火电减排遭遇五大挑战
灰霾问题如何治理？作为耗煤大户和污染排放大户的火电行业如何控制污染备受关注。进入“十二五”，火电行业面临更加严格的排放限值，但工程减排的空间在收窄，节能减排任务依然艰巨。“十二五”期间，火电行业节能减排面临哪些挑战，该从何入手？环境保护部F专家对此进行详细分析。
挑战篇
挑战一:减排空间越来越小怎么办？
电力工业的发展与国民经济发展息息相关。根据《能源发展“十二五”规划》，到2015年，全国电力总装机容量将达到14.9亿千瓦左右。其中，火电装机容量将达到10.1亿千瓦左右，占总装机容量比重约67.8％。“十二五”期间，火电装机新增约3.3亿千瓦，相应增加燃煤量约4.5亿吨原煤，电煤用量比“十一五”末增加20％以上。因此，“十二五”期间，控制燃煤电厂大气污染物排放是一项艰巨的任务。
即使新增火电机组全部安装脱硫设施，二氧化硫排放量还将增加约80万吨/年。至“十一五”末，全国燃煤电厂安装烟气脱硫设施的机组已达到全部煤电装机容量的86％，关停的小火电机组达到7683万千瓦，约占火电机组总装机容量的10.9％，火电行业减排的空间越来越小。
火电行业大规模脱硝受多种因素影响和制约。为实现“十二五”氮氧化物总量控制目标，“十二五”期间我国电力行业脱硝装机容量比例需达到70％以上(包括新增机组)，这将大于“十一五”期间二氧化硫的脱硫装机容量。此外，电厂脱硝还原剂氨的需求量将很大，脱硝装置中的催化剂也未实现国产化，以及催化剂失效后的处理等都将加大电力行业氮氧化物减排的难度。
我国供电标准煤耗已达到世界先进水平，低于美国和澳大利亚，“十二五”煤耗再继续下降的空间已经非常有限。
挑战二:有哪些技术难题待突破？
除尘技术
目前，我国静电除尘技术已处于国际领先水平，应用比例约94％。由于我国燃煤灰份较高，煤质和负荷多变，要稳定达到30mg/m3的烟尘排放限值，需采用6电场以上的电除尘器。
现役机组多以4电场为主(部分已在“十一五”期间进行了改造)，绝大多数没有增加电场的空间，须采用布袋除尘技术、电袋复合除尘技术或移动电极、高频电源等新工艺。从运行效果看，部分布袋(含电袋)除尘器存在较大技术不稳定性，出现了多起短期运行布袋破损的情况。正常运行下，定期更换的布袋如何妥善处置、布袋滤料国产化等都是亟须解决的问题。
脱硫技术
新标准对脱硫限值的严格要求，将迫使火电厂提高脱硫装置性能，脱硫效率超过95％的高效烟气脱硫装置将成为市场主流，尤其是高效的石灰石—石膏湿法脱硫装置将获得更大市场空间。一些因技术局限性无法在脱硫效率上得到突破、排放不能满足要求的工艺将面临被洗牌的命运。几乎所有循环流化床锅炉炉内脱硫的电厂都将面临新增炉外烟气脱硫的改造。
煤质保证也非常关键，以实际长期连续稳定运行的脱硫效率最好水平95％计，如排放限值达到50mg/m3，燃煤含硫量须低于0.4％；达到100mg/m3，燃煤含硫量须低于1.0％。
据统计，京津冀、长三角、珠三角地区燃煤机组容量超过两亿千瓦，根据国内的电煤供应形势，难以保证全部机组长期稳定燃用含硫量小于0.4％的特低硫煤，技术上无法保证达标排放。同时，新建机组也无法保证全部燃用含硫量小于1.0％以下的电煤。
脱硝技术
火电厂是实施氮氧化物控制的重点，但电力行业大规模脱硝受多种因素影响。目前，我国尚未彻底解决脱硝催化剂原料的技术瓶颈问题，脱硝催化剂及其原料(钛白粉)需要大量进口(国外也无法完全满足要求)。
此外，电厂脱硝还原剂氨的需求量加大，对于脱硝还原剂(液氨、尿素)紧俏地区，可能会催生一批能耗高的小化肥厂。生产液氨和尿素不但要消耗很多石油、天然气和优质煤，还伴随更多的环境污染和安全问题。催化剂失效后的处理也是一个需要予以重视的潜在问题。
汞排放控制技术
根据环境保护部要求，目前五大发电集团已积极进行2012年度汞污染排放监督试点工作。目前，我国对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度等尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，薄弱的技术基础无法支撑火电厂烟气汞排放控制。
挑战三:哪些基础工作薄弱？
一是污染排放的基础数据十分薄弱。比如，二氧化硫的宏观排放量数据还难以做到在基于污染源准确监测的基础上获得；行业氮氧化物排放量主要由研究者分析估计，还没有进入国家环境状况公报。
