中国可持续能源项目 化石燃料电厂发电环保折价政策 研究报告 资助单位 美国能源基金会 实施单位 中国环境规划院 中国环境科学研究院 2003年3月 ii资助单位 美国能源基金会 中国可持续能源项目 实施单位 中国环境规划院 中国环境科学研究院 美国电力监管援助机构RAP 项目管理 杨富强 博士 王万兴 博士 卢 红 项目组组长 王金南 研究员 国际专家 David Moskovitz Nancy Seidman Barbara Finemore Paul Hibbard 国内专家 王金南 研究员（中国环境规划院） 高树婷 副研究员（中国环境规划院）曹 东 副研究员（中国环境规划院）葛察忠 副研究员（中国环境规划院）杨金田 研究员（中国环境规划院） 邹首民 研究员（中国环境规划院） 陈罕立 副研究员（中国环境规划院）吴舜泽 博士（中国环境规划院） 邢 冀 工程师（中国环境规划院） 陈 亮 工程师（中国环境规划院） 周劲松 工程师（中国环境规划院） 余向勇 工程师（中国环境规划院） 孙 宁 工程师（中国环境规划院） 逯元堂 工程师（中国环境规划院） 周 颖 工程师（中国环境规划院） iii前 言 中国酸雨和二氧化硫污染十分严重。近年来，虽然二氧化硫排放量有所减少，但酸雨面积并没有明显减少，局部地区酸雨还有加重的现象。电力行业是二氧化硫排放大户，是污染控制的重点行业。电力行业二氧化硫治理技术日渐成熟，但电价一直是困扰电力污染设施建设和运行的障碍。随着电力体制改革的推进，脱硫机组发电成本上升，在竞价上网市场中的劣势越来越明显。 2002年国务院发布了电力体制改革方案。随后中国电力监管委员会、国家电网公司、国家南方电网公司以及各发电公司相继挂牌成立，标志着过去垂直一体的垄断局面被打破，电力市场的竞争格局正逐步形成。为了避免电力体制改革对环境产生不利影响，国务院批准的国家电力体制改革方案要求国家环境保护局制定化石燃料电厂环保折价标准。为此，美国能源基金会中国可持续能源项目在原国家计委的要求下，专门资助支持中国环境规划院开展化石燃料电厂发电环保折价标准的研究。 本研究报告共分6章。第1章描述环保折价政策的提出，第2章阐述了环保折价的理论基础和法律依据，第3章确定环保折价方案和具体标准，第4章分析了实施环保折价的若干影响，第5章对折价标准的实施管理进行了分析。本研究提出了火电厂排放绩效折价的三个选择方案。经测算分析，对应3个方案的折价资金分别为47亿元、66亿元和65亿元。若二氧化硫收费按0.63元/公斤标准征收，那么折价标准实施后，加上二氧化硫排污费的总资金额分别为87亿元、107亿元和106亿元，对发电成本的最大影响在0.7～0.8分/kwh之间。本研究推荐选择第一个方案，即对二氧化硫排放绩效超过3克/kwh的电厂给予折价，同时考虑“两控区”内外的差异。为了便于有关部门决策，我们还针对三个方案提出了相应的折价管理办法。 在本项目研究过程中，我们得到了国家环境保护总局、原国家计委基础司、原国家经贸委电力司、原国家电力公司、原南方电力公司、浙江省电力工业局等部门的支持。在研究过程中，许多政府官员和专家都提出了许多宝贵的意见，我们在此表示诚挚的感谢。由于时间和研究水平的限制，研究报告难免存在错误和遗漏，欢迎读者批评指正。报告所代表的只是研究小组人员的观点，而不代表任何相关政府部门的观点或意见。 项目组 2003年3月 iv目 录 内容提要.1 第1章 背景与问题.1 1.1电力体制改革.1 1.1.1电力改革总体思路1 1.1.2电力定价机制的改革2 1.1.3竞价上网模式2 1.1.4电力改革的国际经验2 1.2电力行业污染控制.3 1.2.1污染排放状况3 1.2.2污染控制措施4 1.2.3环境管理手段5 1.3折价标准制定的必要性.6 1.3.1控制严重的酸雨和二氧化硫污染6 1.3.2降低竞价上网对环境的不利影响6 1.3.3提供强有力的经济刺激手段7 第2章 理论基础与法律依据.9 2.1发电环保折价理论分析9 2.1.1市场失灵与外部不经济性9 2.1.2环境外部不经济性内部化9 2.1.3市场竞争与电价 11 2.1.4利用价格机制削减污染12 2.1.5绿色电价链条政策13 2.2法律和法规基础15 2.2.1大气污染防治法.15 2.2.2国家环境保护“十五”计划.16 2.2.3两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划.16 2.2.4国家电力体制改革方案.17 