专家建议脱硝电价应与电厂氮氧化物排放浓度挂钩

脱硝电价的制定应该跟电厂的氮氧化物排放浓度挂钩。因为脱硝电价实际上是由全社会来承担电厂脱硝的成本。既然如此，那么全社会也应该享受脱硝带来的环境效益，所以脱硝电价应该与氮氧化物的排放浓度挂钩，排放浓度越高，电价就越低;排放浓度越低，电价就越高。

和谁对话?

朱法华，博士，研究员级高工，国电环境保护研究院副院长，享受国务院政府特殊津贴专家，中国国电集团公司科学技术委员会委员，南京信息工程大学兼职教授，9次获得省部级科技进步奖，出版专著、教材等8部，编制及修订国家及行业标准7项，累计发表论文150余篇。

为什么对话?

当前，“十二五”开局之年已经过半，作为新增污染物减排指标的氮氧化物如何减排成为各方关注的重点。据悉，国家发改委委托中电联等单位研究起草的火电烟气脱硝电价补贴政策方案正在制定中，有望年内出台。环境保护部牵头制定的《火电厂大气污染物排放标准》终稿也有望近期出台。那么“十二五”期间氮氧化物减排将遇到哪些问题?重点难点在哪?脱硝电价怎样运行?还需要哪些保障措施?

焦点关注

二氧化硫减排经验能否应用于氮氧化物减排

关键思路

政府要出台技术引导和规范，实施相应的经济政策，严格排放标准、总量控制、狠抓落实等经验都可用于氮氧化物减排

我国火电行业排放的现状和技术水平是怎样的?

朱法华:“十一五”我国电力增长较快，2010年与2005年相比，火电装机容量增长了80.5%，共计3.15亿千瓦。发电量增长了67%，耗煤量增长了61%。这说明我国发一度电耗煤比原来少了，也就是说我们现在的节能已经产生效果了。这是因为这些新增的装机容量都使用了经济性能较好的机组。2010年和2005年相比，我国的供电标准煤耗降低了35克，现在供一度电的平均水平比美国平均低30克左右。我国的平均供电煤耗为什么能比美国低?就是因为从2005年到2010年新增的装机容量使用的绝大多数是超临界或者超超临界技术，可以说，现在世界上燃煤电厂最好的运行水平是在中国，比如上海外高桥第三发电有限责任公司的技术就处于世界前列。这样，发电过程中耗煤少了，那么排放自然就少了。

火电行业在“十一五”二氧化硫减排方面有哪些经验能在“十二五”氮氧化物减排中继续应用?

朱法华:其实“十一五”二氧化硫减排的一些经验在氮氧化物减排过程中是可以继续应用的。主要表现在3个方面:技术、经济、管理。

在技术方面，政府出台了相应的规范来引导企业怎样进行减排、怎样安装脱硫设施以及安装什么样的设施。如2005年环境保护部发布了火电厂烟气脱硫工程技术规范HJ/T178-2005和HJ/T179-2005。有了这些规范，所有的脱硫公司以及电厂就可以按照规范统一操作，有章可循。如果没有统一的标准，脱硫公司以及电厂在脱硫的过程中各行其是，很可能就达不到预期的效果。所以在技术上要有政策、有标准、有规范以引导企业减排。

在经济方面，脱硫电价毫无疑问起到了至关重要的作用。如果没有脱硫电价的出台，可能影响“十一五”二氧化硫减排目标的完成。因为没有经济政策的激励作用，企业就难有减排的内在动力。没有内在减排动力可能造成的结果之一就是企业有可能按照要求把脱硫设施建造好了之后却不运行。检查一来就运行，检查一走就关停。另一方面，因为没有经济政策，企业如果真的不运行脱硫设施，政府很可能也拿他们没有办法。所以经济政策是极为重要的。脱硫电价可以说是“十一五”二氧化硫减排最重要的政策。

在管理方面，又可以理解为3个方面:首先是排放标准。如果没有《火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)》对应的二氧化硫排放标准，也难以推动电厂脱硫。因为照以前的标准来讲，很多企业都是达标排放的，不需要减排;其次是总量控制;第三是狠抓落实。环境保护部与各省区、五大发电集团以及国家电网公司签订减排责任状进行计划单列，督促各地电厂运行脱硫设施也收到了很好的效果。事实证明，“十一五”二氧化硫减排，五大发电集团减得是最多的。对五大发电集团总经理的直接考核与“官帽”挂钩，这种考核方式在一定程度上给了五大集团压力，大力推进了二氧化硫减排。

这些方面对“十二五”期间氮氧化物的减排都有借鉴作用。如在技术政策方面，目前环境保护部已经发布了火电厂烟气脱硝工程技术规范，国家能源局也发布了火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程。现在的电厂脱硝跟当初的脱硫相比，应该说已经走在前面了。

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火电脱硝和脱硫的区别

关键思路

脱硫和脱硝反应的原理不一样，但脱硝的总成本和脱硫差不多。脱硫、脱硝二者结合减排效果不如分开显著

火电脱硝和脱硫有什么区别?二者的技术和成本有没有可比性?现在脱硫和脱硝的政策走向对火电发展有何影响?

