不失为另一条有效的方法与思路。国家可以加大对催化剂生产企业的支持力度与政策引导，拓宽产业深化和发展的资金来源渠道，吸引更多的生产企业生产出更多的具有自主知识产权的催化剂产品，从而通过生产企业之间的良性商业竞争来有效降低投资，提高经济效益。

4.4税收优惠政策

税收优惠政策是国家利用税收调节经济的具体手段，国家通过对发电企业制定必要的税收优惠政策，可以扶持与促进发电企业及其产品的协调发展。鼓励发电企业进行污染治理，改善其环境行为，通过实施财政补贴、降息、贴息、减税、免税、减少脱硝资本金比例等有关政策，可以从根本上解决电厂脱硝的资金来源问题，达到发电企业提高环境治理水平与降低项目投资费用的双重目的。

5.结论

5.1结论

1）脱硝电价是为了控制NOx的排放，国家对采用脱硝技术减少氮氧化物排放的发电企业在正常电价基础上，给予的一定的电价补偿。脱硝电价政策是激励中国燃煤电厂开展NOX减排工作的重要政策工具，制定补贴标准是脱硝电价政策的重要内容。

2）沧东发电公司一期锅炉脱硝改造项目的加装烟气脱硝装置具备必要性。在四种脱硝工艺即低NOx燃烧技术、非催化还原法（SNCR）、烟气脱硝技术（SCR）以及NCR／SCR联合脱硝技术中，选择非催化还原法（SNCR）或选择性催化还原法（SCR）脱硝改造方案适用于国华沧东发电厂一期工程2×600MW机组全烟气脱硝改造项目。

3）燃煤电厂脱硝现金流入包括脱硝电价的补偿收入、减少排污费缴纳而相当于获得的隐性收入和回收固定资产残值。脱硝工艺现金流出包括脱硝固定资产总投资、脱硝可变成本和脱硝固定经营成本。

4）针对影响脱硝电价的敏感因素以及企业脱硝积极性不高的原因，提出了降低银行贷款利率和延长还款期限、实施差异化脱硝上网电价、优化脱销技术工艺、税收优惠政策等政策，在政府的经济支持下，以鼓励发电企业脱硝的积极性。

5.1建议

1）脱硝成本计入电价后，应该加强对电厂烟气脱硝设施运行的监管力度，完善脱硝电价政策，保证电厂能够自觉、公平合理、高效的减排。

2）企业在选择脱硝方案时，有必要应用全寿命周期成本法对脱硝改造方案进行全面的评价。

参考文献：

[1]张洁.火力发电脱硝工程项目方案选择评价研究[D].北京：华北电力大学，2014.

[2]安园园.基于技术经济分析的燃煤电厂脱硝电价研究[D].保定：华北电力大学，2011.

[3]国家环境保护总局，国家质量监督检验检疫总局．火电厂大气污染排放标准．GBl3223—2003.

[4]环保部办公厅.2009-2010年全国污染防治工作要点[P].环办函[2009]247号，2009.

[5]国家环境保护部，国家质量监督检验检疫总局.2009-2010年全国污染防治工作要点[P].GB13223-2011，2011.

作者简介：

张玉胜（1981—），男，华北电力大学，自动化专业，本科。