火電減排遭遇五大挑戰
灰霾問題如何治理？作為耗煤大戶和污染排放大戶的火電行業如何控制污染備受關注。進入“十二五”，火電行業面臨更加嚴格的排放限值，但工程減排的空間在收窄，節能減排任務依然艱巨。“十二五”期間，火電行業節能減排面臨哪些挑戰，該從何入手？環境保護部F專家對此進行詳細分析。
挑戰篇
挑戰一:減排空間越來越小怎么辦？
電力工業的發展與國民經濟發展息息相關。根據《能源發展“十二五”規劃》，到2015年，全國電力總裝機容量將達到14.9億千瓦左右。其中，火電裝機容量將達到10.1億千瓦左右，占總裝機容量比重約67.8％。“十二五”期間，火電裝機新增約3.3億千瓦，相應增加燃煤量約4.5億噸原煤，電煤用量比“十一五”末增加20％以上。因此，“十二五”期間，控制燃煤電廠大氣污染物排放是一項艱巨的任務。
即使新增火電機組全部安裝脫硫設施，二氧化硫排放量還將增加約80萬噸/年。至“十一五”末，全國燃煤電廠安裝煙氣脫硫設施的機組已達到全部煤電裝機容量的86％，關停的小火電機組達到7683萬千瓦，約占火電機組總裝機容量的10.9％，火電行業減排的空間越來越小。
火電行業大規模脫硝受多種因素影響和制約。為實現“十二五”氮氧化物總量控制目標，“十二五”期間我國電力行業脫硝裝機容量比例需達到70％以上(包括新增機組)，這將大于“十一五”期間二氧化硫的脫硫裝機容量。此外，電廠脫硝還原劑氨的需求量將很大，脫硝裝置中的催化劑也未實現國產化，以及催化劑失效后的處理等都將加大電力行業氮氧化物減排的難度。
我國供電標準煤耗已達到世界先進水平，低于美國和澳大利亞，“十二五”煤耗再繼續下降的空間已經非常有限。
挑戰二:有哪些技術難題待突破？
除塵技術
目前，我國靜電除塵技術已處于國際領先水平，應用比例約94％。由于我國燃煤灰份較高，煤質和負荷多變，要穩定達到30mg/m3的煙塵排放限值，需采用6電場以上的電除塵器。
現役機組多以4電場為主(部分已在“十一五”期間進行了改造)，絕大多數沒有增加電場的空間，須采用布袋除塵技術、電袋復合除塵技術或移動電極、高頻電源等新工藝。從運行效果看，部分布袋(含電袋)除塵器存在較大技術不穩定性，出現了多起短期運行布袋破損的情況。正常運行下，定期更換的布袋如何妥善處置、布袋濾料國產化等都是亟須解決的問題。
脫硫技術
新標準對脫硫限值的嚴格要求，將迫使火電廠提高脫硫裝置性能，脫硫效率超過95％的高效煙氣脫硫裝置將成為市場主流，尤其是高效的石灰石—石膏濕法脫硫裝置將獲得更大市場空間。一些因技術局限性無法在脫硫效率上得到突破、排放不能滿足要求的工藝將面臨被洗牌的命運。幾乎所有循環流化床鍋爐爐內脫硫的電廠都將面臨新增爐外煙氣脫硫的改造。
煤質保證也非常關鍵，以實際長期連續穩定運行的脫硫效率最好水平95％計，如排放限值達到50mg/m3，燃煤含硫量須低于0.4％；達到100mg/m3，燃煤含硫量須低于1.0％。
據統計，京津冀、長三角、珠三角地區燃煤機組容量超過兩億千瓦，根據國內的電煤供應形勢，難以保證全部機組長期穩定燃用含硫量小于0.4％的特低硫煤，技術上無法保證達標排放。同時，新建機組也無法保證全部燃用含硫量小于1.0％以下的電煤。
脫硝技術
火電廠是實施氮氧化物控制的重點，但電力行業大規模脫硝受多種因素影響。目前，我國尚未徹底解決脫硝催化劑原料的技術瓶頸問題，脫硝催化劑及其原料(鈦白粉)需要大量進口(國外也無法完全滿足要求)。
此外，電廠脫硝還原劑氨的需求量加大，對于脫硝還原劑(液氨、尿素)緊俏地區，可能會催生一批能耗高的小化肥廠。生產液氨和尿素不但要消耗很多石油、天然氣和優質煤，還伴隨更多的環境污染和安全問題。催化劑失效后的處理也是一個需要予以重視的潛在問題。
汞排放控制技術
根據環境保護部要求，目前五大發電集團已積極進行2012年度汞污染排放監督試點工作。目前，我國對火電廠汞排放的數量、對環境質量的影響范圍和強度等尚不明確，對不同燃煤的汞含量情況也未掌握，汞排放的控制技術和監測技術尚不成熟，薄弱的技術基礎無法支撐火電廠煙氣汞排放控制。
挑戰三:哪些基礎工作薄弱？
一是污染排放的基礎數據十分薄弱。比如，二氧化硫的宏觀排放量數據還難以做到在基于污染源準確監測的基礎上獲得；行業氮氧化物排放量主要由研究者分析估計，還沒有進入國家環境狀況公報。
