中国燃煤电厂脱硝成本核算与影响因素分析.pdf

第一作者杨春玉，女，１９８７年生，博士研究生，研究方向为生态文明、环境经济政策与理论。＃通讯作者。＊国家自然科学基金资助项目（Ｎｏ．７１００３０５６、Ｎｏ．７１３７３１３４、Ｎｏ．７１３４１０２３）；环保公益性行业科研专项（Ｎｏ．２０１２０９００１－４）。中国燃煤电厂脱硝成本核算与影响因素分析＊杨春玉１，２董战峰２姜银苹１，２王军锋１＃（１．南开大学循环经济研究中心，天津３０００７１；２．环境保护部环境规划院，北京１０００１２）摘要脱硝电价政策是激励中国燃煤电厂开展ＮＯＸ减排工作的重要政策工具，制定补贴标准是脱硝电价政策的重要内容。脱硝成本影响脱硝电价，科学核算脱硝成本是脱硝电价政策设计的前提。依据脱硝成本与脱硝电价的关系，综合考虑燃煤电厂进行脱硝设施改造产生的建设成本、运行成本、财务成本以及环境损失成本，构建了脱硝成本核算模型，并结合电厂调研数据，核算出中国燃煤电厂脱硝成本。结果表明，燃煤机组脱硝成本均在１４８０万～４４７５万元；建设成本与运行成本是脱硝成本的重要组成部分，分别占脱硝成本总量的３１％、５１％；装机容量、建设类型、脱硝工艺是导致不同机组脱硝成本存在差异的主要原因；燃煤电厂脱硝电价政策的改革在于综合考虑所在区域、装机容量、脱硝工艺、建设类型、脱硝效率等因素的基础上，实行脱硝电价差别补贴政策。关键词燃煤电厂脱硝成本核算模型影响因素差别补贴ＤＯＩ１０．１５９８５／ｊ．ｃｎｋｉ．１００１－３８６５．２０１５．０１．０１７Ａｎａｌｙｓｉｓｏｎａｂａｔｅｍｅｎｔｃｏｓｔａｎｄｉｔｓｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｎｎｉｔｒｏｇｅｎｏｘｉｄｅｅｍｉｓｓｉｏｎｓｆｒｏｍｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｉｎＣｈｉｎａＹＡＮＧＣｈｕｎｙｕ１，２，ＤＯＮＧＺｈａｎｆｅｎｇ２，ＪＩＡＮＧＹｉｎｐｉｎｇ１，２，ＷＡＮＧＪｕｎｆｅｎｇ１．（１．ＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｆｏｒＣｉｒｃｕｌａｒＥｃｏｎｏｍｙ，Ｎａｎ－ｋａｉＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｔｉａｎｊｉｎ３０００７１；２．ＣｈｉｎｅｓｅＡｃａｄｅｍｙｆｏｒＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌＰｌａｎｎｉｎｇ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００１２）ＡｂｓｔｒａｃｔＴｈｅｓｕｂｓｉｄｙｐｏｌｉｃｙ，ａｎｉｎｓｅｎｓｉｔｉｖｅｉｎｓｔｒｕｍｅｎｔｏｎＮＯＸａｂａｔｅｍｅｎｔｉｎｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓ，ｐｌａｙｓａｎｉｍｐｏｒｔａｎｔｒｏｌｅｉｎａｂａｔｉｎｇＮＯＸ．Ｔｈｅｐｒｉｃｅｓｅｔｔｉｎｇｉｓａｖｉｔａｌｃｏｎｔｅｎｔｉｎｔｈｅｓｕｂｓｉｄｙｐｏｌｉｃｙ，ａｎｄｉｎｆｌｕｅｎｃｅｄｂｙｔｈｅｄｅｎｉｔｒｏ－ｇｅｎｃｏｓｔ，ｓｏａｓｃｉｅｎｔｉｆｉｃａｃｃｏｕｎｔｉｎｇｆｏｒｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔｉｓａｎｅｃｅｓｓｉｔｙｉｎｔｈｅｓｕｂｓｉｄｙｄｅｓｉｇｎ．