原标题：【长江电力公用干货分享】30万、60万和100万：三种机组超低排放改造经济性比较
《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》中精确指出，燃煤机组烟气超低排放限值为基准氧体积分数6%的条件下，烟尘､SO2和NOX的排放质量浓度分别不高于10､35､50mg/m3｡在加快能源生产和消费革命，进一步提升煤电清洁发展的形势下，对燃煤机组提出了更严格的烟气排放目标｡因此，本研究从燃煤机组常规超低排放改造技术路线着手，分析烟气超低排放改造投资和成本，从而提出烟气超低排放的适用条件，为烟气超低排放改造补贴政策的出台提供参考。
燃煤机组脱硫技术最重要的包含炉内喷钙脱硫､湿法烟气脱硫和半干法脱硫等｡为达到SO2超低排放，常规的脱硫改造技术为：当烟气脱硫系统的目标脱硫效率≤98.8%，可采用高效单吸收塔脱硫系统；当烟气脱硫系统的目标脱硫效率98.8%时，宜采用双塔双循环脱硫系统｡
燃煤机组脱硝技术主要有低氮燃烧(LNB)､选择性非催化还原(SNCR)､选择性催化还原(SCR)和SNCR/SCR｡为达到NOX超低排放，常规的脱硝改造技术为：在不影响燃煤机组安全经济运行的前提下，尽可能通过LNB控制NOX排放浓度，并增设SCR装置｡
燃煤机组除尘技术最重要的包含前端除尘和终端除尘，其中前端除尘包括干法电除尘和袋式除尘，终端除尘包括湿法电除尘和湿法脱硫协同除尘｡为达到烟尘超低排放，常规的除尘改造技术为：通过增设高效电源､移动电极，以及除尘器扩容､降温等措施控制除尘器出口烟尘排放质量浓度不大于40mg/m3，经过湿法脱硫后降低到20mg/m3以下，最终经过湿法电除尘器达到烟尘超低排放｡当除尘器出口烟尘排放质量浓度不大于20mg/m3时，可直接采用湿法脱硫协同除尘实现烟尘超低排放｡
本研究对已完成烟气超低排放改造可行性研究报告的燃煤机组做多元化的分析｡实施烟气超低排放的成本包括运行成本､检修维护成本､贷款利息和资产折旧等几个维度，其中厂用电价按0.20元/(kW·h)计，石灰石按40元/t计，资产折旧年限为15a，残值率为5%，采用等额直线折旧法计算，修理提存率为2%｡
鉴于超低排放改造的运行成本均随着年利用小时数的增加而降低，因此本次测算统一按照年利用小时数为5500h计｡
分别选择300､600､1000MW等级燃煤机组各两台进行测算，投资､单位造价､收益､成本､增加的投资和增加的成本均以两台燃煤机组计｡实际运行过程中煤质和煤价对运行成本均存在影响｡煤质由入口SO2､NOX和烟尘浓度体现；煤价变化受市场影响较大，本次测算暂未考虑煤价的影响｡
对于不同容量等级的燃煤机组，入口SO2质量浓度对烟气脱硫改造投资和单位造价的影响见图1｡300MW等级燃煤机组的脱硫改造投资为1.02亿~1.83亿元，单位造价为170~304元/kW｡当入口SO2从800mg/m3增加到10000mg/m3时，投资约增加79%｡600MW等级燃煤机组的脱硫改造投资为1.62亿~2.69亿元，单位造价为133~224元/kW｡当入口SO2从800mg/m3增加到10000mg/m3时，投资约增加66%｡1000MW等级燃煤机组的脱硫改造投资为2.23亿~3.40亿元，单位造价为112~170元/kW｡当入口SO2从800mg/m3增加到10000mg/m3时，投资约增加52%｡可见，当燃煤机组数量相同时，随着燃煤机组容量等级的增大，入口SO2对脱硫改造投资的影响逐渐减小｡
对于不同容量等级的燃煤机组，入口SO2质量浓度对烟气脱硫改造成本和收益的影响见图2｡300MW等级燃煤机组脱硫改造成本为11.30~35.70元/(MW·h)，600MW等级燃煤机组为8.90~29.30元/(MW·h)，1000MW等级燃煤机组为8.10~23.50元/(MW·h)｡脱硫改造成本受入口SO2浓度和燃煤机组容量等级影响较大｡