2.2.5正在制定的火电厂大气污染物排放标准18 第3章 折价方案制定.19 3.1 折价标准框架.19 3.1.1制定原则19 3.1.2技术路线20 3.1.3折价要素21 3.1.4折价范围22 3.1.5两控区调整24 3.2折价方式比较25 3.2.1实折下折25 3.2.2实折上折26 3.2.3部分成本竞价虚折27 v3.2.4全成本竞价虚折28 3.2.5方式比较选择28 3.3折价标准制定方法29 3.3.1污染边际处理成本法29 3.3.2基于污染补偿的损失费用法31 3.4电力SO2排放绩效评估.31 3.4.1排放绩效历年变化情况32 3.4.2地区排放绩效差别32 3.4.3不同规模电厂排放绩效34 3.5电力行业SO2削减成本分析.34 3.5.1煤炭洗选及燃用低硫煤的成本分析34 3.5.2循环流化床成本估算35 3.5.3烟气脱硫成本估算36 3.5.4电厂脱硫工程实例37 3.5.5不同排放绩效下的处理成本38 3.6污染损失估算40 3.7 折价方案.42 3.7.1方案1线性折价.42 3.7.2方案2分段折价.44 3.7.3方案3超标准折价.46 3.7.4方案比较47 第4章 实施影响分析.48 4.1折价资金测算48 4.2对不同区域的影响49 4.3对不同规模电厂的影响50 4.4对新老电厂的影响52 4.5对管理机制的影响52 4.6对价格的影响52 4.7对煤炭市场的影响54 第5章 实施管理.55 5.1排放绩效的计量和核定55 5.1.1 企业申报程序.55 5.1.2 绩效核定办法.56 5.1.3监测设备检测57 5.2数据传输系统设计57 5.3各有关部门的职责58 5.4与其它管理制度的衔接59 5.4.1排污收费59 5.4.2排污交易59 5.4.3总量控制61 5.4.4 能源政策.61 5.5折价资金的使用61 5.5.1结算时段62 vi5.5.2折价资金使用与管理62 5.6减免与处罚63 5.6.1减免63 5.6.2罚则63 第6章 结论和建议.64 6.1主要结论64 6.2若干建议66 参考文献.69 附件I 线性折价方案.70 附件2 分段折价方案75 附录3 超标准折价方案80 1内容提要 2002年国务院发布了电力体制改革方案，总体目标是打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。电力体制改革的核心任务是“厂网分开，竞价上网”。中国酸雨和二氧化硫污染已经十分严重，而电力行业是二氧化硫排放大户，因此，电力行业是二氧化硫控制的重点行业。为了避免电力体制改革对环境产生不利影响，在新的电力体制下建立“清洁电”与“脏电”的竞价上网公平竞争机制，促进电力行业的可持续发展，国务院批准的国家电力体制改革方案要求国家环境保护局制定化石燃料发电厂环保折价标准。为此，在美国能源基金会中国可持续能源项目的支持下，中国环境规划院于2002年9月开始开展了化石燃料电厂排放绩效折价标准制定研究。 理论、依据和原则 1、化石燃料发电环保折价是指火电厂“厂网分开，竞价上网”过程中，电网公司根据发电厂的污染排放绩效差异按不同电价结算。通常，对污染排放强度高的、超过规定污染排放绩效标准或者水平的电厂，在确定结算电价或交易结算时在原来电价基础上往下折价，简称发电环保折价。由于发电环保折价的主要依据是发电厂的污染排放绩效（如每度电的二氧化硫排放量），因此，发电环保折价实质上就是发电厂的排放绩效折价。在本报告中，发电环保折价与发电排放绩效折价没有本质上的区别，是一对基本等同的概念。 2、发电环保折价的理论基础是污染者付费原则、外部不经济性内部化以及污染损害赔偿理论。在传统的生产模式下，企业使用资本、原材料等其它资源时要受市场价格或市场条件的约束，而使用环境资源由于环境资源没有价格却可以不受这种约束。企业在进行经济决策时，只考虑资本、设备、原材料和人力等生产成本，没有考虑其产生的污染成本。因此，电力企业的大气污染是电力生产的负的溢出效应，需要重新界定生产的成本，将环境成本加入到电力生产企业的成本中，以影响其生产决策。损害赔偿理论是指企业在生产过程中的排污行为破坏了环境资源，影响公众健康。企业要对这种行为负责，并且需要支付损害补偿，而这种补偿的程度将反过来影响企业的排污行为。尽管折价标准不能全面反映补偿环境资源的价值，但这种补偿作用可使环境资源使用者改变排污行为，有效地利用越来越稀缺的环境资源。