Ｏｎｔｈｅｂａｓｉｓｏｆｔｈｅｒｅｌａｔｉｏｎ－ｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔａｎｄｔｈｅｓｕｂｓｉｄｙ，ｔｈｅｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔｍｏｄｅｌｗａｓｂｕｉｌｔａｎｄｔｈｅｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔｉｎｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｉｎＣｈｉｎａｗａｓａｃｃｏｕｎｔｅｄ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔｗａｓｂｅｔｗｅｅｎ１４８００ｔｈｏｕｓａｎｄｙｕａｎａｎｄ４４７５０ｔｈｏｕｓａｎｄｙｕａｎ，ａｎｄｔｈｅｍａｎｕｆａｃｔｕｒｉｎｇｃｏｓｔａｎｄｏｐｅｒａｔｉｎｇｃｏｓｔｗｅｒｅｔｗｏｍａｉｎｐａｒｔｓｉｎｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔ，ｏｃ－ｃｕｐｉｅｄ３１％ａｎｄ５１％ｓｅｐａｒａｔｅｌｙ．Ｔｈｅｎｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｄｆａｃｔｏｒｓｏｎｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎ，ｓｕｃｈａｓｔｈｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｔｙｐｅ，ｃｏｓｔｃａｐａｃｉｔｙａｎｄｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄ．Ａｔｌａｓｔ，ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｕｂｓｉｄｅｓｈｏｕｌｄｂｅｃａｒｒｉｅｄｏｎｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ；ｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔ；ａｃｃｏｕｎｔｉｎｇｍｏｄｅｌ；ｉｎｆｌｕｅｎｃｅｄｆａｃｔｏｒｓ；ｄｉｆｆｅｒｅｎｔｓｕｂｓｉｄｙ我国氮氧化物（ＮＯＸ）排放近年来增长迅猛，导致区域ＰＭ２．５和Ｏ３污染加重，大规模灰霾现象时有发生［１］。２０１１年，中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年（２０１１２０１５年）规划纲要中明确提出对ＮＯＸ进行总量控制，要求到２０１５年，ＮＯＸ相比２０１０年减少１０％。随后国家发展和改革委员会、环境保护部出台了一系列关于ＮＯＸ控制的政策，其中火电厂大气污染物排放标准（ＧＢ１３２２３２０１１）对火电行业ＮＯＸ排放浓度做了大幅缩紧，要求新建机组从２０１２年１月１日开始、现有机组从２０１４年７月１日开始执行１００ｍｇ／ｍ３的排放限值。国家对ＮＯＸ总量控制与浓度缩紧的强制性措施，迫使电厂对设备进行脱硝改造，以达到减排标准。减排成本的提高，影响了电厂开展脱硝工作的积极性。为了激励企业积极参与ＮＯＸ减排工作，政府出台了脱硝电价政策。脱硝成本影响脱硝电价，脱硝成本核算是脱硝电价政策设计的前提。近年来，国内开始有学者研究电力行业脱硝成本。