二是污染物排放對全國宏觀環境影響的科學分析遠遠不夠。比如，二氧化硫、氮氧化物對我國酸雨的影響和區域分布特點缺乏在新產業布局下的精細分析。實行多年的二氧化硫總量控制是具有行政性的“目標總量”控制，而不是科學性的“目標質量”控制。
宏觀氮氧化物排放量不甚清楚、排放氮氧化物的污染源(如電力和交通)對環境影響的權重不清、缺乏系統針對我國區域環境影響的研究、對控制氮氧化物的技術經濟情況尚在摸索之中。
三是一些重要的經濟政策，如現有電廠脫硫成本進入電價、水資源收費、排污收費政策制度等有待改進和完善。比如，新、老電廠配套建設脫硫裝置的成本均應核入上網電價，但除個別省、個別機組外，大部分地區沒有執行。這使企業自身難以消化脫硫成本，影響企業脫硫積極性，甚至已經投運的脫硫設施不能保證持續正常運行。脫硝電價補貼標準按0.8分/千瓦時執行，但略低于市場預期的1.2~1.5分/千瓦時，火電企業依然要自行消化一部分脫硝裝置建設成本。
挑戰四:新增的資金成本怎么消化？
因長時間煤價持續上漲而煤電聯動不能及時到位，火電企業已大面積虧損，生產經營困難，有些企業甚至有資金鏈斷裂的危險，排放標準提高所需的大量資金和成本難以消化。
初步估算，要滿足新標準要求，現役機組中分別有94％、80％和90％的機組需分別進行除塵器、脫硫和脫硝改造，改造費用約2000億元~2500億元？紤]“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~1100億元，折算電價應增加0.02~0.025元/千瓦時(不含現有的0.015元/千瓦時脫硫電價)。
我國脫硫機組容量已逾5億千瓦，其中90％以上是近5年建成投產的。這些脫硫裝置均按環保主管部門批復文件規定的燃煤含硫量和脫硫效率設計，脫硫裝置使用壽命基本與機組同步。
近年來，受電煤質量變差、含硫量普遍升高的影響，電力企業已消耗巨資對不能達標的脫硫裝置進行了不同程度的技術改造。由于排放限值大幅加嚴，在電煤質量短期內得不到根本好轉的條件下，勢必又將開展新一輪的現役機組脫硫改造，部分設施甚至要推倒重建，火電企業資金壓力巨大。
挑戰五:運行效率不高怎么辦？
根據“十一五”期間的調研和普查，不少電廠環保設施運行狀況不夠理想，與設計要求尚有差距，其環保功能未得到充分發揮。
以脫硫設施為例，根據《2010年環境統計年報》，2010年納入重點調查統計范圍的電力企業2386家，共安裝了3266套脫硫設施，二氧化硫去除率為69.5％？梢姡覈济弘姀S2010年平均脫硫效率并不樂觀，很多電廠全年綜合脫硫效率較低。
脫硫設施普遍存在運行管理水平低、管理狀態混亂、技術消化不良、設備維護不到位、技術監督不到位、對機組復雜工況適應性差、GGH腐蝕堵塞嚴重、故障率高、較嚴重的旁路運行等問題、難以實現長期、穩定、可靠運行，使二氧化硫減排效果大打折扣。
建議篇
建議一:2020年火電占比下降到60％左右
為了實現2020年我國非化石能源比例達到15％的目標，必須加大經濟結構和能源結構調整力度，在此目標下，要加大電力結構調整的力度和進度。要以國家電力政策為綱領，以環保“十二五”規劃為指導，科學發展火電，加強發展清潔高效、大容量煤電機組，加快新能源開發，推進傳統能源清潔高效利用，在保護生態的前提下積極發展水電，在確保安全的基礎上高效發展核電。
當然，隨著國家節能減排力度不斷加大，電力行業節能減排空間越來越小，難度越來越大，成本越來越高。尤其是從電力行業的發電、輸電等單純環節來看，都在不斷向節能減排的“極限”靠近。但從系統優化來看，如電源電網協調發展、電網優化配置、能源資源設備負荷率、開展污染物聯合控制等，電力節能減排工作仍然艱巨。
從電力發展與電力結構優化的角度，建議到2015年，我國電力結構中，火電占比由2010年底的73.44％下降到66％左右，到2020年火電占比進一步下降到60％左右。
建議二:行業環保管理不能“瘸腿”
如何將電力環保工作與其他行業環保工作進行科學整合，是“十一五”沒有解決的問題。“十一五”時期，我國在重點行業大氣污染物控制方面顯得略有失衡，電力行業得到了強有力的重視，但其余高耗能行業在污染物控制、總量控制等方面沒有得到足夠重視與對待。
