【能源】火电紧箍咒：环保部减排标准被质疑

　　“新标准对火电厂的趋严已经到了难以理解的地步，中电联曾经在征求意见阶段提交了修改意见，很可惜，直到定稿发布也没有人组织一场有电力企业和行业组织参加的讨论会。”中电联秘书长王志轩有些遗憾，作为这份标准1991年首次发布和1996年第二次修订的主要起草者之一，他说，这个标准已经四次修订，但仍感到此次修订有点像“大跃进”。
　　
　　在他看来，电力行业已经超额完成二氧化硫减排任务，“‘十一五’电厂的减排贡献是全国减排量的108%，也就意味着除电力行业外，其他行业还在增排，根据‘十二五’总量控制的目标，全国氮氧化物减排10%，二氧化硫减排8%，但是按新标准要求，电厂的二氧化硫和氮氧化物竟然要减排约50%，仅电厂减排折算到全国二氧化硫和氮氧化物减排量目标将超过20%以上”。这也是王志轩置疑的地方。
　　
　　王志轩口中的新标准是一份新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，这份标准在原稿的基础上修改了对烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞的限值，其严厉程度甚于美国、日本以及欧洲，被称为“世界最严”排放标准。
　　
　　显然，王志轩是在为火电企业打抱不平，环保出身的他在看到征求意见二稿后洋洋洒洒写了一份7000多字的长文，引发了众多追捧者，朱成章就是其中之一，这位年近八旬的原能源部政策法规司副司长在采访中直言，“新标准对燃煤电厂很不公平，有点逼人太甚，燃煤电厂用煤毕竟只占整体用煤量的50%，对其他50%散烧和小锅炉没有排放约束，一边对电厂越来越严，另一边却放任同样比例的煤炭排污。”
　　
　　面对电力行业的指责，环保部门却不以为然。
　　
　　杨金田，环保部环境规划院副总工程师，他的团队正在根据新标准做下一步规划。声称极少接受媒体采访的杨金田表示，新标准远没有中电联和电力企业说的那么严重，不会成为企业的“致命打击”。
　　
　　另一位不愿透露姓名的环保人士观点更加尖锐：“企业都以盈利为目的，如此反对无非是想多拿点补贴，至于脱硝技术方面，就是一个化学反应系统，没有电厂说得那么难。”
　　
　　一方是高呼“致命”，一方则不以为然，这份新标准为何会引起如此大的争议？甚至有专家把这次电力和环保业的大讨论上升到了能源结构调整的高度。为此，《能源》杂志记者走访了电力企业、环保设备企业、电力专家、环保专家，试图来解读这份新标准带来的种种影响。
　　
　　争议“世界最严”标准
　　
　　自从一年前推出征求意见稿开始，就被冠上了“世界最严”标准的头衔。新标准大幅提升了污染物排放标准，首先是强制性污染物排放指标从3个增加到4个，分别是二氧化硫、烟尘、氮氧化物和汞；其次，原有对烟尘和二氧化硫的标准都严格了一倍，即二氧化硫新建锅炉为100mg/m3，现有锅炉为200mg/m3，而2003年的标准分别为200mg/m3和400mg/m3。
　　
　　或许这些枯燥的数据难以理解。以脱硫为例，十多年前，火电厂没有上脱硫设备，下雨天贵州人便不敢出门，因为常常下酸雨，整个街道上的路灯和栅栏都锈迹斑斑，市容市貌非常糟糕，2003年开始执行400mg/m3的标准以后，脱硫效率达到了85%，贵州彻底告别了酸雨。
　　
　　那么，新标准的二氧化硫排放限值200mg/m3又是什么概念？即在约85%脱硫效率的基础上再提高约10个百分点。“可别小看这提高10个百分点，技术和资金的支出与85%有明显的区别，将会进一步扩大关键设备的进口范围和数量，并影响自主知识产权技术的应用。”王志轩说。
　　
　　“现在80%以上的电厂已经进行过一轮脱硫改造，才用了没几年，有些电厂仅改造完一两年，现在又要改造一轮，这简直就是添乱。”当记者二次来到高井电厂采访时，其党委书记何智勇抱怨道。
