最新的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》使火電廠開始了大規(guī)模的環(huán)保改造，但成本壓力和技術(shù)瓶頸成為它們在改造過程中普遍面臨的難題。

進入四月，火電企業(yè)相繼公布2013年一季度業(yè)績。從已公布的數(shù)據(jù)看，火電一改前幾年接連虧損的境遇，出現(xiàn)了較高的利潤增長。

持續(xù)低迷的煤價，似乎給了電力行業(yè)一個徹底翻身的機會。國電電力(股票代碼：600795)4月11日發(fā)布2013年第一季度報告，公司歸屬于上市公司股東的凈利潤14.22億元，同比增長384.34%。

較高的利潤增長，使火電廠生產(chǎn)經(jīng)營部的壓力驟減。但對于安全環(huán)保部的工作人員來說，壓力卻與日俱增。在記者對多家火電廠進行走訪的過程中發(fā)現(xiàn)，一年多前電廠普遍反映的問題是煤價上漲太快;“市場煤，計劃電”，以致企業(yè)虧損嚴(yán)重，而目前的焦點則是環(huán)保改造帶來的壓力。

此前全國范圍的霧霾事件，再一次將火電企業(yè)推向風(fēng)口浪尖?；痣娛欠袷强諝馕廴镜淖锟?zhǔn)?雖然業(yè)內(nèi)尚存爭議，但不容置疑的是，公眾對于火電環(huán)保的關(guān)注度愈加提高，對火電廠的環(huán)保、減排要求更加嚴(yán)苛。

2012年1月1日起，我國開始實施《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，這被稱為“史上最嚴(yán)標(biāo)準(zhǔn)”。按照標(biāo)準(zhǔn)，自2014年7月1日起，現(xiàn)有火力發(fā)電鍋爐及燃?xì)廨啓C對煙塵、SO2、NOx和煙氣黑度必須達到排放標(biāo)準(zhǔn)。標(biāo)準(zhǔn)公布后，國內(nèi)火電廠被迫投入到對火電機組進行大規(guī)模煙氣脫硫、脫硝設(shè)施的改造工作中。

如今，已過將近一年半，離最后的強制執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)日期也只剩一年多時間。雖然多家火電企業(yè)均表示，能夠在最后期限前提前完成各項環(huán)保設(shè)施的改造，但對于改造以及運行過程中的壓力，尚存在抱怨。

成本壓力

天津國電津能熱電有限公司(又名天津東北郊熱電廠，以下簡稱“津能熱電廠”)位于天津市東麗區(qū)，由國電華北電力有限公司和天津市津能投資公司共同投資組建，裝機容量為66萬千瓦(2×33萬)。

津能熱電廠于2007年11月開工建設(shè)，2009年底投產(chǎn)發(fā)電。相比老電廠，其廠區(qū)環(huán)境呈現(xiàn)出現(xiàn)代化電廠的特色。因為“煙塔合一”技術(shù)的應(yīng)用，使得廠區(qū)內(nèi)甚至看不見火電廠的“煙囪”。

“目前，電廠各項排放指標(biāo)，均能達到最新的火電排放標(biāo)準(zhǔn)。”津能熱電廠副總經(jīng)理席愛民對記者說，“這都是靠大量的資金投入，才能有的效果。”

據(jù)了解，津能熱電廠在其建設(shè)時就已安裝脫硝設(shè)施，是天津地區(qū)首個建設(shè)脫硝工程的電力項目。其采用煙氣SCR脫硝，安裝了低氮燃燒器，綜合脫硝效率達到70%以上。雖然每年可減排氮氧化物6000噸，達到了環(huán)保要求，但約7000萬元的總投資對于當(dāng)時的津能熱電廠來說，是一筆巨大的資金壓力。

席愛民告訴記者，津能熱電廠自2009年投產(chǎn)以來連年虧損，至2011年底已累計虧損上億元。雖然2012年盈利約1100萬，但只能彌補虧損資金的10%。

另一方面，則是環(huán)保設(shè)施運行成本的壓力。舉例而言，津能熱電廠自投產(chǎn)以來就實施了脫硝，直到2012年才拿到國家0.8分/千瓦時的補貼。“而且這0.8分錢的補貼，經(jīng)常不能及時到位。”津能熱電廠計劃營銷部一工作人員對記者直言。

按照電廠測算，脫硝的成本在1.2-1.3分/千瓦時，相當(dāng)于每千瓦時的電量需電廠自行投入0.4-0.5分。“去年光實行的脫硝成本，除去補貼的資金，我們廠約虧損1500萬元。”席愛民告訴記者。

對于環(huán)保改造和設(shè)施運行的壓力，并非只有津能熱電廠才有。同樣作為五大發(fā)電集團之一的大唐，其下屬的火電廠面臨同樣的境況。大唐國際發(fā)電集團一位不愿意透露姓名的工作人員對記者表示，大唐下屬電廠的脫硝成本，高的能達到1.5分/千瓦時，每度電的差額達到0.7分錢。

據(jù)中電聯(lián)的數(shù)據(jù)顯示，我國新建機組的平均脫硝成本約為1.2分/千瓦時，現(xiàn)役機組約為1.5分/千瓦時;一些特殊設(shè)計的機組，可能高于2分/千瓦時。“除了脫硫、脫硝設(shè)備改造時的一次性前期投入，后期巨大的運行成本，也是電廠最擔(dān)憂的費用之一。”上述業(yè)內(nèi)人士均對記者表示。

