火電廠脫硫補(bǔ)貼

論火電廠脫硫電價(jià)補(bǔ)貼—燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫成本效益分析一、 研究背景及意義隨著改革開(kāi)放的不斷深化，中國(guó)經(jīng)濟(jì)在過(guò)去的幾十年內(nèi)一直保持相對(duì)快速增長(zhǎng)，這種高速發(fā)展給環(huán)境造成巨大的壓力。我國(guó)快速的經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)方式是以能源在內(nèi)的資源快速消耗以及環(huán)境污染為代價(jià)，尤其是環(huán)境污染問(wèn)題已經(jīng)成為中國(guó)以及世界面臨的最嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。加快資源與環(huán)境價(jià)格改革是我國(guó)全面深化改革的重點(diǎn)領(lǐng)域之一，我國(guó)的環(huán)境環(huán)境資源價(jià)格政策制定和實(shí)施才剛剛起步。因此，對(duì)已有資源價(jià)格改革政策開(kāi)展績(jī)效評(píng)估，對(duì)完善相關(guān)政策，全面深化、加快資源環(huán)境價(jià)格改革具有重要作用。2004年，由國(guó)家發(fā)改委價(jià)格司發(fā)布的《關(guān)于深化價(jià)格改革促進(jìn)資源節(jié)約和環(huán)境保護(hù)的意見(jiàn)》（征求意見(jiàn)稿）中提出：“把環(huán)境治理成本和資源枯竭后的退出成本計(jì)入石油、天然氣、水、電、煤炭和土地等產(chǎn)品的定價(jià)中?！辈⑶裔槍?duì)燃煤發(fā)電企業(yè)陸續(xù)實(shí)施脫硫、脫硝以及除塵環(huán)保電價(jià)補(bǔ)貼等政策。二、 脫硫上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)背景針對(duì)燃煤機(jī)組的脫硫電價(jià)補(bǔ)貼政策是電力資源價(jià)格改革中最先實(shí)施的資源環(huán)境價(jià)格政策。2004年，國(guó)家發(fā)改委對(duì)各省市電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度范圍的新投產(chǎn)燃煤機(jī)組執(zhí)行燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)，規(guī)定“安裝脫硫設(shè)施的燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)比未安裝脫硫設(shè)施的機(jī)組每千瓦時(shí)高出1.5分錢(qián)“。2007年，國(guó)家發(fā)改委以及國(guó)家環(huán)?？偩职l(fā)布了《燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫電價(jià)及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法》（試行），從脫硫設(shè)施建設(shè)安裝、在線監(jiān)測(cè)、脫硫加價(jià)、運(yùn)行監(jiān)管、脫硫產(chǎn)業(yè)化等方面完善了脫硫電價(jià)政策。2014年，國(guó)家發(fā)展改革委以及國(guó)家環(huán)保部進(jìn)一步發(fā)布《燃煤發(fā)電機(jī)組環(huán)保電價(jià)及環(huán)保設(shè)施運(yùn)行監(jiān)管辦法》，進(jìn)一步規(guī)范燃煤機(jī)組脫硫、脫硝和除塵的環(huán)保電價(jià)政策，從2014年5月1日起實(shí)施。脫硫電價(jià)政策提高了發(fā)電企業(yè)安裝脫硫設(shè)施的積極性，全國(guó)火電脫硫機(jī)組裝機(jī)容量比例從2005年的12%提高到2013年的92%，全國(guó)脫硫機(jī)組裝機(jī)容量達(dá)到7.18億千瓦，脫硫設(shè)施的投運(yùn)率由2005年的不到60%提高到2014年的投運(yùn)率95%以上。尤其是“十一五”期間，整個(gè)電力行業(yè)超額完成了“十一五”規(guī)劃要求的節(jié)能減排目標(biāo)，為全國(guó)減排二氧化硫的目標(biāo)實(shí)現(xiàn)起到了決定性作用。