博弈节能减排 火电还有几道坎儿？

进入2013年，雾霾席卷大半个中国，多地pm2.5指数濒临“爆表”，引发了一场旷日持久的大讨论。数据显示，燃煤造成的污染占中国烟尘排放的70%、二氧化硫排放的85%、氮氧化物排放的67%以及二氧化碳排放的80%，称其为空气质量的“头号杀手”实不为过，火电厂作为“燃煤大户”一时之间成为众矢之的。

目前我国发电用煤约占全国煤炭消耗总量的50%。虽然各界一再强调我国要改变“以煤为主”的能源结构，控制煤炭消费总量，“煤老大”的能源地位却难以撼动。在我国的电力结构中，火电约占电力装机的78%，因为光伏、风电等新能源的发展仍存在一定问题，我国在短时间内淘汰煤电几无可能。

对于各方指责，受访火电企业表示非常冤枉，火电最严排放标准的相继出台早已为其戴上“紧箍咒”，电厂最大限度地控制了排放。在承担环保责任的同时，骤增的成本给企业带来不小的负担。尽管脱硝电价试点现扩至全国，各地也出台了相应的补贴与扶持政策，多数电厂仍感到“压力山大”。

火电燃煤究竟对空气污染产生多大影响？发电企业可以将污染排放控制到什么程度？本就经营业绩吃紧的火电如何担起节能减排的重任？日前，新华能源记者实地考察了国电、大唐、华电、中电投位于北京、天津、山东、上海的火电厂，这三市一省被环保部纳入执行特别排放限值的重点控制区，且四电厂经营状况各异，极具代表性，他们在环保技改上遇到的问题是全国火电企业节能减排的缩影。

火电排放“最严标准”相继出台

“十一五”时期，国家第一次将“能源消耗强度降低”和“主要污染物排放总量减少”作为国民经济和社会发展的约束性指标。随着《节能减排“十二五”规划》和《能源发展“十二五”规划》的相继出台，国家对节能减排的要求不断加码。

“以前我们的设备不好，燃煤量大，排放的多；现在设备改进了，燃煤量小了，排放也降了，可是空气质量却比以前糟很多。年初持续的雾霾天气，电厂有一定的责任，但不应该是罪魁祸首吧？”说起雾霾，高井热电厂发电部林永文书记显得很无奈也很不解。

据国电集团安全生产部主任王忠渠介绍，燃煤排放中粉尘、硫化物、氮氧化物对PM2.5造成影响，其中粉尘最难控制。

事实上，火电企业一直戴着镣铐前行，从“上大压小”到“火电厂大气污染排放标准”，再到今年重点控制区将执行的“大气污染物特别排放限值”，政府相继出台了愈来愈严厉的产业政策和环保标准，企业面临着空前的环保压力与考验。

2011年7月29日，被业界称为“史上最严标准”的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-2011)出台，标准要求2014年7月1日之前，现役火电厂要完成“全方位改造”，排放标准与目前发达国家和地区的要求基本接近或已达到。

2013年3月5日，环保部发布通知，将在“重点控制区”火电等六大行业以及燃煤锅炉项目执行大气污染物特别排放限值。规定 2013年3月1日起，新受理的火电环评项目开始执行特别排放限值，二氧化硫标准由100 mg/Nm3升至50 mg/Nm3，烟尘排放标准由30 mg/Nm3升至20 mg/Nm3。2014年7月1日起，重点控制区现有火电行业燃煤机组明确执行烟尘特别排放限值。

普遍的情况是，企业标准严于地方标准，地方标准严于国家标准。国家对北京区域内的电厂规定的排放标准已严过美国接近欧洲。北京高井热电厂始建于1959年，机组虽老，但在实施减排标准的过程中却没有含糊。2012年电厂二氧化硫排放浓度为36.88 mg/Nm3，氮氧化物排放浓度为81.62 mg/Nm3，烟尘排放浓度为11.01 mg/Nm3，均低于“特别排放限值”。

位于天津的国电津能热电厂于2009年投产发电，装机容量66万千瓦（2×33万）。截至2012年底，公司供电煤耗由投产时的347克/千瓦时降至320克/千瓦时，累计降低27克/千瓦时，单位发电量碳减排幅度达到7.8个百分点，氮氧化物排放浓度为100 mg/Nm3，尘含量低于20 mg/Nm3，汞排放值达到5-8ug/Nm3。“按照目前国家环保部和天津环保局的要求，现在我们的排放要优于美国新建电厂的排放指标。”总经理桑绍明说。