杨华［２］对我国某台６００ＭＷ机组脱硝成本进行了估算，认为脱硝工艺、脱硝效率是影响脱硝成本的重要因素。马旭胜［３］从尿素、燃油等方面对某台８４５ＭＷ电厂机组年运行成本进行了估计。周春静［４］以国华太电的两台６００ＭＷ机组为例，认为将节约的排污费作为脱硝的间接收益，脱硝成本可由１．２０分／（ｋＷｈ）降到０．８９分／（ｋＷｈ）。刘通浩［５］在总量控制情境下，核算出采用选择性催化还原（ＳＣＲ）脱硝工艺的单位脱硝成本约为９．３８～１０．８４元／ｋｇ，采用选择性非催化还原（ＳＮＣＲ）的单位脱硝成本约为７．５０～７．７８元／ｋｇ。黄东［６］通过在长三角、珠三角的１２个电厂调研，核算采用不同脱硝技术的８８环境污染与防治第３７卷第１期２０１５年１月机组脱硝成本。蒋春来等［７］基于国内已安装脱硝设施的１０３台机组，认为影响脱硝成本的主要因素有装机容量、脱硝效率、建设时段、煤种等。目前我国学者对脱硝成本核算的相关研究并不多，主要存在３个问题第一，部分研究不对脱硝成本与脱硝电价进行区分，甚至直接将脱硝成本等同于脱硝电价，脱硝成本核算亟需科学的理论指导；第二，部分研究没有对需要进行折旧的成本进行折旧处理（如设备装置费、工程建筑费、安装费、催化剂等），直接将燃煤机组在脱硝改造中产生的成本作为脱硝成本，这是导致不同研究的脱硝成本存在差异的一个重要原因；第三，不同学者考虑的脱硝成本构成不同，除了脱硝建设成本和运行成本外，很少考虑其他因素（如环境、财务等）作为脱硝成本的构成部分。笔者在总结以往研究的基础上，依据脱硝成本与脱硝电价的关系，综合考虑燃煤电厂脱硝设施改造产生的建设成本、运行成本、财务成本与环境损失成本，构建了脱硝成本核算模型，并依据电厂数据，对我国燃煤电厂脱硝成本进行核算，以期为我国燃煤电厂脱硝成本核算工作提供科学支撑。１燃煤电厂脱硝成本核算模型脱硝成本，指的是电厂为了达到ＮＯＸ排放标准，实现减排目标，在开展ＮＯＸ减排的相关工作中产生的成本（如图１所示）。脱硝成本包括４个部分一是由于脱硝设施新建（改建）产生的建设成本；二是由于脱硝设施运行产生的运行成本；三是由于电厂获得脱硝电价补贴后，要直接向物价局缴纳１７％的增值税，用财务成本来表示；四是由于ＮＯＸ排放，燃煤电厂向环保部门缴纳的排污费，用环境损失成本来表示。图１脱硝成本产生的示意图Ｆｉｇ．１Ｔｈｅｄｅｓｃｒｉｂｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｆｏｒｔｈｅｃｏｕｒｓｅｏｆｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔ１．１脱硝建设成本脱硝建设成本包括设备装置费、设备工程建筑、安装费、工程技术服务费等。为了将初始投资的建设成本在使用寿命期内均摊，在核算建设成本时对建设成本进行了年均化处理，脱硝建设成本的计算公式为ＣＦ＝ａ（Ｃｄ＋Ｃｅ＋Ｃｉ＋Ｃｓ＋Ｃｏｔ１）（１）ａ＝ｉ１－（１＋ｉ）－ｎ（２）式中ＣＦ为年均化脱硝建设成本，万元；ａ为年均化系数；Ｃｄ为设备装置费，万元；Ｃｅ为设备工程建筑费，万元；Ｃｉ为安装费，万元；Ｃｓ为工程技术服务费，万元；Ｃｏｔ１为建设成本中其他费用，万元；ｉ为贴现率，％，本研究取８％；ｎ为脱硝装机使用年限，ａ，本研究取１５ａ。１．２脱硝运行成本脱硝运行成本包括还原剂费用、催化剂费用、年维修费用、年人工费用等，计算公式为ＣＯ＝Ｃｒ＋Ｃｃ＋Ｃｍａｉ＋Ｃｌａｂ＋Ｃｏｔ２（３）式中ＣＯ为运行成本，万元；Ｃｒ为还原剂费用，万元；Ｃｃ为催化剂费用，万元；Ｃｍａｉ为年维修费，万元；Ｃｌａｂ为年人工费，万元；Ｃｏｔ２为运营成本中的其他费用（如水费电费），万元。