面对煤价上涨、电厂亏损、竞争无序等问题，火电企业脱硝如何推进？

　　由于销售电价调整，与脱硫设施投运、执行脱硫加价政策时间上不同步，在销售电价未相应调整到位的情况下，电网企业按规定垫付了大量脱硫加价补贴资金。目前，电网企业垫支脱硫费用的意愿在下降，如果不及时解决，可能导致脱硫电价政策不能执行到位。

　　要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益；要使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，使电力成本真正体现资源和环境成本。

　　脱硝市场刚起步但已现隐忧，首先是技术重复引进，加剧了脱硝市场无序竞争的局面；其次是市场一开始就出现低价竞标的情况，为脱硝装置投运后的稳定运行埋下隐患。

　　一分耕耘，一分收获。“十一五”期间，电力行业大气污染物控制可圈可点，提前超额完成污染减排目标。中国电力企业联合会环资部副主任潘荔用“力度大、效果大、成效显著”来评价“十一五”期间电力行业污染减排的现状。但是，面对煤价上涨、污染减排高压态势、技术支撑不足、脱硫电价合理性及管理科学性等现实问题，潘荔并不乐观。

　　根据“十二五”规划纲要，今后5年，氮氧化物排放量要削减10％。控制氮氧化物排放，火电行业是重点之一。随着国家将氮氧化物排放作为新的约束性指标，即将出台的电厂脱硝标准也更加严格，加之原料及运行成本大幅增加，对于目前处于亏损状态的燃煤发电企业来说无疑是雪上加霜。火电企业如何应对越来越高的环境标准？在技术储备、环境管理、标准制订等方面，“十一五”的脱硫工作能为“十二五”期间的脱硝提供什么样的经验？

    问题一　脱硝资金从哪里来？

    要把资源稀缺和污染治理成本传导到电价中

　　亏损与治污的压力同在

　　来自中国电力企业联合会的数据显示，截至2010年10月底，五大发电集团所属的447家燃煤电厂中，260家亏损，亏损面高达58.2％。其中，煤电企业利润主要集中在东部地区，但山东、天津的煤电企业亏损面却接近50％；中部地区6省煤电企业和西部省份云南、陕西、四川、重庆、甘肃的煤电企业亏损面均超过50％，四川和云南去年首次出现亏损，东北3省煤电企业继续全部亏损。

　　国家对于电厂污染物排放的要求日趋严格，2009年以来，关于控制氮氧化物排放的政策不断出台。2009年7月，《火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)中，将氮氧化物排放限值限定在200~400mg/m3；今年1月，这一标准的二次征求意见稿将其限值控制在100~200mg/m3，标准趋严。据了解，环境保护部将于近期颁布实施修订后的《火电厂大气污染排放标准》，新标准较此前要严格得多，甚至有人称之为“世界上最严格的排放标准”。现役电厂和水泥生产线的脱硝改造工程将在今年大规模推行。

　　按照新标准，若对新建和2004年~2011年底期间通过环评审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实施烟气脱硝，对2003年底前建成的火电机组部分实施烟气脱硝，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，共需脱硝投资1950亿元，2015年需运行费用612亿元/年。到2020年，需要新增烟气脱硝容量10.66亿千瓦，共需脱硝投资2328亿元，2020年需运行费用800亿元/年。

　　毫无疑问，电力企业要做到达标排放，必须投入资金，上马治污设备，同时保障设施的正常运行，这给原本已经亏损的燃煤发电企业增加了一笔不小的开销。

　　电网垫支脱硫费用的意愿在下降

　　谈及电力企业污染控制现状，潘荔说:“现在让煤电企业消化这些成本确实很难。”对此，她表示，国家在提高环境排放标准的同时，必须进行合理的电价输导，要把资源的稀缺和污染治理成本传导到电价中去，这样才能保证治污设施的建设与运营。

