“近零排放”要靠性价比支撑
一年多来，燃煤电厂大气污染物“近零排放”已成热点话题。雾霾“锁城”下，部分电力企业开始对燃煤电厂探索“近零排放”，某些新建电厂已按“近零排放”进行建设，为数不少的现役燃煤机组已列入“近零排放”改造计划。一时间，“近零排放”建设或者改造，正由浙江、广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等省向全国推进……但是，何为“近零排放”?“近零排放”在推行中遇到怎样的难题?又该如何解决?本期我们请到在近日召开的2014年中国环保上市公司峰会上相关业内人士对上述问题进行解析，以期为读者答疑解惑。
主持人：陈阳
本期嘉宾：
姜克隽国家发展改革委能源研究所
能源系统分析研究中心研究员
骆建华全国工商联环境商会秘书长
柴发合中国环境科学研究院副院长
张开元北京国电清新环保技术股份有限公司董事长
颜炳利中国博奇环保科技股份有限公司副总裁
“近零排放”势在必行
中国经济导报：可否解释何为火电“近零排放”?
骆建华：火电“近零排放”，也叫火电“超低排放”，就是提出以天然气发电机组的排放标准来要求燃煤火电机组。按照燃气轮机组的排放限值，烟尘排放浓度不大于5mg/m3、SO2排放浓度不大于35mg/m3、NOX排放浓度不大于50mg/m3。
自从2014年上半年国家层面提出京津冀等地区实行特别排放限值、沿海地区实行“近零排放”的要求后，“近零排放”几乎一夜之间成为一个时髦词汇，也成为火电厂竞相追逐的目标。
2014年6月19日，浙江省发展改革委发布浙能嘉兴电厂8号机组实现“近零排放”的消息，成为我国投产的首套包万千瓦燃煤机组烟气超低排放装置。紧接着，神华国华舟山电厂4号机组正式移交生产，据称是国内首台新建的“近零排放”燃煤发电机组。此后，一股“近零排放”的建设或改造风，迅速席卷至广东、江苏、山东、山西、陕西和四川等地，“星星之火”渐成“燎原”之势。
中国经济导报：您认为发展火电“近零排放”的原因何在?
姜克隽：在雾霾“锁城”的背景下，国家把控制煤炭消费总量提到一个非常重要的位置。但从目前的经济数据来看，即便是到2016年，煤炭的消费总量也难以出现拐点。在这种情况下，如何推动煤炭的清洁消费，就成为眼下解决大气污染的一个重要措施。而在这其中，火电作为煤炭使用的主要方式之一，推动火电清洁化甚至“近零排放”，也逐渐走入政策制订者和企业的视线。
2014年5月，国家发展改革委、国家能源局、环保部共同印发《能源行业加强大气污染防治工作方案》，提出在试验示范基础上推广燃煤大气污染物超低排放技术。
2014年6月27日，国家能源局印发《关于下达2014年煤电机组环保改造示范项目的通知》，明确2014年煤电机组环保改造示范项目名单，要求13个环保改造示范项目原则上将在2014年底前完成改造。
2014年9月12日，国家发展改革委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》，明确了新建煤电机组的节能目标：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时;东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
政策扶持方面，山西、浙江分别对达到近零排放标准的机组给予每年低于200小时的电量奖励，同时山西省还对现役机组一次性改造投资给予5%~10%的资金支持。
目前，地方政府积极推动“近零排放”主要出于两个原因：一方面，对作为大气污染主要来源的火电进一步提高标准，缓解大气治理压力;另一方面，我国天然气资源匮乏且发电经济性远低于煤电，部分地方政府每年对于燃气发电补贴压力较大，推广煤电超低排放可缓解地方政府补贴压力。
边际成本或成发展阻碍
中国经济导报：有这样一种观点，认为火电“超低排放”会增加很多成本。对此，您有何看法?
颜炳利：作为企业，个人认为在成本方面，火电脱硫达到“近零排放”的标准是完全可以实现的，但付出的代价也非常大。
从2004年开始，我国政策对于火电脱硫给出的排放标准经历400mg、200mg、100mg、50mg几个台阶后，控制到现在的35mg，有个别地区和企业“自我加压”，追求20mg甚至10mg。从400mg到35mg，每一轮指标提高意味所有火电厂脱硫设施进行一次较大升级改造，从2004年每千瓦200元，到现在的每千瓦100元。按这笔账算下来，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。
而脱硝则是近几年才刚刚兴起，我国首轮脱硝要求到2014年7月截止，这批企业NOX排放要达到100mg/m3以下。这意味好多企业刚完成100mg的指标，马上就要面临50mg的挑战。50mg指标对发电厂，不仅仅是催化剂简单加层的问题，还要对锅炉系统进行升级改造，如等离子点火技术等才能实现。
不仅如此，众所周知，火电机组环保改造除了投入大之外，能耗也高，仅脱硫过程中的耗电率一般就在1.2%左右。
另外，如今脱硝普遍使用的钒钛类催化剂，这方面也是一笔不小“开销”。这类催化剂的使用寿命2.5万小时，即使经过一次再生处理也不会超过5万小时，此外关于这类催化剂的无害化处理，政府和行业还没有好办法。可能治理了烟气污染，却又造成另一种污染。
关于粉尘处理，如今普遍采用的除尘技术，即湿式电除尘，实际上是电除尘器的演变，在并未经过充分实验的情况下就直接用于工业产品，实用性如何，使用寿命多少，未来长期运行当中会不会有问题，目前尚未可知。截至目前，我国对于20mg以下的粉尘还没有精密仪器去准确测量，也就是说，到底是20mg，还是18mg都很难确定。对于“近零排放”的标准要在技术标准和检验标准方面进行规范，这样才能减少重复投资，才能够保证“近零排放”指标真正实现。
寻找最佳“性价比”减排技术
中国经济导报：当下火电“超低排放”有没有高性价比技术?
柴发合：“近零排放”当下之所以比较热，有两个原因：第一，一些企业和单位确实研究出相应超低排放技术。这些技术用现有监测方法监测前后对比发现的确各种污染物的脱除效率有大幅提高。第二，是减排政策不断“加码”使得地方政府和企业不得不对此产生关注。目前“近零排放”多技术并举，各方都在寻求技术和投资性价比最高技术。毕竟火电“近零排放”会大幅增加火电厂边际生产成本，因此如何降低边际成本就成关键，也是企业竞争力核心。
张开元：2014年12月20日，国电清新自主研发的单塔一体化脱硫除尘深度净化技术(SPC-3D)在京召开专家评审会。评审代表来自国家发展改革委环资司、环保部科技司和环评中心等机构。这项技术不同于以往的“串糖葫芦”式脱硫脱硝改造，而是只需要在原来的脱硫塔内部换掉脱硫塔芯即可，其他地方基本不用动。
在此之前，我国火电厂所进行的脱硫脱硝改造，都必须“一个设备再套一个设备”，久而久之企业承受不了。按照业内人士的说法，如今的火电厂要做到“超低排放”或“近零排放”，每度电成本要增加0.01元。国电清新的这项技术，在建设过程中能减少约40%的成本，运行过程中不仅能做到能耗更低、更能通过系统优化节省运营成本70%以上。目前该技术已在山西大唐国际云冈热电有限公司一套30万千瓦机组上成功运行并进行现场测试。结果显示，4台泵同时启动时，新技术SO2排放达到20mg/m3以下，粉尘排放达到3mg/m3左右。在国内这项技术可谓是先进，但其他企业要想达到这种标准，的确要付出很大代价。
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