政府可以通过调节环境资源的补偿费用，让生产者或消费者在决择自身利益的时候，将环境资源的费用考虑进去，使环境问题的外部不经济性问题内部化。 3、发电环保折价政策制定的主要法律依据是全国人大常委会通过的大气污染防治法和国务院批复的国家环境保护“十五”计划、国家电力体制改革方案、两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划以及即将正在制定的火电厂大气污染物排放标准等。国家环境保护“十五”计划、国家电力体制改革方案、两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划都明确提出制2定发电环保折价政策，正在修订的火电厂大气污染物排放标准也在研究在新的火电厂排放绩效标准加入排放绩效标准的可行性。 4、发电环保折价标准制定要遵循公平的原则，减少不公平竞价上网的因素。环保折价要有利于促使电力行业削减污染物排放，改善大气环境质量和生态环境。建立污染排放绩效控制机制，要有利于促进电力技术进步、结构调整，电价向绿色化方向发展。同时，折价办法要简便易行，具有可操作性，与现行的环境管理制度相衔接。 折价政策框架 5、发电环保折价可以采用实折下折、实折下折、部分成本竞价虚折、全成本竞价虚折4种模式。根据与有关政府部门以及专家的咨询讨论，选择采用实折下折的方式，即根据电厂竞价，对竞价入网的电厂，在结算时根据SO2排放绩效水平，按每度电价直接在交易或合同收入中扣除。显然，实折下折方法主要对环境绩效差的电厂通过电价折扣，而扣除的金额也可以看作是一种环境损害的补偿。实折下折模式完全体现了国际通用的“污染者付费原则（PPP）”。 6、发电环保折价标准的实施对象主要是燃煤电厂、垃圾发电、燃油电厂、热电联产电厂、自备电厂以及目前不符合产业政策的电厂。热电联产电厂的供热折合成电一并计算。对上网的全部发电量都折价，其中还应包括自用电量部分。 7、考虑到实施问题，开始阶段，折价因子主要考虑二氧化硫，随着折价体系的逐步完善，逐步引入其它污染物（如氮氧化物、汞、一氧化碳和二氧化碳）。“两控区”是中国二氧化硫污染控制的重点区域，电力行业排放的二氧化硫70以上集中在“两控区”内。“十五”期间“两控区”要求削减20的SO2排放量。因此，电力行业二氧化硫治理任务艰巨，有必要加大刺激力度。根据本研究的推荐折价标准方案1，“两控区”内化石燃料电厂的调整系数确定为1.2。 8、污染治理成本是制定折价标准大小的最主要的依据。折价标准制定的主要目标之一是控制电力行业污染物排放量，改善环境质量，因此污染治理成本是标准值确定的重要基础。根据现有发电厂脱硫费用资料，经过统一的评价方法和指标体系处理，得出各种二氧化硫削减技术的经济成本分析结果。分析表明，中国目前火电厂的脱硫成本在0.8～5.5分/kwh之间，主要取决于机组规模、燃料煤的硫份以及污染排放绩效要求等。 折价方案选择 9、方案1线性折价。烟气脱硫是电厂治理SO2污染的重要措施，但脱硫设施不可能将二氧化硫全部去除。从目前脱硫工程项目看，脱硫后的排放绩效基本在3g/kwh以下，许多项目在1g/kwh以下；此外，从公平合理的角度考虑，这些电厂已支付污染治理成本，而且缴付了二氧化硫排污费。因此，确定折价的起点在3g/kwh，对于排放绩效低于3g/kwh的电厂均不折扣，对排放绩效超过3g/kwh的电厂，根据其排放程度，在电费中进行折扣。根据目前污染治理经济分析，SO2排放绩效削减1g/kwh，其平均治理成本0.157分/kw左右，扣除所缴的二氧化硫3排污费，折价标准为每排放1g/kwh，对其电价折扣0.1分/kwh。方案1为本研究的推荐方案，易于操作实施。 10、方案2分段折价。对于同一发电厂，不同脱硫效率代表着不同的二氧化硫排放绩效，而且相应的脱硫成本也有较大差异。方案2主要根据控制目标选择治理技术，然后确定发电环保折价标准。具体标准为两控区外排放绩效（g/kwh）超过3～7 g/kwh、7～10 g/kwh、10～15 g/kwh和15 g/kwh以上的电厂，折价标准分别为0.3分/kwh、0.5分/kwh、1.0分/kwh和2.0分/kwh；两控区内排放绩效（g/kwh）超过3～7 g/kwh、7～10 g/kwh、10～15 g/kwh和15 g/kwh以上的电厂，折价标准分别为0.4分/kwh、0.6分/kwh、 1.2分/kwh和 2.4分/kwh。 11、方案3超标折价。本方案只对超过污染排放绩效标准的火电厂进行折价，对达到排放绩效标准的电厂不折价。