“近零减排”缘何“叫座不叫好”？
6月10日，我国首套烟气超低排放装置在浙能嘉兴发电厂8号机组投入运行;
6月25日，神华国华舟山发电公司4号35万千瓦国产“近零排放”燃煤发电机组组顺利完成168小时试运，正式移交生产，投入商业运行;
8月15日，京津冀首台“近零排放”燃煤机组改造项目在神华国华三河电厂1号机组投产。
……
如果说最近火电发电领域的热点话题，“近零排放”的燃煤机组绝对风头无二。记者注意到，在近期所有对于“近零排放”燃煤机组的报道中，几乎无一例外都使用了“开启了清洁高效近零排放工程的新纪元”、“在燃煤发电历史上具有里程碑意义”等描述，由此可见各方对于“近零排放”燃煤机组的追捧。然而，近日中国电力联合会秘书长王志轩发表的一篇名为《煤电近零排放不科学》文章却在业界引起不小涟漪，关于“近零排放”的种种争论似乎刚刚开始。
“近零排放”遍地开花
“近零排放”正在引领新一轮的燃煤机组改造。
8月15日，“国家煤电机组环保改造示范项目”国华三河电厂1号机组通过验收，成为京津冀首台达到燃气机组排放标准的“近零排放”燃煤机组。
根据河北省环境监测中心站发布的三河电厂1号机组环保排放监测报告显示，项目改造后大气污染物排放实测数据为：粉尘排放浓度5.0mg/m³，二氧化硫排放浓度9.0mg/m³，达到并优于火电厂大气污染物排放标准中重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物特别排放限值要求。
而在此之前，神华国华舟山电厂二期35万千瓦4号机组也经过168个小时满负荷试运行后，正式投入商业运行。
与三河电厂1号机组一样，上述4台机组所显示出的环保排放数据同样优异。根据现场取样检测数据显示，该机组所排放的粉尘、二氧化硫、氮氧化物指标分别为2.55mg/Nm³，2.86mg/Nm³，20.5mg/Nm³，均小于燃气发电机组大气污染物排放限制的二分之一。
资料显示，总投资13.48亿元的神华国华舟山电厂二期4号机组扩建工程，于2012年11月28日开工建设，同步配套建设高效烟气脱硝装置、率先采用湿式电除尘装置。在烟气脱硫方面，充分利用沿海电厂的有利条件，采用海水脱硫技术，成为首个获得国家环保部评审通过的高效率海水脱硫项目，该项目环保设施投资达1.4亿元。
“尽管现在有风电、核电等发电方式，但煤炭发电在今后一段时间内仍是中国日益增长的用电需求的主要解决方式，所以我们必须尽快实现煤炭机组‘近零排放’。”神华国华电力公司相关负责人透露称，下一步，各个电厂将继续进行老机组的技术改造，预计到2017年底，61台机组中有46台将达到“近零排放”标准。
有此设想的发电公司不仅神华一家。就在神华国华舟山电厂项目投入运行的前10天，浙江发改委发布了浙能嘉兴电厂8号机组实现近零排放的消息。消息称，这是我国投产的首套百万千瓦燃煤机组烟气超低排放装置，8号机组采用“多种污染物高效协同脱除集成技术”，烟气主要污染物的排放水平达到或优于燃气机组排放标准。
根据浙能集团官网披露的消息显示，浙能集团计划在2016年底前，完成60万千瓦及以上机组的超低排放改造工作，2017年底前完成30万千瓦机组的改造工作，投入资金近50亿元。
而浙能集团如此大规模进行“近零排放”的背后是浙江省在政策方面的大力支撑。2014年，浙江省在全国率先开展了煤电清洁化建设改造工程，预计在2017年，省内所有燃煤机组的主要污染物排放将达到天然气机组排放标准，尤其是对于PM2.5影响很大的烟尘实现接近零排放。
5月22日，浙江省经济和信息化委员会制订的《浙江省统调燃煤发电机组新一轮脱硫脱硝及除尘改造管理考核办法(征求意见稿)》(以下简称《办法》)中也已明确，“超低排放”是指燃气轮机组排放限值，即为烟尘排放浓度不大于5mg/m³、二氧化硫排放浓度不大于35mg/m³、氮氧化物排放浓度不大于50mg/m³。
在上述《办法》中，浙江省明确了“2017年底前，所有新建、在建及在役60万千瓦及以上省统调燃煤发电机组必须完成脱硫脱硝及除尘设施进一步改造，实现烟气超低排放。鼓励其他省统调燃煤发电机组加大环保设施改造力度，实现烟气超低排放。”
同时，《办法》也明确了监管考核奖励机制，“省统调燃煤发电机组当年可达到超低排放标准的，年初按超低排放机组平均容量预安排奖励年度发电计划200小时。”