　　
　　王志轩认为“过高的环保要求对大多火力发电企业而言，将只会导致两个结果，一是企业倒闭，二是造假”。的确，过严重压下，企业或许表面可以应付，但是上有政策下有对策，比如可以在夜间关闭减排设备偷排，或者减少投入资金，少放甚至不放催化剂等等。
　　
　　环保部门却认为愈发严格是大势所趋，中国产业发展促进会环保与节能减排专业组主任王亦楠就对《能源》杂志记者表示，“只有严格约束才能推动技术进步，不然没有动力，掐死一些行业的同时也会催生一些行业。”
　　
　　然而这种严格约束带来的是什么？王志轩算了一笔账：如果要实现新标准，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有80%以上的机组需进行除尘、脱硫和脱硝改造。
　　
　　如此高的比例让人咋舌，但当杨金田听到这组数据时，一再表示，“80%的电厂需要进行脱硫改造不太可能”，不过他也坦言，具体的数据没去做测算，但显然对中电联的数据持否定的态度。
　　
　　1991年国家颁布《火电厂大气污染物排放标准》，王志轩是起草人之一，1996年进行了修订，王志轩依旧参与其中，直到2003年的第三次修订不再参与。循序渐进、越来越严格本是制定的初衷，只是王志轩没有预料到会如此突飞猛进，他原以为这一次会巩固“十一五”的成果，趁机完善市场，提高国产设备的水平。
　　
　　对于这种跨越式发展，中投顾问环保行业研究员盘雨宏不以为然，他认为只有标准越严格，才能越有利于环境保护。站在环境治理角度考虑，若此次标准较松，一方面会造成后续相当长一段时间内大气污染更为严重，另一方面会增加无谓的污染治理成本，实际上得不偿失。
　　
　　“标准趋于严格是一种趋势，比如从两种污染物到三种，这几次修订都是趋严，但是我们不能把严格作为趋势判断的标准，制定排放标准的理念应该是环境、技术、经济三者协调，而且应评估清楚这几种污染对环境质量的影响的程度和比例，电厂污染的影响是更大了还是减轻了，对城市环境的影响到底谁最大，不能想当然认为电厂影响大。”王志轩如此解释。
　　
　　按照其观点，技术进步了，环境要求高了，经济有足够的支撑了，得出的结果必然严格，如果技术没有进步，经济不可行，再严格也没用。除此之外，火电还涉及到安全生产，“过严的标准对电力安全产生重大影响是不可取得”。
　　
　　王志轩双手做着手势，试图以通晓的语言解释清楚这个专业问题，“毕竟是脱硝、除尘、脱硫三套设备象糖葫芦一样串在电厂排烟系统上。如脱硝催化剂放在烟道里，烟气要通过蜂窝状催化剂，还要喷入氨还原剂，并在催化剂表面进行化学反应，对烟气的流动和系统阻力，以及下游除尘和脱硫装置产生影响。”
　　
　　据介绍，三种污染物不是并联关系，而是串联，处理对象均为排放的烟气，首先是脱硝，然后是除尘，最后是脱硫，这是典型的布置。三个趋严相互影响势必造成系统更加趋严。日本是制定火电排放标准较早的国家，但其排放标准并没有持续趋严，主要还是从环境质量上加以考虑，且对氮氧化物的环境质量标准也有放宽的时刻，2002年日本就将烟尘、二氧化硫、氮氧化物三者合成了一个规范，体现了三者之间的密切关联性，而我国现在要考虑四种污染物治理的关联性。
　　
　　针对日本放宽标准的做法，杨金田认为是表面现象，本质上依旧非常严格，因为日本对待电厂排污采取的是标准和协议两种模式，“实际上日本的电厂都签署了环保协议，协议规定排放浓度是很低的，美国标准也宽松，但有总量排污交易，必须达到脱硫标准才能满足总量要求，所以不能完全说我们的标准是世界上最严格的标准，其他国家采取的措施也能达到这个要求，只是方式不同而已”。
　　