二是污染物排放对全国宏观环境影响的科学分析远远不够。比如，二氧化硫、氮氧化物对我国酸雨的影响和区域分布特点缺乏在新产业布局下的精细分析。实行多年的二氧化硫总量控制是具有行政性的“目标总量”控制，而不是科学性的“目标质量”控制。
宏观氮氧化物排放量不甚清楚、排放氮氧化物的污染源(如电力和交通)对环境影响的权重不清、缺乏系统针对我国区域环境影响的研究、对控制氮氧化物的技术经济情况尚在摸索之中。
三是一些重要的经济政策，如现有电厂脱硫成本进入电价、水资源收费、排污收费政策制度等有待改进和完善。比如，新、老电厂配套建设脱硫装置的成本均应核入上网电价，但除个别省、个别机组外，大部分地区没有执行。这使企业自身难以消化脱硫成本，影响企业脱硫积极性，甚至已经投运的脱硫设施不能保证持续正常运行。脱硝电价补贴标准按0.8分/千瓦时执行，但略低于市场预期的1.2~1.5分/千瓦时，火电企业依然要自行消化一部分脱硝装置建设成本。
挑战四:新增的资金成本怎么消化？
因长时间煤价持续上涨而煤电联动不能及时到位，火电企业已大面积亏损，生产经营困难，有些企业甚至有资金链断裂的危险，排放标准提高所需的大量资金和成本难以消化。
初步估算，要满足新标准要求，现役机组中分别有94％、80％和90％的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用约2000亿元~2500亿元。考虑“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~1100亿元，折算电价应增加0.02~0.025元/千瓦时(不含现有的0.015元/千瓦时脱硫电价)。
我国脱硫机组容量已逾5亿千瓦，其中90％以上是近5年建成投产的。这些脱硫装置均按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计，脱硫装置使用寿命基本与机组同步。
近年来，受电煤质量变差、含硫量普遍升高的影响，电力企业已消耗巨资对不能达标的脱硫装置进行了不同程度的技术改造。由于排放限值大幅加严，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，势必又将开展新一轮的现役机组脱硫改造，部分设施甚至要推倒重建，火电企业资金压力巨大。
挑战五:运行效率不高怎么办？
根据“十一五”期间的调研和普查，不少电厂环保设施运行状况不够理想，与设计要求尚有差距，其环保功能未得到充分发挥。
以脱硫设施为例，根据《2010年环境统计年报》，2010年纳入重点调查统计范围的电力企业2386家，共安装了3266套脱硫设施，二氧化硫去除率为69.5％。可见，我国燃煤电厂2010年平均脱硫效率并不乐观，很多电厂全年综合脱硫效率较低。
脱硫设施普遍存在运行管理水平低、管理状态混乱、技术消化不良、设备维护不到位、技术监督不到位、对机组复杂工况适应性差、GGH腐蚀堵塞严重、故障率高、较严重的旁路运行等问题、难以实现长期、稳定、可靠运行，使二氧化硫减排效果大打折扣。
建议篇
建议一:2020年火电占比下降到60％左右
为了实现2020年我国非化石能源比例达到15％的目标，必须加大经济结构和能源结构调整力度，在此目标下，要加大电力结构调整的力度和进度。要以国家电力政策为纲领，以环保“十二五”规划为指导，科学发展火电，加强发展清洁高效、大容量煤电机组，加快新能源开发，推进传统能源清洁高效利用，在保护生态的前提下积极发展水电，在确保安全的基础上高效发展核电。
当然，随着国家节能减排力度不断加大，电力行业节能减排空间越来越小，难度越来越大，成本越来越高。尤其是从电力行业的发电、输电等单纯环节来看，都在不断向节能减排的“极限”靠近。但从系统优化来看，如电源电网协调发展、电网优化配置、能源资源设备负荷率、开展污染物联合控制等，电力节能减排工作仍然艰巨。
从电力发展与电力结构优化的角度，建议到2015年，我国电力结构中，火电占比由2010年底的73.44％下降到66％左右，到2020年火电占比进一步下降到60％左右。
建议二:行业环保管理不能“瘸腿”
如何将电力环保工作与其他行业环保工作进行科学整合，是“十一五”没有解决的问题。“十一五”时期，我国在重点行业大气污染物控制方面显得略有失衡，电力行业得到了强有力的重视，但其余高耗能行业在污染物控制、总量控制等方面没有得到足够重视与对待。
