《中国燃煤电厂大气污染物控制现状2010》发布

   上海外高桥三发电公司两台100万千瓦超超临界发电机组在2010年负荷率仅为74.3%，在实现脱硫、脱硝的情况下，实现全年供电煤耗279.39克/千瓦时，刷新供电煤耗世界最低记录。

工作人员正在调节运行设备

   随着国家陆续出台的一系列环保措施，火电行业将面临新一轮的结构调整。面对高涨的煤价、环保压力和减排重任，电力企业如何前行?

中国电力企业联合会与美国环保协会共同编著的《中国燃煤电厂大气污染物控制现状2010》(以下简称“报告”)显示，我国火电厂大气污染控制已步入世界先进水平，“十一五”前4年，电力行业通过降低煤耗、线损率以及清洁能源替代等一系列措施，2006年~2009年电力行业累计减排二氧化碳9.51亿吨;二氧化硫控制取得明显成效，并为全国完成节能减排目标做出了决定性贡献。

全行业节能减排成绩可圈可点

减排成本压力越来越大

报告显示，5年来，电力企业环境基础设施建设突飞猛进，累计建成运行5亿千瓦燃煤电厂脱硫设施，全国火电脱硫机组比例从2005年的12%提高到 80%，燃煤电厂脱硫装机容量快速提升，增加了10倍以上;落后产能淘汰力度空前，累计关停小火电机组7000多万千瓦，提前一年半完成关闭5000万千瓦的任务，“上大压小”成绩显著。

“十一五”时期，国家发改委、环境保护部等部门通过统筹推进、严格问责、节能发电调度、运用市场机制、加大技术推广与评估、开展区域联防联控、积极应对气候变化等措施，有力地促进了电力行业节能减排工作。报告显示，截至2009年年底，全国6000千瓦及以上火电机组平均供电标准煤耗为340克/千瓦时，同比下降5克/千瓦时。全国脱硫机组容量达到4.7亿千瓦，占煤电机组的比例约为76%，单位火电发电量二氧化硫排放3.2克/千瓦时，同比下降 0.6克/千瓦时。此外，全国已投运的烟气脱硝机组接近5000万千瓦，约占煤电机组容量的8%，燃煤电厂大气汞污染控制试点工作也准备开展。

由于脱硫成本高，在政府节能减排政策推动下，许多火电企业面临极大的减排成本压力。随着小机组关停工作基本完成，节能减排的潜力越来越小，难度越来越大，费用越来越高。

重压之下，电力企业被迫艰难转身，在扎实推进污染减排的同时，开始积极推动自身产业升级和结构调整，加大对可再生能源的开发力度，同时继续发展大容量、高参数超临界、超超临界机组，从各个角度开拓节能减排新思路，寻找新方法。

报告显示，“十一五”以来，我国清洁能源得到较快发展。水电、核电、风电和其他可再生能源发电等装机建设步伐加快，2009年底，全国水电装机容量占发电装机总容量的22.51%，居世界首位;风电连续4年实现倍增式增长;太阳能、生物质能发电等可再生能源开发提速。

污染控制技术达世界先进水平

脱硫脱硝如何从容应对?

我国燃煤电厂烟气除尘技术经历了由初级到高级的发展过程。在除尘器选择上，初期为旋风除尘器、多管除尘器、水膜除尘器，上世纪80年代起，静电除尘器被广泛使用。报告显示，我国目前燃煤电厂排烟除尘方式以静电除尘为主，采用静电除尘器的锅炉容量占95%以上。随着袋式除尘器滤袋材料性能的改善及排放标准的严格，近年来袋式除尘器和电袋除尘器应用呈上升趋势。报告认为，我国燃煤电厂烟尘控制已经发展到应用最佳可行技术的阶段。

随着国家环保要求不断提高、现役机组技术改造力度不断加大、火电厂氮氧化物的控制力度不断加强，电力行业氮氧化物排放量增长趋势明显放缓。根据中国电力企业联合会统计，截至2009年，全国已投运的烟气脱硝机组容量接近5000万千瓦，约占煤电机组容量的8%。据统计，已投运的烟气脱硝机组以新建机组为主，且大部分采用了选择性催化还原(SCR)技术。但由于国家尚未出台脱硝电价政策，较高的脱硝成本让企业难以自行消化，脱硝装置投运率不高。

随着煤价不断上涨，火电企业亏损面呈扩大之势。面对国家开始强制脱硝，亏损的企业是否“有钱抓药”，是否会抽出有限的资金来面对脱硫、脱硝的双重压力?

业内专家建议，国家应积极完善有利于减排的政策机制，研究出台火电行业脱硝电价优惠政策，建立企业和地区减排财政补贴激励机制，充分借鉴“十一五”时期成功实施脱硫减排的有益经验，积极推进电力企业脱硝工作，并为其提供资金、技术和政策上的支持。电力企业应抓住有利时机，完善相应的技术和管理工作，有效推进脱硝工作的开展。

目前，我国相关政府部门及行业尚未正式对外发布过燃煤电厂汞排放的数据。报告引用《中国燃煤电厂大气汞排放》项目的数据显示，2008年中国燃煤电厂大气汞排放量比2005年降低10%左右，主要因为脱硫机组占煤电机组的比例由2005年的14%快速提高到2008年的60%，脱硫装置对汞具有协同脱除作用。