火電廠脫硫補貼

論火電廠脫硫電價補貼—燃煤發(fā)電機組脫硫成本效益分析一、 研究背景及意義隨著改革開放的不斷深化，中國經(jīng)濟在過去的幾十年內(nèi)一直保持相對快速增長，這種高速發(fā)展給環(huán)境造成巨大的壓力。我國快速的經(jīng)濟增長方式是以能源在內(nèi)的資源快速消耗以及環(huán)境污染為代價，尤其是環(huán)境污染問題已經(jīng)成為中國以及世界面臨的最嚴峻的挑戰(zhàn)。加快資源與環(huán)境價格改革是我國全面深化改革的重點領(lǐng)域之一，我國的環(huán)境環(huán)境資源價格政策制定和實施才剛剛起步。因此，對已有資源價格改革政策開展績效評估，對完善相關(guān)政策，全面深化、加快資源環(huán)境價格改革具有重要作用。2004年，由國家發(fā)改委價格司發(fā)布的《關(guān)于深化價格改革促進資源節(jié)約和環(huán)境保護的意見》（征求意見稿）中提出：“把環(huán)境治理成本和資源枯竭后的退出成本計入石油、天然氣、水、電、煤炭和土地等產(chǎn)品的定價中?！辈⑶裔槍θ济喊l(fā)電企業(yè)陸續(xù)實施脫硫、脫硝以及除塵環(huán)保電價補貼等政策。二、 脫硫上網(wǎng)標桿電價背景針對燃煤機組的脫硫電價補貼政策是電力資源價格改革中最先實施的資源環(huán)境價格政策。2004年，國家發(fā)改委對各省市電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度范圍的新投產(chǎn)燃煤機組執(zhí)行燃煤機組標桿上網(wǎng)電價，規(guī)定“安裝脫硫設(shè)施的燃煤機組上網(wǎng)電價比未安裝脫硫設(shè)施的機組每千瓦時高出1.5分錢“。2007年，國家發(fā)改委以及國家環(huán)?？偩职l(fā)布了《燃煤發(fā)電機組脫硫電價及脫硫設(shè)施運行管理辦法》（試行），從脫硫設(shè)施建設(shè)安裝、在線監(jiān)測、脫硫加價、運行監(jiān)管、脫硫產(chǎn)業(yè)化等方面完善了脫硫電價政策。2014年，國家發(fā)展改革委以及國家環(huán)保部進一步發(fā)布《燃煤發(fā)電機組環(huán)保電價及環(huán)保設(shè)施運行監(jiān)管辦法》，進一步規(guī)范燃煤機組脫硫、脫硝和除塵的環(huán)保電價政策，從2014年5月1日起實施。脫硫電價政策提高了發(fā)電企業(yè)安裝脫硫設(shè)施的積極性，全國火電脫硫機組裝機容量比例從2005年的12%提高到2013年的92%，全國脫硫機組裝機容量達到7.18億千瓦，脫硫設(shè)施的投運率由2005年的不到60%提高到2014年的投運率95%以上。尤其是“十一五”期間，整個電力行業(yè)超額完成了“十一五”規(guī)劃要求的節(jié)能減排目標，為全國減排二氧化硫的目標實現(xiàn)起到了決定性作用。本研究擬針對我國燃煤發(fā)電機組脫硫電價政策，開展脫硫成本核算、結(jié)合排污費用等因素綜合考慮，從而進一步針對補貼政策進行評估，并剖析當前補貼政策存在的問題和漏洞，對于完善和推動非電力行業(yè)脫硫脫硝政策的環(huán)境決策具有重要意義。三、排污收費對脫硫成本補償淺析在于對排污費的認識上，業(yè)界普遍有兩種認識。一是將其當作額外收益，來計算經(jīng)濟利潤；而另一種認識并沒有將少繳當作實際收益，認為在。兩種算法有本質(zhì)上的不同，哪一種更符合脫硫電價補償成本的真正用意呢，筆者試著解讀一下脫硫電價與排污費用的關(guān)系。排污費用性質(zhì)分析排污收費和脫硫電價的目的都是刺激排污者控制污染物的排放，促進污染進一步治理，提高資源利用的效率，保護甚至改善環(huán)境，加快可持續(xù)發(fā)展社會的步伐。從機制角度來看，脫硫電價是對脫硫設(shè)施前期投資以及運行成本進行補償?shù)膬r格機制，需要在上網(wǎng)電量的銷售中實現(xiàn)；排污收費是對生產(chǎn)者使用大氣資源的一種付費機制，在產(chǎn)生過程中實現(xiàn)。從火力發(fā)電產(chǎn)生環(huán)節(jié)來看，燃煤發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)并運行脫硫設(shè)施，降低二氧化硫的排放，讓消費者買到“清潔電能”，因此，脫硫的投資及運行費是生產(chǎn)“清潔電能”必不可少的投入，該部分投入計入“消費者負擔(dān)“，通過價格機制，傳導(dǎo)到電能的最終消費者；然而燃煤發(fā)電企業(yè)通過支付排污費并不能直接提高電能在環(huán)保方面的質(zhì)量，為消費者提供的仍是“非清潔電能”，因此，排污費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)行脫硫電價的情況下，該部分費用適用于“生產(chǎn)者負擔(dān)”的原則，不能通過電價機制傳導(dǎo)到電力產(chǎn)品的下游。排污費用對于脫硫工程的補償作用脫硫電價為脫硫設(shè)施的投資和脫硫工程運行而設(shè)，脫硫設(shè)施運行意味著二氧化硫排放減少，進而使得發(fā)電企業(yè)交納的排污費減少。換個角度，相當于企業(yè)的多出一塊“收益”因此，因為脫硫工程運行實施而減少的排污費在整個過程中起到了補償燃煤電廠煙氣脫硫成本的作用。在后面的分析計算中，也將考慮到其為企業(yè)減少費用而帶來的收益。四、脫硫成本的計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)進行分析。