发电排放绩效好坏主要根据实际排放的绩效与排放绩效标准之间的差距来判断。超标准的电厂污染较为严重，按湿法脱硫考虑，脱硫率需在90以上，脱硫运行成本平均成本1.52.0分/kwh。考虑两控区内外的区别，具体折价标准为两控区外发电厂为1.5分/kwh，两控区内发电厂为2.0分/kwh。 折价收入与使用 12、全国发电环保折价资金收入与不同类型发电排放绩效值有关。根据统计分析，中国各地电厂的排放绩效差异很大，中国东北地区煤炭的含硫量低，排放绩效明显好于其他地区，而西南地区，燃煤的含硫量高，二氧化硫的排放绩效值明显偏高。经测算分析，对应3个方案的折价资金收入分别为47亿元、66亿元和65亿元。若二氧化硫收费按0.63元/公斤标准以及80％的征收率征收，那么发电环保折价标准实施后，加上二氧化硫排污费的总资金额分别为87亿元、107亿元和106亿元。据初步估计，实施发电环保折价对电厂的发电成本最大影响在0.7～0.8分/kwh之间。。 13、折价资金的收缴、使用和管理是折价政策得到真正贯彻落实的重要方面，也是折价标准能否最终发挥作用的重要体现。折价资金的收缴必须和目前的电费结算系统相衔接，而折价资金要必须用于与环境保护有关的项目。建议排放绩效折价的资金转入国家财政专户，建立国家电厂脱硫和可再生能源发展专项基金，任何单位和个人不得截留、挤占或者挪作他用。 14、国家电厂脱硫和可再生能源发展专项基金主要以拨款补助或者贷款贴息的方式用于电厂污染控制和支持可再生能源发展等。主要用于下列项目的补助电厂烟气脱硫设施（FGD）；电厂烟气污染物排放自动监测装置（CEM）；电厂污染排放跟踪系统网络建设（ETS）；可再生能源项目（RE）；洁净煤发电技术开发。 折价实施影响 415、发电环保折价标准实施后对企业的影响包括两个方面一是在现行的电力价格体制下，价格的联动效果还不明显，二氧化硫的削减成本没有列入到电价中，从而会挤占企业的利润；二是在中国的电价实施改革后，发电价格由市场决定，污染的控制成本可通过价格的联动效果，将环境成本转嫁给最终用户。由于不同的行业对电力消耗强度不同，因此造成的影响也有很大的差异。根据投入产出表影响分析，折价影响主要的行业是耗电大户行业，如煤气生产和供应、金属矿采选、金属冶炼及压延业。 16、煤炭是电力依赖的资源。在实施发电环保折价标准以后，煤的含硫量将会更加明显反映在煤炭的价格中。带来的影响有两个方面，一是煤质将和脱硫成本直接联系起来，优质煤将有优质的价格，促进资源的有效配置。另一方面，优质煤的使用分配将随之调整，有可能会吸引更多的优质煤用于发电。 环境政策协调 17、核定电厂二氧化硫排放绩效的工作在目前的管理水平下就可以操作。核定是否超过绩效标准有以下两个方面的数据核定问题一是二氧化硫排放量的核定。新的排污收费制度实施后，实际上就是二氧化硫总量收费。既然二氧化硫总量收费要核定电厂的二氧化硫排放量，而且这是一个具有法律效果的核定数据，因此，我们就完全可以用该数据作为核定是否超标的基本依据。二是电厂的发电量。对于上网电厂，入网的电量完全是确定的。发电公司和发电公司都必须以入网电量作为交易结算的依据。对于电厂本身消耗的电量可以根据相关的法规确定，而且基本上有个范围。自备电厂的发电量也可以直接核查发电厂的工况数据就可以得到。 18、排污收费制度和折价标准的理论基础都是环境的外部成本内部化。从理论上讲，如果将排污收费标准提高到二氧化硫总量控制目标下的污染治理平均边际成本，二氧化硫收费就能达到相同的目的。目前，SO2收费标准很低，不足以起到刺激企业进行治理的作用。新标准实施3年后，也才能达到0.63元/公斤收费标准。因此，折价标准是对排污收费制度的补充，折价标准与排污收费共同作用，达到刺激污染治理的目标。 19、折价标准在实施环节与传统的排污收费相比，从职能分工上有了很大的转变，排污收费的主体是环境保护部门，直接与污染者行为相连。折价标准主要通过电网进行核算。实施折价标准需要环境保护部门与电网紧密配合，两套系统的衔接是实施折价标准重点要解决的问题。从管理成本而言，从征收的环节，采取折价有其更大的优势，容易足额征收，操作成本将会降低。从操作和监督执法看，折价在操作过程与环境执法和有效的监督有脱节的现象。为了使这两项政策更好的发挥作用，在制定收费费率和折价标准费率时，我们注意到了两者之间的协调关系。三个折价标准方案均考虑了排污收费对企业的影响。在标准制定过程中，在污染治理成本中将收费部分扣除。同时，方案1和方案2，对于排放绩效在3g/kwh以下的发电量，折价标准为零。 