催化剂费用是整个运行成本的重要组成，将催化剂费用均摊到年运行费用的计算公式为Ｃｃ＝Ｐｃｉ’ （１＋ｉ’ ）ｎ’ （１＋ｉ’ ）ｎ’－１（４）式中Ｐｃ为更换每层催化剂的费用，万元；ｉ’ 为银行贷款利息，％；ｎ’ 为催化剂使用寿命，ａ。１．３财务成本燃煤电厂每月可按发电量从国家电网企业获得脱硝电价补贴，其中要向物价部门上交１７％的增值税，所缴纳的增值税部分用财务成本表示，计算公式为ＣＶ＝ＰＱ０．１７（５）式中ＣＶ为财务成本，万元；Ｐ为脱硝电价，万元／（ｋＷｈ）；Ｑ为年发电量，ｋＷｈ。目前我国脱硝电价实施１分／（ｋＷｈ）的补贴额度，年发电量可以通过生产实际测算得到，暂不考虑对脱硝不达标的发电量所扣除的费用。１．４环境损失成本燃煤电厂ＮＯＸ减排工作的环境损失成本，用燃煤电厂缴纳的ＮＯＸ排污费表示，计算公式为ＣＬ＝λ１λ２α Ｇｉ（６）Ｇｉ＝ｇｉ（１－η１）ｘ１（７）式中ＣＬ为环境损失成本，万元；λ１为地区收费调整系数（不发达地区取０．８、一般地区取１．０、发达地区９８杨春玉等中国燃煤电厂脱硝成本核算与影响因素分析表１脱硝成本构成及所占比例Ｔａｂｌｅ１Ｃｏｓｔｃｏｍｐｏｕｎｄａｎｄｉｔｓｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｐｅｒｃｅｎｔａｇｅ％机组ＣＦＣＯＣＶＣＬ机组ＣＦＣＯＣＶＣＬ机组ＣＦＣＯＣＶＣＬ１３９４０１６５９４１４３１４２１７２３５１１９６２３９４０１６５１０４１４３１４２１８１８６８１３２３２２６７１０２１１４１４８８２１９４３４２１４１４２２６７１０２１２４３４１１５２２０４３４２１４１５２２５９１５３１３４２４０１６２２１３５５２１１２６２３６０１５３１４３３５５１０２２２３５５２１１２７４１４３１４２１５３３５５１０２２３３８４９１２１８４１４３１４２１６２４５４１５７２４３８４９１２１取１．２）；λ２为环境功能区收费调整系数（三类为０．９、二类为１．０、一类为１．１）；α为每一污染当量的收费标准，万元；Ｇｉ为ＮＯＸ的年排放当量数；ｇｉ为ＮＯＸ的年排放量，ｋｇ； η１为脱硝设备对ＮＯＸ去除率，％；ｘ１为ＮＯＸ的当量值，ｋｇ。１．５脱硝成本核算模型综上所述，脱硝成本（Ｃ，万元）的计算公式为Ｃ＝ＣＦ＋ＣＯ＋ＣＶ＋ＣＬ（８）单位脱硝成本一般可以用两个指标进行衡量，一是脱除１ｋｇＮＯＸ的费用，一般单位为元／ｋｇ，或分／ｇ；二是每发一度电增加的成本，一般单位为元／（ｋＷｈ），或分／（ｋＷｈ）。单位发电量的脱硝成本可以有以下两种表达ＣＡＱ＝Ｃ／Ｑ（９）ＣＡＴ＝Ｃ／Ｔ（１０）式中ＣＡＱ为每发１ｋＷｈ电的脱硝成本，单位为元／（ｋＷｈ），或分／（ｋＷｈ）；ＣＡＴ为每削减１ｋｇＮＯＸ的脱硝成本，单位为元／ｋｇ，或分／ｋｇ；Ｔ为年ＮＯＸ削减量，ｋｇ。２数据说明数据来源于全国２４个燃煤机组的调研数据，其中包括４个方面的数据资料统计一是脱硝项目的基本情况，包括脱硝技术、脱硝项目类型、脱硝机组容量、年发电量、年运行时间、脱硝率、脱硝设施投运率等内容；二是脱硝设施建设的各项花费，包括设备购置费、工程建筑费、安装费、工程技术服务费等；三是脱硝设施在运行时的各项花费，包括还原剂费用、催化剂费用、年维修费用、年人工费用等；四是脱硝设施的ＮＯＸ减排情况，包括入、出口浓度、产生量、削减量、排放量等内容。被调研机组，按脱硝技术分为低氮燃烧技术（ＬＮＢ）＆ＳＣＲ、ＬＮＢ＆ＳＮＣＲＳＣＲ两类；按装机容量分为３００、６００、１０００ＭＷ３类；按建设类型分为新建和技改两类。