　　2007年，国家发改委颁布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》，燃煤机组安装脱硫设施后，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分的脱硫加价政策。电网企业因此增加的购电成本，通过调整终端用户的销售电价来解决。脱硫电价政策的实施，有效调动了发电企业安装脱硫设施的积极性。但由于销售电价调整，与脱硫设施投运、执行脱硫加价政策时间上不同步，在销售电价未相应调整到位的情况下，电网企业按规定垫付了大量脱硫加价补贴资金。

　　近几年，由于脱硫新机组集中投产和老机组加快脱硫改造，导致垫付脱硫加价补贴资金压力急剧加大。电网企业本身不排放二氧化硫，只是脱硫电价政策执行中的资金运转平台，电网企业垫支脱硫费用的意愿也在下降。如果不及时解决这一问题，可能导致脱硫电价政策不能执行到位。因此，脱硫补贴资金问题亟需通过电价调整予以解决。

　　脱硝成本能否进入电价？

　　以2×30万千瓦新建机组为例，脱硝效率为85％，建设成本约为150元/千瓦左右。现役机组受场地和设备改造的影响，投资较新建机组高。新建机组单位运行成本约为0.01元/度(不含税，不变成本中受催化剂初装影响较大；可变成本中受机组运行小时数、负荷、催化剂更换费用影响较大)，现役机组运行费用高于新建机组，小机组运行费用高于大机组。

　　在采访中，一些专家表示，要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，如排污权交易政策等；要使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，使电力成本真正体现资源和环境成本；收取的氮氧化物排污费要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老电厂低氮燃烧器改造奖励、烟气脱硝奖励；对一时不能实现国产化的设备要有免税或减税措施；通过国家环保专项资金或中央预算内投资资金对现役电厂建设烟气脱硝装置进行补助。当然，最关键的是烟气脱硝成本要进入电价。

　　烟气脱硝电价的计算是以脱除的氮氧化物多少来确定，或以地区为单位计算脱硝的社会平均成本来确定，还是按煤质(挥发分)情况来确定，目前都还没有结论，尚在研究之中。在业内人士看来，最好是纳入电价机制的改革方案之中统筹解决。在电价机制不做大的改革之前，可以像脱硫电价一样结合考虑煤质(挥发分)情况对脱硝企业进行电价补贴；也可以地区或地市为单元计算当地脱除氮氧化物的平均成本，以平均成本和企业实际脱除的氮氧化物量为依据，计算各企业烟气脱硝成本，然后通过电价支付给脱硝企业。

    问题二　脱硝市场已现隐忧

    技术重复引进、低价竞标情况已显现

　　四成脱硫装置有待改进

　　不久前，中国电力企业联合会对全国电厂脱硫项目进行过一次后评估，发现电厂脱硫装置普遍存在稳定性相对比较差的情况。据了解，在全国脱硫项目中，运行不正常的占两三成。如果加上运行基本正常但尚有改进余地的装置，整体上需要维修或改进的比例达4成之多。从工程质量到工程寿命，电厂脱硫问题的“后遗症”正逐渐显现，脱硫设施的质量问题也折射出建设速度过快带来的一系列弊端。

　　来自中国电力企业联合会的数据显示，5年来，电力企业累计建成运行5亿千瓦燃煤电厂脱硫设施，全国火电脱硫机组比例从2005年的12％提高到80％，燃煤电厂脱硫装机容量快速提升，增加了10倍以上。但由于脱硫行业存在竞争无序、粗制滥造的现象，很多脱硫设施不能正常运转，达不到排放标准，有待改造。

　　突飞猛进的建设速度背后存在着隐忧，“合理的工期被一压再压，在无法保证合理工期的情况下，工程就会出现这样那样的问题，质量也经不起运行工况的检验，出现防腐材料剥落等问题，企业的达标排放也必定难以实现。”潘荔说。

　　无序竞争为稳定运行埋隐患

　　据测算，若国家重点区域的现役机组及新增机组在未来5年全部实现脱硝，则“十二五”期间新增脱硝装置将至少达到2.7亿千瓦，整个脱硝产业市场有望突破490亿元。如此高的建设速度，工程质量如何保障？材料和设备的国产化如何保障？