4.1.燃煤機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、運行成本和融資以及其他費用。其中，1）投資成本為煙氣脫硫設(shè)施的一次性投資，體現(xiàn)為分期進入脫硫項目的折舊費用；2）運行成本主要包括脫煙氣硫裝置在運行中所消耗的材料（吸收劑）、電、水、人工以及維修等成本；3）融資及其他費用主要指投資脫硫設(shè)施所需融資部分的利息費用以及管理費用、土地使用稅等。42燃煤機組脫硫成本的主要影響因素總的來講，由于區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展程度不同等情況使得各個燃煤電廠使用的煤炭含硫量、相應(yīng)的脫硫工藝、不同時期電廠機組規(guī)模不盡相同，因而帶來的副產(chǎn)品的經(jīng)濟效益差異都是對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用以及免除罰款對脫硫項目的成本都有補償作用，因此在計算脫硫補貼的凈收益時應(yīng)當將其作為間接影響因素考慮。4.2.1煙氣脫硫裝置機組容量對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)計參考造價指標》，見表2-1。如表所示，脫硫裝置的單位造價與燃煤機組容量規(guī)模成反比關(guān)系，單機容量和總裝機容量越大，脫硫裝置的單位造價越低。單位造價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用會降低。另一方面，燃煤機組裝機容量越大，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容量以及總裝機容量的增加而降低。根據(jù)2005年廣東省統(tǒng)計的十六個脫硫工程數(shù)據(jù)顯示，六個600MW等級機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300MW等級及以下機組的單位發(fā)電量脫硫成本平均達到了 0.0190元/KWh。表2-1:2012年不同容量機組的單位容量脫硫設(shè)施造價標準裝機容量（萬KW）單位容量脫硫裝置造價（元裝機容量（萬KW）單位容量脫硫裝置造價（元/KW）30180601501001203.2.2燃煤含硫量對成本的影響我國地域廣闊，煤炭的種類眾多。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，脫硫劑的費用成正比增加，同時電耗和投資費用均有所增加?！痘痣姀S煙氣脫硫裝置成本費用的研究》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)來源于2004年廣東省十六個脫硫燃煤機組。發(fā)改委2007年頒布實施的《燃煤發(fā)電機組脫硫電價及脫硫設(shè)施運行管理辦法》中明確規(guī)定其每千瓦時1.5分的脫硫補貼適用于電廠的煤炭含硫量在0.5%到2%之間。3.2.3脫硫工藝選擇對成本的直接影響控制SO2排放的工藝多樣，按照脫硫相對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水平與脫硫工藝、機組容量和原煤含硫量有較強的相關(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，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)，且在我國目前的燃煤機組建設(shè)項目中石灰石-石膏濕法脫硫工藝被普遍采用，因為具有廣泛的代表性，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需無需無需無需33對脫硫成本的分類及核算基于上述分析，對脫硫作單獨的成本核算，可以進一步將其分為四部分： 1）前期脫硫設(shè)施的投資成本；2）后期運行成本：主要包括脫硫劑等材料成本、用電成本、脫硫裝置運行人工成本、維修維護成本； 3）脫硫作業(yè)副產(chǎn)品、免繳的排污費用和避免的或有罰款對成本的補償；4）由于前期融資而在后來年度產(chǎn)生的財務(wù)費用。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，計入固定資產(chǎn)的投資由其在以后會計年度的固定資產(chǎn)折舊費用體現(xiàn)。