如果火電廠排放的大氣污染物得不到有效控制，將直接影響大氣環境質量的改善。新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》加嚴了各項排放指標，實施后有利于加快轉變火電行業發展方式和優化產業結構，促進電力工業可持續和健康發展。

新標準帶動的環保治理和設備制造行業的市場規模在2600億元左右，后面還會有一個巨大的運營服務市場。

煤價居高不下，給電力企業帶來了很大的成本壓力，而煤質多變也給環保設施的穩定運行埋下了隱患。相比脫硫，脫硝對燃煤的含硫量、含塵量等參數更為敏感。

1月1日起，新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)正式開始實施。這個標準一直被冠以“史上最嚴格火電標準”的稱號，電力行業相關負責人在接受采訪時甚至表示，“這一標準限值既脫離了我國現有的技術、經濟、資源條件和電廠實際情況，也超越了國際上較嚴格的控制污染排放要求，我國火電企業將難以執行世界上最嚴的標準。”

在資源環境約束日益嚴格的今天，排放標準加嚴是必然趨勢，作為排放大戶的電力行業，該如何順應這一趨勢?我國現有的技術水平是否可以支撐這一標準的實現?這一標準的實施，又會給環保產業帶來哪些機遇?

新標準能否順利推行?

從目前我國環保產業的發展水平與技術水平看，能夠支撐這一標準實現，但這是建立在大量的人力、物力以及財力基礎上的

“在資源、能源以及環境形勢日益趨緊的情況下，如何有效地實現相關行業的可持續發展是未來相當長一段時間內的重點。當前火電行業及類似行業的發展受到內外約束條件的限制，對資源的需求日益增長，節能降耗遲遲沒有大的突破。”中投顧問環保行業研究員侯宇軒在接受采訪時指出，火電行業要實現可持續發展必須從以下幾方面進行改變：提高資源利用率，降低能耗，嚴格控制污染物的排放，在技術上不斷進行突破。

截至2010年底，我國火電裝機容量已達7.07億千瓦，消耗燃煤16億噸，其二氧化硫和氮氧化物排放量分別占全國排放總量的40%以上。如果火電廠排放的大氣污染物得不到有效控制，將直接影響我國大氣環境質量的改善，而空氣質量的優劣事關公眾健康福祉。新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》加嚴了各項排放指標，實施后有利于加快轉變火電行業發展方式和優化產業結構，促進電力工業可持續和健康發展。

新標準的推行給環保行業帶來了巨大的市場機遇。“根據我們的預測，新標準帶動的環保治理和設備制造行業的市場規模在2600億元左右，后面還會有一個巨大的運營服務市場。”中節能六合天融環保科技有限公司副總經理楊鶴峰認為，“十一五”期間，單位造價在100元/千瓦以下的脫硫工程都將面臨改造問題，因為這些機組都是剛好能滿足舊標準的要求，在工程建設質量、運行穩定性等方面都存在問題。

在他看來，成本和可實施性是火電機組進行環保設施改造面臨的主要困難。“如果電廠的脫硫設施已經建成，基本格局已經確定，再進行改造，就會面臨場地空間等問題。而對于一些環保設施設計有缺陷的電廠，可能會面臨推倒重來式的改造。”楊鶴峰認為，這次改造的難點在于如何因地制宜、具體問題具體分析，而改造成本也會因為項目不同而有所差異，在60~70元/千瓦之間。

火電廠該如何順應排放標準加嚴的趨勢?侯宇軒認為，短期內，主要以上馬新的環保設備為主，長期來看，主要以技術的不斷推進為主。“從目前我國環保產業的發展水平與技術水平觀察，是能夠支撐這一標準實現的，但這是建立在大量的人力、物力以及財力基礎上的。若火電企業與環保產業的發展長期停留在現階段，顯然不能較好地實現新標準的長期達標，若未來環保標準再拔高，兩者將出現極度不匹配的狀態。因此，無論是我國環保產業的發展還是火電企業的發展都需要與時俱進。”

脫硝是否重復脫硫老路?

情況有所改善，入門門檻已經提高;但如果全靠末端處理實現達標排放，成本將是最高的

新標準開始實施后，脫硝成為火電行業的必修課，新建機組開始執行100mg/m3的氮氧化物排放限值，現有機組必須進行脫硝改造。這將帶來一個規模巨大的火電脫硝市場，而如何避免脫硫產業曾經走過的同質化競爭、低價競標的老路，一直備受關注。

楊鶴峰說：“根據我們的觀察和同業交流，大家認為脫硝產業發展中的這種情況有所改善，因為脫硝已經極大地提高了入門門檻。”目前，國內大多數機組采用的是SCR脫硝技術，這就涉及到催化劑的問題。國內大型企業早在三四年前就開始布局，建設生產線。現在，國內催化劑生產已經能基本滿足需求，同時也提高了行業的入門門檻，競爭的無序性有所改善。“價格還是會成為競爭的重要因素，但不會像‘十一五’脫硫時那樣無序，脫硝價格估計在100~110元/千瓦之間”。