本研究擬針對(duì)我國(guó)燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫電價(jià)政策，開(kāi)展脫硫成本核算、結(jié)合排污費(fèi)用等因素綜合考慮，從而進(jìn)一步針對(duì)補(bǔ)貼政策進(jìn)行評(píng)估，并剖析當(dāng)前補(bǔ)貼政策存在的問(wèn)題和漏洞，對(duì)于完善和推動(dòng)非電力行業(yè)脫硫脫硝政策的環(huán)境決策具有重要意義。三、排污收費(fèi)對(duì)脫硫成本補(bǔ)償淺析在于對(duì)排污費(fèi)的認(rèn)識(shí)上，業(yè)界普遍有兩種認(rèn)識(shí)。一是將其當(dāng)作額外收益，來(lái)計(jì)算經(jīng)濟(jì)利潤(rùn)；而另一種認(rèn)識(shí)并沒(méi)有將少繳當(dāng)作實(shí)際收益，認(rèn)為在。兩種算法有本質(zhì)上的不同，哪一種更符合脫硫電價(jià)補(bǔ)償成本的真正用意呢，筆者試著解讀一下脫硫電價(jià)與排污費(fèi)用的關(guān)系。排污費(fèi)用性質(zhì)分析排污收費(fèi)和脫硫電價(jià)的目的都是刺激排污者控制污染物的排放，促進(jìn)污染進(jìn)一步治理，提高資源利用的效率，保護(hù)甚至改善環(huán)境，加快可持續(xù)發(fā)展社會(huì)的步伐。從機(jī)制角度來(lái)看，脫硫電價(jià)是對(duì)脫硫設(shè)施前期投資以及運(yùn)行成本進(jìn)行補(bǔ)償?shù)膬r(jià)格機(jī)制，需要在上網(wǎng)電量的銷(xiāo)售中實(shí)現(xiàn)；排污收費(fèi)是對(duì)生產(chǎn)者使用大氣資源的一種付費(fèi)機(jī)制，在產(chǎn)生過(guò)程中實(shí)現(xiàn)。從火力發(fā)電產(chǎn)生環(huán)節(jié)來(lái)看，燃煤發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)并運(yùn)行脫硫設(shè)施，降低二氧化硫的排放，讓消費(fèi)者買(mǎi)到“清潔電能”，因此，脫硫的投資及運(yùn)行費(fèi)是生產(chǎn)“清潔電能”必不可少的投入，該部分投入計(jì)入“消費(fèi)者負(fù)擔(dān)“，通過(guò)價(jià)格機(jī)制，傳導(dǎo)到電能的最終消費(fèi)者；然而燃煤發(fā)電企業(yè)通過(guò)支付排污費(fèi)并不能直接提高電能在環(huán)保方面的質(zhì)量，為消費(fèi)者提供的仍是“非清潔電能”，因此，排污費(fèi)在理論上屬于電廠環(huán)境治理的成本，但根據(jù)其在生產(chǎn)環(huán)節(jié)所起的作用，在執(zhí)行脫硫電價(jià)的情況下，該部分費(fèi)用適用于“生產(chǎn)者負(fù)擔(dān)”的原則，不能通過(guò)電價(jià)機(jī)制傳導(dǎo)到電力產(chǎn)品的下游。排污費(fèi)用對(duì)于脫硫工程的補(bǔ)償作用脫硫電價(jià)為脫硫設(shè)施的投資和脫硫工程運(yùn)行而設(shè)，脫硫設(shè)施運(yùn)行意味著二氧化硫排放減少，進(jìn)而使得發(fā)電企業(yè)交納的排污費(fèi)減少。換個(gè)角度，相當(dāng)于企業(yè)的多出一塊“收益”因此，因?yàn)槊摿蚬こ踢\(yùn)行實(shí)施而減少的排污費(fèi)在整個(gè)過(guò)程中起到了補(bǔ)償燃煤電廠煙氣脫硫成本的作用。在后面的分析計(jì)算中，也將考慮到其為企業(yè)減少費(fèi)用而帶來(lái)的收益。四、脫硫成本的計(jì)算及其影響因素就燃煤企業(yè)的脫硫工程成本而言，本文主要模擬火電廠作業(yè)成本核算體系后積累的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

4.1.燃煤機(jī)組脫硫成本的分析理解和定義燃煤電廠煙氣脫硫成本包括脫硫設(shè)施的投資成本、運(yùn)行成本和融資以及其他費(fèi)用。其中，1）投資成本為煙氣脫硫設(shè)施的一次性投資，體現(xiàn)為分期進(jìn)入脫硫項(xiàng)目的折舊費(fèi)用；2）運(yùn)行成本主要包括脫煙氣硫裝置在運(yùn)行中所消耗的材料（吸收劑）、電、水、人工以及維修等成本；3）融資及其他費(fèi)用主要指投資脫硫設(shè)施所需融資部分的利息費(fèi)用以及管理費(fèi)用、土地使用稅等。42燃煤機(jī)組脫硫成本的主要影響因素總的來(lái)講，由于區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展程度不同等情況使得各個(gè)燃煤電廠使用的煤炭含硫量、相應(yīng)的脫硫工藝、不同時(shí)期電廠機(jī)組規(guī)模不盡相同，因而帶來(lái)的副產(chǎn)品的經(jīng)濟(jì)效益差異都是對(duì)成本核算的直接影響因素。