進入2013年，霧霾席卷大半個中國，多地pm2.5指數瀕臨“爆表”，引發了一場曠日持久的大討論。數據顯示，燃煤造成的污染占中國煙塵排放的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%，稱其為空氣質量的“頭號殺手”實不為過，火電廠作為“燃煤大戶”一時之間成為眾矢之的。

目前我國發電用煤約占全國煤炭消耗總量的50%。雖然各界一再強調我國要改變“以煤為主”的能源結構，控制煤炭消費總量，“煤老大”的能源地位卻難以撼動。在我國的電力結構中，火電約占電力裝機的78%，因為光伏、風電等新能源的發展仍存在一定問題，我國在短時間內淘汰煤電幾無可能。

對于各方指責，受訪火電企業表示非常冤枉，火電最嚴排放標準的相繼出臺早已為其戴上“緊箍咒”，電廠最大限度地控制了排放。在承擔環保責任的同時，驟增的成本給企業帶來不小的負擔。盡管脫硝電價試點現擴至全國，各地也出臺了相應的補貼與扶持政策，多數電廠仍感到“壓力山大”。

火電燃煤究竟對空氣污染產生多大影響？發電企業可以將污染排放控制到什么程度？本就經營業績吃緊的火電如何擔起節能減排的重任？日前，新華能源記者實地考察了國電、大唐、華電、中電投位于北京、天津、山東、上海的火電廠，這三市一省被環保部納入執行特別排放限值的重點控制區，且四電廠經營狀況各異，極具代表性，他們在環保技改上遇到的問題是全國火電企業節能減排的縮影。

火電排放“最嚴標準”相繼出臺

“十一五”時期，國家第一次將“能源消耗強度降低”和“主要污染物排放總量減少”作為國民經濟和社會發展的約束性指標。隨著《節能減排“十二五”規劃》和《能源發展“十二五”規劃》的相繼出臺，國家對節能減排的要求不斷加碼。

“以前我們的設備不好，燃煤量大，排放的多；現在設備改進了，燃煤量小了，排放也降了，可是空氣質量卻比以前糟很多。年初持續的霧霾天氣，電廠有一定的責任，但不應該是罪魁禍首吧？”說起霧霾，高井熱電廠發電部林永文書記顯得很無奈也很不解。

據國電集團安全生產部主任王忠渠介紹，燃煤排放中粉塵、硫化物、氮氧化物對PM2.5造成影響，其中粉塵最難控制。

事實上，火電企業一直戴著鐐銬前行，從“上大壓小”到“火電廠大氣污染排放標準”，再到今年重點控制區將執行的“大氣污染物特別排放限值”，政府相繼出臺了愈來愈嚴厲的產業政策和環保標準，企業面臨著空前的環保壓力與考驗。

2011年7月29日，被業界稱為“史上最嚴標準”的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223-2011)出臺，標準要求2014年7月1日之前，現役火電廠要完成“全方位改造”，排放標準與目前發達國家和地區的要求基本接近或已達到。

2013年3月5日，環保部發布通知，將在“重點控制區”火電等六大行業以及燃煤鍋爐項目執行大氣污染物特別排放限值。規定 2013年3月1日起，新受理的火電環評項目開始執行特別排放限值，二氧化硫標準由100 mg/Nm3升至50 mg/Nm3，煙塵排放標準由30 mg/Nm3升至20 mg/Nm3。2014年7月1日起，重點控制區現有火電行業燃煤機組明確執行煙塵特別排放限值。

普遍的情況是，企業標準嚴于地方標準，地方標準嚴于國家標準。國家對北京區域內的電廠規定的排放標準已嚴過美國接近歐洲。北京高井熱電廠始建于1959年，機組雖老，但在實施減排標準的過程中卻沒有含糊。2012年電廠二氧化硫排放濃度為36.88 mg/Nm3，氮氧化物排放濃度為81.62 mg/Nm3，煙塵排放濃度為11.01 mg/Nm3，均低于“特別排放限值”。

位于天津的國電津能熱電廠于2009年投產發電，裝機容量66萬千瓦（2×33萬）。截至2012年底，公司供電煤耗由投產時的347克/千瓦時降至320克/千瓦時，累計降低27克/千瓦時，單位發電量碳減排幅度達到7.8個百分點，氮氧化物排放濃度為100 mg/Nm3，塵含量低于20 mg/Nm3，汞排放值達到5-8ug/Nm3。“按照目前國家環保部和天津環保局的要求，現在我們的排放要優于美國新建電廠的排放指標。”總經理桑紹明說。

