北京的霧霾到底從何而來？

有觀點認為是汽車尾氣。而英國利茲大學的一份研究報告則指出，煤炭燃燒是京津冀地區霧霾的最大根源，對二氧化硫和氮氧化物的貢獻率分別達到82%和47%。

“京津冀魯、長三角、珠三角只占國土面積的8%，卻消耗了全國約42%的煤炭、生產約55%的鋼鐵、約40%的水泥，加工約52%的原油，布局約40%的火電機組。”浙江大學能源工程系副主任高翔告訴《瞭望東方周刊》。

無法回避的事實是，盡管核電、風電、光伏等新能源正大面積鋪開，但煤炭依然是中國最主要的能源，占一次能源比重的60%以上。

中國社會科學院研究員鄭玉歆告訴《瞭望東方周刊》，煤炭是中國能源安全的“保護神”， 同時又是資源浪費大戶和環境污染的主要源頭。

2014年6月召開的中央財經領導小組第六次會議上，國家主席習近平就推動能源生產和消費革命提出了五點要求，其中大力推進煤炭清潔高效利用，成為推動能源供給革命的重點。

7月1日， 環保部出臺的號稱“史上最嚴”的《火電廠大氣污染物排放標準》開始執行，這意味著2012年之前建成的火電廠開始執行新版大氣污染物排放標準。這個標準對煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放限值作出極為嚴苛的規定，與歐盟、日本、加拿大、澳大利亞等發達經濟體現行標準不相上下，甚至在某些方面更加嚴格。

六七月間，發改委、環保部對燃煤電廠的環保“作弊”行為——騙取脫硫、脫硝、除塵電價補貼，對燃煤電廠不正常運行環保設施或不按照規定標準排放——開出了超過9億元的罰單。

政策正在強力推動火電企業真正投入清潔煤改造。

近零排放具成本優勢

一個半月前，神華國華舟山發電公司4號35萬千瓦國產超臨界燃煤發電機組順利完成試運投產，這標志著國內首臺“近零排放”燃煤發電機組順利投入商業運行。

幾天后，廣州恒運電廠的“超潔凈排放”也順利投產運行。

高翔介紹說：“近零排放與超潔凈排放是一回事，都是讓煤炭機組的排放低于燃氣機組的排放限值。”

燃煤的清潔利用最早是由中國工程院院士岑可法提出的“多種污染物協同控制”，經過十幾年發展，逐漸可以做到“近零排放”，其核心就是通過對脫硫、脫硝、除塵等單元模塊的組裝，實現對污染物的高效協同控制，是一個相互配套的“環保島”。

盤古智庫向本刊提供的數據顯示，以全國火電裝機9億kwh(千瓦時)計，如60%的電廠實施近零排放改造，每年可減少二氧化硫排放63萬噸，減少氮氧化物排放48萬噸，減少煙塵排放24萬噸。

“中國環境污染如此嚴重，排放要求必須是全世界最嚴，企業不應抱怨，而是要去改變。”高翔對本刊記者說，“許多企業環保觀念太滯后。”

而從政府層面看，包括山東、浙江、廣東等很多省市已開始出臺文件，全省都要做近零排放，并會給出優惠政策。

實際上，與“近零排放”并行的還有“煤改氣”——即將燃煤電廠改為燃氣電廠。

在高翔看來，煤改氣的前提是要有天然氣，美國與歐洲天然氣儲量大，而中國則顯不足。在國際能源市場上，中國還得額外承受“亞洲溢價”——亞洲的液化天然氣價格基本在15美元/ mmbtu(百萬英熱單位)，而美國只需要3?4美元/mmbtu。

據高翔帶領的研究團隊測算，“煤改氣”之后每度電的成本會上升四五角，而近零排放每度電的成本只增加2分錢。

“北京市四個小電廠做煤改氣的補貼達100多億元，河南一個30萬千瓦機組的煤改氣改造需要補貼20億元，只要發電就賠錢。”高翔對本刊記者說。

他認為，與其用氣電替代煤電，不如加快推進清潔煤發電，例如建設先進的超臨界和超超臨界火電機組，關停老舊落后小電廠。

地下煤氣化(7.90, 0.06, 0.77%)爭議

相較于已經成熟的“近零排放”，地下煤氣化在中國還處在工業化試驗階段。

早在2000年，中國礦業大學(北京)環境與化工學院副教授余學東曾參與研究并建設山東新汶礦業集團孫村煤礦的地下煤氣化的工業試驗，使其替代原地面兩段爐的水煤氣，為礦區1萬多戶居民家庭及部分工業鍋爐供氣。

