火电最新排污标准严过欧美 火电企业面临倒闭或造假

按照其观点，技术进步了，环境要求高了，经济有足够的支撑了，得出的结果必然严格，如果技术没有进步，经济不可行，再严格也没用。除此之外，火电还涉及到安全生产，“过严的标准对电力安全产生重大影响是不可取得”。

王志轩双手做着手势，试图以通晓的语言解释清楚这个专业问题，“毕竟是脱硝、除尘、脱硫三套设备象糖葫芦一样串在电厂排烟系统上。如脱硝催化剂放在烟道里，烟气要通过蜂窝状催化剂，还要喷入氨还原剂，并在催化剂表面进行化学反应，对烟气的流动和系统阻力，以及下游除尘和脱硫装置产生影响。”

据介绍，三种污染物不是并联关系，而是串联，处理对象均为排放的烟气，首先是脱硝，然后是除尘，最后是脱硫，这是典型的布置。三个趋严相互影响势必造成系统更加趋严。日本是制定火电排放标准较早的国家，但其排放标准并没有持续趋严，主要还是从环境质量上加以考虑，且对氮氧化物的环境质量标准也有放宽的时刻，2002年日本就将烟尘、二氧化硫、氮氧化物三者合成了一个规范，体现了三者之间的密切关联性，而我国现在要考虑四种污染物治理的关联性。

针对日本放宽标准的做法，杨金田认为是表面现象，本质上依旧非常严格，因为日本对待电厂排污采取的是标准和协议两种模式，“实际上日本的电厂都签署了环保协议，协议规定排放浓度是很低的，美国标准也宽松，但有总量排污交易，必须达到脱硫标准才能满足总量要求，所以不能完全说我们的标准是世界上最严格的标准，其他国家采取的措施也能达到这个要求，只是方式不同而已”。

尽管如此解释，电力企业还是有诸多疑问，“我们也希望像美国一样实行排污交易，标准如此严格，哪有交易的空间?”

采访中，几乎所有的电力企业都在一个问题上表示极度不满，就是反应渠道不畅，“我们有很大的意见，到处去反应，但是没人理，征求意见也就走个形式。这毕竟是涉及到电力企业的事情，环保部应该召集发电企业的代表，听听大家的意见，国企也是国家的钱，应该统筹考虑，标准的初衷应该是利国、利民、利企，而非一家之言。”某电力企业相关负责人满腹牢骚，却有所顾虑，一再嘱咐记者隐去其姓名。

改造难题求解

不管标准严格与否，一场疾风暴雨式的争辩过后，改造还要继续，因为标准是强制性的。

大唐国际属于有预见性的一类企业，在上轮脱硫改造完成后，2009年开始，他们就着手制定公司的《‘十二五’脱硝规划》，预算已经完成，招标也开始推行，但是新标准的推出还是让他们有些措手不及。因为公司是按照重点地区200mg/m3、非重点地区400mg/m3的标准设计的，而新标准正好提高了一倍。

“原定数十亿元的脱硝预算肯定要超标了。”大唐国际发电股份有限公司安全环保部主任田志国看了看手上这份保存完好的文件说道。

“企业的经营压力太大，因为现在火电企业执行的是市场煤计划电，目前电力企业普遍存在经营难题和困扰。大唐国际火力发电企业也存在这方面的经营压力，现在脱硫又要进行二次改造，还要上脱硝，资本金、费用都是企业自筹。初步预估了下，我们下辖26个电厂，脱硫改造完也要将近十几亿元，脱硝我们做的规划是数十亿元。”田志国坦言。

田在担任大唐国际安全环保部主任之前，供职于高井电厂。大唐国际已经上了脱硝设备的5家电厂中，高井电厂就榜上有名。谈到改造难题，田志国一下打开了话匣子，“根据新标准，大唐国际有近70%的电厂需要改造。有些还是连锁反应，脱硝不只是装个设备就完工了，现在除尘和脱硫已经占用了烟道的空间，脱硝往往需要再挤占这部分空间，怎么办?可能需要三个全拆下来改造，费用就增加很多了。”

这的确是改造过程中的一个难题，尤其对老电厂而言更甚。

高井电厂就是一家上世纪五十年代的老电厂，改造时根本没有可安装脱硝装置的位置，很多供应商都知难而退了，有些工程公司表示，“如果高井电厂能做下来，其他任何一个电厂都能做。”

高井设备部副部长申建尊回忆道，前期论证用了很长时间，寻求多方面的技术支持。由于是第一批吃螃蟹的，没有先例，干脆把国内了解情况的或者在国外干过的人都召集过来了，其中还包括设计院和的专家。“没有场地，只能把后面设备改或者挪移，挤出个场地，找夹缝把设备塞进去。后面要挪的设备包括除尘器、风机、干灰设备等等，本来都是连在一起的，这一挪，相当于伤筋动骨。”

