萝卜快了不洗泥 煤电超低排放大规模推广待商榷
煤电“超低排放”改造是否真能有效改善空气质量呢？根据山东省环境监测中心的监测，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度都明显下降，燃煤机组甚至达到了天然气机组的排放标准，特别是包括PM2.5在内的烟尘排放浓度，达到每立方米1.3毫克，实现近“零”排放。环保改造带来新生机环保改造，给电厂带来了新的生机，不但不用担心搬迁了，还取代小锅炉，成为供热大户。华能山东公司总经理王文宗说：“华能山东公司占据山东供热市场12.6%的份额，通过供热的发展，替代了山东省内能耗高、效率低、污染严重的老旧机组、小锅炉1500余台，一个采暖季可以减排二氧化硫5万余吨，烟尘14万吨。”火电改造成本优于天然气发电我国目前的能源结构中，煤炭发电占比近70%，作为国家能源局的全国煤电机组环保改造示范工程，华能黄台电厂趟出了一条燃煤电厂改造之路。王文宗算了一笔账，燃煤机组改造摊薄到每度电的成本大概增加2.5分钱，与天然气发电每度增加4毛钱相比，要省很多。王文宗：“和天然气的发电来相比较，是非常有优势的，而且我们国家的能源结构，决定了咱们至少在相当的时间内，还是以煤为主的能源消费结构。煤电超低排放还是一条非常好的技术路线。”多省推进“煤电超低排放”环保改造与天然气排放接近，比天然气还省钱，“煤电超低排放”环保改造快速推进。浙江、广东、陕西、山西等省，先后宣布启动超低排放计划，天津、河北等地也有一些示范、改造项目。据测算，浙江省实现“近零排放”的环保成本，要增加1～1.3分/千瓦时，而河南省则至少增加1.5～1.8分/千瓦时。不过，目前仅有浙江等少数省份出台了电价补贴，大部分省市的改造成本，是由企业在承担。煤电行业呼吁政策支持环保改造王文宗说，一两台机组试点，企业还可承受，但要推动全面改造，仅仅他们一家公司，一年就要增加25亿元运营成本，需要环保电价政策扶持“煤电超低排放”环保改造。王文宗：“作为一个示范，作为一个试点，我们肯定是有这个能力，也是践行社会责任。但如果全部改造完，电价政策依然不到位，一年25亿元的成本负担，企业肯定是承受不了的。”此外，为了实现节能减排效果大化，火电行业也提出：电网在分配政府电量计划时，优先满足超低排放机组发电；落实国家差别收费政策，对排放浓度低于国家或地方排放标准限值50%以上的电企，减半征收排污费。煤电“超低排放”大规模推广有待商榷不过，以中国电力联合会秘书长王志轩为代表的反对派对此持有异议。在王志轩看来，“超低排放”的概念不清；烟气连续监测技术难以支撑“超低排放”监测数据的准确性；“超低排放”在技术上并没有重大创新，且严苛的条件并非一般燃煤电厂都能达到；“超低排放”的环境效益和经济效益的投入产出比太低。除了王志轩对“超低排放”感到困惑、质疑外，中小煤电企业更担心的是动辄千万甚至上亿元的升级改造费用。“超低排放”与投入密不可分。目前，国华三河电厂1号机组，整体改造投资1.9亿元。而神华、浙能均向外界透露了其“超低排放”的宏大计划。神华表示，国华电力到2017年底实现对现役3480万千瓦、61台燃煤机组中的48台进行“超低排放”技术改造，投入资金计划超100亿元，几乎相当于每台机组改造费用在2亿多元;浙能则计划在2016年底前，完成60万千瓦及以上机组的超低排放改造工作，2017年底前完成30万千瓦机组的改造工作，投入资金近50亿元。对于一般的火电企业，尤其是中小企业而言，资金压力是首要难题。“超低排放”是环保问题，也是经济问题，要达到真正的“超低”要求，需要大量的资金投入并增加运行成本，因为排放标准越严，意味着改造成本越高。因此，“超低排放”的大规模推广仍有待商榷。超低排放是否合算？实际上，不断加严的标准限值，让火电企业的环保改造一直没有停止。一位不愿透露姓名的火电企业环保负责人表示：“刚刚完成‘十一五’脱硫的收尾工作，就又开始了新一轮的达标改造。我们电厂建设的时候，二氧化硫排放标准是400mg/Nm³，我们预留的空间可以满足200mg/Nm³的要求，但没想到，限值一下就加严到了100mg/Nm³以下。”让火电企业苦恼的不仅是资金和技术选择，还有狭小的空间。“标准越来越严格，环保设施越来越多，电厂前面就是锅炉和汽轮机，后面的环保设施队伍却越来越长，不仅有脱硫、脱硝、除尘，要满足超低排放要求，还要增加新的设备。”这位负责人说。我国燃煤电厂大规模脱硫改造始于“十一五”期间，大量工程迅速上马为削减二氧化硫排放、改善环境质量做出了重要贡献，但“萝卜快了不洗泥”，加之恶性竞争、工程质量参差不齐，留下了很多隐患。2012年8月，国务院印发的《节能减排“十二五”规划》中提出，“十一五”时期，全国燃煤电厂投产运行脱硫机组容量达5.78亿千瓦，占全部火电机组容量的82.6%。同样是这份文件中，所罗列的节能减排重点工程之一，就是对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造，这一数字占已投产运行脱硫机组容量的比例超过7%。随着超净排放要求的推广，脱硫改造规模将更大。据了解，我国绝大部分电厂脱硫的设计指标为小于200mg/m³，若要满足50mg/m³的排放要求，几乎所有湿法脱硫塔都要推倒重来，或者采用双塔结构，不仅工程量大，而且技术难度高。用福建龙净脱硫脱硝有限公司总经理张原的话说，现在，很多电厂的脱硫改造都是“螺丝壳里做道场”。一直以来，我国的火电脱硫都是关注二氧化硫脱除率。但是，原国电南京环保所研究员马果骏提醒，三氧化硫的治理对于近地污染非常重要，因为三氧化硫排放到空气中后，能够更快地与正离子反应生成气溶胶，也就是PM2.5颗粒，可很多人还没有意识到这个问题。我国90%以上的火电机组采用了湿法脱硫工艺，一个重要原因是，湿法脱硫不仅脱硫效率高，而且具有一定的除尘作用。但监测表明，湿法脱硫对二氧化硫的脱除率可以达到95%以上，对三氧化硫的脱除率仅20%左右。增加SCR脱硝设施后，脱硝催化剂的作用使得二氧化硫向三氧化硫的转化率进一步提高。
