火电环保后遗症

环保禁令下的火电减排千亿市场正迎来最后井喷时刻。历经狂飙数年的抢建工潮后，如今大限将至，火电环保又留下了哪些后遗症？

再过5个月，被称为史上最严格的火电排放标准--《火电厂大气污染物排放标准》最后执行期限将到。虽然从标准实施的2012年1月到最后执行期限的2014年7月，火电企业争取到了两年半的时间。但对他们而言，这个时间依然显得极为紧迫。

来自中国电力企业联合会统计数据显示，截止到2012年底，累计已经投运火电厂烟气脱硫机组总容量约为6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%。与此同时，2012年累计已经投运火电厂烟气脱硝机组总容量超过2.3亿千瓦，占当时全国现役火电机组容量的28%。

到2013年底，烟气脱硝机组占全国现役火电机组容量上升到一半左右。对于从2012年1月该标准实施后，就进入紧锣密鼓的环保设备建设和改造的火电企业而言，在最后的5个月内丝毫不能懈怠。

事实上，我们国家从"十一五"期间就开始了脱硫改造工作，由于标准相较于之前提高了一倍，在新政策出台后，电厂需要对脱硫设备进行二次改造；而对于脱硝而言，由于之前安装脱硝机组比例很低，也就意味着在新政策出台的两年多时间内需将全国8亿千瓦的火电机组改造完毕。

毫无疑问，对于这几年进驻环保产业的企业来说，这是不能放过的机会。根据北京国电龙源环保工程有限公司技术创新中心总经理刘科伟的测算，仅脱硝改造一项而言，按照每千瓦100元－120元的造价，就有超过800亿的市场容量。

如此庞大的市场待分食，一时间国内成立数百家的脱硫脱销公司，与之相关的催化剂企业也纷涌而至。作为被改造主体的五大发电集团也竞相成立相关服务公司，如国电龙源环保工程有限公司、中国大唐集团环境技术有限公司、中电投远达环保有限公司、中国华电工程（集团）有限公司等，已经完成了从设备生产、设计、施工建设到运营管理的全产业链布局。

然而，由于各家环保公司起步时间、基础不同，施工水平良莠不齐的情况较为普遍，但受到业务量大、施工单位赶工期等因素的影响，在脱硫脱硝工程进程过半的背景下，低价招标、抢赶工期的弊端已经显现。

虽然在环保工程不断上马的同时，煤价极速下跌让电力企业苦尽甘来，但对于以机组安全、尽可能满负荷运行为目标的电厂而言，不得不对当下环保设备的投资、运营模式进行一系列的反思。毫无疑问，政策催促下的脱硫脱硝产业还有很长的路要走。

工期追赶潮

《火电厂大气污染物排放标准》的实施，让当时长期处于亏损状态的火电行业，一度叫苦连连。但碍于规定，火电厂不得不踏上脱硫二次改造和脱硝改造的道路。

在这两年半的时间内，尤其对于匆忙开启的脱硝市场而言，将完成一段从起点到高峰再下滑的完整市场历程。这种短时间爆发的市场，一度让环保公司措不及手。

此间，五大发电集团旗下的环保工程公司，纷纷招兵买马，组建自己的脱硝队伍，或从原先脱硫事业部调派人员，或进行社会招聘。从事火电厂环保工作的企业，在这一浪潮中，都赚的盆满钵满。

"目前这一市场空间容量很大，尽管说五大发电集团占据了一大部分市场，但外围可供我们做的市场还有很多。"福建龙净环保股份有限公司脱硝事业部部长钟德强对《能源》杂志记者表示。

龙净环保是我国环保除尘行业的首家上市公司，在脱硫、脱硝行业内一直占据固有地盘。来自同花顺金融研究中心最新的数据显示，预计龙净环保2013年业绩增长幅度可达40%-60%。钟德强更是向记者强调，"2013年，龙净环保实现50亿的利润，是板上钉钉的事情，这其中还不包括20多亿尚未结算的项目，业绩需计算到2014年中。"