上海漕泾电厂目前一期建成投运2×1000MW工程，二期和三期分别规划建设2×1000MW和2×400MWIGCC工程。已投入运行的是全国第一个落实国家“上大压小、节能减排”政策建成投产的两台百万千瓦超超临界机组工程，同步建设了烟气脱硫装置和SCR脱硝装置。目前，脱硫装置效率可达95%，脱硝装置效率达80%，除尘器效率达99.75%。二氧化硫排放浓度为80 mg/Nm3，氮氧化物排放浓度为49 mg/Nm3，烟尘排放浓度为20 mg/Nm3，均达到国家“最严”标准。

位于山东淄博的华电淄博热电有限公司始建于1952年，公司总装机容量为763MW，全部为热电联产机组，5台机组在运，1台在建。#1、2机组脱硫技改工程投运后，电除尘装置除尘效率为99％。#3、4机组增加脱硫剂用量后，可达到淄博市对二氧化硫的排放要求，氮氧化物排放浓度控制在200mg/Nm3以下，电除尘设计除尘效率为99.6％。去年12月刚刚投产的#5机组配套建设运行了脱硫、脱硝、除尘装置，其设计排放标准远优于最新的“国家标准”。

环保部网站2013年4月25日发布的公告显示，目前全国建成燃煤脱硫机组共4659台，总装机容量7.18亿千瓦；燃煤脱硝机组共548台，总装机容量2.26亿千瓦。业内人士表示，中国的燃煤电厂环保建设堪称“奇迹”。

受访的四家电厂的有关负责人都表示，各级环保部门对电厂实施了严格的环保监管。环保执法力度也不断加大，常行“顶格处罚”。“国家环保部、北京环保局、石景山区环保局，几乎每周都要过来进行各种检查，不光是表面看，还要查各方面的数据，所以想作假是不可能的。” 林永文指着办公桌上的电脑介绍，“现在我们安装了在线监测系统，电厂排放的数据与北京市环保局和大唐国际联网，随时可以检测。”

“对于火电燃煤的污染大家可能有一些误解”。国电集团安全生产部主任王忠渠解释道，2012年全国共生产煤炭近37亿吨，其中电力行业消耗18亿吨，占50%。这18亿吨煤向大气排放的灰尘大约150万吨，而10年前这个排放数字是400多万吨。“现在随着技术的发展，电厂的除尘效率一般在99.5%左右，也就是说只有0.5%的灰尘排到大气中，发电多了，但灰尘少了。”

他还提到，剩余18亿吨消耗的煤炭主要是居民用煤，以及水泥、钢铁、化工等工业用煤，这些煤燃烧带来的排放比电厂更多。“雾霾的产生与燃煤有关系，但把责任完全推在电厂身上，也缺乏一定的理论依据。”

火电厂减排投入逐年递增

《火电厂大气污染物排放标准》发布当年，据业内人士估算，全国现役机组改造费用约2000亿元至2500亿元。“十二五”新增火电机组约3.3亿千瓦，环保设施因标准提高增加年运行费用约900亿元至1100亿元。如今，为达到“大气污染物特别排放限值”标准，这笔投入还得增加。

“这些年，随着国家对电企环保要求的不断提高，电厂在脱硫、脱硝、除尘几方面的投入力度有增无减。”一位电厂负责人告诉记者。

2004年，北京电企迎接“2008奥运战略”进入攻坚阶段，高井热电厂斥资17亿元对现有设备进行改进，对其中8台燃煤锅炉实施了布袋式除尘和烟气脱硫净化的综合治理，并建起了可容纳6万余吨燃煤的贮煤棚。2007年到2010年间，再对8台锅炉整体加装了脱硝装备。

津能热电2012年投资1600万元进行脱硝系统改造， 2011-2012年间，投资800万元进行了电除尘设备高频电源改造，并投资500万元建设了烟气汞检测试验装置。

华电淄博热电2009年启动#1、2机组脱硫技改工程，投入5000余万元；#5机组环保设施投资约为2.46亿元，占机组总投资的18.55%；#3、4机组除尘、脱硫、脱硝改造投入将1亿以上。

