环保装置对火电厂运行的影响及排污权交易研究.doc

环保装置对火电厂运行的影响 及排污权交易研究

厦门大学中国能源经济研究中心
2008年3月

环保装置对火电厂运行的影响及排污权交易研究

课题指导组
组 长：黄昭沪
副 组 长：钟荣辉
成 员：阮庆洪、郑 锋、许碧瑞、李 翔、刘冬金、郑悦、邹水坤、傅建钢、纪荣淮、钟艺辉、林金标、潘胜中、纪晓雯

课题研究人员
负 责 人：林伯强
成 员：朱四海、姚昕、何晓萍、蒋竺均、李丕东、杨 芳
原鹏飞、国娜、李雪慧、刘江华、刘希颖、吴张娴
谢明华、闫坤

课题工作组
总 协 调：朱四海（厦门大学）
成 员：谢明华、刘江华、吴张娴、刘希颖（厦门大学）
叶振江（嵩屿电厂）
戚绪猛（后石电厂）
陈国宝（南埔电厂）
吴龙发（可门电厂）
王晓辉（宁德电厂）
蔡建立（龙岩电厂）
刘艳贵（玉环电厂）
李仲飞（妈湾电厂）
目 录

前 言 3
第一部分 主要结论
第一节 “海水法”脱硫成本分析结论 6
第二节 “石灰石-石膏湿法”脱硫成本分析结论 10
第三节 “选择性催化还原法”脱硝成本分析结论 14
第四节 烟气脱硫脱硝成本收益均衡分析结论 17
第二部分 政策建议
第一节 优化烟气治理管制手段的制度基础 18
第二节 夯实烟气治理的市场基础 21
第三节 烟气排放空间资源化 23
第四节 火电厂烟气治理要实现“历史性转变” 25
第五节 《能源法》（征求意见稿） 26
第六节 具体政策建议 28
第三部分 排污权交易及“碳汇交易”机会研究
第一节 开展二氧化硫排污权交易制度设计 31
第二节 火电厂“碳汇交易”机会研究 34