相比较于民企，更易获得项目的国电龙源环保工程有限公司、中国大唐集团环境技术有限公司、中电投远达环保有限公司等五大电力旗下环保工程公司，在这两年的业绩更是节节攀升。

此时的电厂企业，与环保工程公司的心态完全不同，他们最担心的问题，是如何在最后限期内保证电厂工期的完成，且保质保量地顺利运行。

"刚开始，大多数电厂对这个标准存在排斥意见，有一部分电厂甚至对这项规定有所轻视，并没有立即进入改造。"一位不愿透露姓名的电厂人士对记者说。

在这种心态下，2012年一年时间内，国内电厂的脱硝情况进展缓慢，2012年底累计已经投运火电厂烟气脱硝机组总容量仅占当时全国现役火电机组容量的28%。

然而，随着全国大范围"雾霾天气"的爆发，以及国家对大气污染物排放的要求日益严格，这让电厂意识到，不进行脱硫脱硝改造将威胁日后电厂的正常运行。2013年，脱硝市场开始大规模爆发，因为按照国家规定，余下72%的火电机组就只剩下一年半的完成时间。

根据发电集团2014年工作会议报告显示，截至2013年底，华能集团脱硝机组占煤电机组比重已经超过65%；国电集团的脱硝装机容量达到了6179万千瓦，同比增长约34%。

据华电集团工程技术部的一名人士透露，在2013年间，华电工程公司承接了16个火电机组脱硫、脱硝的改造项目。每个项目的改造时间至少需要半年，从理论上讲，华电工程公司至少需要同时安排8支工程队伍才能完成这一年的项目。显然，对于他们，这样的市场容量超出了负荷。

丹麦催化剂企业托普索公司脱硝部总经理马楠称，一般而言，一台机组的脱硝改造时间需要8个月左右，但我国现在一些改造项目，4-5个月就能完工，这样的速度在国外是少见的。

"由于时间的紧迫性，多少会在质量上打折扣，造成工程质量的下降。"记者采访的多家电厂负责人，均有如此担忧。

据记者了解，由于大多数火电厂脱硝的投运时间并不长，大范围工程问题并未暴露出来，但在一些电厂中，运行设备的不稳定现象，已经时有发生。"脱硫脱硝的设备运行不稳定现象，在电厂中常见。我们厂的几台设备，也需要经常检修。"上海外高桥第三发电厂总经理秘书、工程师华兴对记者坦承。

相对于民营电厂而言，处于集团管控、尤其是五大电力集团控股的电厂，除了追赶工期的压力外，脱硫、脱硝改造工程还存在自主选择权较弱的问题。这是业内知而不宣的事实。

"虽然名义上是进行招投标的项目，但是五大电力旗下都有自己的环保公司，自家电厂的项目肯定是给兄弟环保工程单位的。"江苏省一家央企旗下的电厂负责人对记者说。"这里绝对是存在保护主义。有的集团甚至下发文件明文规定，必须采购自己的环保工程公司。"

按常理来说，自己的公司采用自己的设备和工程人员，也是无可厚非的事情，但问题是，在目前发展尚且仓促的环保市场中，五大电力旗下的环保工程公司的技术并不能都达到领先水平。

按照市场化的原则，电厂既然已经付出成本，原则上当然希望将自己的项目能交由施工水平够硬、设备质量够好的环保工程公司来做。"但是这一内部规定，就让我们没有了选择权，即使明知兄弟环保工程单位的水平不行，也只能按照集团领导意见被迫选择。"这一电厂负责人表示。

据记者了解，该电厂在一开始也是将项目交给其集团下环保工程公司来完成，但最后结果很不让电厂满意，因为设备故障率太高。因而，在电厂后几台的设备改造中，电厂领导力排集团领导的压力，选用了另一集团的环保工程公司，事实证明，效果优于先前工程。