在初期投資中，機組的裝機容量對成本影響較大，在參考石灰石-石膏濕法脫硫工藝的情況下，表2-4顯示不同的機組的單位容量造價水平表。由于我國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)來自2006年《火電工程限額設(shè)計參考造價指標》。表2-4主要煙氣脫硫工程造價比較表項目煤質(zhì)含硫量脫硫工藝總造價（萬兀）2X100MW（兩爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進84003%廠，石膏出廠）100002X200MW（兩爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進128003%廠，石膏出廠）152002X300MW（—爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進180003%廠，石膏出廠）210002X600MW（—爐一塔）1%濕法脫硫（石灰石進30000項目煤質(zhì)含硫量脫硫工藝總造價（萬兀）3%廠，石膏出廠）36000上表現(xiàn)在我國城市新建熱電廠采用機組容量普遍為2X300MW，因此定量分析時主要參考2X300MW的脫硫機組容量。3.3.2煙氣脫硫設(shè)備的運行成本脫硫設(shè)備運行時主要原材料為脫硫劑（在石灰石濕法下主要為石灰石）和水，運行時主要考慮脫硫劑成本，水費、電費以及維修時的修理費和整個過程中的運營管理費和人工費。在石灰石濕法下2X300MW的機組脫硫項目運行維護費用如表2-5所示：表2-5石灰石濕法下2X300MW機組脫硫項目運行維護費用項目煤質(zhì)含硫量水耗(t/h)廠用電耗（%）石灰石耗（t/h）運行維護人員（人）人工費（萬元/人年）維護費（萬兀/年）2x300MW1%911.282085003%1181.3523.2208700脫硫劑：在石灰石濕法下脫硫劑費用主要取決于燃料特性、脫硫率。其中，燃煤的含硫量不同會導(dǎo)致脫硫劑消費量不同，從而帶來脫硫成本的差異；水費石灰石濕法工藝水耗量最大，但是對水質(zhì)要求較小。據(jù)統(tǒng)計顯示， 1臺300MW機組的耗水量基本不會超過50t/h;電費：電費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%計算；運行維護人員費用以及人工費用：平時運行設(shè)備的人工費用和維護時的職工薪酬。融資等財務(wù)費用等在實際情況中，大部分燃煤電廠脫硫項目的部分前期投資由外部融資構(gòu)成，其產(chǎn)生的利息等財務(wù)費用在實際考慮時也應(yīng)當計入脫硫項目的成本。在計算中，債務(wù)資本利息率按2009年人民銀行公布的五年長期貸款基準利率 5.94%;無風(fēng)險收益率按2009年首期憑證式國債發(fā)行5年期票面年利率4.00%;發(fā)電行業(yè)平均報酬率按德勤管理咨詢公司2008年發(fā)布的12.6%;發(fā)電行業(yè)BETA系數(shù)也按德勤管理咨詢公司2008年發(fā)布的0.96考慮。對煙氣脫硫項目成本的其他影響因素討論副產(chǎn)品：在工藝發(fā)達的石灰石-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一定的經(jīng)濟效益，石膏的銷售利潤可考慮作為脫硫成本的一定補償。排污費用：由于脫硫設(shè)施安裝而減少繳納的排污費用對脫硫的成本有補償作用。計算脫硫凈收益時，將二氧化硫減排量1萬噸而免繳的排污費1260萬元，作為額外收益處理。或有罰款：發(fā)改委2007年頒布實施的《燃煤發(fā)電機組脫硫電價及脫硫設(shè)施運行管理辦法》中明確規(guī)定，發(fā)電企業(yè)要保證脫硫設(shè)施的正常運行，不得無故停運脫硫設(shè)施。因此，在成本核算中，假設(shè)火電廠脫硫設(shè)施持續(xù)運行，因而也避免了企業(yè)由于不安裝或不運行脫硫設(shè)備而排放污染所需繳納的罰款。?脫硫電價成本-收益的核算2004年5月，國家發(fā)改委在疏導(dǎo)電價矛盾時頒布燃煤機組標桿上網(wǎng)電價政策，2006年的電價政策明確2004年以前投產(chǎn)的燃煤機組安裝脫硫設(shè)施的上網(wǎng)電價每千瓦時加價1.5分錢的價格政策。2007年國家發(fā)展改革委和國家環(huán)?？偩衷俅蚊鞔_規(guī)定“新（擴）建燃煤機組必須按照環(huán)保規(guī)定同步建設(shè)脫硫設(shè)施，其上網(wǎng)電量執(zhí)行燃煤機組脫硫標桿上網(wǎng)電價。3.1單位會計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)帶來的經(jīng)濟效益很大程度上受市場經(jīng)濟影響，不確定因素較大，難以合理量化其帶來的收益作用；雖然免繳的排污費用和避免的或有罰款可以一定程度上補償脫硫成本，但是也很難要合理具體量化。因此，本文只對以上三個因素的影響做定性分析，在具體計算脫硫工程時不再考本文中假設(shè)虛擬脫硫工程機組容量為2*600MWH,年發(fā)電利用小時以5500小時計算。