20、排污交易也是一项环境管理的经济手段，其作用是通过交易企业间由于成本差异而产生的交易行为，实现社会污染治理成本的最小化。从排污交易和折5价标准的作用时间来看，折价标准应该是在排污交易后实施的一项管理制度，发电企业排放量和核定是在交易以后的排放量。此外，在作用范围、实施基础、管理成本和资金筹集等方面，两项管理制度还是存在着一定的差异。二氧化硫排放交易可以为企业在实施折价标准中提供更多的灵活性。 21、从1997年，中国就开始了电力改革的步伐，并在上海、浙江、山东、辽宁、吉林、黑龙江6个省开展了改革试点，一些省市已开发了电力交易技术支持系统，为折价标准的实施奠定了技术基础。从折价标准实施的技术角度来看，应加强电厂排放量的准确和发电量的计量，以及数据传输系统的开发研究。 若干实施建议 22、建议发电环保折价采用实折下折模式，在结算时根据SO2排放绩效的程度，按每度电价直接在交易或合同收入中扣除。建议选择第1个折价标准方案，即对二氧化硫排放绩效超过3克/kwh的电厂给予折价，同时考虑“两控区”内外的差异。尤其是“两控区”内的化石燃料电厂环保折价要从严对待，但也不能差异巨大，以免产生电厂建设布局打“擦边球”。 23、有关政府部门应深刻认识到未来20年我国二氧化硫削减任务的艰巨性和长期性。初步预测，未来20年我国火电厂的装机规模还要在目前2.5亿千瓦的基础上再增加2.5亿千瓦。为此，必须找到若干个有力的经济政策来促进电力二氧化硫的削减。显然，仅仅依靠现有的排污收费政策来达到电力行业二氧化硫控制目标是不可能的。 24、电力排放折价是真正促进电力行业减排二氧化硫的一项非常好的经济政策。对于二氧化硫排放超过规定绩效标准的电厂，使用排污收费和排放折价这“两把大刀”是真正建立电力公平竞争市场的一个有效措施。排污收费与排放折价不应互相取代，而是应该相互补充，应并行实施。建议抛弃“二氧化硫收费与发电环保折价不能并行实施”的观点，充分利用二氧化硫总量收费制度来加强发电环保折价政策，如直接由环保部门核定火电厂的排放绩效。 25、建议环保部门与国家电力监管委员会以及国家发展改革委员会密切配合。作为第一步折价政策试点，可以首先在两控区试点。这与国家“十五”期间两控区内二氧化硫削减20％的政策目标十分吻合。而且，这也可以解决全面实施的法律依据不足问题。电力排放折价要与排放绩效或者绩效标准挂钩，不能脱离电厂二氧化硫排放绩效。 26、建议由环保部门和电网公司联合核定发电厂的污染排放绩效用二氧化硫总量收费时环保部门核定的电厂二氧化硫排放量，作为核定排放绩效的二氧化硫排放量。用发电公司和电网公司确认的交易结算发电量作为电量依据。自备电厂的发电量直接核查发电厂的工况数据得到。 27、建议排放绩效折价的资金转入国家财政专户，建立国家电厂脱硫和可再生能源发展专项基金。国家电厂脱硫和可再生能源发展专项基金主要以拨款补助或者贷款贴息的方式用于电厂污染控制和支持可再生能源发展等。环保部门应在资金管理中起主要管理作用，承担有关项目审查的职责。 628、建议加强电厂排放量的准确和发电量的计量，以及数据传输系统的开发研究。建议国家环保总局与国家电力监管委员会联合，建立二氧化硫总量收费、发电环保折价、二氧化硫排放交易、火电厂排污许可证一体化的污染源监控系统。 29、鉴于国家二氧化硫总量控制目标日趋严格，而未来20年中国电力行业，尤其是煤电发展非常迅猛，因此电力行业的二氧化硫控制任务越来越艰巨。建议国家制定电力行业二氧化硫中长期减排实施规划，提前把二氧化硫以及其它污染物排放总量控制指标分配给发电厂。 30、无论采用哪个折价标准方案，都与发电厂的污染排放绩效和污染物排放总量监测核定有关。建议环保部门加快制定全国发电厂污染排放连续监测装置（CEM）安装计划。为了推动CEM的安装和管理，建议在排污费以及折价资金中提取一定比例用于CEM的安装、管理和监督。 31、为了实现发电环保折价政策的动态效率，提高折价标准的动态调节作用，建议发电环保折价标准在实施一段时间（如2006年）以后进行调整。调整形式可以采用提高折价标准、细化折价标准、扩大折价污染物、提高发电排放绩效标准等形式。 1第1章 背景与问题 中国的电力改革在提高电力行业效率、降低成本的同时，也给中国的电力行业环境保护提出了新的挑战。本章主要介绍中国电力改革的基本背景，同时分析了电力行业二氧化硫排放削减对控制中国酸雨和二氧化硫污染的重要性。因此，在进行电力体制改革的同时，应及时实行火电厂排放绩效折价政策，促进电力行业的可持续发展。 