对于符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)中SO2特别排放限值(50mg/m3)的重点地区，实施SO2超低排放改造增加的投资和成本如图3所示｡投资方面，当入口SO2小于2800mg/m3时，增加的脱硫改造投资相对固定，约250万~400万元；当入口SO2为2800~3300mg/m3时，投资增加较多，约2400万~3100万元｡在成本方面，当入口SO2小于2800mg/m3时，300MW等级燃煤机组的脱硫改造成本增加最多，约为0.36元/(MW·h)；600MW等级燃煤机组增加适中，约为0.26元/(MW·h)；1000MW等级燃煤机组增加较少，约为0.21元/(MW·h)｡
按SCR脱硝工艺考虑，对于不同容量等级的燃煤机组，入口NOX质量浓度对烟气脱硝改造投资和单位造价的影响见图4｡300MW等级燃煤机组的脱硝改造投资为0.89亿~1.19亿元，单位造价为148~199元/kW｡当入口NOX从300mg/m3增加到800mg/m3时，投资约增加34%｡600MW等级燃煤机组的脱硝改造投资为1.30亿~1.71亿元，单位造价为108~143元/kW｡当入口NOX从300mg/m3增加到800mg/m3时，投资约增加32%｡1000MW等级燃煤机组的脱硝改造投资为1.77亿~2.39亿元，单位造价为88~120元/kW，当入口NOX从300mg/m3增加到800mg/m3时，投资约增加35%｡对于不同容量等级的燃煤机组，入口NOX浓度增加对脱硝改造投资的影响程度基本相同｡当入口NOX小于600mg/m3时，入口浓度每增大50mg/m3，单位造价约增加2.2~7.4元/kW｡
对于不同容量等级的燃煤机组，入口NOX质量浓度对烟气脱硝改造成本的影响见图5｡总体而言，烟气脱硝改造成本主要与入口NOX浓度和燃煤机组容量等级有关｡燃煤机组容量等级越低，脱硝改造成本越高｡300MW等级燃煤机组脱硝改造成本为8.40~13.90元/(MW·h)，600MW等级燃煤机组为6.80~11.30元/(MW·h)，1000MW等级燃煤机组为6.00~10.40元/(MW·h)｡
如图7所示，按低低温电除尘器联合湿法电除尘器工艺考虑，300MW等级燃煤机组除尘改造投资约为1.00亿~1.29亿元，单位造价为178~215元/kW｡600MW等级燃煤机组除尘改造投资约为1.71亿~1.93亿元，单位造价为142~160元/kW｡1000MW等级燃煤机组除尘改造投资约为2.62亿~2.84亿元，单位造价为131~142元/kW｡
如图8所示，300MW等级燃煤机组的烟气除尘改造成本约为6.40~8.10元/(MW·h)，600MW等级燃煤机组约为4.90~6.00元/(MW·h)，1000MW等级燃煤机组约为4.40~5.30元/(MW·h)，远超过2元/(MW·h)的除尘电价补贴｡除尘改造成本中运行成本和检修维护成本均约占50%｡按除尘器来看，低低温电除尘器的花费约占78%~84%，湿法电除尘器的花费约占16%~22%｡
对于符合GB13223—2011中烟尘特别排放限值(20mg/m3)的重点地区，实施烟尘超低排放改造增加的投资和成本情况如图9所示｡投资方面，增加的除尘改造投资不随入口烟尘浓度的变化而变化｡300MW等级燃煤机组的除尘改造投资增加4600万元，600MW等级燃煤机组增加7000万元，1000MW等级燃煤机组增加1亿元｡成本方面，增加的除尘改造成本大多数表现在湿法电除尘器上，300､600､1000MW等级燃煤机组分别增加2.14､1.60､1.35元/(MW·h)｡
以燃用中硫中灰烟煤(SO2､NOX和烟尘的排放质量浓度分别为4000､400､35000mg/m3)的燃煤机组为例，300､600､1000MW等级燃煤机组实施烟气超低排放改造的投资分别为3.50亿､5.50亿､7.60亿元(见图10)，单位造价分别为591､455､380元/kW；如新建燃煤机组的单位造价按4300､3500､3500元/kW计，则实施烟气超低排放改造的单位造价分别约占新建燃煤机组的单位造价的14%､13%､11%｡此外，300､600､1000MW等级燃煤机组超低排放改造总成本分别为37.60､30.00､25.70元/(MW·h)，300､600MW等级燃煤机组的改造成本超过环保电价补贴(脱硫､脱硝和除尘的电价补贴总和为27元/(MW·h))｡