上海漕涇電廠目前一期建成投運2×1000MW工程，二期和三期分別規劃建設2×1000MW和2×400MWIGCC工程。已投入運行的是全國第一個落實國家“上大壓小、節能減排”政策建成投產的兩臺百萬千瓦超超臨界機組工程，同步建設了煙氣脫硫裝置和SCR脫硝裝置。目前，脫硫裝置效率可達95%，脫硝裝置效率達80%，除塵器效率達99.75%。二氧化硫排放濃度為80 mg/Nm3，氮氧化物排放濃度為49 mg/Nm3，煙塵排放濃度為20 mg/Nm3，均達到國家“最嚴”標準。

位于山東淄博的華電淄博熱電有限公司始建于1952年，公司總裝機容量為763MW，全部為熱電聯產機組，5臺機組在運，1臺在建。#1、2機組脫硫技改工程投運后，電除塵裝置除塵效率為99％。#3、4機組增加脫硫劑用量后，可達到淄博市對二氧化硫的排放要求，氮氧化物排放濃度控制在200mg/Nm3以下，電除塵設計除塵效率為99.6％。去年12月剛剛投產的#5機組配套建設運行了脫硫、脫硝、除塵裝置，其設計排放標準遠優于最新的“國家標準”。

環保部網站2013年4月25日發布的公告顯示，目前全國建成燃煤脫硫機組共4659臺，總裝機容量7.18億千瓦；燃煤脫硝機組共548臺，總裝機容量2.26億千瓦。業內人士表示，中國的燃煤電廠環保建設堪稱“奇跡”。

受訪的四家電廠的有關負責人都表示，各級環保部門對電廠實施了嚴格的環保監管。環保執法力度也不斷加大，常行“頂格處罰”。“國家環保部、北京環保局、石景山區環保局，幾乎每周都要過來進行各種檢查，不光是表面看，還要查各方面的數據，所以想作假是不可能的。” 林永文指著辦公桌上的電腦介紹，“現在我們安裝了在線監測系統，電廠排放的數據與北京市環保局和大唐國際聯網，隨時可以檢測。”

“對于火電燃煤的污染大家可能有一些誤解”。國電集團安全生產部主任王忠渠解釋道，2012年全國共生產煤炭近37億噸，其中電力行業消耗18億噸，占50%。這18億噸煤向大氣排放的灰塵大約150萬噸，而10年前這個排放數字是400多萬噸。“現在隨著技術的發展，電廠的除塵效率一般在99.5%左右，也就是說只有0.5%的灰塵排到大氣中，發電多了，但灰塵少了。”

他還提到，剩余18億噸消耗的煤炭主要是居民用煤，以及水泥、鋼鐵、化工等工業用煤，這些煤燃燒帶來的排放比電廠更多。“霧霾的產生與燃煤有關系，但把責任完全推在電廠身上，也缺乏一定的理論依據。”

火電廠減排投入逐年遞增

《火電廠大氣污染物排放標準》發布當年，據業內人士估算，全國現役機組改造費用約2000億元至2500億元。“十二五”新增火電機組約3.3億千瓦，環保設施因標準提高增加年運行費用約900億元至1100億元。如今，為達到“大氣污染物特別排放限值”標準，這筆投入還得增加。

“這些年，隨著國家對電企環保要求的不斷提高，電廠在脫硫、脫硝、除塵幾方面的投入力度有增無減。”一位電廠負責人告訴記者。

2004年，北京電企迎接“2008奧運戰略”進入攻堅階段，高井熱電廠斥資17億元對現有設備進行改進，對其中8臺燃煤鍋爐實施了布袋式除塵和煙氣脫硫凈化的綜合治理，并建起了可容納6萬余噸燃煤的貯煤棚。2007年到2010年間，再對8臺鍋爐整體加裝了脫硝裝備。

津能熱電2012年投資1600萬元進行脫硝系統改造， 2011-2012年間，投資800萬元進行了電除塵設備高頻電源改造，并投資500萬元建設了煙氣汞檢測試驗裝置。

華電淄博熱電2009年啟動#1、2機組脫硫技改工程，投入5000余萬元；#5機組環保設施投資約為2.46億元，占機組總投資的18.55%；#3、4機組除塵、脫硫、脫硝改造投入將1億以上。