成本構(gòu)成見表3-1（由于每一年財務(wù)費用逐年降低，表中選取第一年的財務(wù)費用為例）。表3-1成本構(gòu)成表（第一年）項目（單位：萬兀）單位1#機組2#機組1?脫硫電價收入萬兀4230.64230.62■脫硫成本費用萬兀36633663材料成本萬元19131913運行成本萬元160160維修維護作業(yè)成本萬元400400生產(chǎn)折舊費用萬元600600財務(wù)費用萬元590590項目（單位：萬兀）單位1#機組2#機組1?脫硫電價收入萬兀4230.64230.62■脫硫成本費用萬兀36633663材料成本萬元19131913運行成本萬元160160維修維護作業(yè)成本萬元400400生產(chǎn)折舊費用萬元600600財務(wù)費用萬元5905903?脫硫凈收益567567成本項目單位1#機組2#機組材料成本力兀19131913其中：石灰石力兀403403廠用電力兀13861386水費力兀124124運行成本力兀160160維修維護成本力兀400400折舊設(shè)備力兀600600財務(wù)費用（第一年）力兀590590合計力兀36633663表3-2成本收益表4■單位收益分析享受脫硫電價電量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)及計算依據(jù)：水耗為75t/h,單位水價為3元/t;廠用電量占發(fā)電量的1?2%，廠用電價格為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，石灰石價格以150元/t、純度92%為準；燃煤機組排放SO2物質(zhì)的量以3794.58mol/h為準；運行人員費用6萬元/人/年，共20人；脫硫設(shè)備運行年限按照20年經(jīng)營考慮；前期總投資按《火電工程限額設(shè)計參考造價指標》總造價考慮為12000萬元；前期設(shè)備靜態(tài)及動態(tài)總投資考慮為12000萬元；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期貸款基準利率6.15%；成本核算過程：用水費用：年用水價格為： 75t/hx3元/tx5500h=1237500元=123.75萬元用電費用：1?2%X600000KWx5500hx0?35元/KWh=1386萬元原料成本：Mcaco3=3794?58mol/hx1?03x100g/mol-A92%x10-6~4?89t/h成本=4.89t/hx5500hx120元/t=403?4萬元運行成本：20x6萬元=120萬元設(shè)備折舊：年折舊費用：12000萬元十20=600萬元財務(wù)費用：貸款總額：12000萬元x80%=9600萬元；年還貸費用:（P/A,6?15%,20）~11.33;每年償還金額=9600萬元十（P/A,6.15%,20）P47.19萬元/年；財務(wù)費用第一年最高，9600X6.15%=590.40萬元，第20年最低，財務(wù)費用為零，前五年財務(wù)費用見表3-3所示；還貸期間，利息費用總共7343.85萬元，平均每年367.19萬元表3-3模擬脫硫工程前10年財務(wù)費用：時間第一年第二年第三年第四年第五年財務(wù)費用（萬元）590.40574.58557.82540.02521.1332脫硫工程的凈現(xiàn)值測算（600MWH*2 ）根據(jù)兩臺60萬機組脫硫工程的成本效益預(yù)測，本文將前期總投資24000萬看作年底投產(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，計算得出凈現(xiàn)值 NPV;凈現(xiàn)值大于零則表示在脫硫補貼電價下的脫硫工程對燃煤電廠的經(jīng)濟影響是有益的，反之則虧損。3.1.1行業(yè)貼現(xiàn)率估值計算加權(quán)平均資本成本（WACC）是指債務(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)重計算的平均單位成本。股本資本成本率=無風(fēng)險收益率+B系數(shù)X（市場平均報酬率-無風(fēng)險收益率）；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年中國人民銀行的五年以上長期貸款基準利率6.15%;所得稅率按25%;無風(fēng)險收益率按2015年第四期儲蓄國債發(fā)行5年期票面年利率5.07%;發(fā)電行業(yè)平均報酬率按德勤管理咨詢公司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)的我國電力行業(yè)系統(tǒng)性風(fēng)險的研究》計算得出的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)值具體測算(600MWH*2 )根據(jù)上述測算方法，表3-4例舉了以模擬脫硫工程中機組1#為例前五年的成本收益預(yù)測?？