另外，減排二氧化硫而免繳的排污費(fèi)用以及免除罰款對(duì)脫硫項(xiàng)目的成本都有補(bǔ)償作用，因此在計(jì)算脫硫補(bǔ)貼的凈收益時(shí)應(yīng)當(dāng)將其作為間接影響因素考慮。4.2.1煙氣脫硫裝置機(jī)組容量對(duì)脫硫成本的影響本研究中，前期投資成本參考2012年《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)指標(biāo)》，見(jiàn)表2-1。如表所示，脫硫裝置的單位造價(jià)與燃煤機(jī)組容量規(guī)模成反比關(guān)系，單機(jī)容量和總裝機(jī)容量越大，脫硫裝置的單位造價(jià)越低。單位造價(jià)的降低意味著和投資有關(guān)的單位發(fā)電量脫硫裝置的折舊成本費(fèi)用會(huì)降低。另一方面，燃煤機(jī)組裝機(jī)容量越大，供電量成正比增加。因此單位供電量的脫硫成本隨著脫硫裝置的單機(jī)容量以及總裝機(jī)容量的增加而降低。根據(jù)2005年廣東省統(tǒng)計(jì)的十六個(gè)脫硫工程數(shù)據(jù)顯示，六個(gè)600MW等級(jí)機(jī)組的單位供電量脫硫成本平均為0.0139元/KWh，最低的僅有0.0120元/KWh,而十個(gè)300MW等級(jí)及以下機(jī)組的單位發(fā)電量脫硫成本平均達(dá)到了 0.0190元/KWh。表2-1:2012年不同容量機(jī)組的單位容量脫硫設(shè)施造價(jià)標(biāo)準(zhǔn)裝機(jī)容量（萬(wàn)KW）單位容量脫硫裝置造價(jià)（元裝機(jī)容量（萬(wàn)KW）單位容量脫硫裝置造價(jià)（元/KW）30180601501001203.2.2燃煤含硫量對(duì)成本的影響我國(guó)地域廣闊，煤炭的種類(lèi)眾多。燃料煤中既有低硫煤（含硫0.52%），也有高硫燃料（含硫2.85%）。燃煤中含硫量越高，脫硫劑的費(fèi)用成正比增加，同時(shí)電耗和投資費(fèi)用均有所增加?！痘痣姀S煙氣脫硫裝置成本費(fèi)用的研究》中指出含硫量大于1%的脫硫工程單位供電量的脫硫成本為約0.0222元/KWh,而含硫量小于1.0%的脫硫成本為0.0161元/KWh，其所采用數(shù)據(jù)來(lái)源于2004年廣東省十六個(gè)脫硫燃煤機(jī)組。發(fā)改委2007年頒布實(shí)施的《燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫電價(jià)及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法》中明確規(guī)定其每千瓦時(shí)1.5分的脫硫補(bǔ)貼適用于電廠的煤炭含硫量在0.5%到2%之間。3.2.3脫硫工藝選擇對(duì)成本的直接影響控制SO2排放的工藝多樣，按照脫硫相對(duì)于煤炭燃燒的位置可分為燃前、燃燒中、燃燒后三種；而燃燒后煙氣脫硫技術(shù)是目前國(guó)內(nèi)外唯一大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的方式，也是燃煤電力行業(yè)控制SO2的主要技術(shù)手段。目前我國(guó)采用的各種主要煙氣脫硫工藝如表2-2所示。其中石灰石濕法、噴霧干燥法、爐內(nèi)噴鈣尾部增濕活化法、荷電干式噴射脫硫法是比較常見(jiàn)的幾種方法。表2-2:煙氣脫硫技術(shù)工藝表濕法干法/半干法1?石灰石一石膏法煙氣脫硫法1■噴霧干燥法2■石灰石/石灰拋棄法2?爐內(nèi)噴鈣尾部增濕活化法3?雙堿法3?循環(huán)流化床脫硫技術(shù)4■氫氧化鎂法4■荷電干式噴射脫硫法5?碘活性炭法5?電子束法6■氨法6?脈沖電暈等離子體法脫硫工程造價(jià)水平與脫硫工藝、機(jī)組容量和原煤含硫量有較強(qiáng)的相關(guān)關(guān)系。在表2-3中，就其適用的煤種含硫量、鈣硫比例、鈣的利用率、脫硫成效、投資占電廠投資比例、設(shè)備占地面積等方面橫向比較。其中濕式石灰石 /石灰一石膏法有脫硫效率高、脫硫劑資源豐富且利用率高、煤種適應(yīng)性高等優(yōu)點(diǎn)，其副產(chǎn)品石膏也易回收。石灰石一石膏脫硫工藝已有50年歷史，技術(shù)成熟，是世界上最通用的煙氣脫硫技術(shù)，且在我國(guó)目前的燃煤機(jī)組建設(shè)項(xiàng)目中石灰石-石膏濕法脫硫工藝被普遍采用，因?yàn)榫哂袕V泛的代表性，所以本研究的定量分析中主要參考石灰石-石膏濕法脫硫工藝。