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博弈节能减排 火电还有几道难题待解?

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  进入五月,北京的春天明媚了不少,但人们似乎仍难以忘掉今冬持续大范围的雾霾天气。事实上,雾霾并非新鲜事物,过去每到冬季,雾霾天气也很严重。但像今年这样,雾霾从北京一直延伸到长三角、珠三角地区,数千公里连成一大片的情况却是第一次出现。

  连绵不断的雾霾天气,使PM2.5越来越成为大家关注的焦点。在解析雾霾天气的成因时,燃煤、机动车、工业、扬尘等成为人们公认的几个重要因素,因燃煤在我国能源消耗中占有重要比重,火电首当其冲成为众矢之的。

  电力是国民经济的基础,在我国能源供给方式中,火电的高装机占比、煤炭供应的稳定、相对更为成熟的技术都确立了它的主体地位,可以说,推动经济发展,改善人民生活,火电功不可没。然而,硫氧化物、氮氧化物以及颗粒物排放的居高不下又使得火电每每都能摘下排放大户的头衔。

  火电燃煤到底对空气污染产生多大影响?发电企业的节能减排可以控制到什么程度?本就经营业绩吃紧的火电能否再担起节能减排的重任?

  火电并非雾霾祸首

  PM2.5是造成大气污染的主要成因之一,在火电的排放中,粉尘、硫氧化物和氮氧化物等三个成份会对PM2.5造成影响。火电排放是否造成雾霾天气的祸首?国电集团安全生产部主任王忠渠认为,“雾霾产生与燃煤有关没有错,但把责任完全推给火电,则是大家认识上的一个误区。”资料显示:去年全国共生产煤炭37亿吨,电力行业使用了18亿吨,占50%左右,另18亿吨主要用于居民用煤,水泥、钢铁、化工等行业。王忠渠表示:“进入‘十二五’后,国家对火电制定了严格的排放标准,火电企业在节能减排方面也投入巨资进行装备改造,通过改造的火电排放已经对大气影响很小。”

  进入“十二五”,我国对火力发展的环保标准越来越严格,2012年1月1日新版《火电厂大气污染物排放标准》正式实施,将新建火电机组氮氧化物污染物排放标准定为100毫克/立方米;从2014年7月1日开始,对现有火电机组氮氧化物污染物排放量标准定为100毫克/立方米;从2015年1月1日起,所有燃煤锅炉,均需执行《标准》规定的汞及其化合物污染物排放限制。按照该标准要求,氮氧化物、二氧化硫和烟尘等的排放限值已基本接近或达到发达国家水平,因此也被火电企业称为“史上最严格排放标准”。

  新《标准》的推出给火电企业现有机组的改造划定了时间表,在“十二五”的5年中,脱硫脱硝改造将成为重头戏。作为五大发电集团之一的国电集团,火电在整个电力结构中占有很高比重。根据要求,“十二五”期间,国电集团30万千瓦及以上机组需全部完成脱硫脱硝装置改造。王忠渠介绍,“‘十二五’期间,国电集团的环保投入将达到200-220亿元,去年投入47亿,明后年估计投入在70亿左右。其中,脱硫脱硝设备的改造预计达160亿-200亿元。”

  从目前改造的进度看,脱硫装置已完成95.8%,处于扫尾阶段。脱硝装置已完成33.1%,到2013年底,完成60%,到2014年底,基本完成国家下达的脱硫脱硝改造计划。“现在一度电排放二氧化硫是1.93克,相比‘十一五’初下降了81%;氮氧化物在去年发电量增加的情况下减少了6%,今年预计再减少20-25%左右。”王忠渠说。

  PM2.5的定义是可吸入肺的细颗粒,因此粉尘是火电控制排放的又一个难点。目前火电企业的除尘效率一般在99.5%左右,只有0.5%的灰尘排到大气中,“现在发电多了,但灰尘少了。”王忠渠介绍,在提高减排效果中,科技的运用起到了很大的作用,国电集团静电除尘高频电源成功在300MW等级机组上应用,可减少烟尘排放40%以上。“加大新技术应用、提高除尘效率,‘十二五’末预计除尘效率将达到99.7-99.8%的程度。”

      环保补贴难解资金之困

  王忠渠认为,按照国家的环保标准要求,目前火电企业普遍存在三个难题:一是资金、二是技术、三是检修工期,其中资金压力最为突出。

  去年以来煤炭价格一路下行,让火电企业这个用煤大户在经营压力上缓解了不少,多数电企在2012年终结了多年的亏损局面出现盈利。然而,新《标准》的出台,让电企的资金再次“吃紧”,加之企业连续多年亏损,欠帐较多,一些资产负债率偏高的火电企业,面临着融资困难的局面,环保设施技改投入缺乏足够的资金保障。面对这个“史上最严”的减排标准,电企的资金压力可想而知。

