從最嚴火電排放標準到近零排放標準，9月國家發(fā)改委、環(huán)保部、國家能源局三部委聯合下發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃》(以下簡稱《行動計劃》)之后，到底會對火電行業(yè)造成多大的影響，近日實地調研了華能集團兩家已部分完成超低排放改造的火電廠，分別是白楊河電廠和黃臺電廠，重點了解超低排放改造投資成本及運營成本、技術、收益、市場影響等情況，了解情況如下：

1、成本巨大：白楊河電廠已完成超低排放改造的六號及七號機組工程總投資為1.82億元，平均每度電環(huán)保成本為2.7分；黃臺電廠9號機組超低排放改造總投資為9805萬元，平均每度電的環(huán)保成本為2.5分。

2、技術主要依靠增加脫硝催化劑、增加脫硫吸收塔或噴淋層、增加濕式電除塵器：

白楊河六、七號機組煙氣超低排放技術改造主要是在原有濕式脫硫、低氮燃燒器+二層SCR脫硝、雙室五電場除塵基礎上，增加二級串塔脫硫提效、低氮燃燒器改造+四層SCR脫硝提效、以及加裝濕式電除塵器裝置。

黃臺9號機組超低排放改造方案是在原脫硫吸收塔后新建一座脫硫吸收塔作為二級塔；在對鍋爐燃燒和低氮燃燒器優(yōu)化的基礎上，將原脫硝裝置的兩層催化劑拆除，更換為新催化劑，并加裝第三層催化劑150立方米；對機組原有電除塵裝置進行提效改造。

3、收益：對火電機組實行超低排放改造，主要是為了適應日將嚴苛的環(huán)境政策，彌補成本目前主要依靠國家有關補貼，未來可通過向鋼鐵、焦化、水泥等行業(yè)工業(yè)鍋爐改造技術移植實現一定的收益。國家有關補貼包括：脫硫電價加價標準為每千瓦時1.5分錢，脫硝電價為1分錢，除塵電價為0.2分錢。對排放濃度低于國家或地方排放標準限值50%以上的，減半征收排污費。

4、市場影響：從技術路線可知，超低排放改造將增加脫硫塔設備、除塵器設備、脫硝催化劑等產品的銷售，利好國電清新、中電遠達、龍凈環(huán)保、同方股份、浙大網新等脫硫脫硝設備上市公司及海亮股份、中電遠達和山東天璨(京運通子公司)等脫硝催化劑上市公司。

火電減排改造市場空間巨大

9月國家發(fā)改委、環(huán)保部、國家能源局三部委聯合下發(fā)《行動計劃》，對煤電排放再上緊箍咒，提出：主要新建燃煤發(fā)電機組(含在建和項目已納入國家火電建設規(guī)劃的機組)應同步建設先進高效脫硫、脫硝和除塵設施，不得設置煙氣旁路通道。東部地區(qū)(遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等11省市)新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值(即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米)，中部地區(qū)(黑龍江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區(qū)新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。

盡管尚未對已投運機組作硬性規(guī)定，但考慮到我國環(huán)境政策日漸趨嚴，因此各地掀起火電機組超低排放改造，除華能集團已對黃臺8號、9號機組，金陵1號機組，銅川2號機組，白楊河6號、7號機組，辛店5號機組，北京熱電廠1-2號機組實現清潔化改造之外，國電集團、神華集團等多臺機組也完成了超低排放改造，目前已經完成超低排放改造的多為熱電聯產燃煤機組，單臺機組改造投資額度普遍在1億元左右。

華能山東公司總經理王文宗表示，公司計劃在2015年底前，完成50%300MW以上機組超低排放改造；2018年末完成所有300MW等級及以上機組環(huán)保升級改造。

截至2013年底，華能集團火電裝機容量為11356萬千瓦，全國火電裝機容量為86238萬千瓦，超低排放節(jié)能改造市場空間巨大。

但黃臺電廠廠長馮春坦承，超低排放改造對于企業(yè)來說改造難度大、時間長、投資過高，并且供電單位成本增加較多，幾乎擠占了發(fā)電企業(yè)目前薄弱的盈利空間。

此次調研的兩個電廠，測算超低排放改造后的火電廠度電環(huán)保成本分別為2.7分和2.5分，按照我國目前的補貼政策，脫硫電價加價標準為每千瓦時1.5分錢，脫硝電價為1分錢，除塵電價為0.2分錢。

由于前期投資較大，后續(xù)補貼落實較為滯后，馮春建議國家有關政策應該盡快配套：1、加強典型引領，給予試點企業(yè)一定的環(huán)保技改資金補助，建議額度為投資的20%；2、盡快配套出臺煙氣超低排放環(huán)保電價和熱價的補貼政策，彌補發(fā)電企業(yè)增加的成本；3、經信委和電網在分配政府電量計劃和日電量曲線時，應當優(yōu)先滿足超低排放機組發(fā)電，從而實現節(jié)能減排效果最大化，4、超低排放實現后脫硫、脫硝、除塵等效率已大幅提高，排放濃度大大低于達標排放標準限值，根據有關規(guī)定，對排放濃度低于國家或地方排放標準限值50%以上的，減半征收排污費，希望能夠盡快執(zhí)行此文件精神。

