火电新标上路 治理市场多大？
1月1日起，新修订的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2011)正式开始实施。这个标准一直被冠以“史上最严格火电标准”的称号，电力行业相关负责人在接受采访时甚至表示，“这一标准限值既脱离了我国现有的技术、经济、资源条件和电厂实际情况，也超越了国际上较严格的控制污染排放要求，我国火电企业将难以执行世界上最严的标准。”
在资源环境约束日益严格的今天，排放标准加严是必然趋势，作为排放大户的电力行业，该如何顺应这一趋势？我国现有的技术水平是否可以支撑这一标准的实现？这一标准的实施，又会给环保产业带来哪些机遇？
新标准能否顺利推行？
“在资源、能源以及环境形势日益趋紧的情况下，如何有效地实现相关行业的可持续发展是未来相当长一段时间内的重点。当前火电行业及类似行业的发展受到内外约束条件的限制，对资源的需求日益增长，节能降耗迟迟没有大的突破。”中投顾问环保行业研究员侯宇轩在接受采访时指出，火电行业要实现可持续发展必须从以下几方面进行改变:提高资源利用率，降低能耗，严格控制污染物的排放，在技术上不断进行突破。
截至2010年底，我国火电装机容量已达7.07亿千瓦，消耗燃煤16亿吨，其二氧化硫和氮氧化物排放量分别占全国排放总量的40％以上。如果火电厂排放的大气污染物得不到有效控制，将直接影响我国大气环境质量的改善，而空气质量的优劣事关公众健康福祉。新修订的《火电厂大气污染物排放标准》加严了各项排放指标，实施后有利于加快转变火电行业发展方式和优化产业结构，促进电力工业可持续和健康发展。
新标准的推行给环保行业带来了巨大的市场机遇。“根据我们的预测，新标准带动的环保治理和设备制造行业的市场规模在2600亿元左右，后面还会有一个巨大的运营服务市场。”中节能六合天融环保科技有限公司副总经理杨鹤峰认为，“十一五”期间，单位造价在100元/千瓦以下的脱硫工程都将面临改造问题，因为这些机组都是刚好能满足旧标准的要求，在工程建设质量、运行稳定性等方面都存在问题。
在他看来，成本和可实施性是火电机组进行环保设施改造面临的主要困难。“如果电厂的脱硫设施已经建成，基本格局已经确定，再进行改造，就会面临场地空间等问题。而对于一些环保设施设计有缺陷的电厂，可能会面临推倒重来式的改造。”杨鹤峰认为，这次改造的难点在于如何因地制宜、具体问题具体分析，而改造成本也会因为项目不同而有所差异，在60~70元/千瓦之间。
火电厂该如何顺应排放标准加严的趋势？侯宇轩认为，短期内，主要以上马新的环保设备为主，长期来看，主要以技术的不断推进为主。“从目前我国环保产业的发展水平与技术水平观察，是能够支撑这一标准实现的，但这是建立在大量的人力、物力以及财力基础上的。若火电企业与环保产业的发展长期停留在现阶段，显然不能较好地实现新标准的长期达标，若未来环保标准再拔高，两者将出现极度不匹配的状态。因此，无论是我国环保产业的发展还是火电企业的发展都需要与时俱进。”
脱硝是否重复脱硫老路？
新标准开始实施后，脱硝成为火电行业的必修课，新建机组开始执行100mg/m3的氮氧化物排放限值，现有机组必须进行脱硝改造。这将带来一个规模巨大的火电脱硝市场，而如何避免脱硫产业曾经走过的同质化竞争、低价竞标的老路，一直备受关注。
杨鹤峰说:“根据我们的观察和同业交流，大家认为脱硝产业发展中的这种情况有所改善，因为脱硝已经极大地提高了入门门槛。”目前，国内大多数机组采用的是SCR脱硝技术，这就涉及到催化剂的问题。国内大型企业早在三四年前就开始布局，建设生产线。现在，国内催化剂生产已经能基本满足需求，同时也提高了行业的入门门槛，竞争的无序性有所改善。“价格还是会成为竞争的重要因素，但不会像‘十一五’脱硫时那样无序，脱硝价格估计在100~110元/千瓦之间”。
在技术引进方面，脱硝催化剂的核心配方还是从日本、德国、美国等地引进，但已经不同于脱硫技术引进时的照搬照抄。在投产的时候，已经基本实现了技术转移和消化。投产后，对方只在产品销售过程中收取比例较低的提成，而不像脱硫那样，几乎每个项目都要收取技术费用。目前，国内一些研究机构也在进