前 言
我国经济快速增长，各项建设取得巨大成就，但也付出了巨大的资源和环境代价，经济发展与资源环境的矛盾日趋尖锐，如果不加快调整经济结构、转变增长方式，资源支撑不住、环境容纳不下、社会承受不起，经济发展将难以为继。同时，CO2等温室气体排放引起全球气候变暖，备受国际社会广泛关注，引发国际争端。总的来看，当前面临的形势相当严峻，实现“十一五”规划提出的“十一五”期间单位GDP能耗降低20%、主要污染物排放总量减少10%的约束性指标困难很大。为此，《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》要求，要把节能减排指标完成情况纳入各地经济社会发展综合评价体系，作为政府领导干部综合考核评价和企业负责人业绩考核的重要内容，实行问责制和“一票否决”制。
我国能源消费以煤为主，煤炭消费占一次能源消费的69%，比世界平均水平高42个百分点。因此，我国电力建设以燃煤火电为主，火电在电源结构中占80%左右，今后煤炭仍将是电力工业的主要燃料。近年来，通过采取燃烧低硫煤、关停小火电机组、安装烟气脱硫设施等措施治理火电厂的二氧化硫污染，取得了明显效果。但由于脱硫投资和运行费用高昂，加上缺乏配套的环保政策和经济政策支持，火电厂环保装置的投入与运行依然面临一系列挑战。治理和控制火电厂的大气污染成为当前“减排”工作的重点之一。
“十五”以来，我国经历了以“实施厂网分开、实行竞价上网、发挥市场在电力资源配置中的基础性作用”为主要内容的电力体制改革，每个火电厂作为独立的市场主体都需要努力降低成本以参加市场竞争。同时，在环境污染、气候变暖背景下，大气资源不再是可以不加约束地共享的公共资源，火电厂的发展也必须面临环境约束。人们在享受电力带来的种种便利的同时必须为发电带来的“环境成本”付出代价。由此展开了火电厂“脱硫、脱硝、脱碳、除尘”等方面的环境保护工作，这就使得火电厂的“环境成本”内在化，环保装置的投资和运行费用增加了火电厂的生产成本。因此，在竞价上网条件下，构建火电厂环保投入的成本分摊机制成为促进火电厂“可持续减排”的理性选择。
有关火电厂环保装置的投资和运行费用的成本补偿政策目前主要集中在“脱硫”方面。根据国家发改委、环保总局颁布的、并于2007年7月1日起施行的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》，对2004年以前投产的燃煤机组安装脱硫设施的，其上网电量执行脱硫加价政策，在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱；对新投产燃煤机组实行标杆上网电价，安装脱硫设施的燃煤机组上网电价比未安装脱硫设施的机组每千瓦时高出1.5分钱。这一政策的执行效果如何还有待于进一步的评估，但很显然仅依靠“脱硫”政策对火电厂减排是不够的：
F 燃煤机组烟气治理涉及脱硫、脱硝、脱碳和除尘，环保政策的脱硫偏好与目前的环境污染压力有关，更与目前我国无须承担温室气体减排（脱硝、脱碳）的国际义务有关；
F 燃煤机组烟气治理需要的是“政策组合”而不是单一政策。脱硫加价政策本质上属于洁净电量保护政策，单一的脱硫加价政策不足以有效分摊火电厂脱硫成本，更何况还有脱硝、脱碳的成本；
F 燃煤机组烟气治理缘于自然环境“自净能力”的有界性，从而使得排污权成为稀缺资源。为合理使用环境容量资源和SO2排污费，探索在实施总量控制及达标排放的前提下建立排污权交易制度是合乎时宜的。
因此，深入研究燃煤机组烟气治理政策，对于促进火电厂“可持续减排”具有重要的理论意义和现实意义。
本课题为福建省电力咨询协会2007年度八个重点研究课题之一，委托厦门大学中国能源经济研究中心开展具体的研究工作。课题的研究目标有七点：
(1) 量化分析不同工艺、不同装机容量的烟气脱硫成本
(2) 量化分析不同装机容量的烟气脱硝成本
(3) 量化分析不同装机容量脱硫脱硝总成本
(4) 脱硫电价政策评估
(5) 构建SO2排放权交易制度
(6) 探索脱硝洁净电量补偿机制
(7) 开展火电厂“碳汇交易”机会研究
从而构建火电厂脱硫脱硝政策框架，并形成《环保装置对火电厂运行的影响及排污权交易研究》报告文本。
经过实地调研和分析，本课题组已经完成了《环保装置对火电厂运行的影响及排污权交易研究》报告文本，全文共177,646字，分为五大部分。第一部分：主要结论与政策建议；第二部分：烟气治理背景分析；第三部分：烟气治理成本实证研究；第四部分：烟气治理成本分摊机制研究；第五部分：排污权交易机制研究。为了便于本报告的阅读者把握报告的精髓，特将原报告的主要结论和政策建议提炼出来，形成“主要结论与政策建议”文本，具体的数据核算、成本分析、政策背景分析等请参考报告的完整版。

第一部分 主要结论

第一节 “海水法”脱硫成本分析结论
本研究考察了厦门嵩屿电厂（4×300MW）、漳州后石电厂（6×600MW）、深圳妈湾电厂（5×300MW）三个电厂的海水脱硫系统。运用平均贴现成本法定量分析了海水脱硫的成本，并运用敏感性分析方法对影响样本脱硫成本的各个因素进行分析，从而找到敏感性较强的因素，为后文的政策分析及建议提供参考。

一、烟气脱硫成本价值构成，见表1-1-1

表1-1-1 烟气脱硫成本构成：海水法 单位：元/MWh
项目
嵩屿
后石
妈湾
均值
一、固定成本
9.72
16.24
16.94
14.30
1．资本利得
1.17
2.03
2.07
1.76
2．贷款利息
2.99
4.55
4.94
4.16
3．折旧
5.56
9.66
9.90
8.37
二、可变成本
9.17
5.32
5.99
6.83
1．人工费
0.48
0.24
0.29
0.34
2．管理费用
0.63
0.29
0.45
0.46
3．电费
5.28
2.91
3.01
3.73
4．贷款利息
0.02
0.01
0.01
0.01
5．设备维护费
2.73
1.81
2.15
2.23
6．保险费
0.03
0.06
0.06
0.05
三、脱硫成本
18.89
21.56
22.93
21.13
四、排污费节约
3.16
3.71
3.81
3.56
五、脱硫净成本
15.73
17.85
19.12
17.57