表2-3:煙氣脫硫工藝性能比較工藝流程濕式石灰石-石膏法噴霧干燥法爐內(nèi)噴鈣尾部增濕活化法荷電干式噴射脫硫法適用煤種含硫量（％）>1.51-3v2v2Ca/S1.11.52.01.5鈣的利用率（％）>9040-4535-404-45脫硫成效（％）>9080-8570-7560-70投資占電廠投資比例（％）10-158-123-52-4設(shè)備占地面枳大中小極小灰渣狀態(tài)濕干干干煙氣再熱■zk1需無(wú)需無(wú)需無(wú)需33對(duì)脫硫成本的分類(lèi)及核算基于上述分析，對(duì)脫硫作單獨(dú)的成本核算，可以進(jìn)一步將其分為四部分： 1）前期脫硫設(shè)施的投資成本；2）后期運(yùn)行成本：主要包括脫硫劑等材料成本、用電成本、脫硫裝置運(yùn)行人工成本、維修維護(hù)成本； 3）脫硫作業(yè)副產(chǎn)品、免繳的排污費(fèi)用和避免的或有罰款對(duì)成本的補(bǔ)償；4）由于前期融資而在后來(lái)年度產(chǎn)生的財(cái)務(wù)費(fèi)用。3.3.1煙氣脫硫設(shè)施的前期投入脫硫工程的前期投入是前期脫硫工程的一次性固定資產(chǎn)投資的總和。在成本核算時(shí)，計(jì)入固定資產(chǎn)的投資由其在以后會(huì)計(jì)年度的固定資產(chǎn)折舊費(fèi)用體現(xiàn)。在初期投資中，機(jī)組的裝機(jī)容量對(duì)成本影響較大，在參考石灰石-石膏濕法脫硫工藝的情況下，表2-4顯示不同的機(jī)組的單位容量造價(jià)水平表。由于我國(guó)目前火電廠脫硫裝置在2010年之前已經(jīng)安裝基本完成，所采用的數(shù)據(jù)來(lái)自2006年《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)指標(biāo)》。表2-4主要煙氣脫硫工程造價(jià)比較表項(xiàng)目煤質(zhì)含硫量脫硫工藝總造價(jià)（萬(wàn)兀）2X100MW（兩爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進(jìn)84003%廠，石膏出廠）100002X200MW（兩爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進(jìn)128003%廠，石膏出廠）152002X300MW（—爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進(jìn)180003%廠，石膏出廠）210002X600MW（—爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進(jìn)30000項(xiàng)目煤質(zhì)含硫量脫硫工藝總造價(jià)（萬(wàn)兀）3%廠，石膏出廠）36000上表現(xiàn)在我國(guó)城市新建熱電廠采用機(jī)組容量普遍為2X300MW，因此定量分析時(shí)主要參考2X300MW的脫硫機(jī)組容量。3.3.2煙氣脫硫設(shè)備的運(yùn)行成本脫硫設(shè)備運(yùn)行時(shí)主要原材料為脫硫劑（在石灰石濕法下主要為石灰石）和水，運(yùn)行時(shí)主要考慮脫硫劑成本，水費(fèi)、電費(fèi)以及維修時(shí)的修理費(fèi)和整個(gè)過(guò)程中的運(yùn)營(yíng)管理費(fèi)和人工費(fèi)。在石灰石濕法下2X300MW的機(jī)組脫硫項(xiàng)目運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用如表2-5所示：表2-5石灰石濕法下2X300MW機(jī)組脫硫項(xiàng)目運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用項(xiàng)目煤質(zhì)含硫量水耗(t/h)廠用電耗（%）石灰石耗（t/h）運(yùn)行維護(hù)人員（人）人工費(fèi)（萬(wàn)元/人年）維護(hù)費(fèi)（萬(wàn)兀/年）2x300MW1%911.282085003%1181.3523.2208700脫硫劑：在石灰石濕法下脫硫劑費(fèi)用主要取決于燃料特性、脫硫率。其中，燃煤的含硫量不同會(huì)導(dǎo)致脫硫劑消費(fèi)量不同，從而帶來(lái)脫硫成本的差異；水費(fèi)石灰石濕法工藝水耗量最大，但是對(duì)水質(zhì)要求較小。據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示， 1臺(tái)300MW機(jī)組的耗水量基本不會(huì)超過(guò)50t/h;電費(fèi)：電費(fèi)是火電廠主要的成本組成因素，以總發(fā)電量的1.2%至1.35%計(jì)算；運(yùn)行維護(hù)人員費(fèi)用以及人工費(fèi)用：平時(shí)運(yùn)行設(shè)備的人工費(fèi)用和維護(hù)時(shí)的職工薪酬。