　　脱硝产业一方面应当是市场充分竞争的领域，另一方面脱硝装置是一个环保装置，也应当具有环保装置进行强制管理的一般属性。同时，SCR(选择性催化还原技术)脱硝装置几乎是锅炉的一部分。

　　由于烟气脱硝设备的性质，尤其是采用高尘段布置的SCR工艺，对锅炉以及脱硝反应器后的烟道、除尘器、脱硫装置都有影响，这就决定了脱硝设备要与锅炉等发电设备一样具有高可靠性，需要烟气脱硝公司在具备相关脱硝技术、人才、经验、经济实力的同时，必须兼有锅炉等专业的知识和相关能力。

　　业内人士表示，由于我国目前缺乏火电厂脱硝市场的准入要求，虽然火电厂脱硝市场刚刚起步，但已发现存在类似脱硫产业化过程中发生的诸多问题。首先是脱硝技术重复引进，加剧了脱硝市场无序竞争的局面；其次是脱硝市场一开始就出现低价竞标的情况，为脱硝装置投运后的稳定运行埋下隐患。

　　亟须设立科学的行业准入门槛

　　为避免恶性竞争、确保工程质量、提高运行可靠性与稳定性，业内专家建议由国家相关部门组织专家或委托行业协会对从事烟气脱硝工程建设和相关产业领域的企业从注册资金、资质、业绩、市场信誉等方面，设立脱硝行业的准入门槛，制定准入办法，进行资格准入。从事火电厂烟气脱硝工程的总承包公司必须是具有法人资格的经济实体；建议建立国家鼓励的脱硝工艺设备名录制度，引导脱硝产业和技术的良性发展。依托国家实施环保技术管理体系建设工程，增强脱硝技术创新能力，在相关工艺设备方面实行优胜劣汰。通过发布国家鼓励或者限制发展的脱硝装备目录，筛选推广质量较好的脱硝设备，发展脱硝设备产业链。

　　此外，专家建议，要选择适合我国电力行业实际的脱硝工艺，降低脱硝成本，提高脱硝效率。他还建议政府部门组织研究火电厂烟气脱硝标准体系，按照轻重缓急制订相关标准。

　　从产业发展的基本要求出发，通过总结烟气脱硫产业化过程中和脱硝产业化前期出现的问题，相关部门应及时提出脱硝产业化发展的指导思想，寻找符合中国国情的技术路线和配套相应的经济政策及管理制度，为控制火电厂氮氧化物排放提供坚实的技术支撑和政策保障，促进脱硝产业的可持续发展。

    问题三　排放标准该如何设定？

    要综合考虑区域差异、环境容量等差异因素

　　我国1991年颁布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》(GB13223－1991)，之后历经1996年和2003年两次修订。1996年修订的《火电厂大气污染物排放标准》中对新建1000t/h以上的锅炉(对应300MW机组)规定了氮氧化物的排放浓度要求，对于其他锅炉的氮氧化物排放没有要求；2003年修订的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2003)则按时段和燃料特性分别规定了燃煤、燃油锅炉的氮氧化物排放限值。

　　进一步严格我国火电厂氮氧化物排放标准势在必行，要使修订的排放标准科学合理，就不仅需要研究我国的环境状况、技术水平和经济水平。按照规定，各地可以制订严于国家的排放标准。在此之前，国内部分省市(北京、上海、山东等省市)于2007年颁布了有关氮氧化物的地方排放标准，其中以北京市制定的标准最为严格。对于已投运机组，北京市要求自2008年7月1日起燃煤机组氮氧化物排放低于100mg/m3；上海、山东等地要求自2010年1月1日起燃煤机组氮氧化物排放低于400mg/m3。

　　对此，潘荔表示，标准在制订过程中不能一刀切，各个地区的经济发展和经济结构都有很大差异，根据区域发展特征，应鼓励省级人民政府结合地方环境状况、技术经济水平制订严于国家标准的火电厂氮氧化物排放标准与总量控制要求。

来源：中国环境报