二、烟气脱硫成本比例构成，见表1-1-2

表1-1-2 烟气脱硫成本比例构成：海水法 单位：%
项目
嵩屿
后石
妈湾
均值
一、固定成本
51.5
75.3
73.9
66.9
1．资本利得
6.2
9.4
9.0
8.2
2．贷款利息
15.8
21.1
21.7
19.5
3．折旧
29.4
44.8
43.2
39.1
二、可变成本
48.5
24.7
26.1
33.1
1．人工费
2.6
1.1
1.3
1.7
2．管理费用
3.4
1.3
2.0
2.2
3．电费
28.0
13.5
13.1
18.2
4．贷款利息
0.1
0.1
0.1
0.1
5．设备维护费
14.4
8.4
9.4
10.7
6．保险费
0.2
0.3
0.3
0.3
三、脱硫成本
100.0
100.0
100.0
100.0

由上表可以看到，三家电厂海水脱硫成本构成比例基本相同，折旧费用所占比例最大，其次是长期贷款利息和脱硫设备用电费用。具体构成比例存在差异主要和脱硫设备的技术特点、设备来源及投运时间有很大关系。

三、海水法烟气脱硫平均成本构成，见图1-1-1。

图1-1-1 平均贴现成本的平均构成图

四、平均贴现成本敏感性分析，见表1-1-3。

表1-1-3 平均贴现脱硫成本敏感性分析：海水法 单位：%/ 10%
项 目
嵩屿
后石
妈湾
均值
1．总投资（投资密度）
5.51
8.53
8.55
7.53
2．利率
1.59
2.09
2.18
1.95
3．电价
2.81
1.35
1.31
1.82
4．发电小时数
-9.11
-9.09
-9.11
-9.10

由上表分析可以看到，三家电厂脱硫成本敏感性分析结果是一致的，发电小时数和总投资（投资密度）两个因素的敏感性最强。

五、“海水法”脱硫基本结论
(1) 脱硫加价不足以弥补脱硫成本
F “海水法”烟气脱硫的平均贴现成本的平均值为21.13元/MWh，比现行的“脱硫加价”15元/MWh高出6.13元/MWh。即使考虑了排污费节约因素，仍高出2.57元/MWh。
(2) 固定成本所占比重约为2/3
F 其中，进口设备的固定成本要高于国产设备，平均高出70%。
(3) 脱硫设施国产化具有明显的投资节约效应
F 进口设备的平均投资密度434元/kW，比国产设备216元/kW高出1倍。但国产设备的运行成本比进口设备高出61.8%，约3.5元/MWh。
(4) 脱硫设施提高了厂用电率
F 脱硫设施的平均厂用电率为1.33%，国产比进口高出0.8个百分点。
(5) 决定单位发电量脱硫成本的主要因素依次是发电小时数、投资密度、贷款利率、电价
F 这些因素变动＋10%，单位发电量脱硫成本依次变动-9.10%、7.53%、1.95%、1.82%。

第二节 “石灰石-石膏湿法”脱硫成本分析结论

石灰石-石膏湿法脱硫成本分析主要包括国电泉州南埔电厂（300MW×2）、华电福州可门电厂（600MW×2）、大唐宁德电厂（600MW×2）、浙江华能玉环电厂（1000MW×2）四个电厂的脱硫系统。与上文的海水法脱硫成本分析相同，运用平均贴现成本法定量分析石灰石-石膏湿法脱硫成本，并运用敏感性分析方法对影响样本脱硫成本的各个因素进行分析。

一、烟气脱硫成本构成，见表1-2-1。

表1-2-1 烟气脱硫成本价值构成：石灰石法 单位：元/MWh

南埔电厂
可门电厂
大唐宁德
玉环电厂
均值
一、固定成本合计
14.64
9.26
11.70
8.61
10.15
1．资本利得
1.85
1.16
1.50
1.11
1.29
2．固定资产贷款利息
4.47
2.91
3.49
2.53
3.06
3．折旧
8.31
5.19
6.72
4.98
5.80
二、可变成本合计
9.19
9.15
6.96
7.20
7.86
1．人工费
0.78
0.20
0.27
0.33
0.32
2．管理费用
0.90
0.50
0.82
0.27
0.53
3．电费
3.56
3.74
1.98
2.18
2.68
4．流动资金贷款利息
0.12
0.13
0.06
0.08
0.09
5．设备维护费
2.26
2.36
2.65
1.07
1.93
6.保险费
0.08
0.05
0.04
0.04
0.05
7.水费
0.00
1.98
1.00
2.14
1.60
8.石灰石费用
1.49
0.20
0.15
1.08
0.66
三、脱硫成本
23.84
18.41
18.66
15.81
18.01
四、排污费节约
5.07
4.33
2.9
3.93
3.9
五、脱硫净成本
18.77
14.08
15.76
11.88
14.11