融資等財(cái)務(wù)費(fèi)用等在實(shí)際情況中，大部分燃煤電廠脫硫項(xiàng)目的部分前期投資由外部融資構(gòu)成，其產(chǎn)生的利息等財(cái)務(wù)費(fèi)用在實(shí)際考慮時(shí)也應(yīng)當(dāng)計(jì)入脫硫項(xiàng)目的成本。在計(jì)算中，債務(wù)資本利息率按2009年人民銀行公布的五年長(zhǎng)期貸款基準(zhǔn)利率 5.94%;無(wú)風(fēng)險(xiǎn)收益率按2009年首期憑證式國(guó)債發(fā)行5年期票面年利率4.00%;發(fā)電行業(yè)平均報(bào)酬率按德勤管理咨詢(xún)公司2008年發(fā)布的12.6%;發(fā)電行業(yè)BETA系數(shù)也按德勤管理咨詢(xún)公司2008年發(fā)布的0.96考慮。對(duì)煙氣脫硫項(xiàng)目成本的其他影響因素討論副產(chǎn)品：在工藝發(fā)達(dá)的石灰石-石膏濕法下，煙氣脫硫的主要副產(chǎn)品石膏可能給火電廠帶來(lái)一定的經(jīng)濟(jì)效益，石膏的銷(xiāo)售利潤(rùn)可考慮作為脫硫成本的一定補(bǔ)償。排污費(fèi)用：由于脫硫設(shè)施安裝而減少繳納的排污費(fèi)用對(duì)脫硫的成本有補(bǔ)償作用。計(jì)算脫硫凈收益時(shí)，將二氧化硫減排量1萬(wàn)噸而免繳的排污費(fèi)1260萬(wàn)元，作為額外收益處理?；蛴辛P款：發(fā)改委2007年頒布實(shí)施的《燃煤發(fā)電機(jī)組脫硫電價(jià)及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法》中明確規(guī)定，發(fā)電企業(yè)要保證脫硫設(shè)施的正常運(yùn)行，不得無(wú)故停運(yùn)脫硫設(shè)施。因此，在成本核算中，假設(shè)火電廠脫硫設(shè)施持續(xù)運(yùn)行，因而也避免了企業(yè)由于不安裝或不運(yùn)行脫硫設(shè)備而排放污染所需繳納的罰款。?脫硫電價(jià)成本-收益的核算2004年5月，國(guó)家發(fā)改委在疏導(dǎo)電價(jià)矛盾時(shí)頒布燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策，2006年的電價(jià)政策明確2004年以前投產(chǎn)的燃煤機(jī)組安裝脫硫設(shè)施的上網(wǎng)電價(jià)每千瓦時(shí)加價(jià)1.5分錢(qián)的價(jià)格政策。2007年國(guó)家發(fā)展改革委和國(guó)家環(huán)保總局再次明確規(guī)定“新（擴(kuò)）建燃煤機(jī)組必須按照環(huán)保規(guī)定同步建設(shè)脫硫設(shè)施，其上網(wǎng)電量執(zhí)行燃煤機(jī)組脫硫標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)。3.1單位會(huì)計(jì)年度模擬脫硫工程成本收益核算（容量為600MWH*2）由于脫硫作業(yè)副產(chǎn)品給企業(yè)帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)效益很大程度上受市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)影響，不確定因素較大，難以合理量化其帶來(lái)的收益作用；雖然免繳的排污費(fèi)用和避免的或有罰款可以一定程度上補(bǔ)償脫硫成本，但是也很難要合理具體量化。因此，本文只對(duì)以上三個(gè)因素的影響做定性分析，在具體計(jì)算脫硫工程時(shí)不再考本文中假設(shè)虛擬脫硫工程機(jī)組容量為2*600MWH,年發(fā)電利用小時(shí)以5500小時(shí)計(jì)算。成本構(gòu)成見(jiàn)表3-1（由于每一年財(cái)務(wù)費(fèi)用逐年降低，表中選取第一年的財(cái)務(wù)費(fèi)用為例）。表3-1成本構(gòu)成表（第一年）項(xiàng)目（單位：萬(wàn)兀）單位1#機(jī)組2#機(jī)組1?脫硫電價(jià)收入萬(wàn)兀4230.64230.62■脫硫成本費(fèi)用萬(wàn)兀36633663材料成本萬(wàn)元19131913運(yùn)行成本萬(wàn)元160160維修維護(hù)作業(yè)成本萬(wàn)元400400生產(chǎn)折舊費(fèi)用萬(wàn)元600600財(cái)務(wù)費(fèi)用萬(wàn)元590590項(xiàng)目（單位：萬(wàn)兀）單位1#機(jī)組2#機(jī)組1?