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

進入四月，火電企業相繼公布2013年一季度業績。從已公布的數據看，火電一改前幾年接連虧損的境遇，出現了較高的利潤增長。

持續低迷的煤價，似乎給了電力行業一個徹底翻身的機會。國電電力(股票代碼：600795)4月11日發布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，使火電廠生產經營部的壓力驟減。但對于安全環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現，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”，以致企業虧損嚴重，而目前的焦點則是環保改造帶來的壓力。

此前全國范圍的霧霾事件，再一次將火電企業推向風口浪尖。火電是否是空氣污染的罪魁禍首?雖然業內尚存爭議，但不容置疑的是，公眾對于火電環保的關注度愈加提高，對火電廠的環保、減排要求更加嚴苛。

2012年1月1日起，我國開始實施《火電廠大氣污染物排放標準》，這被稱為“史上最嚴標準”。按照標準，自2014年7月1日起，現有火力發電鍋爐及燃氣輪機對煙塵、SO2、NOx和煙氣黑度必須達到排放標準。標準公布后，國內火電廠被迫投入到對火電機組進行大規模煙氣脫硫、脫硝設施的改造工作中。

如今，已過將近一年半，離最后的強制執行標準日期也只剩一年多時間。雖然多家火電企業均表示，能夠在最后期限前提前完成各項環保設施的改造，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，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，2009年底投產發電。相比老電廠，其廠區環境呈現出現代化電廠的特色。因為“煙塔合一”技術的應用，使得廠區內甚至看不見火電廠的“煙囪”。

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

據了解，津能熱電廠在其建設時就已安裝脫硝設施，是天津地區首個建設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，達到了環保要求，但約7000萬元的總投資對于當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，則是環保設施運行成本的壓力。舉例而言，津能熱電廠自投產以來就實施了脫硝，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。

對于環保改造和設施運行的壓力，并非只有津能熱電廠才有。同樣作為五大發電集團之一的大唐，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。

據中電聯的數據顯示，我國新建機組的平均脫硝成本約為1.2分/千瓦時，現役機組約為1.5分/千瓦時;一些特殊設計的機組，可能高于2分/千瓦時。“除了脫硫、脫硝設備改造時的一次性前期投入，后期巨大的運行成本，也是電廠最擔憂的費用之一。”上述業內人士均對記者表示。

國電集團安全生產部主任王忠渠在接受記者采訪時，給出這樣一組數據：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，企業將難以獨自承受。”王忠渠說。

在記者的調查中發現，由于連年虧損，一部分電廠甚至出現無力支付改造費用的現象，籌集資金成為電廠負責人的高壓任務。

技術瓶頸

距離2014年7月1日的強制執行期限越來越近，多家火電廠負責人對記者表示，除了資金壓力外，環保設施改造的工期亦十分緊張。

據中電聯發布的2012年度火電煙氣脫硫、脫硝產業信息顯示，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容量超過2.3億千瓦，占全國現役火電機組容量的28%。

也就是說，除了新增的火電機組，尚有72%的現役機組需要在未來一年多時間內完成全部脫硝改造。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備，電廠只能在不影響發電的情況下，合理安排停機檢修的工期。

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

“對煤質比較好的地區，實現的難度不大;但對于煤質較差的地區，尤其是西南等高硫煤質地區，采用目前的脫硫技術方法，達標的難度就非常大。”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的技術研究。

據記者了解，在已經安裝脫硫裝置的火電廠中，部分設備已經出現故障，急待進一步改進。

同樣，對于除塵技術，現役機組煙氣排放要達到新標準，部分技術仍需要經過實踐，并進一步檢驗。目前來說，我國大多數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、電袋復合除塵技術或移動電極、高頻電源等新工藝，更利于減排。但由于缺乏廣泛的應用，這些新技術還不穩定，如布袋除塵出現多起短期運行布袋破損的情況。

對于脫硝技術，目前，我國尚未徹底解決脫硝催化劑原料的技術瓶頸問題，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，配方工藝等技術在國內一些地方還沒有完全消化吸收。”王忠渠坦言，電力企業也難以根據煙氣成分等科學選擇催化劑。

由于短時間內集中大規模的脫硝改造，使得脫硝催化劑在國內一度供不應求。尤其是前兩年，因為對催化劑市場預估不足，部分電廠已經完成了脫硝改造，卻因缺乏催化劑而無法運行。

“我國在較短時間內對火電排放提出了嚴格的標準，這時，技術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，根據目前的設備、技術工藝，節能減排能達到的效果似乎已經到了頂端。津能熱電廠副總經理、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，但是對于老電廠而言，達到現在的目標已很困難。如果沒有新的技術跟進，要想進一步節能減排，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火電廠污染控制設備的時序，避免環保設施建設一哄而起、質量下降，出現建成后未運行先改造的境況。”王忠渠建議道。