３分析与讨论３．１脱硝成本构成分析结合２４个燃煤机组调研数据，依据脱硝电价核算模型，核算出我国燃煤机组脱硝成本均在１４８０万～４４７５万元。如表１所示，运行成本所占比例最高，占到脱硝成本总量的４０％～６８％；其次是建设成本，占到脱硝成本总量的１８％～４３％；再次是财务成本，占到脱硝成本总量的８％～１９％；环境损失成本最低，占到脱硝成本总量的１％～７％。将所有机组各部分成本分别进行加总，加总后运行成本占到整个脱硝总成本的５１％，其中催化剂和还原剂费用均占１８％；其次是建设成本，占整个脱硝总成本的３１％，其中设备装置费占２０％；财务成本占１４％，环境损失成本最少，所占比例为２％（如图２所示）。综上所述，设备装置费、还原剂费用、催化剂费用是脱硝成本的３个重要组成。图２中国燃煤机组脱硝成本构成Ｆｉｇ．２Ｃｏｓｔｃｏｍｐｏｕｎｄｏｆｄｅｎｉｔｒａｔｉｏｎａｂａｔｅｍｅｎｔｉｎｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｉｎＣｈｉｎａ３．２装机容量对脱硝成本的影响根据２０１２年中国电力行业年度发展报告统计，我国３００ＭＷ（含）及以上机组装机容量占总装机容量的７５％［８］，其中以３００、６００ＭＷ机组居多。根据核算结果，装机容量对脱硝成本的影响显著。装机０９环境污染与防治第３７卷第１期２０１５年１月图３不同装机容量机组的脱硝成本Ｆｉｇ．３Ａｂａｔｅｍｅｎｔｃｏｓｔｏｆｄｅｎｉｔｒａｔｉｏｎｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃａｐａｃｉｔｙ表２不同ＮＯＸ控制技术比较Ｔａｂｌｅ２Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｄｅｎｔｒａｔｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ比较内容ＬＮＢＳＮＣＲＳＣＲ混合ＳＣＲＳＮＣＲ工艺技术成熟程度成熟较成熟成熟成熟工艺难易程度较简单较简单较复杂较简单脱硝率２０％～５０％３０％～６０％６０％～９０％６０％～９０％应用单机规模没有限制中小机组没有限制中小机组脱硝副产品无氮气、水、Ｎ２Ｏ氮气、水氮气、水、Ｎ２Ｏ占用场地无较小较大较小应用范围较多较少９０％以上较少容量越大脱硝成本越高，这个差别在３００、６００ＭＷ机组中更为明显（如图３所示）。３００ＭＷ机组（机组序号１～１５）的脱硝成本在１４８０万～２８４０万元，６００ＭＷ机组（机组序号１６～２２）的脱硝成本在３０８０万～４４７５万元，３００ＭＷ机组的脱硝成本仅占到６００ＭＷ机组脱硝成本的４０％～５０％。对于不同规模等级机组来说，装机容量越大，初始建设成本越大，这主要是因为装机容量越大，工程量、烟气处理量较大，所需要的催化剂量和占地面积也较大。３．３脱硝工艺对脱硝成本的影响脱硝工艺是影响设备装置费、催化剂、还原剂费用的决定性因素。电厂在选择脱硝工艺时，应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟度、经济上合理度来确定［９］。综合文献和工程调研结果，对我国最常见的几种不同控制技术的特点进行总结，如表２所示。比较而言，ＬＮＢ投资费用低、无运行成本、工艺简单，是火电厂ＮＯＸ控制的首选技术。但单纯采用ＬＮＢ，脱硝率仅能达到２０％～５０％，为了达到我国电厂ＮＯＸ排放控制要求，还需加装ＳＣＲ或ＳＮＣＲ装置。ＳＣＲ、ＳＮＣＲ是国外已成功工业化的脱硝技术［１０］，在国内，这两种技术通常和ＬＮＢ技术混合使用。