二、烟气脱硫成本比例构成，见表1-2-2。

表1-2-2 烟气脱硫成本比例构成：石灰石-石膏湿法 单位：%
科 目
南埔
可门
宁德
玉环
均值
一、固定成本合计
61.43
50.31
62.72
54.48
56.37
1.资本利得
7.78
6.29
8.03
7.02
7.18
2.固定资产贷款利息
18.77
15.83
18.69
15.98
17.00
3.折旧
34.88
28.19
35.99
31.48
32.19
二、可变成本合计
38.57
49.69
37.28
45.52
43.63
1.人工费
3.29
1.08
1.42
2.09
1.80
2.管理费用
3.77
2.70
4.38
1.69
2.93
3.电费
14.93
20.33
10.60
13.77
14.90
4.流动资金贷款利息
0.50
0.68
0.31
0.51
0.51
5.设备维护费
9.49
12.80
14.23
6.78
10.69
6.保险费
0.35
0.28
0.19
0.28
0.27
7.水费
0.00
10.73
5.34
13.55
8.88
8.石灰石费用
6.24
1.09
0.81
6.85
3.65
合计
100
100
100
100
100

由上表分析可知，四家电厂石灰石-石膏湿法脱硫成本构成比例基本相同，折旧费用所占比例最大，其次是固定资产贷款利息和脱硫设备用电费用。具体构成比例存在差异主要和脱硫设备的技术特点、设备来源及投运时间及运行方式有很大关系，如有些电厂实行将脱硫运行外包给专业脱硫公司的方式等。

三、石灰石法烟气脱硫平均成本构成，见图1-2-1。

图1-2-1 平均贴现成本的平均构成图

四、单位发电量脱硫成本敏感性分析，见表1-2-3。

表1-2-3 单位发电量脱硫成本敏感性分析：石灰石法 单位：%/10%
项 目
南埔
可门
宁德
玉环
均值
1．总投资（投资密度）
6.96
5.92
7.5
5.51
6.47
2．利率
1.55
1.20
2.45
1.45
1.66
3．电价
1.50
2.0
1.91
1.07
1.62
4．发电小时数
-11.33
-11
-9.0
-11.09
-10.61
5．石灰石价格
0.67
1.06
0.53
1.62
0.97

由上表分析可以看到，四家电厂脱硫成本敏感性分析结果是一致的，发电小时数和总投资（投资密度）两个因素的敏感性最强。

五、“石灰石法”脱硫基本结论
(1) 脱硫加价能够弥补脱硫成本
F “石灰石法”烟气脱硫的平均成本为18.01元/MWh，考虑了排污费节约3.90元/MWh因素后，单位电量脱硫成本为14.11元/MWh，比现行的“脱硫加价”15元/MWh少0.89元/MWh。
(2) 脱硫设施投资密度比“海水法”低
F “石灰石法”脱硫平均投资密度为283元/kW，比海水法的361元/kW低27.5％。
(3) 石灰石受资源禀赋制约
F 平均石灰石用量达到43.3吨/（MW•年），一台300MW机组年石灰石用量达到13000吨，而目前其副产品（石膏）远未有效利用。
(4) 脱硫设施提高了厂用电率
F 石灰石法脱硫的平均厂用电率为1.08%，比海水法低0.35个百分点。
(5) 决定单位发电量脱硫成本的主要因素依次是发电小时数、投资密度、贷款利率、电价和石灰石价格
F 这些因素变动＋10%，单位发电量脱硫成本依次变动-10.61%、6.47%、1.66%、1.62%和0.97%。

第三节 “选择性催化还原法”脱硝成本分析结论

本研究的考察对象是厦门嵩屿电厂（4×300MW）、漳州后石电厂（6×600MW）两个电厂的烟气脱硝系统。同样运用平均贴现成本法分析选择性催化还原法脱硝成本，并运用敏感性分析方法对影响脱硝成本的各因素进行分析。

