前瞻丨中国最先进的火电技术如果不发挥环保效应将是一种浪费-北极星火力发电网

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导读：近年来，燃煤火电厂污染治理与减排改造成为了煤电行业内的一大主题。“十二五”期间，国家出台诸多政策，发电企业与环保企业也各自进行着研究与探索，在节能减排技术上取得了飞跃性的进步。但在技术快速向前迈进的同时，结合实际情况将政策落到实处，并最终让煤电行业真正实现绿色、健康发展，才是节能减排改造的核心所在。

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2011年7月29日，新的《火电厂大气污染物排放标准》发布。要求从2012年7月1日开始，新建煤电机组执行大气污染物排放浓度限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物浓度分别不超过30mg/m3、100mg/m3、100mg/m3，并从2014年7月1日起要求全部燃煤机组执行规定限值。此外，对于京津冀、长三角、珠三角等“重点地区”，要求执行20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3的大气污染物特别排放限值。

这个被称为“史上最严”的排放标准，一度在煤电行业引起热议。标准于1991年首次发布之后，又历经1996年、2003年两次修订，2011年发布的版本中更是加入了“特别排放限值”这一概念，燃煤电厂减排改造提速进行。

为达到《标准》中要求的大气污染物排放浓度限值，众多燃煤电厂在2014年7月之前完成了脱硫脱硝改造，但这仅仅是一个开始。2014年下半年，“超低排放”概念开始出现，5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3这一原本针对燃气轮机组的排放限值成为了燃煤机组的新标杆。刚刚完成一轮改造升级的发电企业面对改造成本的高昂和技术路径的不明确，陷入了迷茫。经过一年多的实践，超低排放概念日益明晰，2015年12月2日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，决定在2020年前对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放，“超低排放”由新概念变为了新标准。

“十二五”期间，我国燃煤电厂排放标准的提高速度之快已然清晰。相比欧盟30mg/m3、200mg/m3、200mg/m3的标准，我国“超低排放”指标堪称“世界最严”，国内拥有自主知识产权的60万、100万千瓦级机组的相关技术也已处于世界领先地位。虽然拥有最先进的技术和最严格的标准，但我国的煤电行业也存在着阻碍绿色环保进程的一系列问题。

一方面，改造成本对发电企业造成很大的负担。“超低排放”概念诞生伊始，很多发电企业提出质疑，主要原因之一在于“太花钱”。有发电企业曾表示，其他机组刚刚针对《标准》完成减排改造，又要为“超低排放”标准重新进行改造，造成资源的浪费。不仅如此，由于煤炭馏分等条件上存在地域差异，各电厂进行改造与运行的条件不尽相同，“一刀切”的政策对于某些电厂来说，落实上存在困难。

有观点认为，电厂进行减排改造的成本已经由脱硫、脱硝、除尘等环保电价补贴的形式给予了补偿，达到超低排放的机组则根据其并网时间及其他情况给以0.5分至1分的超低排放电价补贴，成本问题似已得到解决;从经营上，各大发电集团旗下火电机组也交出了盈利的成绩单。但这都建立在近年煤电价格巨大差异基础上。

过去两年内持续走低的动力煤指数，标志着燃煤发电成本大幅降低，低廉的煤价实质上“补贴”了电厂包括节能减排、“上大压小”等升级改造的费用。但这种乐观局面恐怕难以持久。2015年煤电联动机制重启，燃煤发电上网电价两次下调;电力相对过剩态势愈发明显，设备利用小时数跌破4000小时，煤电利润空间正在迅速收缩;2016年首月的动力煤价格指数在趋于平稳后出现了小幅上涨，煤企也放出将要提高煤价的信息。虽然，并不能由此断言煤炭价格未来的走向，但可以确定，新煤电联动方案的出台以及市场化改革的推进，会逐渐缩小煤电价格差距。可以预见，随着超低排放改造工作向全国范围推进，煤电企业成本与利润间的矛盾在未来一段时间内会愈加突出。

原标题：煤电减排：步伐很快，脚印要实

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