但是，像此家电厂领导的魄力作为，在五大电力集团旗下少之又少。大多数电厂即使在集团环保工程公司满负荷运行的情况下，也只能排队等待。

技术短板

在这波紧急的环保改造运动中，还进一步暴露出我国在电厂烟气处理技术上的不足。虽然，我国引进国外先进技术并加以利用的能力颇强，但由于缺少时间的积淀，以及排放要求的进一步提升，让电厂越来越感受到运行环保设备的压力。

"我国脱硫、脱硝的技术和设备，在设计、试验时所使用的煤种和电厂实际运行中采用的燃料煤质并不一致。实验数据非常完美，实际运行则是另一回事。"一电力物资集团的负责人对《能源》杂志记者说。

据记者了解，目前我国脱硫普遍采用的石灰石-石膏湿法脱硫装置，应对原先的400mg/m3的标准，难度不大，但要符合200mg/m3排放标准，则有点力不从心。

"对煤质比较好的地区，实现的难度不大；但对于煤质较差的地区，尤其是西南等高硫煤质地区，采用目前的脱硫技术方法，达标的难度就非常大。"某电力集团安全生产部主任说，但是，目前还没有成熟高效的脱硫工艺可供选择，所以只能等科研机构的技术研究。

在已经安装脱硫装置的火电厂中，部分设备由于技术原因，已经出现不少故障，急待进一步改进。

而对于脱硝技术，问题则更为严峻。由于环保部门对火电厂提出脱硝要求的时间不长，脱硝技术相对脱硫而言，更为薄弱。

记者采访的多家电厂，均表示，此轮脱硝改造还存在技术不够完善的问题。最突出的是脱硝设施在电厂低负荷的情况下不能运行的问题。我国火电厂脱硝普遍采用选择性催化还原法(SCR)工艺，而SCR装置对工作温度（烟气温度）的要求较高，在机组低负荷下，锅炉排烟温度降低，SCR工作烟温将不能维持，SCR不得不退出运行。

一般情况下，火电机组的运行负荷在是50%-100%之间。"目前的情况是，如果机组在50%-60%的负荷运行，脱硝设施就不能够运转了。"国电泰州电厂总工程师刁保圣告诉《能源》杂志记者。

这是一个纯粹的技术弊端。因为在50%-60%的负荷区间下，烟道内的温度较低（通常是指低于305度的情况下），如果要强制运行脱硝设备，在这两年内新安装的大多数脱硝设施，都会出现催化剂中毒的现象，在积累一定程度后，催化剂就会失效，以致脱硝设备完全不能运行。

"在用电低谷时期，尤其是冬季、节假日等时期，电厂的负荷不能达到60%以上，也就意味着脱硝装置是无法启动的"，华兴也对记者表示。"这是环保部门默认的。"

实际上，新技术已经得到了研发。例如，上海外高桥第三发电厂就已经研制出"全天候脱硝技术"，使脱硝系统全年投入率达98%以上；也有技术通过改进催化剂，来提高催化剂适应温度的范围。

遗憾的是，这些技术目前未得到很大范围的推广，其中重要的原因在于，脱硝市场的疾步前进，并没有给予技术的改进空间，造成了已改造完成的绝大多数脱硝装置，都存在此问题。

"上马速度太快，一旦目前应用的技术存在缺陷，就影响了一片。"刁保圣说，"此问题要想解决，只能进行再一次技术改造，或者三年催化剂到期后，另换新的催化剂。"

在马楠看来，脱硝技术并不复杂，问题在于国内一些公司对国外技术的引进并不彻底，且缺少磨合时间，在流程中往往会有忽略的环节。

脱硝装置和电厂锅炉是一体的，根据如今的环保部要求，烟气装置中不允许有旁路，一旦脱硝装置出现问题停止运转，会直接影响到电厂锅炉，还会引起空气预热器堵塞等其他设备故障。