在建设类型为技改的３００ＭＷ机组中（如图４所示），采用ＬＮＢ＆ＳＮＣＲＳＣＲ机组的脱硝成本在２３４０万元左右（机组序号为１、２），采用ＬＮＢ＆ＳＮＣＲ脱硝工艺机组的脱硝成本在１４８０万～１７７５万元（机组序号为７、８、９、１０、１１、１４、１５）。我国目前主流的脱硝工艺为ＬＮＢ＆ＳＣＲ。图４不同脱硝工艺机组的脱硝成本Ｆｉｇ．４Ｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ３．４建设类型对脱硝成本的影响一般来说，装机容量相同情况下，采用相同工艺，新建机组脱硝成本要大于技改机组。以采用ＬＮＢ＆ＳＣＲ工艺的３００ＭＷ机组为例（见图５），新建机组（机组序号为５、６、１２、１３）的脱硝成本在１８２０万～２１９０万元，技改机组（机组序号为７、８、９、１０、１４、１５）的脱硝成本在１４８０万～１７８０万元，新建机组脱硝成本普遍高于技改机组脱硝成本。然而从单位脱硝成本来看（见图６），新建机组的单位脱硝成本为１．０８～１．１４分／（ｋＷｈ），平均单位脱硝成本为１．１１分／（ｋＷｈ）；技改机组的单位脱硝成本在１９杨春玉等中国燃煤电厂脱硝成本核算与影响因素分析１．１０～１．７２分／（ｋＷｈ），平均单位脱硝成本为１．３７分／（ｋＷｈ）。新建机组的单位脱硝成本要低于技改机组的单位脱硝成本。图５不同建设类型机组脱硝成本Ｆｉｇ．５Ｄｅｎｉｔｒｏｇｅｎｃｏｓｔｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓｉｎ３００ＭＷｐｌａｎｔｓ图６不同建设类型机组的单位脱硝成本Ｆｉｇ．６ＵｎｉｔｃｏｓｔｏｆＮＯＸｒｅｄｕｃｔｉｏｎｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｓ４结论与建议从我国燃煤电厂脱硝成本的核算结果中可以看出，我国燃煤电厂脱硝成本受脱硝工艺、装机容量、建设项目类型等因素的影响显著。目前我国现行的脱硝电价补贴政策是对所有完成脱硝改造并验收完成的机组统一实施１分／（ｋＷｈ）的补贴标准。从长远来看，这种“ 一刀切” 补贴模式，一方面对于脱硝成本较低的电厂，缺乏采用新技术进行进一步脱硝改造的积极性；另一方面对于脱硝成本较高的电厂，脱硝补贴长期入不敷出，将降低企业开展脱硝工作积极性。为了缓解这个问题，我国未来脱硝电价政策设计的着重点应放在对不同机组实行差别补贴上。具体来讲，是指根据装机容量、所在区域、脱硝工艺、脱硝率、建设类型、脱硝技术等影响脱硝成本的因素，按照不同影响因素进行划分，根据分类对不同机组给予不同额度补贴的思想。只有综合考虑影响脱硝成本的各项因素，才能够在提高脱硝电价政策合理性的同时，最大程度地提高电厂进行脱硝改造的积极性。参考文献［１］段菁春，柴发合，谭吉华，等．钢铁行业氮氧化物控制技术及对策［Ｊ］．环境污染与防治，２０１３，３５（３）１００－１０４．［２］杨华．大型电站锅炉氮氧化物排放控制措施的技术经济比较［Ｄ］．杭州浙江大学，２００７．［３］马旭胜．火力发电厂环保设备运营成本分析［Ｄ］．保定华北电力大学，２０１０．［４］周春静．基于经营期电价的火电厂脱硝电价定价研究与措施建议［Ｄ］．保定华北电力大学，２０１０．［５］刘通浩．中国电力行业ＮＯＸ排放控制成本效益分析［Ｄ］．北京清华大学，２０１２．［６］黄东．火电行业氮氧化物控制技术经济分析［Ｄ］．南京南京信息工程大学，２０１３．［７］蒋春来，杨金田，许艳玲，等．燃煤电厂差异化脱硝电价方案研究［Ｊ］．中国电力，２０１３，４６（１３）７８－８３．