如何才能從國家層面，確保“十二五”期間在行業環保管理中不出現或少出現“瘸腿”現象？如何從環境政策和環境管理角度，保證“十二五”期間的環保管理工作目標以“質量管理”為核心？只有這兩個問題得到解決，我國的環境問題才會得到徹底解決。
建議三:提前考慮細顆粒物等環保問題
隨著我國區域性大氣問題日趨明顯，如何控制細顆粒物成為焦點。在這樣的背景下，火電行業細顆粒物和汞的控制工作將會在“十二五”期間進一步得到重視。
對此，筆者從環境評估的角度建議，在重點地區應進一步調整、優化、完善相關產業政策及行業準入。比如，對建設項目應重點開展一次污染物(包括PM2.5前體物，如顆粒物、二氧化硫、氮氧化物等)的環境影響評價工作，從污染源頭上控制PM2.5的產生，應盡早提出細顆粒物的準入要求；盡早提出汞的環評要求，“十二五”期間，針對我國燃煤電廠汞排放控制，建議開展相關研究工作，并建立汞脫除技術的示范性工程。
同時，要控制PM2.5區域性污染問題，還要通過戰略與規劃環評，結合區域PM2.5的遷移轉化規律合理布局污染源和控制污染源排放強度。建議從戰略與規劃環境影響評價的區域層次，對PM2.5及其他二次污染物進行控制。
建議四:技術研發改進仍需加強
在二氧化硫控制方面，一方面要研究如何通過技術改進(如雙塔雙循環技術等)使得傳統工藝95％的脫硫效率提升為97％以上，以滿足新標準要求，尤其是在重點地區和高硫煤地區。
另一方面，為避免二次污染、充分利用硫資源，建議可以根據項目實際情況，因地制宜、因時制宜，考慮采用經濟效益更好的、更合適的脫硫方法。比如，在脫硫后海水排放海域擴散條件良好的海邊電廠，可以在科學論證的基礎上使用海水脫硫。
對于氮氧化物控制，優先采用低氮燃燒技術，仍不能達標的宜采用SCR或SNCR脫硝工藝或SNCR－SCR聯合脫硝工藝；在重點地區加大脫硝力度；鼓勵和推進脫硫、脫硝、除塵一體化技術的研究開發和工程示范工作。同時，建議電力部門與環保部門一起，前瞻性地研究火電煙氣脫硫、脫氮、脫碳一體化的技術與方案，作為當前單一脫硫方式、脫硝方式的戰略性補充。
在除塵技術方面，主要是高頻電源、移動電極等技術需要進一步拓展，并進一步推進300MW、600MW級布袋除塵器應用。
建議五:發揮經濟政策杠桿作用
由于火電企業普遍虧損，所以經濟政策就成為電力企業經營、電力環保設施運行以及大氣污染物是否能夠穩定達標排放的關鍵。
火電脫硝補貼的電價政策成為《火電廠大氣污染物排放標準》能否順利有效實施的關鍵。國家出臺的每千瓦時1.5分的脫硫電價政策和每千瓦時0.8分的脫硝電價政策，對于提高燃煤發電企業安裝、運行脫硫脫硝設施的積極性和減少二氧化硫與氮氧化物排放起到了一定的積極作用。
建議在試點的基礎上進一步擴大并提高電力環保的脫硝電價政策，以經濟政策為杠桿，為電力環保以及穩定達標排放形成強有力的支撐。
建議六:解決煤炭消費行業太分散問題
2010年，我國電力行業耗煤量占全國煤炭消耗量的48.4％，遠低于2009年德國的83.9％、美國的93.6％、韓國的61.7％。這充分說明，與這些主要耗煤國家相比，我國的煤炭消費行業過于分散。如不能解決燃煤量占全國煤炭消費量51.6％的其他行業煤炭消耗的大氣污染問題，我國的大氣環境難以實現根本改善。
“十一五”期間，我國電煤占比從2005年的45.8％提高到2010年的48.4％，為保護環境，我國應加大電煤消費量占全國煤炭消費總量的比例。同時，建議控制鋼鐵、化工、建材等工業鍋爐的煤炭消費量，特別是東部地區。
建議七:加強電源規劃環評工作
雖然在“十一五”階段，我國電力行業規劃環評得到了足夠重視，但卻明顯傾斜于電網，而電源的規劃環評沒有得到足夠重視。如何結合我國一次能源的分布特點以及一次能源的戰略環評成果，來實現電源的科學分布，需要得到進一步重視。
“十二五”期間，建議進一步強化與重視電力行業規劃環評工作，尤其是區域電源分布的規劃環評，并且要與國家及地區的戰略環評相銜接。
(作者:莫華，環境保護部環境工程評估中心能源評估部；王圣，國電環境保護研究院環境科學研究所副所長)
使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環保網”