1.1电力体制改革 1.1.1电力改革总体思路 1997年1月，国家电力公司挂牌成立，标志着中国的电力改革的开始。此后，提出了实行厂网分开建立发电电力市场的实施方案框架（试行），在上海、浙江、山东、辽宁、黑龙江、吉林六省市进行了“厂网分开，竞价上网”试点。2000年11月，国务院办公厅行发69号文，正式宣布由国家计委牵头成立电力体制改革工作小组。2001年4月，电力体制改革工作小组向国务院上报“电力体制改革方案（征求意见）”，2002年4月，国务院批准了电力体制改革方案，全国的电力体制改革全面启动。 2002年开始的电力体制改革的总体目标是打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。主要任务是厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体制，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制，制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；发展发电企业向大户直接供电的试点，改变电网企业独家够买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。 这次改革的一个核心是“厂网分开”。所谓“厂网分开”主要指国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，并分别进行资产重组。在发电方面，组成5个独立的发电公司，即华能集团公司、大唐电力、山东国电、国电电力和中电国际。它们将各自拥有4000万千瓦左右的装机容量，在各个电力市场中的份额原则上不超过20％。这五大集团将以行政划拨方式瓜分占全国约60％的发电资产。在电网方面，成立国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司作为原国家电力公司管理的电网资产出资人代表，按国有独资形式设置，在国家计划中实行单列，由国家电网公司负责组建华北（含山东）、东北（含内蒙古东部）、西北、华东（含福建）和华中（含重庆、四川）五个区域电网有限责任公司或股份有限公司。西藏电力公司由国家电网代管。南方电网公司由广东、海南和原国家电力公司在云南、贵州、广西的电网资产组成，按各方面拥有净资产比例，由控股方负责组建南方电网公司。 21.1.2电力定价机制的改革 电力体制改革的另一个核心内容是竞价上网，降低成本，形成新的电价机制。新的电价体系将划分为上网电价，输电、配电和终端销售电价。上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。对于仍处于垄断经营地位的电网公司其输、配电价，要在严格的效率原则、成本约束和激励机制的条件下，由政府确定定价原则，终端销售电价则以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动机制。在具备条件的地区，发电企业可以通过协商方式，向大用户直接供电，执行国家规定的输、配电价，最终形成比较科学合理的销售电价。 中国目前的电价定价方式基本上是采用还本付息的方式。也就是说，把建设投资打入电厂发电成本，最终转移到消费者身上。上网电是由电厂的运营成本加上税金和利润反算出来的。这种成本加成的电价形成机制与电力垄断形成的“电力一口价”，不利于投资者降低发电成本的。竞价上网后，电价将在竞争过程中，以社会平均发电成本形成。 1.1.3竞价上网模式 竞价上网是指这样一个过程发电企业每天按规定时间或者间隔向电网报出自己的上网电价，由交易市场的管理者（也就是电网公司）从高价到低价排列，由电力需求的预测，从低价开始录取，录满为止，没有被录取的电厂就无法发电。也就是说，发电厂与输配电的网各自成为独立的经济法人，哪个电厂的电便宜，电网就购买哪个电厂的电。这样就有助于最大限度地降低发电企业的运行成本。电网购电便宜，那么售给消费者时，自然也会降价，这也给了发电企业公平竞争的有利环境。 1.1.4电力改革的国际经验 电力体制改革不仅只在欧洲、北美、日本等发达国家，而且成为席卷全球的浪潮。传统的英联邦国家，如澳大利亚，新西兰已经参照英国模式走完了所有制和放松管制、引进竞争两方面的改革。阿根廷、智利也采取了与本国实际情况相适应的电力体制改革。许多发展中国家也走上了电力体制改革之路。 