产能过剩隐忧

对于脱硝催化剂而言，除了质量的改进要求外，让一些电厂忧虑的则是产能和价格。因为我国尚未彻底解决脱硝催化剂原料的技术瓶颈问题，脱硝催化剂及其核心原料仍需要进口，毕竟脱硝催化剂的需求也只在这两年内大规模产生，"脱硝催化剂本身就是新事物，配方工艺等技术在国内一些地方还没有完全消化吸收。"上述某电力集团安全生产部主任坦承。

我国催化剂技术基本都来自外国公司的转让。东方电气集团东方锅炉有限公司催化剂技术来自德国KWH公司，中电投远达则引进了美国康宁（Cornetech）公司和意大利TKC公司的技术，江苏龙源催化剂的技术则来自日本触媒化成（CCIC）公司。

在较短的时间内，国内催化剂公司完成了从引进技术到批量生产，但催化剂供不应求的问题一直是前两年电厂的困扰。这造成了一批脱硝设备因缺乏催化剂而不能运行。一些电厂不得不转而进口国外价格较为昂贵的催化剂，

上述华电集团工程技术部的人士告诉记者，五大电力集团都成立了催化剂公司，由于华电催化剂工厂目前还未实现量产，只能购于其他公司，前两年经常出现需要等货的情况。

中国电力企业联合会的统计数据显示，按照火电厂烟气脱硝催化剂生产厂家2012年底脱硝催化剂配套使用的机组容量大小排序，成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司位列第一，投运机组容量为约5823万千瓦，位列第7名的山东天璨环保科技股份有限公司，配套使用的机组容量则为123万千瓦。

综合前7位烟气脱硝催化剂生产厂家的脱硝催化剂配套使用机组容量，共约1.27亿千瓦。这一数据与2012年累计已经投运火电厂烟气脱硝机组总容量的2.3亿千瓦相比，相差了1亿多千瓦。

一方面是对目前催化剂供货能力不足的担忧，另一方面，则是担心催化剂未来产能过剩的问题。由于在这两年内，催化剂的供需矛盾明显，脱硝催化剂生产厂家纷纷成立。2012年底，江苏万德环保科技有限公司的产能达到了18000立方米/年，江苏龙源催化剂有限公司一、二期工程的产能也达到了16000立方米/年。

"目前的情况是，这些厂家的实际产量肯定是低于产能的。但随着运行能力的提高，未来肯定能够全产能生产，以及其他催化剂厂家也进入量产，那这个市场就会供过于求。"马楠指出。

更需要注意的是，随着此波电厂脱硝改造的结束，脱硝催化剂的市场需求会呈现明显的下降趋势，且未来新增火电装机容量的速度也将趋缓，如果未能在其他行业内寻找到出路，脱硝催化剂的市场空间会受到明显压制。

正是看到这一点，龙净环保并未涉及催化剂的生产，但其却把目光放在催化剂的再生上。因脱硝催化剂3-4年需要更换，如能将更换下的再次进行利用，可以实现社会效益和经济效益的"双赢"。

问题是，由于我国电厂使用的煤质较差，烟气对催化剂磨损很大，更换下来的催化剂能够利用的比例并不高。"如果国内催化剂厂家不是只追求产能，也能注重催化剂质量的改进，提高国产催化剂强度，那未来催化剂再生才有希望。"马楠表示。

难解的运营模式

除了工程建设等方面暴露的沉疴，被业内视为能够解决环保装置运行不稳定、工程建设质量不过关等问题的"救命稻草"--特许经营权模式也遭遇瓶颈。

2007年，国家发改委联合原国家环保总局联合印发了《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营十点工作的通知》，火电厂烟气脱硫特许经营试点工作启动。对于火电厂烟气脱硫工作来说，特许经营就是火电厂将国家出台的脱硫电价、与脱硫相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫公司，由专业化脱硫公司承担脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫任务。

也就是在上述政策的鼓励下，涌现出了一批专业的脱硫服务公司，对电厂的脱硫进行设计、设备采购、建设以及运营。

据中电联统计，截止到2012年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量8389.5万千瓦，已签订烟气脱硝特许经营合同机组容量750万千瓦。

