黄 裕 涛

　　国家发展改革委和环保总局于今年５月２９日联合颁布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（发改价格［２００７］１１７６号，以下简称《办法》）后，目前各省（自治区、直辖市）已陆续着手该项工作。脱硫电价问题成为有关各方关注的焦点。
　　据笔者了解，重庆市政府先后召开了多次有关节能减排会议，并召开了脱硫电价执行情况座谈会，但有关脱硫电价的政策还在酝酿之中。许多企业负责人担心物价局制定的脱硫电价偏低或过低，影响企业开展脱硫工作的积极性。笔者以为，就现阶段而言，脱硫电价的制定应当因地制宜，注重鼓励。
　　重庆一位主力电厂的负责人反映：“长期以来，重庆作为使用高硫煤的地区，脱硫电价一直偏低，造成脱硫电价倒挂，脱硫效果越好，亏损越严重，这很挫伤我们发电企业脱硫工作的积极性。近年来，煤炭的价格不断上涨，虽然重庆实行了两次煤电联动，但持续的上涨导致发电成本过高，加之今年系统叫停较多，前三个季度火电机组平均利用小时数为２０００多小时，同比减少３６．８７％，发电运行小时数的大幅减少，导致经营效果大打折扣，明年形势会更加严峻。如果下一步政府在制定政策方面不考虑实际情况，我们真不知该何去何从？”
　　针对脱硫投资成本和运行成本两个主要问题，笔者请教了业内人士和电厂专家。
　　自上个世纪六十年代以来，经过不断的改进和发展，石灰石—石膏湿法脱硫工艺已经成为烟气脱硫技术中最为成熟、应用最为广泛的脱硫技术，目前占全球脱硫装机总容量的８５％，我国采用的工艺绝大多数也是这种脱硫方式。实践表明，石灰石—石膏湿法脱硫因燃用高硫煤或低硫煤在投资和运行成本上具有显著的区别，换一种说法，脱硫的投资和运行成本高低主要取决于燃料煤含硫量的高低。但人们在谈及石灰石—石膏湿法脱硫的投资和运行成本时往往较易忽略高硫煤与低硫煤的差别。这其实是不科学的，应该具体情况具体分析。
　　就脱硫投资成本而言，专家称：脱硫装置投资主要包括设备购置费和建筑安装费。一般的估算方法是建设一千瓦的脱硫设备，需要投资２００元。但装机容量同样为３０万千瓦或６０万千瓦的两台燃煤发电机组，由于煤质相差大，如果脱硫效率均要求达到９５％来满足排放要求，其配套设备的参数也会发生显著变化。从实际情况看，其燃煤含硫量在３％（高硫煤）时的投资成本可达到含硫１％（低硫煤）投资成本的１．５～２．５倍左右。其主要原因是与含硫３％的配套脱硫装置设备有关，如皮带机、磨机、循环泵、氧化风机、吸收塔等必然增大所至。含硫３％的脱硫装置消耗的石灰石和产生的石膏是含硫１％的脱硫装置的３倍，所以其选用的磨机、皮带脱水机和氧化风机的容量也应是含硫１％的脱硫装置选用的３倍左右。循环泵和吸收塔虽然没有３倍的增大关系，但其增量也是非常巨大的。设备容量的增大导致设备的成本增加，从而增加了整个装置的投资费用，这是显而易见的。
　　就脱硫运行成本而言，脱硫装置的运行成本主要包括电能消耗、脱硫剂消耗、工艺水消耗等。高硫煤的脱硫材料的耗量基本上是低硫煤脱硫材料耗量的倍数。也就是说，含硫３％的脱硫装置消耗的石灰石和产生的石膏是含硫１％的脱硫装置的３倍左右。其他电耗、水耗、脱硫剂等也相应大幅提高。据重庆一家发电企业财务报表显示，去年他们电厂刚刚建成投产，年发电１６亿千瓦时，售电１４．２４亿千瓦时，厂用电率为１１％，脱硫成本费用总额为６２２０万元，其中材料成本４５００万元，耗用石灰石２４．９万吨，其脱硫电价仅为４３６元／万千瓦时（含税价），可见，难以补偿其脱硫成本，如果发电愈多，脱硫费用愈高，企业就会亏得愈多。
　　综上所述，由于燃用高、低硫煤的脱硫装置配套和设备的参数不相同，甚至差异性较大，会导致装置的投资与运行成本不尽相同。所以，我们应尊重科学，尊重实际，具体情况具体分析，不能用低硫煤的投资或运行成本的实例来要求高硫煤。重庆作为西南高硫煤地区，早已全国闻名，得到众多专家的证实。
　　《办法》虽然已经提供了因地制宜制定脱硫电价的政策依据，但规定了脱硫加价标准的上限为２％，这与重庆地区的实际情况不符。笔者以为，我国现阶段，国家要推动节能减排工作，确保“十一五”目标顺利实现，应尊重脱硫成本的实际情况，在发展利用清洁能源的同时，一方面在环保执法力度上要加强，另一方面对积极搞好节能减排工作的企业，要给予更多的政策扶持。各地应针对自身实际，本着“因地制宜，注重鼓励”的原则制定脱硫电价，公平补偿脱硫成本，用经济杠杆充分调动发电企业节能减排的积极性，只有这样，才能使先进的脱硫技术不断得到发展，促使脱硫效果得到充分保证，从而使我们的生产生活环境得到有效保护。