脫硫電價(jià)收入萬(wàn)兀4230.64230.62■脫硫成本費(fèi)用萬(wàn)兀36633663材料成本萬(wàn)元19131913運(yùn)行成本萬(wàn)元160160維修維護(hù)作業(yè)成本萬(wàn)元400400生產(chǎn)折舊費(fèi)用萬(wàn)元600600財(cái)務(wù)費(fèi)用萬(wàn)元5905903?脫硫凈收益567567成本項(xiàng)目單位1#機(jī)組2#機(jī)組材料成本力兀19131913其中：石灰石力兀403403廠用電力兀13861386水費(fèi)力兀124124運(yùn)行成本力兀160160維修維護(hù)成本力兀400400折舊設(shè)備力兀600600財(cái)務(wù)費(fèi)用（第一年）力兀590590合計(jì)力兀36633663表3-2成本收益表4■單位收益分析享受脫硫電價(jià)電量MWH33000003300000單位脫硫收入（稅后）元/MWH12.8212.82單位脫硫成本元/MWH11.1011.10單位脫硫收益元/MWH1.721.72重要參數(shù)及計(jì)算依據(jù)：水耗為75t/h,單位水價(jià)為3元/t;廠用電量占發(fā)電量的1?2%，廠用電價(jià)格為0.35元/KWh;3燃煤含硫量考慮0.9%，鈣硫比例為1.03，脫硫效率以95%為準(zhǔn)，石灰石價(jià)格以150元/t、純度92%為準(zhǔn)；燃煤機(jī)組排放SO2物質(zhì)的量以3794.58mol/h為準(zhǔn)；運(yùn)行人員費(fèi)用6萬(wàn)元/人/年，共20人；脫硫設(shè)備運(yùn)行年限按照20年經(jīng)營(yíng)考慮；前期總投資按《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)指標(biāo)》總造價(jià)考慮為12000萬(wàn)元；前期設(shè)備靜態(tài)及動(dòng)態(tài)總投資考慮為12000萬(wàn)元；股本及債務(wù)占比為20%及80%，貸款以20年等額本息，年利率考慮工商銀行五年長(zhǎng)期貸款基準(zhǔn)利率6.15%；成本核算過(guò)程：用水費(fèi)用：年用水價(jià)格為： 75t/hx3元/tx5500h=1237500元=123.75萬(wàn)元用電費(fèi)用：1?2%X600000KWx5500hx0?35元/KWh=1386萬(wàn)元原料成本：Mcaco3=3794?58mol/hx1?03x100g/mol-A92%x10-6~4?89t/h成本=4.89t/hx5500hx120元/t=403?4萬(wàn)元運(yùn)行成本：20x6萬(wàn)元=120萬(wàn)元設(shè)備折舊：年折舊費(fèi)用：12000萬(wàn)元十20=600萬(wàn)元財(cái)務(wù)費(fèi)用：貸款總額：12000萬(wàn)元x80%=9600萬(wàn)元；年還貸費(fèi)用:（P/A,6?15%,20）~11.33;每年償還金額=9600萬(wàn)元十（P/A,6.15%,20）P47.19萬(wàn)元/年；財(cái)務(wù)費(fèi)用第一年最高，9600X6.15%=590.40萬(wàn)元，第20年最低，財(cái)務(wù)費(fèi)用為零，前五年財(cái)務(wù)費(fèi)用見(jiàn)表3-3所示；還貸期間，利息費(fèi)用總共7343.85萬(wàn)元，平均每年367.19萬(wàn)元表3-3模擬脫硫工程前10年財(cái)務(wù)費(fèi)用：時(shí)間第一年第二年第三年第四年第五年財(cái)務(wù)費(fèi)用（萬(wàn)元）590.40574.58557.82540.02521.1332脫硫工程的凈現(xiàn)值測(cè)算（600MWH*2 ）根據(jù)兩臺(tái)60萬(wàn)機(jī)組脫硫工程的成本效益預(yù)測(cè)，本文將前期總投資24000萬(wàn)看作年底投產(chǎn)前全部現(xiàn)金凈流出，將凈收益和設(shè)備折舊看作每年取得的現(xiàn)金凈流入，預(yù)測(cè)了投產(chǎn)后10年的現(xiàn)金流量系列數(shù)據(jù)，然后把電力企業(yè)加權(quán)平均資本成本作為折現(xiàn)率，計(jì)算得出凈現(xiàn)值 NPV;凈現(xiàn)值大于零則表示在脫硫補(bǔ)貼電價(jià)下的脫硫工程對(duì)燃煤電廠的經(jīng)濟(jì)影響是有益的，反之則虧損。