2010年，中國礦業大學在甘肅華亭完成了地下煤氣化的工業性試驗。余學東介紹，地下煤氣化技術的完成度已經很高，之所以沒有普及，部分原因是地上設施與地下氣化發熱不配套，需要改進地上發電設備。由于涉及成本投入，華亭項目中輟。

在國外，這種技術的產業化進程要順利許多。余學東告訴本刊記者，英國、澳大利亞、美國等地區已投入商業化運營。

中國社會科學院研究員鄭玉歆告訴《瞭望東方周刊》，地下煤氣化技術是一種廉價、清潔、安全的清潔煤技術，值得在我國適當推行。

但是，這種技術的爭議也較大。

“地下煤氣化還屬于前衛技術，只能在少部分特殊地區應用，中國地煤層結構復雜，瓦斯突出和猛瓦斯的地方較多，另外這種技術的完成度并不高。”曾經去澳大利亞考察過地下煤氣化的北京國能中電能源有限責任公司董事長白云峰[微博]告訴本刊記者。他的公司為火電廠提供清潔煤技術服務。

余學東承認，地下煤氣化技術還需改進，包括與地面發電設備的對接，但他認為，這屬于工藝范疇，依靠研究可以攻克。

“現在需要解決的是資金。”他認為地下煤氣是連續不間斷的，只有盡快與市場用戶對接，才能保證項目的經濟收入。

“國家對于地下煤氣化技術的研發項目，經費支持僅在千萬級。對于工業性試驗更是缺乏必要的政策支持，基本上要由企業來承擔各種成本和風險。”鄭玉歆說。

政策補貼提高電廠積極性

上海外高橋(28.85, 0.24, 0.84%)第三發電廠(以下簡稱外三)一位工程師告訴本刊記者，電廠內的煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放濃度分別為10mg/Nm3、30mg/Nm3、20mg/Nm3，全年平均每度電煤耗273g，廠用電率3.7%，指標處于世界領先地位。

“要做到這樣的成績，除了設備好，還要做精細化管理，僅僅幾毫克的變化就可能影響整個數據。”多次參觀外三的高翔告訴本刊記者。

負責外三脫硫項目的北京國能中電能源有限責任公司(以下國能中電)副總裁江浩表示，成本降低與補貼讓電廠更有積極性。

國能中電提供給本刊的數據顯示，一臺30萬機組的近零改造費用約7000萬元，60萬機組的改造費用約1.2億元，百萬機組費用在2億元左右，平均造價約為電廠總造價的5%？6%。

雖然現在國家層面還沒有針對近零排放的直接補貼，但是依照7月1日起執行的新標準，脫硫脫硝除塵補貼共計2.5?2.7分/kwh，再加上地方性的政策鼓勵，基本可以覆蓋“近零排放”的改造和運營成本。

江浩介紹，山東省的政策是申請近零試點的企業，排污費會有折扣，同時保證電廠運行小時數，廣州則通過補貼六分之一的投資成本鼓勵企業做近零排放。

事實上，全國煤電企業脫硫裝置安裝已達到95%，脫硝設置也有50%，近零排放是對現有的脫硫脫硝除塵設施進行的增效升級改造。

除去設備安裝等財務成本，從現有補貼里依然可以有每度電五厘的收益。以外三為例，2013年發電量超過100億kwh，脫硫補貼就有1.5億元。

江浩說，雖然在建和已投產的近零排放示范項目達十余個，但還沒有經歷長周期高效運行的驗證，還有改進空間。比如濕式電除塵最長的運行周期尚未超過一年，其中有失敗案例，也增加了電廠的不確定性。

另外環保部門的標準不斷變化，也讓企業不斷觀望，“企業還是希望標準定下來之后，一改到底，避免重復，畢竟經濟方面還要考慮。”江浩說。