"试点几年下来，专业环保公司相对于电厂进行管理，专业化和规模化更胜一筹。特别因为项目多，采购石灰石等原料在价格方面有一些优势。此外，项目由施工方建设，他们积累了更多的改造和维护经验。"一不愿意具名的电厂负责人如此评价道。

在国电集团内部，由于拥有国电龙源这样专业化的环保公司，脱硫特许经营权项目比例约为40%，远远高于国内平均水平。

特许经营权，看似对环保企业而言，是一个持续创造盈利的好机会，而他们却不得不面对残酷的现实。首先，对于第三方的环保企业而言，一个电厂的脱硫脱硝建设和改造，前期投入超过上亿元，对于公司资金能力是一个考验。

据介绍，目前在国内开展特许经营权项目的环保企业，大多具备环保设备生产能力，在建设中消化自家设备。

此外，对他们而言，盈利主要来自于国家脱硫电价1.5分／千瓦时补贴，而盈利额则是由该电厂的发电量决定。因而，在利用小时数高的华东等地区，环保公司能够盈利；而在利用小时数低的地区，则是亏损。同时，脱硫过程中主要的原料石灰石也一直处于涨价之中，从50元／吨上涨到80元／吨，对于环保企业而言，市场价格变动带来的风险不言自明。

据知情人士介绍，即使在国电内部，近1／3的特许经营权项目存在亏损现象。而像凯迪电力这样在初期蜂拥而入的民企无奈之下只能选择退出。

在《能源》杂志记者采访中，一些电厂负责人表示，将脱硫脱硝分别交给电厂和环保公司运营，他们的出发点不同，电厂主要目的是保持机组稳定运转，特别是环保设备作为生产链条和管理链条一部分不能任意分割；而环保公司主要出发点在于盈利。特别是在发电机组利用小时数比较高的地区，如果脱硫脱硝设备运转能够带来收益，存在电厂不希望将此部分利润被其他第三方分食的情况。 

"特许经营的队伍是独立于电厂一套班子，没有电厂管的更细更直接，更到位，更有责任感。因为不管出什么问题，电厂还是责任主体。对电厂来说，相对于发电机组，环保设备是很简单的东西，是可以自己解决的。只要建设完，电厂完全可以自己运行。"刁保圣直言不讳。

因而，虽然看似是专业化的分工，但其试行结果却差强人意。事实上，除了特许经营权，EPC模式在电厂环保工程中也较为多见，由第三方进行设计、采购以及建设，完工后电厂自行运营。甚至出现了一些电厂自行采购设备的情况。

相较于脱硫特许经营权，在脱硝领域，特许经营更为少见。"脱硫系统相对独立一些，脱硝离锅炉太近，管理上来说脱硫容易划开。脱硝电价也低一些，脱硝特许权经营没脱硫做的好。"刘科伟表示。

实际情况是，在试水脱硫特许经营权之后，电厂根据自身情况衡量是否将环保工程交予专业公司运营。在采访中，电厂人员表示如果实行特许经营，关键是否很好地对设备运行进行监测。

在记者了解到的多家民营企业电厂，他们并没有采用特许经营权或EPC模式，而是完全由电厂自行管控，单独找设计单位、采购和工程公司，建设完成后，自己运行。浙江嘉兴电厂便是如此，其副总经理沈寿延对记者说："这样简单可控，不复杂。"

在欧美地区，对于燃煤锅炉的环保设施也采用不同的经营模式。"欧美国家的电厂，一般是将高于排放限制的部分进行交易，因而，不论是采用何种管理模式，利益驱动下的管理方都会首先保证电厂的正常运转和产品质量。"马楠介绍道。

令马楠不解的是，在国内工程、设备质量还存在一定差距的情况下，政府在短时间内出台了严格于欧美普遍水平的排放标准。"对于国内环保公司而言，虽然近一年内，项目应接不暇，而中国那么大的改造市场，受制于产业水平，很难在期限内全部完工，全部机组脱硝完成还需要一到两年时间。"