一、烟气脱硝成本构成，见表1-3-1。

表1-3-1 SCR法烟气脱硝成本构成

价值（元/MWh）
比例（％）

嵩屿
后石
均值
嵩屿
后石
均值
一、固定成本
6.61
6.46
6.535
51.76
56.47
54.12
1．资本利得
0.79
0.86
0.825
6.19
7.52
6.85
2．贷款利息
2.07
1.56
1.815
16.21
13.64
14.92
3．折旧
3.75
4.04
3.895
29.37
35.31
32.34
二、可变成本
6.16
4.98
5.570
48.24
43.53
45.88
1．人工费
0.48
0.24
0.360
3.76
2.1
2.93
2．管理费用
0.43
0.14
0.285
3.37
1.22
2.30
3．电费
0.05
0.01
0.030
0.39
0.09
0.24
4．贷款利息
0.28
0.23
0.255
2.19
2.01
2.10
5．设备维护费
1.01
0.93
0.970
7.91
8.13
8.02
6．保险费
0.02
0.03
0.025
0.16
0.26
0.21
7．催化剂费
2.19
2.36
2.275
17.15
20.63
18.89
8．液氨费
1.69
1.01
1.350
13.23
8.83
11.03
9．水费
0.00
0.01
0.005
0.00
0.09
0.04
10．蒸汽费
0.00
0.01
0.005
0.00
0.09
0.04
三、脱硝成本
12.77
11.44
12.105
100
100
100
四、排污费节约
0.63
0.43
0.530

五、脱硝净成本
12.14
11.01
11.575

由上表分析可知，两家电厂选择性催化还原法脱硝成本构成比例基本相同，折旧费用所占比例最大，其次是固定资产贷款利息和催化剂费用。

二、SCR法烟气脱硝平均成本构成，见图1-3-1。
图1-3-1 平均贴现成本的平均构成图

三、平均贴现成本敏感性分析，见表1-3-2。

表1-3-2 平均贴现脱硝成本敏感性分析：SCR法 单位：%/10%
项 目
嵩屿
后石
均值
1．总投资（投资密度）
6.03
6.64
6.335
2．利率
1.17
0.44
0.805
3．发电小时数
-9.08
-9.09
-9.09
4．催化剂价格
1.80
2.19
1.995
5．液氨价格
1.33
0.96
1.145

由分析结论可知，两家电厂脱硝成本敏感性分析结果是一致的，发电小时数和总投资（投资密度）两个因素的敏感性最强。

四、“SCR法”脱硝基本结论
(1) 脱硝系统平均贴现成本为12.11元/MWh
F 其中固定成本约占54%，可变成本约占46%。占脱硝成本构成前三位分别是折旧费、催化剂和贷款利息。
F 考虑了排污费节约0.53元/MWh因素后，平均贴现脱硝成本为11.58元/MWh。
(2) 脱硝投资密度为156元/kW
F 比“石灰石法”脱硫283元/kW、海水法脱硫361元/kW都低。
(3) 催化剂和液氨是决定脱硝运行成本的决定性因素
F 催化剂的平均贴现成本为2.28元/MWh，液氨的平均贴现成本为1.35元/MWh，两项合计占到平均贴现脱硝总成本的30%、可变成本的65%。
(4) 决定脱硝平均贴现成本的主要因素依次是发电小时数、投资密度、催化剂价格、液氨价格和贷款利率。
F 这些因素变动＋10%，平均贴现脱硝成本依次变动-9.09%、6.34%、1.20%、1.14%、0.81%。

第四节 烟气脱硫脱硝成本收益均衡分析结论

由上文火电厂脱硫、脱硝成本分析结论，可以从整体上量化火电厂烟气治理的经济效益。见表1-4-1。

表1-4-1 烟气脱硫脱硝成本收益平衡表 单位：元/MWh
烟气脱硫
烟气脱硝

海水法
石灰石法

SCR法
一、脱硫成本
21.48
16.36
一、脱硝成本
12.11
二、排污费节约
3.56
3.95
二、排污费节约
0.53
三、脱硫净成本
17.92
12.41
三、脱硝净成本
11.58
四、脱硫加价
15.00
15.00
四、脱硝加价
0.00
五、盈亏平衡

五、盈亏平衡

1．考虑排污节约
-2.92
2.59
1．考虑排污节约
-11.58
2．不考虑排污节约
-6.48
-1.36
2．不考虑排污节约
-12.11

从表1-4-1可以看出，海水法的平均脱硫成本为21.48元/MWh，石灰石-石膏湿法的平均脱硫成本为16.36元/MWh，前者脱硫成本高出后者5.12元/MWh。计算盈亏平衡后，如果不考虑电厂因脱硫少交的二氧化硫排污费，则两种脱硫工艺的成本收益差额分别为-6.48元/MWh和-1.36元/MWh；如果考虑了排污节约，海水法脱硫成本收益差仍为负的，而石灰石-石膏湿法略有盈余，为2.59元/MWh。由于目前未实行烟气脱硝加价，电厂承担了脱硝成本，而因脱硝导致的排污费节约对与成本有一定的分摊，脱硝成本从12.11元/MWh下降为11.58元/MWh，减少了4.38%。