紧随浙江省之后，突然刮起的火电“近零排放”改造风席卷广东、江苏、山东等省市，并大有向全国蔓延之势。
记者在采访调查中了解到，目前国内5大发电集团正在积极在东部地区推动“近零排放”，“为解决目前面临的严峻环境问题，不排除其他省市也会效仿浙江省，开始对‘近零减排’实施奖励政策。”有知情人士在接受采访时表示。
何为“近零排放”
火电“近零排放”改造如一夜春风，成为国内火力发电领域的热点话题。在5大发电集团纷纷重金投入的同时，关于所谓的“近零排放”究竟能够走多远的争论也悄然酝酿。
所谓的“近零排放”是相对于燃机发电排放而言。目前，燃机发电的排放标准为：烟尘小于5mg/m³，二氧化硫小于35mg/m³，氮氧化物小于50mg/m³。截至目前，燃机发电的排放标准是国内最严格的。
今年7月，被称为“史上最严的”的《火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)》(以下简称“《新标准》”)正式施行，这意味着自今年7月1日起，我国现有的火力发电锅炉及燃气轮机组将执行新的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。这份被业界冠以“九级飓风”称号的新标准与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等发达经济体现行标准不相上下，一度让国内火力发电行业叫苦不迭。
与2004年的旧版本相比较，《新标准》对污染物的限额大大降低。例如，过去燃煤锅炉的二氧化硫排放限值为400mg/m³，而《新标准》中燃煤锅炉的二氧化硫排放限值是200mg/m³，新建锅炉为100mg/m³，排放限额被“腰斩”。同时，烟尘排放低于30mg/m³、氮氧化物排放低于100mg/m³，这比旧标准中50mg/m³和400mg/m³都大大降低，氮氧化物削减四分之三;此外，《新标准》特别新增了汞的限排标准。
从上述标准不难看出，实施了“近零排放”的燃煤机组的排放指标仍大大优于这份“史上最严的”减排标准。
不过对于“近零排放”在指标上呈现出的优势，王志轩有着不同的看法。他认为，目前所谓的“近零排放”存在概念不清的情况，一般是以“燃机排放标准”作为判断根据，对排放标准的表面化错误理解造成荒谬的结果。“燃气用于民用的环保性能和便捷性要远远优于直接燃煤，而煤炭集中发电的优越性大大优于散烧煤。所以，不同品种的能源应当担当不同的功能，采用不同的排放标准，如果硬要把燃机排放标准当成燃煤电厂的‘近零排放’来衡量，就是要驴当战马、马拉磨。”
他同时指出，目前烟气连续监测技术难以支撑“近零排放”监测数据的准确性，用日平均浓度或者多日平均浓度的监测数据与排放限值直接比较是概念性错误，运行时间不足也难以证明“近零排放”系统的稳定性。
除了对指标的准确性的质疑之外，对于投入巨资实施“近零减排”燃煤机组改造是否能够真正达到的预期效果也尚存争议。
“如果我国燃煤机组都进行‘近零排放’环保技改，全国的粉尘排放量将降低95%、二氧化硫排放将降低94%、氮氧化物排放将降低92%。”在谈及“近零排放”技术的推广价值和环保效益时，神华国华电力研究院总经理孙平此前在接受媒体采访时表示。
对此，王志轩则认为，目前《新标准》已经是世界上最严、史上最严的排放标准，尤其是对特殊地区的特别排放限值要求已经大大超越了“最佳可行技术”的范畴。只要所有电力企业做到了稳定达标排放，初步测算，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物3项污染物年排放量之和仅约800万吨。在我国当前结构性污染没有很大改善的情况下，大量未经治理或者污染控制水平很低的污染源(如工业锅炉、民用煤散烧)才是影响空气质量的“真凶”，持续要求燃煤电厂在高水平污染控制条件下进一步持续减少排放量，对雾霾的减少和环境质量的改善几乎没有作用。
“而且，由于低硫、低灰、高热值燃煤是实现‘近零排放’的基本前提，对煤质的苛刻要求势必造成电厂挤占优质煤资源，造成低质煤流向其他用户，有可能‘近零排放’还会间接增大环境污染。”王志轩担忧。
标准“拔高”谁买单?
