近零排放，吵吵鬧鬧一年中
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2014即將翻篇，回顧這一年，應該沒有哪個行業如火電經歷這般戲劇性的轉變。因此，企業周刊選擇火電做年終盤點，將“近零排放”推舉為年度熱詞再自然不過。
暫不去揣測火電企業主動環保加碼的真實動因，單就環保而言，也是為藍天做了貢獻，在既沒給好處，又沒強制做的背景下，企業能主動近零排放也是市場競爭的行為。回望2014這一年，圍繞火電近零排放，確有爭議，但政策無疑在持續加碼，我們也關注市場的反應和持續近零排放的可行性。那么，2015年，近零排放能否從爭議中步入快車道？
政策篇
重點地區政策先行
2014年，火電節能減排改造，已然進入快車道。5月，國家發改委、能源局、環境保護部共同印發《能源行業加強大氣污染防治工作方案》，提出在試驗示范基礎上推廣燃煤大氣污染物超低排放技術；此外廣州、浙江、山西等也發布相關政策提出燃煤電廠超低排放改造方案，并明確具體時間點。
6月27日，國家能源局印發《關于下達2014年煤電機組環保改造示范項目的通知》，明確2014年煤電機組環保改造示范項目名單，要求13個環保改造示范項目原則上將在2014年底前完成改造。
9月12日，國家發改委、環保部、國家能源局又聯合印發了《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014～2020年）》（以下簡稱《行動計劃》），明確了新建煤電機組的節能目標：全國新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300克/千瓦時；東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，中部地區新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。
同時，《行動計劃》明確了新建煤電機組的減排目標：東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，中部地區新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。
東中部地區全部向燃氣輪機組排放限值看齊，表明今后“類燃機排放”或者“近燃機排放”等已經不再是企業主動改造的目標，而是具有普遍約束性的必須達到的指標。
政策扶持方面，山西、浙江省分別對達到近零排放標準的機組給予每年低于200小時的電量獎勵，同時山西省還對現役機組一次性改造投資給予5%～10%的資金支持。
就目前信息看，地方政府積極推動超低排放主要出于兩個原因：一方面，對作為大氣污染主要來源的火電進一步提高標準，緩解大氣治理壓力；另一方面，我國天然氣資源匱乏且發電經濟性遠低于煤電，部分地方政府每年對于燃氣發電補貼壓力較大，推廣煤電超低排放可緩解地方政府補貼壓力。
根據《關于調整排污費征收標準等有關問題的通知》，2015年6月底前，各省（區、市）價格、財政和環保部門要將廢氣中的二氧化硫和氮氧化物排污費征收標準調整至不低于每污染當量1.2元，鼓勵污染重點放置區域及經濟發達地區，按高于上述標準調整排放費征收標準，充分發揮價格杠桿作用。與現行的全國廢氣類污染物排污費征收標準0.6元/污染當量相比，新標準將上升1倍以上。
從北京、天津已有的實踐來看，新版排污費標準大幅上調，二氧化硫、氮氧化物排污費標準約6元～10元/污染當量；與此同時，采用階梯式差別化排污收費，超標按基準價加倍征收，低于標準打折征收。
根據中信證券研究部提供的測算數據顯示，以天津地區200萬千瓦機組、利用小時6000、每度電煙氣排放量3.5立方米為例，特別排放限值標準下需要繳納排污費4893萬元，而采用超低排放標準后，排污費僅需1270萬元，節省約3623萬元，這算到每度電約0.3分錢。此外，根據山西、浙江經驗，超低排放機組獎勵電量約200小時，按當前煤價測算，對應度電利潤增加約0.4分錢。排污費提高及電量獎勵將在一定程度上對沖近零排放改造帶來的成本增加，提高電企改造積極性。
爭議篇
●說法不一，怎么表述更科學？
國內外并沒有公認的燃煤電廠大氣污染物“近零排放”的定義，實際應用中多種表述共存，如“近零排放”、“趨零排放”、“超低排放”、“超潔凈排放”、“低于燃機排放標準排放”等。
從各種表述和案例中分析得出的共同特點，是把燃煤電廠排放的煙塵、二氧化硫和氮氧化物3項大氣污染物與《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）（以下簡稱“排放標準”）中規定的燃機要執行“大氣污染物特別排放限值”（以下簡稱“特別排放限值”）相比較，將達到或者低于燃機排放限值（即在基準氧含量6%條件下，煙塵5mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物50mg/m3）的情況稱為燃煤機組的“近零排放”。
不過，也有業內人士認為，燃煤機組排放水平達到“超清潔”、“近零”狀態的難度非現有工程技術所能實現（大規模推廣難度大），“超低排放”從排放標準角度界定概念，叫法更加科學。
●追求“近零”是否有意義？
按照火電廠“近零排放”概念的初衷，近零排放除了要進一步降低氮氧化物、二氧化硫、粉塵的排放濃度，還需要降低SO3，PM2.5、氣溶膠、石膏雨、汞等污染物的排放。
目前，近零排放技術還不能對二氧化碳進行減排，使得燃煤機組的二氧化碳排放量大于同容量燃氣機組水平，還不是真正意義的近零排放。