第二部分 政策建议

第一节 优化烟气治理管制手段的制度基础
为解决火电厂的烟气污染问题，我国政府逐步构建了以管制为核心的火电厂烟气治理制度，并集中反映在环境准入和排放管制两方面。
作为烟气治理的逻辑起点，我国政府对火电厂业务采取“环境准入”行政许可制度，具备规定条件的投资者被许可进入电力市场，从事电力生产经营活动；不符合要求的在役机组将逐渐退出电力市场。首先，是“三同时”制度。一切可能对环境造成损害的新建、改建和扩建项目，其环境保护设施必须与主体工程“同时设计、同时施工、同时投产”。其次，是环境评价制度。对规划和建设项目实施后可能造成的环境影响进行分析、预测和评估，提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施，进行跟踪监测。第三，是核准制度。企业投资建设的项目需经过政府投资主管部门的核准。第四，是淘汰制度。淘汰制度属于产业退出制度。就电力产业而言，制度成型于1998年的“电力过剩”，并由原国家经贸委出台“关停小火电机组”政策。此后，受电力短缺的制约，淘汰制度一直处在与环境保护的博弈中前行。2007年国家发改委再次出台了原国家经贸委确定的2003年需要完成的小火电淘汰任务。“三同时”制度、环评制度、核准制度、淘汰制度构成了火电行业环境准入的基本框架：从“生”到“死”的管制。
如果说环境准入属于事前控制，那么排放管制就属于过程控制。通过管制实现减排是我国火电厂烟气治理政策的基石。火电厂排放管制的政策安排由《大气污染防治法》规范，包括总量控制、排污许可、排放标准、动态监测4方面的内容。
外部性是政府介入烟气治理的理论基础。然而，政府介入不等于政府“包办”。没有完成的烟气治理“十五”计划限制了我们对“命令－控制体系”的期待。中国现行的以命令－控制体系为核心的火电厂烟气排放管制制度存在明显的局限性。从制度层面看，依托管制推进烟气治理面临来自四方面的挑战：
首先，是干中学，也就是边干边学、边学边干。管制有一个潜在的假定：政府管理者至少如污染责任者那样知道污染的原因，对被管理企业污染情况相当熟悉。遗憾的是，这假定通常是不成立的。不仅负责环境政策的机构难以跟上迅速发展的、实现烟气治理所需要的技术知识，污染者本身也缺乏对环境政策做出适当响应所需要的知识。况且，不断加剧的环境污染和气候变化已不允许我们继续“摸着石头过河”。
其次，是管制俘虏。知识匮乏限制了政府的管制能力。为了实现污染控制目标，管制者需要详细了解被管制者，当出现与被管制者关系过于紧密时，“管制俘虏”现象就出现了：一方面，管制者拥有权力、运用自身的权力在社会各利益集团之间分配利益，但由于交易费用和信息不对称等原因，管制者在权力运用过程中出现更多考虑被管制者利益而不是总体利益的趋势；另一方面，被管制者存在各种利己的动机，努力说服管制者运用其权力为本集团的利益服务，使管制政策不断适应利益集团实现收入最大化的需要，从而形成对政府管制的特殊影响力。
第三，是制度变迁。制度变迁是一个制度的解构和重构的过程，对烟气治理的影响集中反映在两方面：一是政策的连续性。制度变迁破坏了政策的连续性，突出表现在1998年撤消电力工业部、2003年撤消国家经贸委后对小火电机组关停政策的影响上：1999年部署、2003年需要完成的工作，2007年还需要由国务院发文进行再部署，政策的严肃性将面临考验。二是人员的稳定性。烟气治理需要知识和经验的积累，在“干中学”的制度背景下，管制阶层的“经验曲线”是实现污染控制目标的基础，这基础却不断地随着制度变迁而“重新再来”。
第四，是需求冲击。政府对火电厂的管制目标是多元的，火电厂不仅不能影响日益富裕起来的人们对大气环境的安全消费需求，还要为不断增长的经济提供电力支撑。在电力供应出现“电源性”短缺、无法满足经济社会发展的需要时，火电厂烟气治理管制政策将面临“需求冲击”：要空气还是要电力？现实的情况多半是空气让位于电力，从而限制了管制的绩效、乃至管制为缓解“电荒”让路。
由于在短时间内无法有效突破上述管制政策的局限，在主要污染物减排10%的刚性约束下，人们把目光转向市场，期待通过市场机制推进火电厂烟气治理。