朱法华:氮氧化物的统计、监测和确定排放量是有难度的。氮氧化物不像二氧化硫，可以根据煤里面硫的含量通过物料平衡来计算能够产生多少二氧化硫。总体来说，硫燃烧之后除了二氧化硫基本上不会产生大量的其他形式的生成物。但是氮氧化物没有办法用物料平衡的办法来计算。因为煤在锅炉里燃烧，生成的氮氧化物有3种方式:一种是燃料里面的氮转化为氮氧化物，称为燃料型氮氧化物;另一种是在燃烧过程中，空气中的氮气在锅炉炉膛里转化为氮氧化物，这种称之为热力型氮氧化物;第三种是快速型氮氧化物，是煤里的挥发份含有的一些官能团形成的氮氧化物。这些都是由于燃烧而新生成的氮氧化物，但是如果进入炉膛的氧气很少，那么炉膛中一些已生成的氮氧化物还能被还原成氮气。所以计算氮氧化物真正的产生量十分困难，监测也有一定的难度。所以到现在为止，全世界还没有一种既简单又准确的核算氮氧化物数量的方法。

国电环境保护研究院研究利用氮氧化物排放因子测算燃煤电厂氮氧化物排放量。把全国燃煤机组按燃用不同煤种、不同规模机组、不同锅炉类型、不同的控制措施等尽可能地细分，然后选择有代表性的机组来进行测试，以求得在特定条件下燃用单位煤量的氮氧化物排放量，即氮氧化物的排放因子。目前我们一共确定了150种燃煤机组排放因子，并由此核算出2008年全国燃煤电厂的氮氧化物排放量为816万吨。经过与其他核算方法的比较得出，这种方法比较准确。

脱硫和脱硝反应的原理不一样。脱硫基本是中和反应，二氧化硫是酸性的，用石灰石或者氨水等碱性物质来中和。但氮氧化物的脱除是氧化还原反应，是把氮氧化物还原成氮气。脱硫会产生石膏等副产物，而脱硝是没有副产物的。但脱硝的技术难度也不能说比脱硫更大。脱硝主要的费用在于设施的投资和运营。其实脱硝设施的投资成本比脱硫要低，但不同项目招标的价格出入比较大;脱硝设施运行费用比脱硫要高，这主要取决于液氨和催化剂的价格。催化剂的成本在投资成本中占约40%，液氨的价格全国差别比较大。但脱硝总的成本和脱硫差不多。

到目前为止，全世界还没有脱硫和脱硝很好地结合在一起成熟运行的装置。因为二者的反应原理不同。人们一直很希望把二者结合在一起，全世界有很多人为此做出了很多努力，但到现在还没有特别成功的案例。也有人已经将二者结合在了一起，但是效果并不如分开减排好。

火电的发展前景实际上取决于市场和国家政策以及我国的能源、资源情况。就市场来说，我国现在很多地方都还在缺电，需要发电。但是水电不是每个地方都能发展的，如上海、江苏这样的地方，没有水电资源，无法发展水电，这些地方能够大规模发展和应用的就是火电和核电。但核电建设周期比较长，风险也相对较高，风能、太阳能、潮汐能这些受地域和气候限制的发电方式作为火电的有益补充非常必要，且风能和太阳能发电都是有国家电价扶持的，难以作为市场的主力。尽管现在火电要脱硫、脱硝、除尘，但是其成本还是比其他的发电方式要低，在相当长的一段时间内还是会占据市场的主体位置。

我国以煤炭为主的一次能源结构，以及经济社会的发展需要，火电还需发展并占据主导地位，节能减排任重道远。

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我国氮氧化物减排的重点和难点

关键思路

目前氮氧化物减排的难点和核心还是在于经济政策。除了经济政策，监管和核查也必须到位

我国氮氧化物减排的重点和难点在哪里?除技术外，在机制、体制和法律法规上还需要哪些政策来保障氮氧化物减排?我国与国际领先水平的主要差距在哪里?

朱法华:毫无疑问，电力行业是“十二五”氮氧化物减排的重点。此外，机动车排放也不可忽视。对于城市大气环境的影响，可能机动车的排放更甚于火电。要想真正切实改善城市局地环境，不治理机动车氮氧化物排放是不行的。

