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火电企业脱硝关键在成本分摊

2019年02月27日 栏目:金融

火电企业脱硝关键在成本分摊2011年11月30日,国家发展改革委发布通知,自当年12月1日起在全国范围内对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电

火电企业脱硝关键在成本分摊

2011年11月30日,国家发展改革委发布通知,自当年12月1日起在全国范围内对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策,每千瓦时加价0.8分,以弥补脱硝成本增支。这一政策的出台意味着我国 十二五 期间大规模脱硝改造行动即将拉开帷幕。

当前的脱硝电价补贴不能覆盖发电企业的脱硝成本已是不争的事实。本已身陷困境的火电企业再被加上脱硝成本的重担,它是否合理、如何让合理性和现实性更好地结合也成为业内讨论的热题。福建省发展研究中心朱四海博士认为: 从经济学的基本原理出发,由相关主体公平分摊成本是从根本上解决脱硝问题的关键。目前我国给予发电厂的补贴没有补足正是这条基本原则的体现。

但是,鉴于目前火电厂面临的严峻形势,相关的扶持措施是必不可少的。

补贴不足符合成本分摊原则

2011年7月29日出台的《火电厂大气污染排放标准》,要求从2012年1月1日开始,所有新建火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米;从2014年7月1日开始,现有火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米(特殊规定的执行200毫克/立方米的标准)。而重点区域火电机组的氮氧化 物污染物排放标准则统一为100毫克/立方米。据环保部门预测,这一标准出台后,到2015年,全国需要新增脱硝投资1950亿元,运行费用需要612亿元。到2020年,需要脱硝投资2328亿元,运行费用800亿元。火电企业当前已身处困境,脱硝标准的出台大量增加了火电企业的成本,使本来就举步维艰的发电企业再添新痛。脱硝电价补贴的出台虽然在一定程度上能弥补火电企业的成本增支,但是发电企业因此而成本上升,经营困难增加也是可以预料的。

0.8分/千瓦时的统一脱硝电价补贴显然是不够弥补全部脱硝成本的。要覆盖全部的脱硝成本,平均下来大概需要1.2分/千瓦时左右。朱四海告诉: 根据成本分摊的原则,发电企业应该承担一定的脱硝成本。生产者不承担成本是不符合公平原则的,将全部成本转嫁给电力消费者有失公平。目前电力生产者大概承担三分之一的成本,这部分成本本来就应该由电力生产者通过改善经营状况来解决。 目前火电企业面临的困难较多,根据现实情况是应该多给予一些补贴。但是生产者必须承担一定的成本,这是脱硝电价补贴没有补足的基本逻辑,不能因为目前发电企业的困难就彻底放弃公平。就脱硝成本而言,必须权衡电力生产者、电力消费者、环境受益者三者之间的成本分摊额度,以保证分摊的公平性。

公共财政应参与成本分摊

脱硝问题是技术问题,也是经济问题,烟气治理投资不同于一般意义上的投资,它的投资收益取决于环境本身,在环境容量产权缺失的情况下,投资收益无法保障。因此,如何分摊成本就成了脱硝问题能否很好解决的关键步骤。而要想确定如何分摊成本,首先应该确定成本分摊的对象。其次再来确定各个分摊主体所承担的份额。

朱四海说: 从电力和环境的利益相关者层面来分析,脱硝成本分摊的利益主体有三类,包括电力生产者、电力消费者、环境受益者。与之相对应的环境治理成本的原则有三条,即污染者付费原则、消费者付费原则和受益者付费原则。想均衡三者关系、权衡三项原则,需要根据公平分担的基本要求和电力消费弹性系数来决定三个成本分摊主体的分摊空间各为多少。 朱四海认为,目前承担成本的主要是电力消费者和电力生产者,受益者尚未承担。而在成熟的市场环境下,应该是由受益者也承担一定的成本。这就需要作为税收二次分配和三次分配主导者的政府支出公共财政,代表环境受益者 全体民众来承担成本,推进环境治理。现在的制度设计没有体现出受益者付费这条原则。这是需要进行调整的部分。大气环境质量的改善是烟气治理的主要收益之一,因为大气环境本身属于公共产品,其消费具有外部性,这就需要由政府代表全体社会成员通过公共财政支付。单纯的电价补贴等于将脱硝成本的大部分转移给了电力消费者,而作为受益者的全体民众没有参与成本分摊。

保证分摊份额的合理性,这是今后需要研究和改进的部分,通过它的完善来解决火电企业的负担也更加公平有效,符合经济发展的规律。

过渡性措施治标却不治本

当前0.8分/千瓦时的脱硝补贴肯定不会补足脱硝成本的,从理论上说,它有利的方面是可以促进技术进步,提高脱硝设备运营效率。但是这点在落实到具体措施上也不是那么容易实现的,首先,已经安装好了的脱硝设备,如果有了新技术就拆下旧设备,会造成非常严重的浪费。

有的专家认为,可以通过环境空间的产权化来实现一种依靠市场手段调节的状态。

而朱四海认为,根据我国的实际情况,这种手段也是有局限性的。首先,环境空间很难界定所有者,排放空间资源化打包拍卖非常困难。其次,排污权交易体系并不成熟,相关的环节尚处于缺失状态,而且建立起来的难度相当大。再次,我国许多城市本身的排放能力超过了环境的消化能力,这就决定了即便有 了这个理论性的市场,在实际运作过程中实现它的可能性也很有限。许多城市的脱硝只能依靠治理,在这种条件下,构建排污权交易机制具有一定的局限性。

朱四海说: 在过渡期间,有一些具体措施可以适当缓解脱硝的成本压力。

比如,脱硝设备的投资比较大,运行成本也很高,而固定资产的累计折旧是在缴纳所得税之前抵扣的,如果多提折旧成本,在所得税缴付之前抵扣得越多,所需要缴纳的税金就越少,这可以有效降低脱硝系统的运营成本。 再比如,脱硝系统的资本金80%左右是依靠信贷资本或者其他金融资本转化成产业资本的。这就为金融政策发挥作用提供了可能性,因为它是为免税、低税、低息等杠杆作用留有空间的。 目前,我国现行的排污收费标准过低,而脱硝治理的成本相当高,大概是排污收费标准的十余倍,这对脱硝治理必然是不利的。朱四海告诉: 由于有些发电机组安装了脱硝设施,有些没有。在这种情况下,为了激励发电企业安装脱硝设备,可以增加安装了脱硝设备的发电机组的发电小时数,因为这样可以为发电厂带来边际利润的增加,以鼓励发电企业使用脱硝设备。 但是这些操作层面上的措施效力毕竟是有限的,成本在各主体间的利益均衡才是解决脱硝问题的关键。 朱四海如是说。

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