第二节 夯实烟气治理的市场基础

理论上，任何给定的污染削减目标，既可以通过管制的手段把排放限制在期望的水平，也可以通过市场的方法将污染削减到相同的目标。在中国，经济、技术手段作为直接管制的补充，与管制相互支持、相互加强。
经济手段包括各种为治理烟气排放而规定的调整利益攸关方经济关系的行动准则和措施，目前主要有排污收费、补贴、价格政策、减排调度四类。
技术手段包括各种为促进技术进步而提出的各种行动准则和措施，目的是通过技术进步推进污染削减。现行的火电厂烟气治理技术手段主要涉及三类：一是技术选择政策，技术选择政策集中反映在洁净煤技术。二是促进技术进步政策。三是产业化政策。
总体上看，中国现行的火电厂烟气治理制度安排是以环境准入为基础、以技术政策为先导、以排放管制为核心、以经济政策为补充。管制是目前中国政府介入烟气治理的主要手段，其基本制度背景是被管制的企业绝大多数是国有企业。期待通过市场推进烟气治理面临来自两方面的挑战：一方面，市场手段的实现需要一系列前提条件：竞争市场的存在、反映稀缺性的价格信号、清晰的产权等，“条件缺失”将限制市场机制作用的发挥；另一方面，由于污染者主要是国有企业，市场的不完善限制了市场手段作用的发挥。因此，解决问题的关键是夯实市场机制的运行基础。
首先，是排放空间分配方法学。从投入产出角度看，火电厂的产出有二：一是电能，二是污染。污染不是我们所需要的，但它却是现实存在的，需要排放空间。排放空间与石油、煤炭一样，属于战略性资源，但它有自己的特点。从宏观层面看，排放空间属于公共品，单纯的市场机制容易引发“公共地悲剧”；从微观层面看，排放空间又具有私人物品属性，在排放上限确定的条件下可以将排放空间进行量化交易。因此，在排放上限确定的条件下，如何分配排放空间也就成为推进市场化减排的基础性工作。
其次，是排放监测。无论是市场机制还是管制，都需要有效的监测活动和明确的鉴别违章的判断标准，以及相应的管理体制、运行机制和法律程序，以采取合适的行动。问题是：由谁监测？如何在污染者、纳税人和管理当局之间分配监测任务与监测费用？一个极端的情况是完全由管理当局实施污染物排放监测体系；另一个极端是把监测当作污染者的责任，当局通过对其所用监测仪器的官方认证并进行抽样检测以保证其监测报告的准确性。中国应该在排放监测方面充分发挥社会力量的作用。2007年，美国电力公司认缴46亿美元和解金用于增加污染防治，一个根本原因就在于10余家非政府环境组织的不懈努力。
再次，是价格信号。价格机制是市场机制的基础，价格信号的核心在于反映资源的稀缺性。就烟气治理而言，涉及两类价格信号：一是电价、二是排放空间的环境折价。现在的状况是：不仅电价难以有效反映资源的稀缺性，排放空间更是无价格可言。由于排放空间产权模糊，作为公共利益代表的管制者又缺乏产权激励，在现有的政策选项中，经济政策的选择只能是修正性的，在电价政策的基础上采取“加价”的办法，目标是弥补烟气治理成本而不是优化配置排放空间资源。价格信号的扭曲与缺失是新时期市场化治理烟气排放的主要障碍。
第四，是剩余索取权。这是管制治理下的市场终结，涉及四方面的内容：一是执行淘汰政策后被关停的小火电机组的剩余发电权和剩余排污权，目前政府能够强力推进小火电关停政策，一个重要的原因就是投资者的“剩余索取权”缺失，其背后则是国有企业的产权结构；二是执行节能发电调度后因高排放水平被限制发电的火电机组的剩余发电权；三是安装烟气治理装置的火电机组低于管制标准排放而节约的排污量形成的剩余索取权；四是执行跨区跨省电力优化调度后伴随于电能交易的减排效益“溢出”形成的剩余索取权。

