火电厂脱硫补贴

财务费用 3、脱硫净收益 4、单位收益分析 享受脱硫电价电量 单位脱硫收入 单位脱硫成本 单位脱硫收益 万元 万元 MWH 元/MWH 元/MWH 元/MWH 590 567 3300000 12.82 11.10 1.72 575 583 3300000 12.82 11.05 1.77 558 600 3300000 12.82 11.00 1.82 540 617 3300000 12.82 10.95 1.87 521 636

3300000 12.82 10.89 1.93 根据1#和2#两台600MWH机组脱硫工程的成本效益预测，本文将前期总投资24000万元看作年底投产前全部现金净流出，将每年的净收益和设备折旧看作取得的现金净流入，预测了现金流量系列数据，然后把电力企业加权平均资本成本5.574%作为贴现率，以燃煤含硫量为0.9%，脱硫工程的固定资产平均寿命为20年计算得出净现值NPV，如表3-5所示： 表3-5：净现值计算数据表

（单位：万元） 第1年 净收益获现金 折旧获现金 合计取得现金 第2年 1165.7 1200.0 2365.7 第7年 1355.2 1200.0 2555.2 第12年 1610.7 1200.0 2810.7 第17年 1955.0 1200.0 3155.0 第3年 1199.2 1200.0 2399.2 第8年 1400.4 1200.0 2600.4 第13年 1671.6 1200.0 2871.6 第18年 2037.1 1200.0 3237.1 第4年 1234.8 1200.0 2434.8 第9年 1448.4 1200.0 2648.4 第14年 1736.2 1200.0 2936.2 第19年 2124.2 1200.0 3324.2 第5年 1272.6 1200.0 2472.6 第10年 1499.3 1200.0 2699.3 第15年 1804.8 1200.0 3004.8 第20年 2216.7 1200.0 3416.7 1134.9 1200.0 2334.9 第6年 1312.6 1200.0 2512.6 时间 净收益获现金 折旧获现金 合计取得现金 （单位：万元） 第11年 净收益获现金 折旧获现金 合计取得现金 1553.3 1200.0 2753.3 （单位：万元） 第16年 净收益获现金 折旧获现金 合计取得现金 1877.7 1200.0 3077.7

初始投入:-24000 贴现率=5.57% NPV=7885.1 脱硫项目的净现值NPV等于脱硫电价补贴与脱硫项目的前期投资、后期运行以及融资费用的相差额，得出总体的脱硫项目成本效益的净现值大于零，为7885.1万元。因为脱硫工程的资产寿命周期至少20年，所以可以得出下面结论：在采用市场认可的合理造价水平，在其它大部分指标符合国家规定脱硫电价的技术经济参数的前提下，投资两台600MWH机组的脱硫工程是一个净现值大于零的经济活动。

四. 脱硫补贴政策对其成本补贴有效性的基本结论

在我国发改委出台的脱硫电价政策之际，不难推测是经过专门测算的，它针对湿法石灰石—石膏烟气脱硫工程，机组容量在30万千瓦及以上，燃煤含硫量在0.5-2%之间、脱硫工程造价在合理范围内、机组利用小时为5500、脱硫投资资本金20%以上、石灰石水电等材料本地价格相对合理等前提下，1.5分/千瓦时的脱硫电价能够基本补偿脱硫工程的材料、运行、维护和融资成本。这也和上文分析结果一致。

但是也如前文所说，考虑到我国东西部经济发展不平衡、各地区燃煤含硫量有差异、脱硫投资控制水平参差不齐等实际情况，发改委用一个固定的脱硫电价来解决不同工况、不同材料价格、不同煤种的脱硫成本的补偿问题，无疑会受到来自各个发电企业的质疑。即使规定了对于含硫量低于0.5%和高于2%的省（区市），要求“脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格主管部门提出方案，报国家发改委审批”，但在实际操作过程中，几乎没有单独定价这样的案例。

因此，关于脱硫电价补偿成本是否充分，不太可能直接对所有脱硫项目下一个简单结论，必须把单个脱硫项目的实际情况与国家发改委核定脱硫电价依据的主要经济技术参数作比较，才能做出相对客观公正的判断。

通过本文以上的分析，不难看出，脱硫成本是否在电价中得到充分补偿，至少可以形成以下结论：

（1）燃煤电厂脱硫成本通过上网电量每千瓦时加1.5分来补偿，体现了“社会平均成本”的理念，照顾到了大多数电站投资者的利益，只要是与核定脱硫电价依据的主要技术经济参数偏差不大的脱硫项目，成本补偿基本上是充分的。

（2）脱硫电价是国家公权力机构运用价格杠杆来调动企业投资脱硫项目，并持续稳定运转的激励机制，在保护环境的同时兼顾了投资者利益。

（3）脱硫电力产品新增成本，由全体消费者来负担，体现了对大气资源价值和绿色电能产品价值的认可，为正确计量大气资源的价值释放出了明确的价格信号，为大气资源占用进行市场交易提供了依据，为企业生产的外部不经济内部化创造了条件。

4.1 完善脱硫电价相关政策的建议

4.1.1 进一步调整脱硫电价的核定办法

基于对脱硫电价核定准则的思考，本人建议考虑部分省份煤炭含硫量差异过大的情况。

脱硫电价=硫脱电价基数×煤炭含硫系数×脱硫效率 上述办法的优点在于：

1、操作简单、引导信号明确。全国统一的硫脱电价基数可以与现行政策充分衔接，并用两个系数进行修正，具有操作简单，引导信号明确的特点。

2、依据充分、补偿公平、符合市场规律。

各省内原煤的含硫量比较接近，煤炭含硫系数按本省区原煤的平均含硫量确定，依据充分，方法透明，容易被企业接受。无煤炭储藏的省份可以视情况参照距煤源最近的邻近省份原煤的含硫量核定本省的煤炭含硫系数。

含硫量比较高的省份“煤炭含硫系数”相对较高，同时，利用脱硫效率对各种脱硫工艺下的脱硫电价进行调整，使脱硫电价对脱硫项目投资及运行成本的补偿基本能够反映实际情况，体现公平补偿的原则。

对发电企业来讲，理想的方式就是享受较高的脱硫电价，燃用较低硫份的煤。在营运过程中，就近采购高硫煤，则价格低，运费少，但脱硫运行成本高；如果远距离采购低硫煤，则价格高，运费多，但脱硫运行成本低。发电公司在采购煤炭时可以进行质价对比，权衡燃料的采购。

4.1.2 老旧机组的脱硫问题应进行特别考虑

根据国家发改委发改环资[2005]757号《国家发改委关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见的通知》文件的规定，可以理解为对绝大部分老旧机组都必须建设脱硫项目。

对老旧机组脱硫项目的投资费用按已服务年限和剩余服务年限的比例由国家和发电企业分别承担，国家承担的资金从收取的排污费中列支。原因如下：

1、老旧机组即使执行脱硫电价，也无法在剩余的服务年限内收回对脱硫项目的投资，股东无法得到合理回报，对投资者积极性带来损害。

2、老机组建设时未上脱硫项目是因为国家在当时没有明确的规定，属于政策变化带来的后果，不应由老机组的投资者来负担。

4.1.3严格执行脱硫电价

脱硫电价是政府用价格杠杆对发电公司的股东投资脱硫工程，保护大气环境以保证企业履行社会责任的行为所做的经济利好，各地方政府以及电网系统在执行过程中应严格执行。