上海漕泾电厂2×1000MW工程环保建设总投入约为9亿元。为达到烟尘排放限值的标准，今年又花6000万对除尘装置进行了技改。

记者在采访中了解到，除了设备购买、相关设施改造的一次性投入，装置运行的费用是个“大头”。“设备升级改造以后，相应的配套设施都需要进行增容改造，厂用电、煤耗都将增加，运行成本会大幅提升。”华电淄博热电的工作人员告诉记者，催化剂是烟气脱硝的核心物质，价格昂贵且要三、四年更换一次。“这就好比一个喷墨打印机只用两三百块钱，墨盒却要四百块钱一个，还得经常换。”

人工成本、维修成本也在“跟涨”。2011年12月15日，国务院下发了《关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知》（以下简称《通知》），要求烟气脱硫设施取消烟气旁路。“原来的脱硫装置上设有旁路，装置出故障的情况下烟气可以走旁路，但这是直接污染空气的。拆了旁路以后就只能从主系统走，整个机组的故障率就会上升，安全性可靠性会降低，相应维修成本就会增加。”上海上电漕泾发电有限公司总经理曾雪峰说。

电厂减排成本负担“不轻松”

在最严标准的“高压”之下，企业达标并不容易，火电厂在节能减排上面临着多重困难，其中资金问题是最大难题。

《通知》明确规定，单机容量30万千瓦以上(含)的燃煤机组要全部加装脱硝设施。尽管脱硝电价政策自2013年1月1日起由14个省份试点扩大到全国所有省份，每千瓦时8厘钱的电价补贴仍令许多火电企业大呼“不够”。

电力企业联合会秘书长王志宣曾估算，目前一座600兆瓦的中型火电厂购置一台脱硝设备大概需要花费是6000万。

“单是脱硝设备的维护费用都远远不够。” 林永文表表示，由于脱硫脱硝对设备的损害很大，比其他设备更容易出问题，所以脱硝设备的正常检修维护基本上一个锅炉200万元。

“脱硝补贴8厘钱/千瓦时肯定是不够。”王忠渠表示，一般30万机组的脱硝成本要在1.2－1.5分/千瓦时左右，成本补偿缺口最高达到0.7分/千瓦时。加装烟气脱硝装置后，厂用电平均增加约0.2个百分点，相应的材料、人工成本也会增加，目前8厘/千瓦时的脱硝电价是难以弥补成本的。

王忠渠以国电集团为例算了一笔帐：按年利用小时5000和最低脱硝成本测算，扣除目前补贴后，国电现有脱硝机组（指3082万千瓦）每年需要自身消化的运行成本高达6.1亿元；预计到2015年，每年增加的运行成本将达到18亿元。

津能热电副总经理席爱民提出，国家给予的燃煤脱硫脱硝方面的补贴只反映在电量上，用于供热的燃煤脱硫脱硝并没有补贴。“去年供热的烟气处理量占整个烟气处理量的18%左右，这部分是没有补贴的，无论是脱硫还是脱硝。”

电厂的经营收入受限于煤价、电价和热价，但保障供应是硬任务，节能减排也是硬任务。据介绍，津能热电厂目前的环保投入基本上依靠银行贷款，且银行在此方面并没有优惠政策。

不过，上海漕泾电厂由于投产运行了百万机组，补贴得以弥补大部分成本。上海电力安全与环境保护监察部副主任徐小明在接受采访时说：“上海市政府对脱硫和脱硝改造的建设费用补贴约占企业投入成本的四分之一，目前正在制定除尘改造的补贴政策，对发电企业的支持力度不小。就上海电力而言，脱硫电价补贴相对于脱硫成本，100万机组在满负荷情况下可能还会稍微盈利，60万机组打平，30万以下机组是不行的。”他解释道，大机组发电效率高、发电量大，环保投资成本折合到每度电就小，因此机组越大越“划算”。

除了资金压力，技术、煤源、场地、工期等都是现阶段减排难以突破的瓶颈。

“最困难的还是技术。”华电淄博热电总经理王立波告诉记者，催化剂国内几乎没有企业可以完全生产， 都需要从国外进口原材料在国内进行加工，脱硫的核心技术大都依赖国外。

“脱硫技术上确实还有一定的难度，按照国家规定，200 mg/Nm3的标准对于煤质比较好的地方问题不大，但对于煤质比较差的地方难度还是很大的。”王忠渠介绍说，含硫量高的煤需要经过很多的程序才能达到200 mg/Nm3标准，技术要求很强。