世界各国经济发展程度、经济发展水平、所有制形式等差异较大，电力工业管理模式也不同。国外电力体制改革的经验表明，重组中的电力系统必将影响环境。对这些环境影响很警觉的国家来说，电力重组不仅是提高经济效益，也是改善环境质量的机会。就一个对这些环境影响不了解或不警觉的国家来说，电力重组将造成对公众健康和环境不必要的影响。电力行业是造成空气污染的重要因素。因此对于竞争型的发电市场来说，制定环保措施显得比其它监管措施更为必要。污染物排放总量控制和配额交易措施以及基于产出的排放标准是两项市场机制的最佳方案。 可再生能源配额制RPS RPS的正式概念最初是由美国风能协会在加利福尼亚公共设施委员会的电力结构重组项目中提出来的。美国已有9个州通过了包括RPS条款的电力结构3重组立法。欧盟也在考虑在整个共同体范围内实行可再生能源的绿色证书交易系统。 系统效益收费 美国还设定的一项附加费，由公共事业委员会进行管理。该收费将用于支持各项公益计划，如可再生能源1计划、节能计划、公益研究计划（包括新型和新兴可再生能源技术）以及低收入用户计划。该法为加利福尼亚的每一主要电力及天然气公司的每一公益领域规定了资助基准。这些活动的系统效益收费从1998年起征收到2001年。可再生能源计划也是到2001年截止。 基于产出的排放标准 在美国麻萨诸塞州电力改革中，由于没有要求老电厂达到与新电厂同样严格的污染物排放标准，从而造成老的和低效的火电厂反较新设施更具有竞争优势。因此，在制定州环境政策中，对所有竞争性的电力设施一视同仁，建立相同的基于产出的发电绩效标准（GPS）。 1.2电力行业污染控制 1.2.1污染排放状况 电力行业是中国SO2污染排放大户。2000年，电力行业排放量占全国SO2排放总量的44。随着电力行业的迅速发展，电力耗煤呈增长的趋势，SO2排放量在全国所占比例将逐年，因此，电力行业是中国SO2污染控制的重点行业。图1-1反映了6000千瓦以上电厂二氧化硫排放变化趋势。 1再生电力的基本定义由PURPA规范。可再生电力包括所有普遍接受的可再生技术（生物质沼气，城市固体垃圾，厌气消化（废料处理），太阳能、风、地热、小水电（C30MW））。根据PURPA的规定，只有使用矿物燃料少于25的设施才能称为合格的可再生能源生产设施。 4图1-1 中国历年电力行业二氧化硫排放增长情况2中国火电分布不均衡，主要集中在东部发达地区，西部地区由于经济发展水平较低，电力行业发展相对落后。电力行业二氧化硫排放量也是东部大于西部，与发电量的分布状况相近,排放量大的山东、河北、广东、江苏。西南地区火力发电量所占比例仅为6％，但电力行业排放的二氧化硫占14％，如贵州、重庆、广西电力行业二氧化硫的排放绩效。各省市电力行业SO2排放情况见图1-2。 1.2.2污染控制措施 为了控制火电厂二氧化硫排放，电力企业通过换烧低硫煤、关停老小机组和实施排烟脱硫等措施，使二氧化硫排放增长趋势有所减缓。2000年火电厂每万千瓦时发电量二氧化硫排放量比1995下降20。 低硫煤的使用 通过换烧低硫煤，使燃煤电厂煤的含硫量逐年降低。1990年全国火电厂燃煤平均含硫量为1.2，1991年全国电煤平均含硫1.17，1995年1.09，1999年全国火电厂燃煤平均含硫量1.05。1996年原电力部直属6000千瓦及以上火电厂燃煤含硫量为中低硫煤（含硫量 2 以下）约占 91.8，其中低硫煤（含硫量1以下）约占56.4。 在中国煤炭产量中，含硫量在1以下的低硫煤约占70，其中含硫量小于0.5的比例较低，大部分低硫煤资源分布在内蒙古西部、山西和陕西北部、新疆等地。由于受煤炭资源、运输、电厂设备和不同区域环境状况的限制，仅靠燃用低硫煤，是难以达到全面控制二氧化硫排放的目的。 烟气脱硫设施安装 2资料来源中国环境统计年鉴1991～2001，中国统计年鉴1981～2001，中国电力年鉴 2001，国家经济贸易委员会关于印发火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点的通知 （国经贸资源[2000]156号 2000年2 月21日），中国化工报2001.02.28。 01020304050601987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 20000100200300400500600700800900占工业排放比例（）占全国排放量比例（）电力SO2排放量（万吨）5中国从1970年代开始研究脱硫，1980年代中期建立了试验装置，1990年代首次在大容量机组上安装脱硫装置。