目前氮氧化物减排的难点和核心还是在于经济政策。除了经济政策，监管和核查也必须到位。在技术方面，我国的脱硝技术虽然不是世界最好的，但已经和国际接轨。目前我国的脱硝装置有引进的也有自主开发的，但总体而言差别不大。那么差别在哪里?差在管理。设备的制造、安装、维护和运行管理等方面和国外还有差距。主要是人的认识问题。如果相关单位监管不到位，企业在严格脱硝设备运行管理方面自然就不愿意花太多精力，因此政府要加强监管。脱硫的初期也是这样，很多电厂建设完脱硫装置后就放在那里不用。但问题是，装置建好了不用，一段时间以后就会坏掉。所以当后来真的实行脱硫电价以后，一些电厂的脱硫装置反而运行不了了，只好拆掉重建。现在脱硝也面临这个问题。数据显示，目前至少有1亿多千瓦装机容量的火电机组已经建好或者正在建设脱硝装置。截至2010年底，全国已经有约180台燃煤机组建成并投运烟气脱硝装置，合计装机容量8109万千瓦，占全国火电装机总容量的11.5%。这已经是投运的，在建的还有很多。所以技术上是没有问题的，主要是政策和管理要尽快跟上，出台相应的脱硝电价政策，促进发挥脱硝装置的减排效益。

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脱硝电价的运行

关键思路

脱硝电价应该跟电厂的氮氧化物排放浓度挂钩，排放浓度越高，电价就越低;排放浓度越低，电价就越高

脱硝电价制定的标准如何确定?不同地区和功能区划是否应考虑制定差别电价?脱硝电价怎么运行?需要那些配套政策?

朱法华:我认为脱硝电价的制定应该跟电厂的氮氧化物排放浓度挂钩。因为脱硝电价实际上是由全社会来承担电厂脱硝的成本。既然如此，那么全社会也应该享受脱硝带来的环境效益，所以脱硝电价应该与氮氧化物的排放浓度挂钩，排放浓度越高，电价就越低;排放浓度越低，电价就越高。当然也不太可能分得特别细。因为即将出台的排放标准是100~200毫克每立方米之间，至少要以100毫克每立方米和200毫克每立方米为界分成小于等于100毫克每立方米的，100~200毫克每立方米的，和大于等于200毫克每立方米的3档。脱硝电价至少要能弥补电厂的投资和运行成本。

但没有必要进行地区之间的脱硝电价区分。这是因为，对我国东部地区来说，由于氮氧化物造成的灰霾是普遍比较严重的，这些地区是肯定要实行脱硝电价的。可能有人觉得西部地区环境容量大一些，还有煤炭资源，但就是因为煤炭资源比较集中，所以西部未来的发展方向很可能是要建成煤电基地，在煤炭资源集中的地区建成比较多的电厂，然后通过电网把发的电输送到其他地方。如果不安装脱硝设施，就会很容易造成环境污染。同时西部又是不少大江大河的源头，是生态脆弱区，有很多限制开发区和生态保护区，所以西部的电厂也必须要建设脱硝设施。只要使用了脱硝电厂发的电，就应该执行脱硝电价，不管这些电是东部发的还是西部发的。电价的高低只需要与氮氧化物的排放浓度挂钩，不需要考虑地区差别。

这与脱硫电价是不一样的。脱硫电价为什么要考虑地区差别呢?原因在于，不同地区使用含硫量不同的燃煤，其因脱硫而增加的成本是不一样的，这些在脱硫电价上表现出来就是不同地区的差别电价。比如西南地区，如贵州、四川等地的燃煤含硫量很高，没脱硫之前的排放浓度都在1万毫克每立方米甚至更高。而东北地区的燃煤含硫量就很低，与西南地区的燃煤含硫量有数倍甚至接近10倍之差，有的甚至更高。但是氮氧化物的形成过程十分复杂，生成量与燃煤本身的含氮量关系不大。所以不需要差别脱硝电价。

在脱硝电价运行方面，要建立完善氮氧化物排放在线监测系统。现在这套系统在各地基本都已经建成，并且已跟环保部门联网。各电厂的氮氧化物在什么时间排放了多少，环保部门都很清楚。只不过没有脱硝电价和相应的经济处罚政策，企业减排氮氧化物的动力不是很强。没有脱硝电价，电厂生产是难以为继的。

在政策方面，最关键的还是经济政策，当然其他的配套政策也是必要的。此外，相关部门的监管也必须到位，还要有相应的处罚措施，绝不能让没有减排的电厂搭上脱硝电价的顺风车。在脱硫电价方面，国家发改委规定，如果不按规定运行脱硫设施，要给予相当于脱硫电价5倍的价格处罚。脱硝电价的制定也可以借鉴这些政策措施和相应的办法。必须加大处罚力度，严格执行，以彻底打消一些企业“违法成本低”的侥幸心理。

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开局之年应做好的工作

关键思路

加快脱硝电价政策和各项标准的出台，加快责任状签订

“十二五”火电脱硝，在开局之年应该做好哪些工作?

朱法华:在开局之年，必须加快各项标准和政策的制定。“十二五”第一年已经过了大半了，要加快脱硝电价政策和各项标准的出台。另外，加快责任状签订也很重要，因为责任状里都有具体的项目和要求。越早制定政策、出台脱硝电价，越早签订责任状，氮氧化物减排就开展得越早、越深入，有章可循之后减排效果和效率也就越好。因为建设是有周期的。要加装脱硝装置，只能结合机组检修的时间来建设，否则就可能影响电力供应。因此，在开局之年，尽快出台各项标准和政策是十分必要的。