说到煤质问题，王忠渠显得很无奈。由于煤电价格传导机制不畅，多年来电煤价格持续上涨，煤质在不断下降。“我国的煤含硫量、含灰量要比国外的高好几倍，国外很多煤烧完看不到灰，但我们的含灰量有的达到50%。这种煤烧起来对设备破坏性很大，对环保设施也是不小的负担。”

对此，徐小明也表示，缺乏稳定可靠的煤源是当前火电企业的困扰之一。“设计煤种都是很贵的，我国煤炭供应比较多元化，和设计煤种有一定差距，因此机组都是偏离运行。”

他还提到，对原有机组进行技术改造最大的难题在于场地的限制。“这是历史原因造成的。以前的发电厂都节约用地，烟囱到主厂房的距离越短造价越少。现在老厂就没有足够大的空间，会造成流场不均匀。日本在三十年前就开始注意到这个问题，后造的电厂一步到位。”

此外，“工期短，工作量大”加重了企业负担。根据国家新标准要求，脱硝改造的“大限”是2014年6月底。机组脱硝技术改造的同时，还要保证正常发电，给电厂带来严峻挑战。“比如一个省，3000万的装机，大家都需要改造，发电的任务就会非常紧，那样我们只有先将不停机的外围工作干完，尽量压缩工期。”王忠渠介绍。

火电厂“减排革命”带来的人员安置问题也十分突出。高井热电厂按照计划，2013年底3台35万千瓦的燃汽轮机将投产，与此同时，6台10万千瓦燃煤机组将逐步被淘汰。“厂里现在有1300多员工，燃气轮机自动化程度高，最多150个人就够。所以新机上来后，很多人的饭碗成问题。”林永文说。

寻找环保与经济的平衡点

重点控制区现有火电行业燃煤机组已明确于2014年7月1日起执行烟尘特别排放限值，二氧化硫特别排放限值的执行还无时间表，但是许多火电厂已经开始提前做准备了。“这几年环保标准走得太快了。”一位业内人士告诉记者，希望政府相关部门在制定政策和标准时，更有前瞻性和规划性，让企业知道5年之后、10年之后应该达到什么要求。

可以预见的是，未来国家还会进一步收紧污染物排放限值,提高新建机组和现有机组污染物的排放控制要求。“这对于火电厂是非常难。就好比洗衣服，前几遍洗掉99%的污垢比较容易，而最后1%是最难清理的。”王立波打了这样的比方。

“排放中的一次颗粒最难控制，脱硫装置可以除掉烟尘，但对脱去pm2.5到底有多少影响还拿不准,目前的分析方法都是只针对烟尘的。从技术上讲要测这个东西难度非常大，世界级的难题。”徐小明解释道。

据介绍，日本的火电机组烟尘排放标准为5毫克／立方米，相当于天然气的标准，我国在技术水平上仍存在一定差距。

“发电业是技术、资本密集型产业，技术必须要先行。”王立波表示，“目前五大发电集团都在从事技术研究工作，但企业的科研局限于战术层面。国家应当在战略层面上布局科研工作。”

“环保压力是企业发展的动力，不发展就会很被动。从经济性的角度多上大机组，少上小机组，对企业、国家、市民都是有利的。”徐小明坦言，企业投入巨大的成本进行环保改造，更多地是出于承担社会责任和企业自身发展的需要，几无效益可言。

曾雪峰告诉记者，大机组除了效率高，效益好之外，发电量还因“节能调度”影响有所增加。“漕泾电厂2×1000MW机组是高效率低污染的机组，要替上海市其他低效率高污染的机组发电。去年替发了十个亿，这样我们负荷就高了，负荷越高经济性越好。”

针对“投入大，补贴少”的资金困境，王忠渠建议国家进一步加大减排治理专项资金的扶持力度，对老机组低氮技术改造给予一次性投资补贴，缓解企业经营压力。同时按照行政许可法和合理补偿的原则，结合各地区各电厂的实际情况，上调烟气脱硫、脱硝补贴电价，提高企业建设和运行脱硝设施的积极性。