梢钥闯?，隨著時間的推移，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?？梢娫诓捎檬袌稣J可的合理造價水平，在其它大部分指標符合國家核定脫硫電價的技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)的前提下，脫硫工程對于燃煤電廠來說是有積極地經(jīng)濟影響的。表3-4:機組1#前五年脫硫收益表(機組1#)成本項目單位第一年第二年第三年第四年第五年材料成本萬元19131913191319131913其中：石灰石萬元403403403403403廠用電萬元13861386138613861386水費萬元124124124124124運行成本萬元160160160160160維修維護成本萬元400400400400400設(shè)備折舊萬元600600600600600財務(wù)費用萬元590575558540521合計萬元36633648363136133594項目單位1#機組1、脫硫電價收入萬元4230?64230?64230?64230?64230.62、脫硫成本費用萬元36633648363136133594材料成本萬元19131913191319131913運行成本萬元160160160160160維修維護作業(yè)成本萬元400400400400400生產(chǎn)折舊費用萬元600600600600600

財務(wù)費用萬元5905755585405213、脫硫凈收益萬元5675836006176364、單位收益分析享受脫硫電價電量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600MWH機組脫硫工程的成本效益預(yù)測，本文將前期總投資24000萬元看作年底投產(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年計算得出凈現(xiàn)值NPV，如表3-5所示：表3-5:凈現(xiàn)值計算數(shù)據(jù)表（單位：萬元）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合計取得現(xiàn)金2334.92365.72399.22434.82472.6時間第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合計取得現(xiàn)金2512.62555.22600.42648.42699.3（單位：萬元）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合計取得現(xiàn)金2753.32810.72871.62936.23004.8（單位：萬元）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脫硫項目的凈現(xiàn)值NPV等于脫硫電價補貼與脫硫項目的前期投資、后期運行以及融資費用的相差額，得出總體的脫硫項目成本效益的凈現(xiàn)值大于零，為7885.1萬元。因為脫硫工程的資產(chǎn)壽命周期至少20年，所以可以得出下面結(jié)論：在采用市場認可的合理造價水平，在其它大部分指標符合國家規(guī)定脫硫電價的技術(shù)經(jīng)濟參數(shù)的前提下，投資兩臺600MWH機組的脫硫工程是一個凈現(xiàn)值大于零的經(jīng)濟活動。四.脫硫補貼政策對其成本補貼有效性的基本結(jié)論在我國發(fā)改委出臺的脫硫電價政策之際，不難推測是經(jīng)過專門測算的，它針對濕法石灰石一石膏煙氣脫硫工程，機組容量在30萬千瓦及以上，燃煤含硫量在0.5-2%之間、脫硫工程造價在合理范圍內(nèi)、機組利用小時為 5500、脫硫投資資本金20%以上、石灰石水電等材料本地價格相對合理等前提下，1.5分/千瓦時的脫硫電價能夠基本補償脫硫工程的材料、運行、維護和融資成本。這也和上文分析結(jié)果一致。但是也如前文所說，考慮到我國東西部經(jīng)濟發(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際情況，發(fā)改委用一個固定的脫硫電價來解決不同工況、不同材料價格、不同煤種的脫硫成本的補償問題，無疑會受到來自各個發(fā)電企業(yè)的質(zhì)疑。即使規(guī)定了對于含硫量低于 0.5%和高于2%勺省(區(qū)市)，要求“脫硫加價標準可單獨制定，具體標準由省級價格主管部門提出方案，報國家發(fā)改委審批”，但在實際操作過程中，幾乎沒有單獨定價這樣的案例。因此，關(guān)于脫硫電價補償成本是否充分，不太可能直接對所有脫硫項目下一個簡單結(jié)論，必須把單個脫硫項目的實際情況與國家發(fā)改委核定脫硫電價依據(jù)的主要經(jīng)濟技術(shù)參數(shù)作比較才能做出相對客觀公正的判斷。通過本文以上的分析，不難看出，脫硫成本是否在電價中得到充分補償，至少可以形成以下結(jié)論：燃煤電廠脫硫成本通過上網(wǎng)電量每千瓦時加 1.5分來補償，體現(xiàn)了