行催化剂生产工艺的研发工作，但产业化进程较慢。
煤价居高不下，给电力企业带来了很大的成本压力，而煤质多变也给环保设施的稳定运行埋下了隐患。曾有专家向记者透露，极端情况下，国内有的电厂一个月最多会换八九十次煤，硫分从0.39~2.6，灰分也差3倍，这给环保设备造成了很大压力。
杨鹤峰直言，相比脱硫，脱硝对燃煤的含硫量、含尘量等参数更为敏感。“因为脱硫设施建成后，如果煤质出现波动，可以通过增加投放钙剂、镁剂的方法来提高脱硫效率，而在SCR工艺中，催化剂是根据燃煤的各项参数进行配方生产的，一旦确定，调节的空间会很小。如果煤的含尘量过大，会在短时间内造成催化剂中毒、失效，影响脱硝效率，同时增加企业成本。”
据他介绍，业内已经在探讨是否能在前端对煤进行预处理，去除部分硫等成分，减轻后端的处理压力，改进锅炉燃烧性能也是可以考虑的方面。总之，如果全靠末端处理实现达标排放，成本将是最高的。
为什么现有技术选择单一？
目前，国内90％以上的火电机组采用了石灰石—石膏法的脱硫工艺，已建成投运的约9000万千瓦烟气脱硝机组中，92％以上采用了选择性催化还原法(SCR)。为什么工艺路线的选择如此单一？
杨鹤峰坦言，不是没有其他技术，但其他技术在稳定性和实际应用方面没有更多的业绩支撑。“电力行业的业主都很谨慎，不愿意拿自己的主业资产来做实验，因此，会更多地选择一些工程应用业绩较多的技术。”
有专家预测，到2015年，我国脱硝机组容量将达到6.5亿千瓦。作为业主方，该如何选择脱硝工艺？专家建议，对于某一具体的燃煤电厂来说，必须因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，进行技术、经济比较后确定。同时，新标准对电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物和重金属同时提出了较高要求，传统的单项治理方式已经出现弊端，亟须将污染物间的联系纳入火电厂整体污染控制体系之中。
杨鹤峰表示，如果采用脱硫、脱硝一体化的技术，就可以解决很多老电厂在改造中会面临的预留场地不足等问题。
但是，这些技术没有工程实例，要说服业主采用一种刚从实验室中“出炉”的技术，还有一定困难。这一方面需要相关部门加大新技术推广和支持力度，另一方面，也需要一些火电企业勇于尝试。
第三方运营有机会
“随着新标准的执行，市场容量会持续扩大，环保企业面临比较好的商业机会，但同时，社会责任也更大，技术竞争也会加剧。”杨鹤峰认为，新技术推广也是企业面临的一项重要任务，要给业主方提供更多的信息，帮助其寻找最佳可行的技术，降低一次投资成本。
“越是严格的排放标准，越要求精细化管理。环保工程建设是能力问题，但建成后，如果不能进行专业化的运营管理，可能会直接影响减排效果。”杨鹤峰说，六合天融希望能将自己打造成节能环保领域的运营服务商。
现在，六合天融每做一单工程业务，都希望能够延续到后续的运营服务。据他透露，经过专业化运营管理，可以帮业主降低5％~10％的运行成本。“推行第三方运营，电力企业和政府都成为监督方，有利于理顺关系，确保减排效果。虽然在电力企业的推广中还面临一些问题，但这是发展趋势。对此，我们首先要努力提高自身的运营能力，切实降低运营成本。”
脱硫特许经营已经进行了四五年时间，有成功案例，但始终未能大规模推广。究其原因，杨鹤峰认为，一方面是因为补贴价格偏低，另一方面是因为电力企业的主业资产和脱硫资产很难界定，在责任无法界定的情况下，这一模式的推广也受到限制。另外，1.5分/千瓦时的脱硫电价目前没有直接补贴给脱硫企业，而是给了电厂，但脱硫设施的投资是由脱硫企业完成的。
反思现在火电企业在提标改造时面临的困难，新建火电项目应做出哪些改进？“按照新的标准，每一个控制限值均有对应的成熟、可靠的控制技术，因此，在新建火电机组时应该有相应的实施条件，同时必须考虑超前建设。当然，超前建设率要控制在合理的范围内。”侯宇轩强调，在整个污染控制体系中，要考虑各种污染物控制系统的搭配，从而形成一个高效的控制体系。
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