技術創(chuàng)新需要再突破

正如中國電力企業(yè)聯合會秘書長王志軒在《煤電近零排放不科學》中所提到的，“近零排放”技術并沒有重大創(chuàng)新，主要是對已有技術和設備潛力(或者裕量)的挖掘、輔機的改造、系統(tǒng)優(yōu)化、大馬拉小車式的設備擴容量、材料的改進、昂貴設備的使用等。如，除塵要采用的濕式電除塵器已在我國冶金等行業(yè)有廣泛應用，但在電力行業(yè)，除了日本個別電廠采用之外，并不是普遍采用；二氧化硫控制采用的石灰石-石膏濕法脫硫主要是增加系統(tǒng)的裕度和復雜度，如原來脫硫吸收塔噴淋層為3層，現改為5層或者增加一個吸收塔；氮氧化物控制仍采用常規(guī)選擇性催化還原法，但是增加了催化劑用量。

此次調研的兩個電廠，白楊河六、七號機組煙氣超低排放技術改造主要是在原有濕式脫硫、低氮燃燒器+二層SCR脫硝、雙室五電場除塵基礎上，增加二級串塔脫硫提效、低氮燃燒器改造+四層SCR脫硝提效、以及加裝濕式電除塵器裝置。

黃臺9號機組超低排放改造方案主要是對機組現有脫硫、脫硝和除塵設備進行提效改造，并增加脫硫二級吸收塔和濕式電除塵器等設備，使最終煙氣排放指標達到或優(yōu)于燃氣機組標準。在原脫硫吸收塔后新建一座脫硫吸收塔作為二級塔，與原吸收塔形成串聯布置，通過雙塔雙循環(huán)控制技術，使二氧化硫最終排放濃度小于35毫克/立方米；在對鍋爐燃燒和低氮燃燒器優(yōu)化的基礎上，將原脫硝裝置的兩層催化劑拆除，更換為新催化劑，并加裝第三層催化劑150立方米，使氮氧化物最終排放濃度小于50毫克/立方米；對機組原有電除塵裝置進行提效改造，使煙塵最終排放濃度小于5毫克/立方米。

由此可見，超低排放改造將加大脫硝催化劑、除塵器、脫硫塔設備的需求。脫硝催化劑過去依賴國外進口或中外合資企業(yè)，但隨著近年來市場需求增加，國內企業(yè)產能擴大，價格趨于穩(wěn)定。

白楊河六號機組還承擔國產新型無毒脫硝催化劑工業(yè)化試驗情況，目前六號機組A/B兩側在原二層催化劑基礎上，各增加了兩層催化劑，形成四層催化劑裝配，其中A側四層為國產無毒催化劑，B側二層為國產無毒催化劑，二層為東方凱特瑞催化劑，運行結果初步顯示，國產新型無毒催化劑與東方凱特瑞(中外合資企業(yè))催化劑各項性能指標基本一致。

在擁有脫硝催化劑生產能力的公司中，海亮股份、中電遠達和山東天璨(京運通子公司)三家上市公司的產能規(guī)模均突破1萬立方米，成長潛力同樣可觀。

此外除塵器是控制煙塵排放濃度的必要設備，煤電機組超低排改造浪潮中，除塵器市場需求也將隨之增加。此次調研的兩個電廠使用的均為濕式電除塵器裝置，國內擁有電除塵器技術的上市公司有菲達環(huán)保、龍凈環(huán)保等。

但業(yè)內人士表示，當前國內采用的濕電除塵技術，如果煙塵排放控制在10毫克/立方米以下，對于煤質、操作條件有較高要求，需要采用低硫、低灰、高熱值煤種，在濕電除塵之前普遍采用低低溫靜電除塵器預除一部分三氧化硫，濕法脫硫內通過除霧器提效，保證濕電除塵器入口煙塵濃度低于18毫克/立方米，濕電部件基本采用日本原裝進口，在先進的協(xié)同控制理念指導下，專業(yè)人員的操作下，才能保證實現污染物近零排放。

有部分專家認為，煤電煙塵排放有限，治霾應加大對其他行業(yè)的中小鍋爐改造，而不是一味對煤電行業(yè)加環(huán)保緊箍咒。

環(huán)保緊箍咒正在逐漸向鋼鐵、焦化、水泥等高耗能、高排放行業(yè)過渡，11月，七部委已聯合發(fā)布了《燃煤鍋爐節(jié)能環(huán)保綜合提升工程實施方案》(下稱《方案》)，規(guī)劃到2018年，推廣高效鍋爐50萬噸，淘汰落后燃煤鍋爐40萬噸，完成節(jié)能改造40萬噸，提高燃煤工業(yè)鍋爐運營效率6個百分點。

華能集團科環(huán)部主任趙毅表示，全國工業(yè)鍋爐有40萬臺，未來火電廠燃煤鍋爐節(jié)能減排改造技術可以移植到其他行業(yè)的工業(yè)鍋爐改造，華能控股的西安熱工研究院有限公司已經成立了西安西熱鍋爐環(huán)保工程有限公司，積極看好燃煤鍋爐改造市場。