第三节 烟气排放空间资源化

“十一五”规划第一次把全国SO2排放总量减少10%作为规划目标的约束性指标。根据规划精神，国务院已以国函[2006]70号文件形式向各省、自治区、直辖市人民政府下达了“十一五”SO2总量控制计划，明确了电力SO2控制总量，即到2010年全国SO2排放总量控制目标为2294.4万吨，其中电力为951.7万吨。到2010年底，全国燃煤电厂SO2排放绩效标准（G值）由2005年的6.4g/kWh下降到2.7g/kWh，下降57.8%。
面对SO2减排的刚性约束，现行的增产减排途径主要有三：烟气治理、以大代小和关闭小火电。以福建省为例，三条途径形成的SO2减排总量将达到12.89万吨。
上述减排方案给人的感觉似乎是：减排工作很容易。但事情其实没那么简单！在成本、资源以及能源和环境方面都存在很大约束，因此，要实现“可持续减排”，我们还有许多工作要做。鉴于煤电转化烟气排放具有不可避免性，实现可持续减排或许我们应该调整方向，从“管理烟气排放”转向“管理排放空间”，将生态阀值（环境容量）内的大气环境作为一种资源加以开发利用，突出排放空间的资源属性。这需要创新排放空间分配方法学。
现行的分配方法学由《二氧化硫总量分配指导意见》（环发〔2006〕182号）规范。该方法学是“管理烟气排放”思维的逻辑延伸，是以行政手段为主推进减排的必然结果。现在看来问题主要有四：
首先，G值不应成为不同时段机组利益平衡的工具。本质上，G值反映的是同质空间范围内SO2的容纳能力（环境自我净化能力）；由于大部分区域大气空间的SO2浓度已超越生态阀值，G值又表征了同质空间范围内SO2的削减水平；换句话说，G值应该由环境容量唯一决定。上述意见设定的G值不仅考虑了环境容量，还照顾了不同时段的机组特性。问题是：同样的排放空间、同样发1度电，为什么Ⅰ时段机组能排放4.5克SO2、Ⅱ时段机组能排放1.6克SO2、Ⅲ时段机组却仅能排放0.7克SO2？这种“机组导向”的减排思路失之公正，明显带有机组上网电价制度锁定的痕迹；也与《节能发电调度办法》规定的“按机组能耗和污染物排放水平”由低到高进行发电调度相矛盾。
其次，减排收益外在化。在煤电转化率不断增长、烟气排放不可避免、SO2总体减排、排放空间又只能在电力系统内自我消化的制度框架下，新上机组的排放空间只能来源于在役机组的减排指标或现役机组政策性退役后“腾出”的排放指标。问题的关键在于如何确定在役机组采取脱硫措施或政策性关停后形成的排放空间的所有权归属。从法理上讲，关闭在役小火电机组涉及投资者的发电权和排污权。投资体制改革前，中国火力发电实行审批制，只要火电机组还在其设计寿命年限内，就应该依法享有上网发电权和达标排污权。关闭意味着上述权限的强制性剥夺，应该获得一定的经济补偿或者通过市场交易实现发电权或排污权的有偿转让。从这点看，上述分配方法学明显具有“鞭打快牛”特性，属于逆向减排激励政策。
第三，历史污染决定未来排放。在新增机组排放指标只能来源于旧机组、减排任务按行政区划层层分解的制度框架下，按照上述分配方法学，历史上火电厂装机机组多、容量大的区域由于拥有“壳资源”优势，将获得更多的排放指标。这就形成了“减排悖论”：历史上装机容量大的区域大气SO2浓度高需要大幅度减排却由于壳资源优势获得了高份额的排放指标，历史上装机容量小的区域减排压力小反而由于壳资源劣势未能获得与环境质量相匹配的排放指标。结果不仅影响污染严重区域的大气治理绩效，还政策性地剥夺了污染小的区域的发展权。
第四，排放空间资源被无偿使用。上述方法学的问题用经济学语言来描述，就是排放空间产权模糊。能够慷慨给予Ⅰ时段机组4.5g/kWh的SO2排放指标，根本原因就在于排放空间的行政性垄断分配和排污者无需为排放空间支付成本。试问：如果排放空间是有价的、又需要由排污者投资购买，在竞价上网机制下，Ⅰ时段机组还能够花5倍于Ⅲ时段机组的钱去获取排放空间吗？因此，制定排放空间优化配置方法学的关键在于认识到排放空间的资源属性，这是推进通过“管理排放空间”实现减排的经济学基础。

第四节 火电厂烟气治