有趣的是，对比《新标准》颁布初期的忧虑抱怨，此轮“近零排放”的燃煤机组改造虽投入巨大，但却是由发电企业主动实施的。
上述提及的项目中，嘉兴电厂项目单台百万千瓦燃煤机组进行超低排放改造工程的投入一次性增加2亿元左右，神华国华舟山电厂二期4号机组环保投资达到1.4亿元，而国华三河电厂1号机组整体改造投资也高达1.9亿元。
在接受记者采访时，有业内人士指出，“近零减排”之所以投入较大，主要是其不仅仅要求火电厂在脱硫、脱硝、除尘装置方面进行技术革新和升级，而且对于煤质成分、锅炉选型、引风机配置、催化剂适应性甚至是整个发电系统性能优化和设计都提出了更高的要求。“单台发电机组改造的投资加大，势必也会增加发电厂的机组运行成本，并最终导致电价成本提高。”
对于各地愈演愈烈的燃煤机组“近零排放”改造趋势，王志轩认为，一旦“近零减排”成为强制性要求就需要相应的电价保护，但倘若没有强制性减排要求，则不宜出台电价，而企业对自己主动“近零排放”的行为应具有承担经济代价的准备。
今年4月18日，李克强总理主持召开新一届国家能源委员会首次会议，明确要求促进煤炭集中高效利用代替粗放使用，保护大气环境。会议还明确提出了我国要新上一批高效、清洁的燃煤火电机组。
近年来，国家一直严格淘汰、关停小型火电机组，在面临项目被关停的同时，如何确保发电量不减成为各大发电集团首要解决的问题。而根据“等量替换”原则，申请节能降耗的大容量机组，不仅更容易获得“路条”，而且可以成为火电企业扩大装机容量的方式之一。单就2014年上半年而言，就有国电汉川电厂、国电宁夏方家庄电厂等多个项目获得了批复。这些火电企业通过上马大型发电机组，在项目审批难的情况下也实现了扩产的目的。
今年6月底，国家能源局印发《关于下达2014年煤电机组环保改造示范项目的通知》，明确煤电机组环保改造示范项目名单。在这份示范项目名单中，共涉及天津、河北、山东、江苏、浙江、上海、广东等7省(市)的13台在役燃煤发电机组，其中103万千瓦机组1台、100万千瓦机组4台、60万千瓦机组4台、35万千瓦机组3台、33万千瓦机组1台。据称，在这些示范项目中，达到“近零排放”的项目有神华、浙能和华润三家。其它示范项目也都在朝着这个目标前行。
“有的是为了获得对企业当前或者未来发展有利的新的煤电项目的审批，有的是为了现有煤电的生存，以防止过度关停还处于‘青壮年’且有良好效益的煤电机组，有的是害怕政府让企业实施燃气替代煤电从而付出比‘近零排放’高出约数十倍的成本，还有的是因为种种原因与地方政府达成某种协议。”王志轩如此概括火电企业积极推动“近零排放”背后的原因。
有消息称，今年底，国家能源局将对所有示范改造机组的技术路线进行比较，择优向全国推广应用。不过，未来“近零减排”燃煤机组是否会得到大规模推广，甚至成为强制性要求，恐怕还需要谨慎考虑众多因素。
王志轩表示，目前，不论是电力企业还是环保企业都应真正地回归到依法达标的轨道上来，回到良性竞争、规范竞争的轨道上来，对盲目推进的“近零排放”应当迅速降温，以避免全社会更大的损失。
“目前即使是达到《新标准》要求，企业就需要投入大量资金进行技术改造，如果进一步推广‘近零减排’标准，甚至是强制性要求，恐怕企业难以承受巨大的资金压力。”某小型发电厂的负责人这样告诉记者。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，“近零排放”在技术上是可行的，但要想此标准推广至全国，还应分析其经济性。“我国火电减排已经达到国际先进水平，超过美国，但再为了1%、2%的减排效果，付出这么大的代价，有多大意义?”
“从历史进程看，提高污染物去除效率、降低污染控制成本和体现节能减碳等综合效益的污染控制技术是环保产业和电力行业不断追求的永恒目标。当中国结构性污染解决之后，在经济能力明显增强、全社会需要更加优美的环境之时，具有明确定义和真正法治化要求下的‘近零排放’是必然会来临的。”王志轩强调称，当前，监测方法不支持、环境效益很小、经济代价太大的“近零排放”不应该发展、更不应该“大跃进”式的发展。
使用微信“扫一扫”功能添加“谷腾环保网”