　　尽管如此解释，电力企业还是有诸多疑问，“我们也希望像美国一样实行排污交易，标准如此严格，哪有交易的空间？”
　　
　　采访中，几乎所有的电力企业都在一个问题上表示极度不满，就是反应渠道不畅，“我们有很大的意见，到处去反应，但是没人理，征求意见也就走个形式。这毕竟是涉及到电力企业的事情，环保部应该召集发电企业的代表，听听大家的意见，国企也是国家的钱，应该统筹考虑，标准的初衷应该是利国、利民、利企，而非一家之言。”某电力企业相关负责人满腹牢骚，却有所顾虑，一再嘱咐记者隐去其姓名。
　　
　　改造难题求解
　　
　　不管标准严格与否，一场疾风暴雨式的争辩过后，改造还要继续，因为标准是强制性的。
　　
　　大唐国际属于有预见性的一类企业，在上轮脱硫改造完成后，2009年开始，他们就着手制定公司的《‘十二五’脱硝规划》，预算已经完成，招标也开始推行，但是新标准的推出还是让他们有些措手不及。因为公司是按照重点地区200mg/m3、非重点地区400mg/m3的标准设计的，而新标准正好提高了一倍。
　　
　　“原定数十亿元的脱硝预算肯定要超标了。”大唐国际发电股份有限公司安全环保部主任田志国看了看手上这份保存完好的文件说道。
　　
　　“企业的经营压力太大，因为现在火电企业执行的是市场煤计划电，目前电力企业普遍存在经营难题和困扰。大唐国际火力发电企业也存在这方面的经营压力，现在脱硫又要进行二次改造，还要上脱硝，资本金、费用都是企业自筹。初步预估了下，我们下辖26个电厂，脱硫改造完也要将近十几亿元，脱硝我们做的规划是数十亿元。”田志国坦言。
　　
　　田在担任大唐国际安全环保部主任之前，供职于高井电厂。大唐国际已经上了脱硝设备的5家电厂中，高井电厂就榜上有名。谈到改造难题，田志国一下打开了话匣子，“根据新标准，大唐国际有近70%的电厂需要改造。有些还是连锁反应，脱硝不只是装个设备就完工了，现在除尘和脱硫已经占用了烟道的空间，脱硝往往需要再挤占这部分空间，怎么办？可能需要三个全拆下来改造，费用就增加很多了。”
　　
　　这的确是改造过程中的一个难题，尤其对老电厂而言更甚。
　　
　　高井电厂就是一家上世纪五十年代的老电厂，改造时根本没有可安装脱硝装置的位置，很多供应商都知难而退了，有些工程公司表示，“如果高井电厂能做下来，其他任何一个电厂都能做。”
　　
　　高井设备部副部长申建尊回忆道，前期论证用了很长时间，寻求多方面的技术支持。由于是第一批吃螃蟹的，没有先例，干脆把国内了解情况的或者在国外干过的人都召集过来了，其中还包括设计院和电科院(41.420,-0.98,-2.31%)的专家。“没有场地，只能把后面设备改或者挪移，挤出个场地，找夹缝把设备塞进去。后面要挪的设备包括除尘器、风机、干灰设备等等，本来都是连在一起的，这一挪，相当于伤筋动骨。”
　　
　　高井电厂并非个案。对于这些电厂来说，空间小，已经没有地方放置新的脱硝设备，而挤占其他位置的同时，费用也是翻倍剧增。很多电厂只能把原来占空间较大的电除尘改为布袋除尘，凭空多出一笔费用只是为了给脱硝腾让空间。
　　
　　相比脱硝，脱硫的改造就更复杂了。
　　
　　截止到2010年，全国已经有82%的电厂上了脱硫设备，有些甚至是一年前刚刚完工。运行了一两年，最多三五年的新设备，现在需要重新改造。“这是电力企业最不能接受的严重浪费。”朱成章说这对电厂有点不公平。
　　
　　中节能六合天融环保科技有限公司是中国节能旗下专业从事烟气治理的子公司，其副总经理杨鹤峰算了一笔账，如果原来上脱硫的造价是110元/千瓦，那么新标强制实施后，脱硫改造的费用可能也要70元/千瓦左右，一家中等规模电厂的改造费用依然要上亿元。
　　