國電集團安全生產(chǎn)部主任王忠渠在接受記者采訪時，給出這樣一組數(shù)據(jù)：按年利用小時5000和最低脫硝成本測算，扣除目前補貼后，國電集團現(xiàn)有脫硝機組(指3082萬千瓦)每年需要自身消化的運行成本高達6.1億元;預(yù)計到2015年，每年增加的運行成本將達到18億元。“對于如此高的運行成本，企業(yè)將難以獨自承受。”王忠渠說。

在記者的調(diào)查中發(fā)現(xiàn)，由于連年虧損，一部分電廠甚至出現(xiàn)無力支付改造費用的現(xiàn)象，籌集資金成為電廠負(fù)責(zé)人的高壓任務(wù)。

技術(shù)瓶頸

距離2014年7月1日的強制執(zhí)行期限越來越近，多家火電廠負(fù)責(zé)人對記者表示，除了資金壓力外，環(huán)保設(shè)施改造的工期亦十分緊張。

據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的2012年度火電煙氣脫硫、脫硝產(chǎn)業(yè)信息顯示，2012年新投運火電廠煙氣脫硝機組容量為9000萬千瓦;截至2012年底，已投運火電廠煙氣脫硝機組總?cè)萘砍^2.3億千瓦，占全國現(xiàn)役火電機組容量的28%。

也就是說，除了新增的火電機組，尚有72%的現(xiàn)役機組需要在未來一年多時間內(nèi)完成全部脫硝改造。由于脫硫、脫硝的改造需要較長的周期，必須停機才能安裝設(shè)備，電廠只能在不影響發(fā)電的情況下，合理安排停機檢修的工期。

而另一個影響工期進程的因素，則是技術(shù)上的問題。據(jù)王忠渠介紹，目前脫硫普遍采用的石灰石—石膏濕法脫硫裝置，應(yīng)對原先的400mg/m3 的標(biāo)準(zhǔn)，難度不大;但要符合400mg/m3 排放標(biāo)準(zhǔn)，則有點力不從心。

“對煤質(zhì)比較好的地區(qū)，實現(xiàn)的難度不大;但對于煤質(zhì)較差的地區(qū)，尤其是西南等高硫煤質(zhì)地區(qū)，采用目前的脫硫技術(shù)方法，達標(biāo)的難度就非常大。”王忠渠說，但是，目前還沒有成熟高效的脫硫工藝可供選擇，所以只能等科研機構(gòu)的技術(shù)研究。

據(jù)記者了解，在已經(jīng)安裝脫硫裝置的火電廠中，部分設(shè)備已經(jīng)出現(xiàn)故障，急待進一步改進。

同樣，對于除塵技術(shù)，現(xiàn)役機組煙氣排放要達到新標(biāo)準(zhǔn)，部分技術(shù)仍需要經(jīng)過實踐，并進一步檢驗。目前來說，我國大多數(shù)電廠采用的電除塵器均需進行改造。從效果上看，采用布袋除塵技術(shù)、電袋復(fù)合除塵技術(shù)或移動電極、高頻電源等新工藝，更利于減排。但由于缺乏廣泛的應(yīng)用，這些新技術(shù)還不穩(wěn)定，如布袋除塵出現(xiàn)多起短期運行布袋破損的情況。

對于脫硝技術(shù)，目前，我國尚未徹底解決脫硝催化劑原料的技術(shù)瓶頸問題，脫硝催化劑及其原料仍需要大量進口。“脫硝催化劑本身就是新事物，配方工藝等技術(shù)在國內(nèi)一些地方還沒有完全消化吸收。”王忠渠坦言，電力企業(yè)也難以根據(jù)煙氣成分等科學(xué)選擇催化劑。

由于短時間內(nèi)集中大規(guī)模的脫硝改造，使得脫硝催化劑在國內(nèi)一度供不應(yīng)求。尤其是前兩年，因為對催化劑市場預(yù)估不足，部分電廠已經(jīng)完成了脫硝改造，卻因缺乏催化劑而無法運行。

“我國在較短時間內(nèi)對火電排放提出了嚴(yán)格的標(biāo)準(zhǔn)，這時，技術(shù)上的短板就暴露出來了。”上述大唐工作人員對記者說。

尤其對一些老電廠而言，根據(jù)目前的設(shè)備、技術(shù)工藝，節(jié)能減排能達到的效果似乎已經(jīng)到了頂端。津能熱電廠副總經(jīng)理、黨委書記趙勝軍告訴記者：“電廠每年都有減排和降低煤耗的指標(biāo)，但是對于老電廠而言，達到現(xiàn)在的目標(biāo)已很困難。如果沒有新的技術(shù)跟進，要想進一步節(jié)能減排，就只能推倒重建了。”

“雖然受改造時間限制，但電廠仍要合理安排建設(shè)火電廠污染控制設(shè)備的時序，避免環(huán)保設(shè)施建設(shè)一哄而起、質(zhì)量下降，出現(xiàn)建成后未運行先改造的境況。”王忠渠建議道。