上海漕涇電廠2×1000MW工程環保建設總投入約為9億元。為達到煙塵排放限值的標準，今年又花6000萬對除塵裝置進行了技改。

記者在采訪中了解到，除了設備購買、相關設施改造的一次性投入，裝置運行的費用是個“大頭”。“設備升級改造以后，相應的配套設施都需要進行增容改造，廠用電、煤耗都將增加，運行成本會大幅提升。”華電淄博熱電的工作人員告訴記者，催化劑是煙氣脫硝的核心物質，價格昂貴且要三、四年更換一次。“這就好比一個噴墨打印機只用兩三百塊錢，墨盒卻要四百塊錢一個，還得經常換。”

人工成本、維修成本也在“跟漲”。2011年12月15日，國務院下發了《關于印發國家環境保護“十二五”規劃的通知》（以下簡稱《通知》），要求煙氣脫硫設施取消煙氣旁路。“原來的脫硫裝置上設有旁路，裝置出故障的情況下煙氣可以走旁路，但這是直接污染空氣的。拆了旁路以后就只能從主系統走，整個機組的故障率就會上升，安全性可靠性會降低，相應維修成本就會增加。”上海上電漕涇發電有限公司總經理曾雪峰說。

電廠減排成本負擔“不輕松”

在最嚴標準的“高壓”之下，企業達標并不容易，火電廠在節能減排上面臨著多重困難，其中資金問題是最大難題。

《通知》明確規定，單機容量30萬千瓦以上(含)的燃煤機組要全部加裝脫硝設施。盡管脫硝電價政策自2013年1月1日起由14個省份試點擴大到全國所有省份，每千瓦時8厘錢的電價補貼仍令許多火電企業大呼“不夠”。

電力企業聯合會秘書長王志宣曾估算，目前一座600兆瓦的中型火電廠購置一臺脫硝設備大概需要花費是6000萬。

“單是脫硝設備的維護費用都遠遠不夠。” 林永文表表示，由于脫硫脫硝對設備的損害很大，比其他設備更容易出問題，所以脫硝設備的正常檢修維護基本上一個鍋爐200萬元。

“脫硝補貼8厘錢/千瓦時肯定是不夠。”王忠渠表示，一般30萬機組的脫硝成本要在1.2－1.5分/千瓦時左右，成本補償缺口最高達到0.7分/千瓦時。加裝煙氣脫硝裝置后，廠用電平均增加約0.2個百分點，相應的材料、人工成本也會增加，目前8厘/千瓦時的脫硝電價是難以彌補成本的。

王忠渠以國電集團為例算了一筆帳：按年利用小時5000和最低脫硝成本測算，扣除目前補貼后，國電現有脫硝機組（指3082萬千瓦）每年需要自身消化的運行成本高達6.1億元；預計到2015年，每年增加的運行成本將達到18億元。

津能熱電副總經理席愛民提出，國家給予的燃煤脫硫脫硝方面的補貼只反映在電量上，用于供熱的燃煤脫硫脫硝并沒有補貼。“去年供熱的煙氣處理量占整個煙氣處理量的18%左右，這部分是沒有補貼的，無論是脫硫還是脫硝。”

電廠的經營收入受限于煤價、電價和熱價，但保障供應是硬任務，節能減排也是硬任務。據介紹，津能熱電廠目前的環保投入基本上依靠銀行貸款，且銀行在此方面并沒有優惠政策。

不過，上海漕涇電廠由于投產運行了百萬機組，補貼得以彌補大部分成本。上海電力安全與環境保護監察部副主任徐小明在接受采訪時說：“上海市政府對脫硫和脫硝改造的建設費用補貼約占企業投入成本的四分之一，目前正在制定除塵改造的補貼政策，對發電企業的支持力度不小。就上海電力而言，脫硫電價補貼相對于脫硫成本，100萬機組在滿負荷情況下可能還會稍微盈利，60萬機組打平，30萬以下機組是不行的。”他解釋道，大機組發電效率高、發電量大，環保投資成本折合到每度電就小，因此機組越大越“劃算”。

除了資金壓力，技術、煤源、場地、工期等都是現階段減排難以突破的瓶頸。

“最困難的還是技術。”華電淄博熱電總經理王立波告訴記者，催化劑國內幾乎沒有企業可以完全生產， 都需要從國外進口原材料在國內進行加工，脫硫的核心技術大都依賴國外。

“脫硫技術上確實還有一定的難度，按照國家規定，200 mg/Nm3的標準對于煤質比較好的地方問題不大，但對于煤質比較差的地方難度還是很大的。”王忠渠介紹說，含硫量高的煤需要經過很多的程序才能達到200 mg/Nm3標準，技術要求很強。