  2013年,国家发改委决定将脱硝电价试点范围扩大为全国所有燃煤发电机组,脱硝电价补贴标准为每千瓦时8厘钱。对于这个补贴标准,曾有多家火电企业表示,难以抵消成本。

  “脱硝补贴8厘钱/千瓦时肯定是不够。”王忠渠表示,如果是大机组利用小时比较高的,8厘钱/千瓦时可能会亏的比较少一些,但对于利用小时低的,尤其脱硝用尿素法的亏的就更多一些。一般30万机组的脱硝成本要在1.2-1.5分/千瓦时左右,成本补偿缺口最高达到0.7分/千瓦时。再加上加装烟气脱硝装置后,厂用电平均增加约0.2个百分点,以及相应的材料人工成本,目前8厘/千瓦时的脱硝电价是难以弥补成本的。

  王忠渠以国电集团为例算了一笔帐:按年利用小时5000和最低脱硝成本测算,扣除目前补贴后,国电现有脱硝机组(指3082万千瓦)每年需要自身消化的运行成本高达6.1亿元;预计到2015年,每年增加的运行成本将达到18亿元。

  “希望国家能进一步加大减排治理专项资金的扶持力度,对老机组低氮技术改造给予一次性投资补贴,缓解企业经营压力。同时按照行政许可法和合理补偿的原则,结合各地区各电厂的实际情况,上调烟气脱硝补贴电价,提高企业建设和运行脱硝设施的积极性。”王忠渠建议。

  煤质下降增大技术难题

  要达到国家制定的严格的环保标准,技术的提升是必要的保证,也是节能减排实施中的一个难点。“尤其是脱硫技术上还有一定的难度,按照国家规定,200毫克/立方米的标准对于煤质比较好的地方问题不大,但对于煤质比较差的地方难度还是很大的。”王忠渠介绍说,含硫量高的煤需要经过很多的程序才能达到200毫克/立方米标准,技术要求很强。国电集团在南京的电科院正在进行这方面的研究,也有一些专利技术,但目前看在西南的高硫区,云南、贵州、四川、重庆等地,完成起来还有一定的难度。

  说到煤质问题,王忠渠显得很无奈。由于煤电价格传导机制不畅,多年来电煤价格持续上涨,煤质在不断下降。“我国的煤含硫量、含灰量要比国外的高好几倍,国外很多煤烧完看不到灰,但我们的含灰量有的达到50%。这种煤烧起来对设备破坏性很大,对环保设施也是不小的负担。”

  王忠渠介绍,在国外环保责任的压力是从煤炭企业开始,在开采煤的环节承担一定的环保责任,在烧之前也进行一定的环保处理,但现在我们没有这个要求,而且往往是好煤多用于钢铁等企业,次的煤才供应给电厂烧,这给电厂也带来很大的负担。“如果我们的煤质能够好一些,采出来的煤先经过洗的环节,去除一部分硫、灰,这样发电环节的污染会进一步减小,火电减排的效果也会更好。”

  检修工期挑战减排难度

  根据国家新标准要求,30万千瓦以上的机组需要全部加装烟气脱硝装置,整改完成的最后期限是2014年6月底,工作量大、工期长。机组脱硝技术改造的同时,还要保证正常发电,给电厂带来挑战。“比如一个省,3000万的装机,大家都需要改造,发电的任务就会非常紧,那样我们只有先将不停机的外围工作干完,尽量压缩工期。”王忠渠介绍。

  此外,由于短时间集中大规模的脱硝改造,使得脱硝催化剂在短期供不应求,再加上国内电煤煤源、煤质的极不稳定,电力企业也难以根据烟气成分等科学选择催化剂,催化剂生产商短期内大起大落的生产供应形势也不可避免,对脱硝产业的健康发展造成很大伤害。

  对此,王忠渠提出,适当调整部分减排治理工程的进度计划,保证合理工期要求。对有较大环境容量地区的电厂合理配置环保设施及制定合理的排放标准,合理安排建设火电厂污染控制设备的时序;避免环保设施建设一哄而起、质量下降、建成后未运行先改造的境况。

  在整个SCR脱硝系统中其核心装置是脱硝反应器中的催化剂。前两年,因为国内制造能力不足,催化剂主要依靠进口,价格也比较高。去年,因为催化剂生产不足,导致不少脱硝装置不能按时投入。今年国内不少催化剂厂进行扩能,资源供应短缺情况将有所改观。


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