3.1.1行業(yè)貼現(xiàn)率估值計(jì)算加權(quán)平均資本成本（WACC）是指?jìng)鶆?wù)資本的單位成本和股本資本的單位成本根據(jù)債務(wù)和股本在資本結(jié)構(gòu)中各自所占的權(quán)重計(jì)算的平均單位成本。股本資本成本率=無(wú)風(fēng)險(xiǎn)收益率+B系數(shù)X（市場(chǎng)平均報(bào)酬率-無(wú)風(fēng)險(xiǎn)收益率）；加權(quán)平均資本成本率=債務(wù)資本利息率x（1-taxrate）x（債務(wù)資本/總資本）+股本資本成本率x（股本資本/總資本）債務(wù)資本利息率按2015年中國(guó)人民銀行的五年以上長(zhǎng)期貸款基準(zhǔn)利率6.15%;所得稅率按25%;無(wú)風(fēng)險(xiǎn)收益率按2015年第四期儲(chǔ)蓄國(guó)債發(fā)行5年期票面年利率5.07%;發(fā)電行業(yè)平均報(bào)酬率按德勤管理咨詢(xún)公司2008年發(fā)布的12.6%;發(fā)電行業(yè)B系數(shù)按《基于B系數(shù)的我國(guó)電力行業(yè)系統(tǒng)性風(fēng)險(xiǎn)的研究》計(jì)算得出的0.578;資本結(jié)構(gòu)按德勤管理公司2014年發(fā)布的股本和債務(wù)資本占比為20%和80%考慮。股本資本成本率=5.07%+0.578 并12.6%-5.07%)7.42%;加權(quán)平均資本成本率=6.15%X(1-0?25)X80%+9.42%x20%八5.574%3?1?2脫硫工程的凈現(xiàn)值具體測(cè)算(600MWH*2 )根據(jù)上述測(cè)算方法，表3-4例舉了以模擬脫硫工程中機(jī)組1#為例前五年的成本收益預(yù)測(cè)?？梢钥闯觯S著時(shí)間的推移，隨著債務(wù)資本的影響逐漸減低，脫硫凈收益及單位脫硫收益逐年增長(zhǎng)?？梢?jiàn)在采用市場(chǎng)認(rèn)可的合理造價(jià)水平，在其它大部分指標(biāo)符合國(guó)家核定脫硫電價(jià)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)的前提下，脫硫工程對(duì)于燃煤電廠來(lái)說(shuō)是有積極地經(jīng)濟(jì)影響的。表3-4:機(jī)組1#前五年脫硫收益表(機(jī)組1#)成本項(xiàng)目單位第一年第二年第三年第四年第五年材料成本萬(wàn)元19131913191319131913其中：石灰石萬(wàn)元403403403403403廠用電萬(wàn)元13861386138613861386水費(fèi)萬(wàn)元124124124124124運(yùn)行成本萬(wàn)元160160160160160維修維護(hù)成本萬(wàn)元400400400400400設(shè)備折舊萬(wàn)元600600600600600財(cái)務(wù)費(fèi)用萬(wàn)元590575558540521合計(jì)萬(wàn)元36633648363136133594項(xiàng)目單位1#機(jī)組1、脫硫電價(jià)收入萬(wàn)元4230?64230?64230?64230?64230.62、脫硫成本費(fèi)用萬(wàn)元36633648363136133594材料成本萬(wàn)元19131913191319131913運(yùn)行成本萬(wàn)元160160160160160維修維護(hù)作業(yè)成本萬(wàn)元400400400400400生產(chǎn)折舊費(fèi)用萬(wàn)元600600600600600

財(cái)務(wù)費(fèi)用萬(wàn)元5905755585405213、脫硫凈收益萬(wàn)元5675836006176364、單位收益分析享受脫硫電價(jià)電量MWH33000003300000330000033000003300000單位脫硫收入元/MWH12.8212.8212.8212.8212.82單位脫硫成本元/MWH11?1011?0511.0010?9510.89單位脫硫收益元/MWH1.721.771.821.871.93根據(jù)1#和2#兩臺(tái)600MWH機(jī)組脫硫工程的成本效益預(yù)測(cè)，本文將前期總投資24000萬(wàn)元看作年底投產(chǎn)前全部現(xiàn)金凈流出，將每年的凈收益和設(shè)備折舊看作取得的現(xiàn)金凈流入，預(yù)測(cè)了現(xiàn)金流量系列數(shù)據(jù)，然后把電力企業(yè)加權(quán)平均資本成本5.574%作為貼現(xiàn)率，以燃煤含硫量為0?9%，脫硫工程的固定資產(chǎn)平均壽命為20年計(jì)算得出凈現(xiàn)值NPV，如表3-5所示：表3-5:凈現(xiàn)值計(jì