在技術引進方面，脫硝催化劑的核心配方還是從日本、德國、美國等地引進，但已經不同于脫硫技術引進時的照搬照抄。在投產的時候，已經基本實現了技術轉移和消化。投產后，對方只在產品銷售過程中收取比例較低的提成，而不像脫硫那樣，幾乎每個項目都要收取技術費用。目前，國內一些研究機構也在進

行催化劑生產工藝的研發工作，但產業化進程較慢。

煤價居高不下，給電力企業帶來了很大的成本壓力，而煤質多變也給環保設施的穩定運行埋下了隱患。曾有專家向記者透露，極端情況下，國內有的電廠一個月最多會換八九十次煤，硫分從0.39~2.6，灰分也差3倍，這給環保設備造成了很大壓力。

楊鶴峰直言，相比脫硫，脫硝對燃煤的含硫量、含塵量等參數更為敏感。“因為脫硫設施建成后，如果煤質出現波動，可以通過增加投放鈣劑、鎂劑的方法來提高脫硫效率，而在SCR工藝中，催化劑是根據燃煤的各項參數進行配方生產的，一旦確定，調節的空間會很小。如果煤的含塵量過大，會在短時間內造成催化劑中毒、失效，影響脫硝效率，同時增加企業成本。”

據他介紹，業內已經在探討是否能在前端對煤進行預處理，去除部分硫等成分，減輕后端的處理壓力，改進鍋爐燃燒性能也是可以考慮的方面。總之，如果全靠末端處理實現達標排放，成本將是最高的。

為什么現有技術選擇單一?

亟須將污染物間的聯系納入火電廠整體污染控制體系之中，但新技術缺乏工程案例，業主態度謹慎

目前，國內90%以上的火電機組采用了石灰石—石膏法的脫硫工藝，已建成投運的約9000萬千瓦煙氣脫硝機組中，92%以上采用了選擇性催化還原法(SCR)。為什么工藝路線的選擇如此單一?

楊鶴峰坦言，不是沒有其他技術，但其他技術在穩定性和實際應用方面沒有更多的業績支撐。“電力行業的業主都很謹慎，不愿意拿自己的主業資產來做實驗，因此，會更多地選擇一些工程應用業績較多的技術。”

有專家預測，到2015年，我國脫硝機組容量將達到6.5億千瓦。作為業主方，該如何選擇脫硝工藝?專家建議，對于某一具體的燃煤電廠來說，必須因地制宜、因煤制宜、因爐制宜，進行技術、經濟比較后確定。同時，新標準對電廠煙塵、二氧化硫、氮氧化物和重金屬同時提出了較高要求，傳統的單項治理方式已經出現弊端，亟須將污染物間的聯系納入火電廠整體污染控制體系之中。

楊鶴峰表示，如果采用脫硫、脫硝一體化的技術，就可以解決很多老電廠在改造中會面臨的預留場地不足等問題。

但是，這些技術沒有工程實例，要說服業主采用一種剛從實驗室中“出爐”的技術，還有一定困難。這一方面需要相關部門加大新技術推廣和支持力度，另一方面，也需要一些火電企業勇于嘗試。

第三方運營有機會

越是嚴格的排放標準，越要求精細化管理，如果不能進行專業化運營管理，可能會直接影響減排效果

“隨著新標準的執行，市場容量會持續擴大，環保企業面臨比較好的商業機會，但同時，社會責任也更大，技術競爭也會加劇。”楊鶴峰認為，新技術推廣也是企業面臨的一項重要任務，要給業主方提供更多的信息，幫助其尋找最佳可行的技術，降低一次投資成本。

“越是嚴格的排放標準，越要求精細化管理。環保工程建設是能力問題，但建成后，如果不能進行專業化的運營管理，可能會直接影響減排效果。”楊鶴峰說，六合天融希望能將自己打造成節能環保領域的運營服務商。

現在，六合天融每做一單工程業務，都希望能夠延續到后續的運營服務。據他透露，經過專業化運營管理，可以幫業主降低5%~10%的運行成本。“推行第三方運營，電力企業和政府都成為監督方，有利于理順關系，確保減排效果。雖然在電力企業的推廣中還面臨一些問題，但這是發展趨勢。對此，我們首先要努力提高自身的運營能力，切實降低運營成本。”

脫硫特許經營已經進行了四五年時間，有成功案例，但始終未能大規模推廣。究其原因，楊鶴峰認為，一方面是因為補貼價格偏低，另一方面是因為電力企業的主業資產和脫硫資產很難界定，在責任無法界定的情況下，這一模式的推廣也受到限制。另外，1.5分/千瓦時的脫硫電價目前沒有直接補貼給脫硫企業，而是給了電廠，但脫硫設施的投資是由脫硫企業完成的。

反思現在火電企業在提標改造時面臨的困難，新建火電項目應做出哪些改進?“按照新的標準，每一個控制限值均有對應的成熟、可靠的控制技術，因此，在新建火電機組時應該有相應的實施條件，同時必須考慮超前建設。當然，超前建設率要控制在合理的范圍內。”侯宇軒強調，在整個污染控制體系中，要考慮各種污染物控制系統的搭配，從而形成一個高效的控制體系。