根據2013年北京市的污染情況統計，20.1%是臭氧，而PM2.5只有10%，2014年臭氧比例還會提高，這說明污染控制的重點可能要發生變化。我國的煤煙氣是復合型的。電廠排放的純粹的PM2.5現在已經很低了，電廠提高除塵效率的意義并不大。
與此同時，在客觀上和技術上，現有的煙氣連續監測技術難以支撐“近零排放”監測數據的準確性，說的更清楚一點“近零排放”的監測數據是不可信的。此外，影響某種污染治理設備的治理效果不僅取決于設備自身，而且取決于上下游設備的情況，要想長期保持在“近零排放”狀態，至少需要一年以上各種可能條件的考驗，而現在并沒有這么長時間的實踐證明。
在某電力集團山東分公司環保處主管張先生看來，“近零排放”的提出標志著惡性競爭大幕的拉開，不同電廠的情況千差萬別，大家本身就不在同一起跑線上。過高的排放標準要求只會讓企業“永遠提不上褲子”。不得不承認，在一些重點控制區，實現近零排放具備環境改善的客觀需求，但在相對落后的地區，如果粗放式污染仍很嚴重，實施超凈排放有點得不償失。現階段來看，近零排放僅是作為樣板示范工程，在目前環保無要求、政府不獎勵、監測手段不支持的情況下，企業沒有壓力、更沒有動力始終保持近零排放運行。
●投入不計代價還是量力而行？
如果不考慮成本，理論上都可以做到真正的“近零排放”。因此，從環境效益、經濟效益和綜合效益來評價污染控制技術選擇是否正確，是環境經濟管理的核心，也是“近零排放”能否大面積實施的關鍵。
中電聯秘書長王志軒曾為本報撰文時指出，假設兩臺600MW機組，在燃用優質煤的條件下（灰分約10%、硫含量約0.8%、揮發份約30%），并采用了低氮燃燒方式，鍋爐出口的煙塵、二氧化硫、氮氧化物濃度分別為15g/m3、200mg/m3、300mg/m3，按特別排放限值要求，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度在分別達到20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3時，每小時脫除量約為65912千克、8580千克、880千克，合計脫除75372千克，對應的脫除效率分別為99.7%、97.5%、66.7%。可見，兩臺600MW機組，即便是在折算為6%含氧量時，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放分別達到5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3時，排放量每小時可再減少約66千克、66千克、220千克，合計352千克。
“近零排放”比起特別排放限值要求，3項污染物合計可多脫除0.47個百分點。考慮到電廠高架源排放對環境影響要小的特點，多脫除的部分對環境質量改善作用輕微。
再看經濟效益。主要用單位污染治理成本與全社會平均污染治理成本的大小來分析。仍以兩臺60萬千瓦機組為例，目前脫除三項污染物的綜合環保電價為2.7分/kWh，從不同電廠的測算情況看，實現“近零排放”的環保成本在原有電價的基礎上增加1～2分/kWh，則增加的352千克污染物削減增量的成本達到1.2～2.4萬元/小時。粗略估算多脫除的污染物平均成本為34～68元/kg，遠高于全社會平均治理成本（按制定排污收費標準時測算的全社會平均成本，二氧化硫、氮氧化物約為1.26元/kg）。
最后看綜合效益。主要從環保系統對資源、能源消耗方面和對機組的可靠性影響方面進行分析。“近零排放”增加了更多的環保設備，系統阻力增大，能耗水平提高，設施整體技術可靠性降低。如，脫硫設施需要設計更多層的吸收塔噴淋層甚至需要吸收塔串聯或并聯，脫硝設施需加裝三層催化劑甚至在爐內再加裝SNCR，除塵方面必須加裝濕式電除塵器等。
還有一個更加現實的問題：煤質。王志軒認為，低硫、低灰、高熱值燃煤是實現“近零排放”的基本前提，而這些條件對于中國目前平均含硫量超過1%、灰分近30%以及含有大量低揮發分的電煤來講，即使實現特別排放限值都是非常困難的。
煤質指標是鍋爐最重要的設計依據，煤種不同，生成污染物的量就非常懸殊。舉例來說，褐煤在鍋爐燃燒生成的氮氧化物可以低到200毫克/立方米，而平煤可達650毫克/立方米，煙煤為450毫克/立方米。要實現同一排放限值，各煤種所需要的脫硝效率不同，對應的成本也不一樣。同樣是硫，沿海地區所用電煤都經過了洗選，含硫量在0.5%以下，而在內地包括山西、陜西及云貴川等地，電煤含硫量甚至能達到4%以上，河南小于1%的低硫煤僅占總產量的1/3。發同樣多的電，煤質差的污染物排放量會是煤質好的數倍。
市場篇
改造市場可觀
根據環境保護部公布的《污染治理設施清單》，對重點地區（京津冀、長三角、珠三角、山東省）火電機組數量、裝機規模進行了統計，以上地區進行過脫硫的20萬千瓦以上火電裝機容量達到2.38億千瓦，機組數量達到534個。如果將20萬千瓦以下的自備電廠等全部統計在內，裝機容量達到2.87億千瓦，機組數量達到2421個。由此分析，以上重點地區的火電機組裝機與數量基數大，能夠為改造市場帶來大量需求。
根據國泰君安證券研究提供的數據，假設脫硫改造成本在100元/千瓦～150元/千瓦，脫硝改造成本為100元/千瓦～150元/千瓦，除塵改造成本約50元/千瓦～100元/千瓦，東部地區火電改造裝機規模1.5億千瓦～2.3億千瓦，可簡單測算出近零排放的市場空間：脫硫改造需求在100億元～345億元之間，脫硝改造需求在100億元～345億元之間，除塵改造需求在50億元～230億元之間，總計在250億元～920億元之間。
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