王志轩：烟气脱硝亟待建立市场准入制度

电力18讯：    国家有关部门在制订技术标准或规范时，没有一个统一的体系，难以使标准间协调一致，从而容易造成混乱，阻碍火电厂脱硝产业健康发展。

　　据国家电监会最近公布的数据，截至2008年底，全国二氧化硫排放量2321.2万吨，比上年下降5.95%，其中电力二氧化硫排放量约1050万吨，比上年下降了12.5%。但在中国电力企业联合会行业发展与环境资源部主任王志轩看来，二氧化硫控制虽已取得巨大成绩，随着燃煤发电量的快速增长，火电厂氮氧化物的排放对环境影响的比重逐步提高，如果不加以有效控制，我国在二氧化硫控制上取得的环境效果，仍可能被氮氧化物排放增长部分抵消。氮氧化物控制技术主要分优化燃烧技术和烟气脱硝技术，而烟气脱硝技术是解决氮氧化物排放的根本措施。我国烟气脱硝市场现状如何？《中国能源报》记者专访了王志轩。


王志轩
　　行业缺乏市场准入机制

　　中国能源报：您一直呼吁加快烟气脱硝市场的健康发展，您怎样看待目前的烟气脱硝市场现状？

　　王志轩：烟气脱硝市场发展现状不健康。脱硝产业一方面应当是市场充分竞争的领域；另一方面脱硝装置是一个环保装置，也应当具有环保装置进行强制管理的一般属性。同时，SCR（利用选择性催化还原技术将烟气中的氮氧化物脱除）脱硝装置几乎是锅炉的一部分，也应是电力安全生产管理的重要对象。因此，脱硝产业化发展必须在政府指导下，纳入行业管理。虽然火电厂脱硝市场刚刚起步，但已发现它存在类似脱硫产业化过程中发生的诸多问题。首先是脱硝技术的重复引进，不仅给国家造成一定损失，加剧了脱硝市场无序竞争的局面，而且不利于资源的优化配置。其次是脱硝市场一开始就呈现低价竞标情况，给脱硝装置投运后的稳定运行埋下隐患。还有招投标过程不规范、招投标文件不规范等，给不公平竞争提供了机会。最后一点，缺乏火电厂脱硝市场的准入要求。由于烟气脱硝设备的性质，尤其是采用高尘段布置的SCR工艺，对锅炉以及脱硝反应器后的烟道、除尘器、脱硫装置都有影响，这就决定了脱硝设备要与锅炉等发电设备一样具有高可靠性，需要烟气脱硝公司在具备脱硝相关技术、人才、经验、经济实力的同时，必须兼有锅炉等专业知识和相关能力，但是由于我国并没有针对这一特征的市场准入要求，导致脱硝公司良莠不齐。

　　中国能源报：针对目前烟气脱硝市场的现状，应当如何进行规范和整顿？

　　王志轩：规范与整顿脱硝市场应建立市场准入制度。为避免恶性竞争、确保工程质量、提高运行可靠性与稳定性，建议由国家相关部门组织专家或委托行业协会对从事烟气脱硝工程建设和相关产业领域的企业从注册资金、资质、业绩、市场信誉等方面，设立脱硝的行业准入门槛，制定准入办法，进行资格准入。从事火电厂烟气脱硝工程的总承包公司，必须是具有法人资格的经济实体；所具有的脱硝技术应是先进的、完整的、成熟的，具有合法使用该项技术的权力和能力；具有相应的脱硝工程设计、工程承包的能力；具有履行项目工程承包所必需的经济实力，财务状况良好；内部组织机构完善、管理体系健全、专业技术人员和管理人员配备齐全，有组织工程建设和现场施工管理的经验，有完整的质量保证体系。

　　建议建立国家鼓励的脱硝工艺设备名录制度，引导脱硝产业和技术的良性发展。依托国家实施环保技术管理体系建设工程，增强脱硝技术创新能力，在相关工艺设备方面实行优胜劣汰。通过发布国家鼓励或者限制发展的脱硝装备目录，筛选推广质量较好的脱硝设备，发展脱硝设备产业链。建立健全烟气脱硝技术规范体系。

　　建议政府部门组织研究火电厂烟气脱硝标准体系，按照轻重缓急制定相关标准。

　　应建立统一的技术体系

　　中国能源报：您刚才提到的技术规范标准体系是一种什么状况？

　　王志轩：目前还还缺乏系统性的脱硝技术规范。火电厂烟气脱硫产业经过近 10年的发展，已初步形成了相关的技术规范体系，在火电厂烟气脱硫产业发展中发挥了重要的作用。目前，我国火电厂烟气脱硝产业刚刚起步，有关技术标准和规范正在制订，存在一些问题。首先是根据不同技术引进方采用不同国外标准建设，使得SCR设计、设备、调试、验收以环保公司的标准为依据；其次是国家有关部门在制订技术标准或规范时，没有一个统一的体系。从领域看，脱硝产业涉及环保、电力、机械、化工、建筑等行业；从过程看，涉及设计、建设、调试、运行等各个环节，而且与除尘、脱硫紧密联系。如果缺乏系统的考虑，则难以使标准间协调一致，从而容易造成混乱，阻碍火电厂脱硝产业的健康发展。

　　以最小的成本换取最大的环境效益

　　中国能源报：火电厂烟气脱硫可以享受 0.015元/度脱硫电价补贴，目前我国烟气脱硝产业的补贴政策如何？

　　王志轩： 脱硝经济政策不落实。从脱硝成本的政策补贴上看，国家尚未出台相关的脱硝经济政策。火电厂烟气脱硫可以享受0.015元/度脱硫电价补贴。初步分析，以2×30万千瓦新建机组为例，脱硝效率为85%，建设成本约为150元/千瓦左右；现役机组受场地和设备改造的影响，投资较新建机组高。新建机组单位运行成本约为0.01元/度（不含税，不变成本中受催化剂初装影响较大；可变成本中受机组运行小时数、负荷、催化剂更换费用影响较大）。现役机组运行费用高于新建机组，小机组运行费用高于大机组。

　　经济补贴要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，如排污权交易政策；要使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，使电力成本真正体现资源和环境成本；收取的氮氧化物排污费要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老电厂低氮燃烧器改造奖励、烟气脱硝奖励；对一时不能实现国产化的设备要有免税或减税措施；通过国家环保专项资金补助或中央预算内投资资金补助对现役电厂建设烟气脱硝装置。当然最关键的是烟气脱硝成本要进入电价。

　　中国能源报：烟气脱硝成本进入电价是推进烟气脱硝的根本性措施，“十二五规划”有没有考虑烟气脱硝成本进入电价？

　　王志轩：据我了解，国家相关部门在制定规划时正在考虑这件事情。但烟气脱硝电价的计算是以脱除的氮氧化物多少来确定，或以地区为单位计算脱硝的社会平均成本来确定，还是按煤质（挥发份）情况来确定，需要进行系统研究，最好是纳入电价机制的改革方案之中统筹解决。在电价机制不做大的改革之前，可以像脱硫电价一样结合考虑煤质（挥发份）情况给脱硝企业每度电量一定的电价进行补贴；也可以地区或地市为单元计算当地脱除氮氧化物平均成本，以平均成本和企业实际脱除的氮氧化物量为依据，计算各企业烟气脱硝成本，然后通过电价支付给脱硝企业。为推动烟气脱硝在“十二五”期间取得较大进展，我个人比较赞同实行标杆电价，根据前面的计算，在目前的的技术水平下，可以考虑火电厂烟气脱硝享受0.01元/度左右的脱硝电价补贴。