如何才能从国家层面，确保“十二五”期间在行业环保管理中不出现或少出现“瘸腿”现象？如何从环境政策和环境管理角度，保证“十二五”期间的环保管理工作目标以“质量管理”为核心？只有这两个问题得到解决，我国的环境问题才会得到彻底解决。
建议三:提前考虑细颗粒物等环保问题
随着我国区域性大气问题日趋明显，如何控制细颗粒物成为焦点。在这样的背景下，火电行业细颗粒物和汞的控制工作将会在“十二五”期间进一步得到重视。
对此，笔者从环境评估的角度建议，在重点地区应进一步调整、优化、完善相关产业政策及行业准入。比如，对建设项目应重点开展一次污染物(包括PM2.5前体物，如颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等)的环境影响评价工作，从污染源头上控制PM2.5的产生，应尽早提出细颗粒物的准入要求；尽早提出汞的环评要求，“十二五”期间，针对我国燃煤电厂汞排放控制，建议开展相关研究工作，并建立汞脱除技术的示范性工程。
同时，要控制PM2.5区域性污染问题，还要通过战略与规划环评，结合区域PM2.5的迁移转化规律合理布局污染源和控制污染源排放强度。建议从战略与规划环境影响评价的区域层次，对PM2.5及其他二次污染物进行控制。
建议四:技术研发改进仍需加强
在二氧化硫控制方面，一方面要研究如何通过技术改进(如双塔双循环技术等)使得传统工艺95％的脱硫效率提升为97％以上，以满足新标准要求，尤其是在重点地区和高硫煤地区。
另一方面，为避免二次污染、充分利用硫资源，建议可以根据项目实际情况，因地制宜、因时制宜，考虑采用经济效益更好的、更合适的脱硫方法。比如，在脱硫后海水排放海域扩散条件良好的海边电厂，可以在科学论证的基础上使用海水脱硫。
对于氮氧化物控制，优先采用低氮燃烧技术，仍不能达标的宜采用SCR或SNCR脱硝工艺或SNCR－SCR联合脱硝工艺；在重点地区加大脱硝力度；鼓励和推进脱硫、脱硝、除尘一体化技术的研究开发和工程示范工作。同时，建议电力部门与环保部门一起，前瞻性地研究火电烟气脱硫、脱氮、脱碳一体化的技术与方案，作为当前单一脱硫方式、脱硝方式的战略性补充。
在除尘技术方面，主要是高频电源、移动电极等技术需要进一步拓展，并进一步推进300MW、600MW级布袋除尘器应用。
建议五:发挥经济政策杠杆作用
由于火电企业普遍亏损，所以经济政策就成为电力企业经营、电力环保设施运行以及大气污染物是否能够稳定达标排放的关键。
火电脱硝补贴的电价政策成为《火电厂大气污染物排放标准》能否顺利有效实施的关键。国家出台的每千瓦时1.5分的脱硫电价政策和每千瓦时0.8分的脱硝电价政策，对于提高燃煤发电企业安装、运行脱硫脱硝设施的积极性和减少二氧化硫与氮氧化物排放起到了一定的积极作用。
建议在试点的基础上进一步扩大并提高电力环保的脱硝电价政策，以经济政策为杠杆，为电力环保以及稳定达标排放形成强有力的支撑。
建议六:解决煤炭消费行业太分散问题
2010年，我国电力行业耗煤量占全国煤炭消耗量的48.4％，远低于2009年德国的83.9％、美国的93.6％、韩国的61.7％。这充分说明，与这些主要耗煤国家相比，我国的煤炭消费行业过于分散。如不能解决燃煤量占全国煤炭消费量51.6％的其他行业煤炭消耗的大气污染问题，我国的大气环境难以实现根本改善。
“十一五”期间，我国电煤占比从2005年的45.8％提高到2010年的48.4％，为保护环境，我国应加大电煤消费量占全国煤炭消费总量的比例。同时，建议控制钢铁、化工、建材等工业锅炉的煤炭消费量，特别是东部地区。
建议七:加强电源规划环评工作
虽然在“十一五”阶段，我国电力行业规划环评得到了足够重视，但却明显倾斜于电网，而电源的规划环评没有得到足够重视。如何结合我国一次能源的分布特点以及一次能源的战略环评成果，来实现电源的科学分布，需要得到进一步重视。
“十二五”期间，建议进一步强化与重视电力行业规划环评工作，尤其是区域电源分布的规划环评，并且要与国家及地区的战略环评相衔接。
(作者:莫华，环境保护部环境工程评估中心能源评估部；王圣，国电环境保护研究院环境科学研究所副所长)
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