［８］中国电力企业联合会．２０１２年中国电力行业年度发展报告［Ｍ］．北京光明日报出版社，２０１２．［９］左朋莱，岳涛，韩斌杰，等．燃煤工业锅炉大气污染控制方案研究［Ｊ］．环境污染与防治，２０１３，３５（８）１００－１０４．［１０］祝社民，李伟峰，陈英文，等．烟气脱硝技术研究新进展［Ｊ］．环境污染与防治，２００５，２７（９）６９９－７０３．编辑陈泽军（修改稿收到日期２０１４－１０－１２）檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪（上接第８７页）［６］ＺＨＯＵＴａｏ，ＷＡＮＧＺｅｎｇｈｕｉ，ＹＡＮＧＲｕｉｃｈａｎｇ．Ｓｔｕｄｙｏｎｍｏｄ－ｅｌｏｆｏｎｓｅｔｏｆｎｕｃｌｅａｔｅｂｏｉｌｉｎｇｉｎｎａｔｕｒａｌｃｉｒｃｕｌａｔｉｏｎｗｉｔｈｓｕｂ－ｃｏｏｌｅｄｂｏｉｌｉｎｇｕｓｉｎｇｕｎａｓｃｅｒｔａｉｎｅｄｍａｔｈｅｍａｔｉｃｓ［Ｊ］．ＮｕｃｌｅａｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇａｎｄＤｅｓｉｇｎ，２００５，２３５（２１）２２７５－２２８０．［７］刘开第，吴和琴，庞彦军，等．不确定性信息数学处理及应用［Ｍ］．北京科学出版社，１９９９．［８］ＳＥＯＫＳＰ，ＹＯＮＧＳＬ．ＡｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｍｏｄｅｌｉｎｇｓｔｕｄｙｏｆｔｈｅＮａｋｄｏｎｇＲｉｖｅｒ，Ｋｏｒｅａ［Ｊ］．ＥｃｏｌｏｇｉｃａｌＭｏｄｅｌｌｉｎｇ，２００２，１５２（１）６５－７５．［９］ＪＡＥＨＣ，ＫＩＳＳ，ＳＵＮＧＲＨ．Ａｒｉｖｅｒｗａｔｅｒｑｕａｌｉｔｙｍａｎａｇｅ－ｍｅｎｔｍｏｄｅｌｆｏｒｏｐｔｉｍｉｓｉｎｇｒｅｇｉｏｎａｌｗａｓｔｅｗａｔｅｒｔｒｅａｔｍｅｎｔｕ－ｓｉｎｇａｇｅｎｅｔｉｃａｌｇｏｒｉｔｈｍ［Ｊ］．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌＭａｎａｇｅ－ｍｅｎｔ，２００４，７３（３）２２９－２４２．［１０］ＦＲＩＴＺＳ，ＡＬＢＥＲＴＯＧ，ＡＤＲＩＡＮＢ，ｅｔａｌ．Ｄｅｌｉｎｅａｔｉｏｎｏｆｓｏｕｒｃｅｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｚｏｎｅｓｕｓｉｎｇｓｔａｔｉｓｔｉｃａｌｍｅｔｈｏｄｓ［Ｊ］．ＷａｔｅｒＲｅｓｏｕｒｃｅＭａｎａｇｅｍｅｎｔ，２００５，１９（２）１６３－１８５．编辑贺锋萍（修改稿收到日期２０１４－０７－０２）檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪檪中国重申京都议定书必须延续下去在墨西哥坎昆参加联合国气候变化大会的中国外交部部长助理刘振民指出，旨在减少温室气体排放的京都议定书是整个气候变化谈判中的重要里程碑，必须延续下去。刘振民指出，在谈判过程中，减缓气候变化是最为重要和关键的问题。坎昆大会应该在这一问题上做出相关决定，以支持京都议定书及其第二承诺期。如果此次大会不能就京都议定书第二承诺期达成一致，将会损害国际社会在气候变化谈判上的信心。刘振民表示，中国代表团一直希望并推动此次会议就气候变化谈判的“ 老问题” 取得一定的平衡结果。（摘自中国环保网２０１４－１２－２０）２９环境污染与防治第３７卷第１期２０１５年１月

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