火电脱硝：世界最严格排放要求

来源：中国能源报 时间：

　　火电脱硝：世界最严格排放要求

　　政策制定需完善，排污权交易可优先

　　近期，环保部部长周生贤在中国环境与发展国际合作委员会2010年年会上提出，“十二五”中国主要污染物总量控制种类将扩大到四项，即在化学需氧量、二氧化硫的基础上增加氨氮、氮氧化物。为了加强“十二五”期间的脱硝，将氮氧化物减排目标定在了10% 。

　　3月24日，环保部一位高级官员向媒体表示，“十二五”期间，火电脱硝等环保成本将纳入电价成本，而在之前的3月12日，环保部副部长刘力军明确表态，火电脱硝补贴政策将参考脱硫的价格补贴。

　　但是，未来之路仍然问题重重。标准有争议

　　国家环保部副部长张力军3月12日明确表示，环保部将于近期颁布实施修订后的火电厂大气污染排放标准，该标准将达到世界上最严格的排放要求。

　　国家环保部2月份新颁布了《火电厂大气污染物排放标准（二次意见征求稿）》，其中规定：从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量达到100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，要求重点地区所有火电投运机组氮氧化物排放量达到100毫克/立方米，而非重点地区2003年以前投产的机组达到200毫克/立方米。

　　目前执行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)则规定，自2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建燃煤电厂建设项目氮氧化物最高允许排放浓度在450-1100毫克/立方米之间。前后标准的巨大变化引发了业内的不同声音。

　　“这种过严的环保标准对火电企业来讲将是‘致命性的’。”中国电力企业联合会秘书长王志轩明确地表达了不同意见，“我们在制定标准时，一定要考虑‘最严’是否就是最好。过高的环保要求对大多电力企业而言，只会导致两个结果，一是企业倒闭，二是造假。”

　　由于受燃料成本上升、财务费用加大等因素影响，当前国内火电企业普遍经营困难，亏损面已超40%。根据发改委发布的统计数据显示，2010年1-11月，火电行业资产负债率由72.7%上升到74.3%，主营业务成本同比增加23%，实现利润同比下降38.8%，亏损面达到43%，同比增加了8个百分点。

　　“环保产业包括脱硝在内，新旧机组的改造成本是巨大的，这对火电企业而言，确实压力巨大。”一位业内专家对本报记者表示。

　　根据相关统计，新标准实施后，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，若都以安装高效低氮燃烧器和SCR，以老机组改造每千瓦脱硝装置投资为280元、新机组每千瓦脱硝装置投资为150元计，共需脱硝投资1950亿元。以每台机组年运行5000小时，每度电脱硝运行费用为0.015元计，2015年需运行费用612亿元/年。

　　“但从保护环境和利用资源的角度分析，该政策并不严厉，因为只有严厉的标准才能推动环境事业的发展。”中投顾问环保行业研究员侯宇轩对本报记者表示了不同的意见，“尽管从火电行业的角度分析，在成本并没有转移的情况下，若没有政府补贴，在最初的一段时间内企业的运营将备受考验。”

　　“我们企业建议，制定相关的政策时，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；并且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。”江苏新世纪江南环保有限公司（以下简称江南环保）负责人对《中国能源报》记者表示。

　　技术存在不足

　　根据中电联统计，截至2009年底，全国已经投运的烟气脱硝机组容量接近5000万千瓦，约占煤电机组装机容量的8%。已经投运的烟气脱硝机组以新机组为主，且95%以上的机组采用选择性催化还原法（SCR）工艺技术。

　　“目前，我公司的脱硝技术主要是SCR、SNCR、低NOx燃烧技术及脱硫脱硝协同控制技术等。“江南环保负责人向《中国能源报》记者介绍，“但是，国内整体脱硝技术水平有待提高，国外技术依赖程度过高。”

　　据介绍，SCR脱硝催化剂的组成、结构、寿命等直接决定烟气脱硝系统的效率，是SCR脱硝系统中最关键的环节。我国由于缺乏SCR催化剂的自主技术,国内催化剂企业只能选择与外资合作，脱硝催化剂的制造成本一直居高不下。

　　目前催化剂的价格昂贵，每立方米的标价约为5万元，一台600万千瓦的燃煤机组，需要600立方米左右的催化剂，约占整个脱硝工程造价的50%。

　　此外，催化剂的使用寿命较短，一般3年左右就需要更换，更换后催化剂的再生技术尚需探索，一台60万千瓦机组每年更换催化剂的费用高达1000万元。

　　“总的来说，国家应加大科研投入扶持力度，支持与鼓励国内环保企业、高校、科研院所尽早开发独立自主知识产权的脱硝工艺，减少对国外技术的依赖。特别是大力推广脱硫脱硝一体化技术的研发与应用，打造更加经济、可靠的绿色循环经济技术。”江南环保负责人建议。

　　排污权模式可优先发展

　　“由于脱硝的投入巨大，其高额的成本单单依靠企业肯定是无法承受的，国家一定要尽快建立相关的经济补贴政策。”业内专家表示，“尽管在脱硫上我们取得了很大的成就，但是过分强调行政手段造成了一定的问题，比如说脱硫市场混乱，核心技术的缺失，运行过程中的造假等，所以，我们要吸取教训，而排污权交易则是可以考虑的比较好的选择。”

　　“脱硝产业实行排污权交易将会通过竞争提升企业以及社会各方面效率，实现资源优化配置。市场主体获得了选择权益，可以根据自身生产情况以及经济实力选择不同的污染治理方式，提高经济效益，带动市场交易活动，加快脱硝市场的建立，促进脱硝产业的发展，提升脱硝效率。” 侯宇轩对本报记者表示。

　　但是，目前我国的排污权交易却常常存在问题。目前我国排污权交易市场的运行状况并没有达到预期的程度，只有少数地区少数品种的交易情况较好，整体情况仍处于探索阶段，远没有达到实现环境保护的最终目的。

　　“目前存在的问题主要是由市场机制的不完善引起的，由于排污权交易实际上是一种市场化的制度设计，因此，相应完善的制度对其效益的产生有至关重要的作用。”侯宇轩介绍。

　　由于我国排污权市场环境容量缺乏准确性，所以基础数据的缺失以及市场机制的建立缺乏科学的测算与评价；并且排污权分配不清晰，现阶段政府作为初始分配人，在整个排污权交易中已经纳入经济利益的考量，地域因素、资源配置等一系列的不可量化因素都直接影响到后续市场的博弈情况。

　　“交易市场的培养不足以及监管问题、法律问题空白，都亟需解决。”侯宇轩表示。

　　“首先需要明确氮氧化物的环境容量以及确定市场容量，对目前市场上的脱硝情况进行基础数据的收集与环境评价，通过市场评价确定氮氧化物的交易价格；其次，建立完善的市场分配体系与交易方式，或通过第三方确定合适的交易模式，制定完善的交易规则，确定监管范围以及措施，其中重要的一点就是必须充分布置环境监测系统用于量化污染物；再次，需要多方参与协调，需要政府调动大量的人力物力支持与推动交易环境的建立。”侯宇轩最后认为。

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