說到煤質問題，王忠渠顯得很無奈。由于煤電價格傳導機制不暢，多年來電煤價格持續上漲，煤質在不斷下降。“我國的煤含硫量、含灰量要比國外的高好幾倍，國外很多煤燒完看不到灰，但我們的含灰量有的達到50%。這種煤燒起來對設備破壞性很大，對環保設施也是不小的負擔。”

對此，徐小明也表示，缺乏穩定可靠的煤源是當前火電企業的困擾之一。“設計煤種都是很貴的，我國煤炭供應比較多元化，和設計煤種有一定差距，因此機組都是偏離運行。”

他還提到，對原有機組進行技術改造最大的難題在于場地的限制。“這是歷史原因造成的。以前的發電廠都節約用地，煙囪到主廠房的距離越短造價越少。現在老廠就沒有足夠大的空間，會造成流場不均勻。日本在三十年前就開始注意到這個問題，后造的電廠一步到位。”

此外，“工期短，工作量大”加重了企業負擔。根據國家新標準要求，脫硝改造的“大限”是2014年6月底。機組脫硝技術改造的同時，還要保證正常發電，給電廠帶來嚴峻挑戰。“比如一個省，3000萬的裝機，大家都需要改造，發電的任務就會非常緊，那樣我們只有先將不停機的外圍工作干完，盡量壓縮工期。”王忠渠介紹。

火電廠“減排革命”帶來的人員安置問題也十分突出。高井熱電廠按照計劃，2013年底3臺35萬千瓦的燃汽輪機將投產，與此同時，6臺10萬千瓦燃煤機組將逐步被淘汰。“廠里現在有1300多員工，燃氣輪機自動化程度高，最多150個人就夠。所以新機上來后，很多人的飯碗成問題。”林永文說。

尋找環保與經濟的平衡點

重點控制區現有火電行業燃煤機組已明確于2014年7月1日起執行煙塵特別排放限值，二氧化硫特別排放限值的執行還無時間表，但是許多火電廠已經開始提前做準備了。“這幾年環保標準走得太快了。”一位業內人士告訴記者，希望政府相關部門在制定政策和標準時，更有前瞻性和規劃性，讓企業知道5年之后、10年之后應該達到什么要求。

可以預見的是，未來國家還會進一步收緊污染物排放限值,提高新建機組和現有機組污染物的排放控制要求。“這對于火電廠是非常難。就好比洗衣服，前幾遍洗掉99%的污垢比較容易，而最后1%是最難清理的。”王立波打了這樣的比方。

“排放中的一次顆粒最難控制，脫硫裝置可以除掉煙塵，但對脫去pm2.5到底有多少影響還拿不準,目前的分析方法都是只針對煙塵的。從技術上講要測這個東西難度非常大，世界級的難題。”徐小明解釋道。

據介紹，日本的火電機組煙塵排放標準為5毫克／立方米，相當于天然氣的標準，我國在技術水平上仍存在一定差距。

“發電業是技術、資本密集型產業，技術必須要先行。”王立波表示，“目前五大發電集團都在從事技術研究工作，但企業的科研局限于戰術層面。國家應當在戰略層面上布局科研工作。”

“環保壓力是企業發展的動力，不發展就會很被動。從經濟性的角度多上大機組，少上小機組，對企業、國家、市民都是有利的。”徐小明坦言，企業投入巨大的成本進行環保改造，更多地是出于承擔社會責任和企業自身發展的需要，幾無效益可言。

曾雪峰告訴記者，大機組除了效率高，效益好之外，發電量還因“節能調度”影響有所增加。“漕涇電廠2×1000MW機組是高效率低污染的機組，要替上海市其他低效率高污染的機組發電。去年替發了十個億，這樣我們負荷就高了，負荷越高經濟性越好。”

針對“投入大，補貼少”的資金困境，王忠渠建議國家進一步加大減排治理專項資金的扶持力度，對老機組低氮技術改造給予一次性投資補貼，緩解企業經營壓力。同時按照行政許可法和合理補償的原則，結合各地區各電廠的實際情況，上調煙氣脫硫、脫硝補貼電價，提高企業建設和運行脫硝設施的積極性。