2000年底，全国火电厂已投运脱硫机组容量约500万千瓦，其中约70％为国电公司所属电厂，投运和在建脱硫工程装机总容量超过1000万千瓦。 淘汰落后的小机组 从1997年开始，电力企业按照国务院和国家经贸委的要求和统一部署，积极关停能耗高和污染严重的5万千瓦以下的小火电机组。到2000年底，全国已累计关停小火电1000万千瓦，其中国家电力公司系统关停778万千瓦，相应少耗原煤1000万吨，减排40万吨二氧化硫。到2004年，全国还将关停2500万千瓦小火电机组，其中国电公司系统将关停1400万千瓦。 1.2.3环境管理手段 监督管理 中国从1986年开始引进烟气CEMS，到1998年7月底，全国有40个火电厂已安装或基本安装烟气CEMS，共50套。据有关部门初步估计，目前有70余家火电厂购置了近90套烟气CEMS，为环境管理提供了有力支持。二氧化硫排放量一般采用物料衡算方法计算，虽然有一些在线连续监测设备，但运行状况不佳。没有精确的监测数据，给总量控制的实施带来压力。“三同时”、排放标准、总量控制、排污收费等制度的实施都需要准确的监测结果。 法规标准 中国污染物排放总量控制工作存在三个薄弱环节一是法规滞后，如酝酿已久的主要污染物排放总量控制管理条例尚未颁布；二是实施总量控制过程中，尚未健全和完善与总量控制相配套的有关制度和标准，影响着实施总量控制的效果，如排污许可证和排污交易制度；三是总量控制基数的核定、总量控制目标的制订、总量执行情况的考核与公布，还缺乏一整套规范化的办法。污染物排放标准是实现对火电厂污染物排放控制的法律依据，现行标准中SO2排放限值过于宽松，缺乏明确的政策导向，不利于火电厂大气污染控制。 经济手段 排污收费是中国控制二氧化硫污染的重要经济手段，但目前标准过低，低于污染治理成本，而且没有全面开征。按照现行电价政策，现有电厂进行脱硫技术改造，其投资和运行费用不能进电价。这限制了电厂从电价中收回成本，影响了电厂安装脱硫设施的积极性。随着电力体制改革的推进，脱硫机组发电成本比不脱硫机组高，在竞价上网的市场中必处于劣势，由于没有对脱硫电量给予倾斜的保护性政策，电力企业没有安装脱硫设施的积极性。 61.3折价标准制定的必要性 1.3.1控制严重的酸雨和二氧化硫污染 2000年，全国酸雨出现的区域基本维持了前几年形成的格局，酸雨区面积约占国土面积的30。降水年均pH值小于5.6的城市主要分布在长江以南、青藏高原以东的广大地区及四川盆地。华中、华南、西南及华东地区仍是酸雨污染严重的区域；北方只有局部地区出现酸雨。2000年，监测的254个城市中，降水pH值范围在4.10～7.70之间，157个城市出现过酸雨，占61.8，其中92个城市年均pH值小于5.6，占36.2。“酸雨控制区”中102个城市和地区降水年均pH值范围在4.10～6.90，其中95个城市出现酸雨，占93.1；72个城市年均降水pH值小于5.6，占70.6。汕尾、巢湖、曲靖、马鞍山、赤壁、潜江和德阳未检出酸雨。据中国环境监测总站2002年的酸雨监测表明，中国酸雨有加重的发展趋势，而城市二氧化硫污染趋势基本得到控制，其中一个主要的原因就是与电力行业高架源二氧化硫排放量没有得到有效控制密切相关。 中国酸雨分布区域广泛，成因复杂。研究表明，中国酸雨属硫酸型，形成的主要原因是燃煤产生的二氧化硫排放，各省、自治区、直辖市间存在致酸物质的远距离输送和相互影响。1995年硫沉降量及其来源分析表明，沉降量最大的是四川省，达645106.3吨/年，其次是山东省，为448413.6吨/年，最小是西藏自治区，为1553.3吨/年；四川、新疆90以上的硫沉降量来自本地源，广东、广西、上海、山东80以上来自本地源，吉林、安徽、青海、西藏50以上来自外省区。非酸雨控制区省份对酸雨控制区省份硫沉降量的影响由大到小次序为山东、河南、陕西、山西、河北、天津、甘肃、辽宁、内蒙、北京、宁夏、海南、新疆、青海、吉林、黑龙江和西藏。 因此，在电价改革过程中必须考虑环境因素。折价标准正是能够保证回收供电的所有经济成本，包括环境成本，第一步要求在电价中包括发电厂的污染治理成本，在可能的情况下，在电价中包含电厂污染物排放对环境所造成的损失，使电厂造成的环境外部成本得以内部化。 1.3.2降低竞价上网对环境的不利影响 当前电价改革的主要内容是在电力工业中具有竞争性的部门发电部门实行基于市场的价格，同时，在具有垄断的部门实行基于边