)算數(shù)據(jù)表（單位：萬(wàn)元）第1年第2年第3年第4年第5年凈收益獲現(xiàn)金1134.91165.71199.21234.81272.6折舊獲現(xiàn)金1200.01200.01200.01200.01200.0合計(jì)取得現(xiàn)金2334.92365.72399.22434.82472.6時(shí)間第6年第7年第8年第9年第10年凈收益獲現(xiàn)金1312.61355.21400.41448.41499.3折舊獲現(xiàn)金1200.01200.01200.01200.01200.0合計(jì)取得現(xiàn)金2512.62555.22600.42648.42699.3（單位：萬(wàn)元）第11年第12年第13年第14年第15年凈收益獲現(xiàn)金1553.31610.71671.61736.21804.8折舊獲現(xiàn)金1200.01200.01200.01200.01200.0合計(jì)取得現(xiàn)金2753.32810.72871.62936.23004.8（單位：萬(wàn)元）第16年第17年第18年第19年第20年凈收益獲現(xiàn)金1877.71955.02037.12124.22216.7折舊獲現(xiàn)金1200.01200.01200.01200.01200.0合計(jì)取得現(xiàn)金3077.73155.03237.13324.23416.7初始投入:-24000貼現(xiàn)率-5.57%NPV=7885.1脫硫項(xiàng)目的凈現(xiàn)值NPV等于脫硫電價(jià)補(bǔ)貼與脫硫項(xiàng)目的前期投資、后期運(yùn)行以及融資費(fèi)用的相差額，得出總體的脫硫項(xiàng)目成本效益的凈現(xiàn)值大于零，為7885.1萬(wàn)元。因?yàn)槊摿蚬こ痰馁Y產(chǎn)壽命周期至少20年，所以可以得出下面結(jié)論：在采用市場(chǎng)認(rèn)可的合理造價(jià)水平，在其它大部分指標(biāo)符合國(guó)家規(guī)定脫硫電價(jià)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)的前提下，投資兩臺(tái)600MWH機(jī)組的脫硫工程是一個(gè)凈現(xiàn)值大于零的經(jīng)濟(jì)活動(dòng)。四.脫硫補(bǔ)貼政策對(duì)其成本補(bǔ)貼有效性的基本結(jié)論在我國(guó)發(fā)改委出臺(tái)的脫硫電價(jià)政策之際，不難推測(cè)是經(jīng)過(guò)專(zhuān)門(mén)測(cè)算的，它針對(duì)濕法石灰石一石膏煙氣脫硫工程，機(jī)組容量在30萬(wàn)千瓦及以上，燃煤含硫量在0.5-2%之間、脫硫工程造價(jià)在合理范圍內(nèi)、機(jī)組利用小時(shí)為 5500、脫硫投資資本金20%以上、石灰石水電等材料本地價(jià)格相對(duì)合理等前提下，1.5分/千瓦時(shí)的脫硫電價(jià)能夠基本補(bǔ)償脫硫工程的材料、運(yùn)行、維護(hù)和融資成本。這也和上文分析結(jié)果一致。但是也如前文所說(shuō)，考慮到我國(guó)東西部經(jīng)濟(jì)發(fā)展不平衡、各地區(qū)燃煤含硫量有差異、脫硫投資控制水平參差不齊等實(shí)際情況，發(fā)改委用一個(gè)固定的脫硫電價(jià)來(lái)解決不同工況、不同材料價(jià)格、不同煤種的脫硫成本的補(bǔ)償問(wèn)題，無(wú)疑會(huì)受到來(lái)自各個(gè)發(fā)電企業(yè)的質(zhì)疑。即使規(guī)定了對(duì)于含硫量低于 0.5%和高于2%勺省(區(qū)市)，要求“脫硫加價(jià)標(biāo)準(zhǔn)可單獨(dú)制定，具體標(biāo)準(zhǔn)由省級(jí)價(jià)格主管部門(mén)提出方案，報(bào)國(guó)家發(fā)改委審批”，但在實(shí)際操作過(guò)程中，幾乎沒(méi)有單獨(dú)定價(jià)這樣的案例。因此，關(guān)于脫硫電價(jià)補(bǔ)償成本是否充分，不太可能直接對(duì)所有脫硫項(xiàng)目下一個(gè)簡(jiǎn)單結(jié)論，必須把單個(gè)脫硫項(xiàng)目的實(shí)際情況與國(guó)家發(fā)改委核定脫硫電價(jià)依據(jù)的主要經(jīng)濟(jì)技術(shù)參數(shù)作比較才能做出相對(duì)客觀公正的判斷。通過(guò)本文以上的分析，不難看出，脫硫成本是否在電價(jià)中得到充分補(bǔ)償，至少可以形成以下結(jié)論：燃煤電廠脫硫成本通過(guò)上網(wǎng)電量每千瓦時(shí)加 1.5分來(lái)補(bǔ)償，體現(xiàn)了