高井电厂并非个案。对于这些电厂来说，空间小，已经没有地方放置新的脱硝设备，而挤占其他位置的同时，费用也是翻倍剧增。很多电厂只能把原来占空间较大的电除尘改为布袋除尘，凭空多出一笔费用只是为了给脱硝腾让空间。

相比脱硝，脱硫的改造就更复杂了。

截止到2010年，全国已经有82%的电厂上了脱硫设备，有些甚至是一年前刚刚完工。运行了一两年，最多三五年的新设备，现在需要重新改造。“这是电力企业最不能接受的严重浪费。”朱成章说这对电厂有点不公平。

中节能六合天融环保科技有限公司是中国节能旗下专业从事烟气治理的子公司，其副总经理杨鹤峰算了一笔账，如果原来上脱硫的造价是110元/千瓦，那么新标强制实施后，脱硫改造的费用可能也要70元/千瓦左右，一家中等规模电厂的改造费用依然要上亿元。

仅仅是改造费用吗?答案显然如同脱硝一样是否定的。“还有配煤，我们国内的煤含硫量都是很高的，为了减少二氧化硫，要额外支付一笔配煤的成本，降低含硫量。”田志国说，珠三角、长三角地区的电厂燃煤都涨到了上千元，成本已经吃不消，连连亏损，而这些地区却是要求最严格的地区。

当然，催化剂的增加也是必然的，按照原先400mg/m3的要求，上两层脱硫就可以，现在就要上三层，甚至四层。催化剂的费用其实是运行成本中最高的，1m3就要七、八千元，并且生产厂家多在国外，价格也是水涨船高。

“催化剂和还原剂占到整体费用的80%。”王志轩如此简明介绍催化剂的地位。

如此高额的脱硫二次改造费用，对于一些快到运营年限的老电厂来说则显得有些得不偿失，因为上一轮改造中就出现过刚刚改造完就关闭的情况。

如此频繁的改造，有没有一些奖励亦或是补贴?

王志轩说，按照《行政许可法》应该给予一定补贴，但“国家要做的不是一项项补，而是给改造的电厂重新核定一个电价”。但这却只是一种美好的愿景。

对于脱汞，记者采访的所有电厂均表示还没考虑，甚至他们还没理清脱汞要怎么做。

“加上这条标准没有意义。”王志轩脱口而出。他不止一次地提过这个观点，我国空气环境质量标准中并未规定汞及其化合物的浓度要求，因此，确定火电厂汞排放限值与《大气法》抵触或法律依据不足。同时，由于目前对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，环保部门和电厂目前对汞排放都没有监测和监督，故提出的汞排放限值的科学依据不足，薄弱的技术基础也无法支撑火电厂烟气汞排放控制。

千亿市场肥了谁?

当发电企业抱怨四起时，环保企业们却在摩拳擦掌，尤其是国外公司更是积极介入中国市场。或许，这就是王亦楠所说的“掐死一些行业的同时也会催生一些行业”。

近期，像中节能六合天融环保科技有限公司这样的专业减排企业就接待了很多来访者。火电烟气治理存在着各种新技术与工艺路线图，也同时应运而生了一批以技术创新为特色的中小企业。然而在实际情况中，整个烟气治理领域对于新技术的采用持保守态度。但是设想一下，又有哪家火电厂会拿一台价值40多亿元的机组来承担试验新技术带来的风险?

此外，杨鹤峰介绍，在我国脱硫初期，国内脱硫技术相对空白，很多国外公司带着技术来国内寻求市场合作。由于我国火电厂煤种复杂，经过多轮的技术吸收与改进，国内脱硫公司已经完全掌握并消化了主流脱硫技术，并走在了国际前列。而国内烟气治理领域真正有实力的大公司也已经与一些国外大型技术公司形成了技术联盟，新技术型中小公司的生存空间也进一步缩小。

这一次催生的环保市场有多大?王志轩初步的测算，需要投资大概是2000-2500亿元，然而，杨鹤峰估计更为乐观，“上一轮的脱硫市场，总共的脱硫设施建设用了1700亿元，而从国际市场经验看，脱硫建设、除尘改造和脱销建设三者的投资规模大致相等，而脱硫二次改造的费用略低于脱硫建设，如此算来整个新增市场规模至少有4000亿元。”

杨鹤峰把未来火电烟气治理市场分成工程和运营两大部分。对于工程市场，由于五大发电集团旗下都有自己的环保公司，基本上会承揽大半的业务，给其他公司留下的空间就很少了。而中国节能的优势在于运营服务，因此他更看重运营市场份额。