对于符合GB13223—2011中SO2､NOX和烟尘特别排放限值的重点地区，当不改变烟气脱硫塔数量时，实施烟气超低排放改造增加的投资和成本情况见图11｡300MW等级燃煤机组的改造投资约增加0.6亿元，单位造价约增加100元/kW｡600MW等级燃煤机组的改造投资约增加0.9亿元，单位造价约增加76元/kW｡1000MW等级燃煤机组的改造投资约增加1.3亿元，单位造价约增加65元/kW｡300､600､1000MW等级燃煤机组的改造成本分别增加3.37､2.68､2.37元/(MW·h)｡
按当前部分省份给予的烟气超低排放电量优惠政策(每年奖励发电利用小时数200h)，假定燃煤发电边际贡献为0.1元/(kW·h)，单位发电量增加的收益为3.51元/(MW·h)，大于实施烟气超低排放改造增加的成本，因此相关优惠政策的出台将有利于超低排放改造的实施｡如不考虑电价补贴，按排污费收费标准和阶梯征收政策，实施烟气超低排放改造后，300､600､1000MW等级燃煤机组每年将减少排污费1197万､2095万､3591万元，增加的投资的回收期分别为25.6､15.6､15.0a｡
对于符合GB13223—2011中SO2､NOX和烟尘特别排放限值的重点地区，实施烟气超低排放改造的成本增加较少，300､600､1000MW等级燃煤机组分别增加3.37､2.68､2.37元/(MW·h)，但实施烟气超低排放的总成本分别为37.60､30.00､25.70元/(MW·h)｡300､600MW等级燃煤机组的改造总成本超过环保电价补贴，应进一步出台相关优惠政策促进烟气超低排放的实施｡
SO2超低排放改造应以炉外湿法烟气脱硫技术为主｡入口SO2质量浓度小于2800mg/m3时宜采用单塔配置，入口SO2质量浓度超过2800mg/m3时可考虑采用双塔配置｡NOX超低排放改造应以炉内LNB联合炉外SCR脱硝为主｡烟尘超低排放改造应采用高效的前端除尘技术联合终端除尘技术，前端除尘可优先采用低低温电除尘器，终端除尘技术目前主要是采用湿法电除尘器｡利用湿法脱硫装置协同除尘实现烟气超低排放改造可能是今后的发展方向｡
对于重点地区，可第一先考虑实施烟气超低排放改造；对于一般地区，应考虑烟气超低排放优惠政策，经技术经济比较后确定｡燃用高硫分无烟煤的燃煤机组(主要分布于西南地区)，应慎重考虑实施烟气超低排放改造｡
获取最新行情，了解最新资讯，阅读最深度报告，参与最广度互动，一切尽在长江电力及公用事业研究小组！在这里，您的疑惑我们会用心解答，您的建议我们会虚心采纳，长江证券电力及公用事业研究小组愿与您携手！精品原创抑或优质转载，您皆可于文章下面进行留言，或直接与我们联系：whzhangHCye（微信）
长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告的作者是基于独立、客观、公正和审慎的原则制作本研究报告。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这一些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律和法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须标注明确出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。没有经过授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。
本订阅号不是长江证券研究所官方订阅平台。相关观点或信息请以“长江研究”订阅号为准。本订阅号仅面向长江证券客户中的专业投资者，根据《证券期货投资的人适当性管理办法》，若您并非长江证券客户中的专业投资者，为保证服务质量、控制投资风险，请勿订阅或转载本订阅号中的信息。长江研究不因任何订阅本公众号的行为而将订阅者视为长江证券的客户。
市场有风险，投资需谨慎。本订阅号接受者应当仔细阅读所附各项声明、信息公开披露事项及相关风险提示，充分理解报告所含的关键假设条件，并准确理解投资评级含义。在任何情况下，本订阅号中的信息所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，订阅人不应单独依靠本订阅号中的信息而取代自身独立的判断，应自主做出投资决策并自行承担全部投资风险。