　　仅仅是改造费用吗？答案显然如同脱硝一样是否定的。“还有配煤，我们国内的煤含硫量都是很高的，为了减少二氧化硫，要额外支付一笔配煤的成本，降低含硫量。”田志国说，珠三角、长三角地区的电厂燃煤都涨到了上千元，成本已经吃不消，连连亏损，而这些地区却是要求最严格的地区。
　　
　　当然，催化剂的增加也是必然的，按照原先400mg/m3的要求，上两层脱硫就可以，现在就要上三层，甚至四层。催化剂的费用其实是运行成本中最高的，1m3就要七、八千元，并且生产厂家多在国外，价格也是水涨船高。
　　
　　“催化剂和还原剂占到整体费用的80%。”王志轩如此简明介绍催化剂的地位。
　　
　　如此高额的脱硫二次改造费用，对于一些快到运营年限的老电厂来说则显得有些得不偿失，因为上一轮改造中就出现过刚刚改造完就关闭的情况。
　　
　　如此频繁的改造，有没有一些奖励亦或是补贴？
　　
　　王志轩说，按照《行政许可法》应该给予一定补贴，但“国家要做的不是一项项补，而是给改造的电厂重新核定一个电价”。但这却只是一种美好的愿景。
　　
　　对于脱汞，记者采访的所有电厂均表示还没考虑，甚至他们还没理清脱汞要怎么做。
　　
　　“加上这条标准没有意义。”王志轩脱口而出。他不止一次地提过这个观点，我国空气环境质量标准中并未规定汞及其化合物的浓度要求，因此，确定火电厂汞排放限值与《大气法》抵触或法律依据不足。同时，由于目前对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，环保部门和电厂目前对汞排放都没有监测和监督，故提出的汞排放限值的科学依据不足，薄弱的技术基础也无法支撑火电厂烟气汞排放控制。
　　
　　千亿市场肥了谁？
　　
　　当发电企业抱怨四起时，环保企业们却在摩拳擦掌，尤其是国外公司更是积极介入中国市场。或许，这就是王亦楠所说的“掐死一些行业的同时也会催生一些行业”。
　　
　　近期，像中节能六合天融环保科技有限公司这样的专业减排企业就接待了很多来访者。火电烟气治理存在着各种新技术与工艺路线图，也同时应运而生了一批以技术创新为特色的中小企业。然而在实际情况中，整个烟气治理领域对于新技术的采用持保守态度。但是设想一下，又有哪家火电厂会拿一台价值40多亿元的机组来承担试验新技术带来的风险？
　　
　　此外，杨鹤峰介绍，在我国脱硫初期，国内脱硫技术相对空白，很多国外公司带着技术来国内寻求市场合作。由于我国火电厂煤种复杂，经过多轮的技术吸收与改进，国内脱硫公司已经完全掌握并消化了主流脱硫技术，并走在了国际前列。而国内烟气治理领域真正有实力的大公司也已经与一些国外大型技术公司形成了技术联盟，新技术型中小公司的生存空间也进一步缩小。
　　
　　这一次催生的环保市场有多大？王志轩初步的测算，需要投资大概是2000-2500亿元，然而，杨鹤峰估计更为乐观，“上一轮的脱硫市场，总共的脱硫设施建设用了1700亿元，而从国际市场经验看，脱硫建设、除尘改造和脱销建设三者的投资规模大致相等，而脱硫二次改造的费用略低于脱硫建设，如此算来整个新增市场规模至少有4000亿元。”
　　
　　杨鹤峰把未来火电烟气治理市场分成工程和运营两大部分。对于工程市场，由于五大发电集团旗下都有自己的环保公司，基本上会承揽大半的业务，给其他公司留下的空间就很少了。而中国节能的优势在于运营服务，因此他更看重运营市场份额。
　　
　　那么，这两大市场又是怎样的分工呢？
　　
　　对于工程市场，据火电厂估算，脱硫的改造费用至少是第一轮的60%-70%，改动的量虽然不是很大，钱却不一定会少花，因为一个稳定运行的脱硫机组，国内单位造价应该是160-170元/千瓦。脱硝则多为新建，预估只比脱硫低一点，大概在130元/千瓦左右。如果7亿千瓦中的80%以上需要改造，市场一目了然。
　　
　　“但实际上，行业内招投标最低的到了85元，集中的成交价格在110元左右，这样的脱硫设施在两三年内没问题，但是长期稳定运行维护成本会很高。”采访中，有专家认为脱硫市场的混乱从上一轮的招投标已经初现端倪。
　　
　　国产化后的价格战愈演愈烈，造成了质量无法保障，这才是市场最棘手的问题。这一轮会改观吗？杨金田信心满满，他说经历了脱硫的混乱后，脱硝市场会所有改观。但王志轩坦言他没有看到好转的迹象。各地的招标依旧在继续，打惯了价格战的国内企业不见得会改变策略。
　　
　　另一个市场就是运营市场。虽然未来运营市场前景可观，然而由于脱硝电价补贴迟迟没有下来，国内大多数烟气治理公司都还在观望。目前对于脱销补贴一直也在争议，业内的普遍观点是低于脱硫的1.5分，大致在1.2分左右，多数业内人士认为，这应该是底线，因为过低的补贴势必造成行业工程建筑质量降低。
　　
　　中国节能最近萌生了一种新鲜的想法——以央企的资源整合优势推动“电厂污染物减排第三方运营”，即将国家脱硫补贴的1.5分直接补给脱硫企业，同时由脱硫企业负责减排设备的整体运营，国家、火电厂、减排企业明确各自的职责权利。杨鹤峰称，从经济上看，这将直接带来两方面的好处。一方面，目前五大发电集团整体资产负债率高达80%以上，若将相关资产转让给专业减排公司将使其资产负债率降低5%左右；而另一方面，以脱硫为例测算，如果交给第三方运营，将使减排成本比发电集团自己运营成本降低10%左右。
　　
　　对于这种想法王志轩认为很不错，且在脱硫的特许经营方面，中电联受政府委托组织开展了多年的试点工作，已有2000万千瓦的规模在运行，但是脱硝能否特许经营还需要认真研究，因为脱硝与锅炉主体几乎是一体的，与电厂的划分将变得很复杂。
　　
　　如此看来，不管是工程市场还是运营市场都是一片利好。但，“一些媒体和环保协会试图用这个市场来说明新标准是正确的，有些本末倒置。”王志轩总是能提出尖锐的问题，“因为末端治理型的环保产业应当是被动型产业，为了环境保护需求来发展，从循环经济和清洁生产的角度讲，污染物产生的量越少越好，最好能够在生产环节和源头上加以控制。如果能够达到环境质量的要求，没必要为了环保产业而趋严排放标准去创造一个市场。现在很多人是找市场，一改标准新市场就出来了，财富就有了，但这需要提高全社会的经济成本，不是真正的发展。”另一个争议也尾随而来——偌大的市场到底是国内的市场还是国外的市场？两个阵营的对峙在这一点上显得异常严肃。
　　
　　盘雨宏提出，“一旦标准执行，设备行业将最先获利，随着市场规模的扩大，国内催化剂产业有望获得大规模发展。”
　　
　　杨金田也认为，国内市场足够应对这场技改，国内的脱硫和脱硝公司已经非常成熟，产能足够大，催化剂等核心的技术业已国产化。
　　
　　但在采访中，记者发现上了脱硝设备的企业多用进口设备。不过即将上脱硝设备的一些电厂坦言，出于可靠性考虑，一些诸如电磁阀、执行机构等关键设备可能会考虑进口件，其他的还是会选择国产。
　　
　　王志轩则认为这些都是表面上的国产化。“很多企业看似是在国内研发生产，其实核心技术仍掌握在外方，每装一套设备都要给国外公司交一笔费用。”
　　
　　有一次，他去一家做布袋除尘的公司考察，在国内也是大型企业，获得了专利。爱打破沙锅问到底的王志轩边走边问厂长，“你们的布袋原料纤维是哪里的？”厂长自信地说是日本，在厂长的想法里进口原材料制造是一个卖点。但是王志轩却记在了心里，相继问了几家布袋厂后发现答案竟然出奇地一样。也就是说，基本材料仍然掌握在少数国外公司手中，国内大部分是加工性质。
　　
　　“这就是我们所谓的国产化！”虽然一直在科技创新，一直在推进国产化，但是我国电力环保产业的发展确实使许多国外企业得到了大发展。“对于大机组的脱硫和脱硝，除了个别环保公司外，国内大部分脱硫公司都是通过购买国外技术发展的，这也是迫不得已，因为我们没有核心技术，严格的环保要求又要在极短时间内完成，形成如此大的环保市场其核心技术不靠国外靠谁？如脱硝基本上就是把老外的催化剂生产线直接移过来，然后希望再创新形成新的知识产权，但由于发展太快，往往来不及应用。还有，脱硝用的基础材料纳米级钛白粉和催化剂核心技术也主要是国外控制，所谓的国产化主要指在国内生产。”
　　
　　另一个50%
　　
　　“中国发电用煤只占50%左右，大气主要的污染是发电厂以外的那50%散烧造成的。但是对那50%没提出要求，只治理发电厂，这对中国的污染治理是没什么好处的。”接受《能源》杂志记者采访前，朱成章一直琢磨另一个50%的情况，并打算撰文提议，用气和电代替散烧，把散烧煤转给电厂，这才是恰到好处的能源调整。
　　
　　根据规划，除电煤外的50%包括一些冶金用煤和小锅炉、居民散烧，对这部分，尤其是后两者没有太多规定，只是在煤球里加入了一些脱硫的试剂，燃烧的过程中没有任何治理。
　　
　　“除了脱硫还有脱硝，其实真正的氮氧化物排放大户是汽车尾气，并非电厂。”朱成章说。
　　
　　美国最新的战略提出还是要靠煤炭，其煤炭占一次能源的22%，我国占70%，美国除了炼钢和水泥用一些煤炭外，其他的全部给电厂，电厂消耗的煤占94%，美国认为交给电厂可以解决脱硫、脱硝，煤炭和电力相结合才是干净能源。“我们的做法则恰恰相反。我们不是以质来控制，而是以量，即以排放总量为导向，而‘十二五’的规划应该是以质为导向。”
　　
　　一边在放松，另一边趋严，两个50%采取了不同的态度。对此，当火电完成了60%的脱硫时，全国的减排量才不到10%。王志轩认为，非电煤的50%对环境质量来说才是主要污染源，因为电厂主要在城市以外，电厂大气污染物排放最大落地的浓度一般在烟囱下方3到5公里，如果离城市几十公里基本没影响。而散烧直接影响城市的环境，通常所说的环境质量主要是指影响人的日常生活的环境问题。所以解决环境质量问题应该首先解决这50%的散烧。对于电厂排放大气污染物形成的二次污染问题，需要通过总量控制、结构调整、系统控制、分清主次、有针对性解决，而不是“一刀切”。
　　
　　不断有专家提议，在城市散烧的部分用电和气来替代煤，用大的光热电厂替代小锅炉，钢铁、水泥厂等也要加快控制。所有这些应该纳入政府的总体规划，而非各自为政。
　　
　　“电厂的减排‘十一五’脱硫已经做到了绝大部分的有效控制，脱硫装置几乎100%，效率大约是85%，现在再花上千亿和增加运行成本解决剩下的10%(因为百分之百不可能)，其环境效果和经济代价合算吗？如果把钱花在非电煤的50%，效果会更好些。当然，火电厂氮氧化物的控制在‘十二五’期间是重点，关键是‘过严’和‘一刀切’的问题。”王志轩说。
　　
　　既然解决散烧更为迫切，为什么不去做？发电企业的话或许更有代表性，“从约束角度来说，五大发电集团都是中央企业。中央企业最好管。不论是国资委还是电监会都要管。央企每年都要签节能减排责任状，不完成就降级，所以央企领导不能像民企老板一样我行我素。国家签订京都议定书，要减排20%，随即就把指标分摊下来，执行不了也得执行。”
　　
　　杨金田也笑言，毕竟发电企业是大户，要管肯定从大户着手，对于散烧，由于技术状况不同，小锅炉不可能制定与电厂同样的要求，一个小锅炉花那么多钱做改造不值得。
　　
　　不过，国家也在试图解决小锅炉的问题，要求电厂做热电联产，由大型发电企业来进行城市供热。但是问题就又出现了，某发电企业负责人对《能源》杂志记者抱怨道：“要电厂供热，国家又不给政策，供热费用不能到位，徒增了供热电厂的经营负担。我们很多供热电厂，都是在亏本供热。”
　　
　　不得不承认，电力企业的抱怨也不无道理。问题总是接踵而来，如何合理解决这50%非电煤的排污问题，达到总量的平衡，或许还有待环保部门甚至政府的统一思考。