近一年多來，“近零排放”屢屢成為火電、能源等行業亮點。今年7月，火電大氣污染物排放新標實行。浙江嘉興電廠7號和8號機組、神華國華（舟山）發電有限責任公司4號機組、浙能六橫電廠1號機組、廣州恒運電廠9號機組、河北三河電廠1號機組等密集宣布達到“近零排放”、“超低排放”或“超潔凈排放”。一時間，“近零排放”等呼聲大有星火燎原之勢。

但實際上，國內外并沒有關于“近零排放”的一致定義。除此之外，類似的稱謂還有“超低排放”、“趨零排放”、“超凈排放”、“超潔凈排放”、“低于燃機排放標準”等多種，用法隨意。而對其內涵和意義，“近零排放”日前也引來質疑。

“近零排放”主要靠挖潛

近日，中國電力企業聯合會秘書長王志軒撰文呼吁給“近零排放”降溫：“近零排放”的概念不清；煙氣連續監測技術難以支撐“近零排放”監測數據的準確性；“近零排放”在技術上并沒有重大創新，且嚴苛的條件并非一般燃煤電廠都能達到；“近零排放”環境效益和經濟效益的投入產出比太低。

目前，我國火電廠煙氣脫硫工藝大致有濕法煙氣脫硫技術、噴霧干燥法、煙氣循環流化床、NID脫硫技術、海水脫硫法、活性炭吸收法等9種，脫硝技術主要有低氮燃燒、選擇性催化還原（SCR）、非選擇性催化還原（SNCR）、選擇性非催化還原與選擇性催化還原聯合法（SNCR-SCR），以及對煙氣同時脫硫脫硝的工藝，主要包括等離子體法、氧化法、吸收及吸附法。

在王志軒看來，雖然有不少創新，我國大型燃煤電廠采用的除塵、脫硫、脫硝主流技術和主體工藝、設備，近幾十年來并沒有重大突破，世界范圍內基本上都是采用上世紀中后期開發的成熟技術。已“實現”的“近零排放”，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、系統優化、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。比如，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的裕度和復雜度，脫硫吸收塔噴淋層由3層改為5層或增加一個吸收塔，氮氧化物控制仍采用常規選擇性催化還原法，但增加了催化劑用量。

這也從一個側面解釋了前幾年環保行業的集中爆發：對設備和技術要求相對較低。“接下去將逐漸進入一段平穩期，那些不太講究技術的小企業將面臨淘汰出局的命運。”浙江菲達環保科技股份有限公司市場部部長陳凱敏說。

“近零排放”減排上升空間不大

環境保護部環境工程評估中心高級工程師莫華等專家認為，目前我國火電行業通過工程措施減排的空間已經非常有限。“十一五”期間，全國燃煤電廠安裝煙氣脫硫設施的機組已達到全部煤電裝機容量的86%，關停的小火電機組達到7683萬千瓦，約占火電機組總裝機容量的10.9%。供電標準煤耗已經低于美歐發達國家水平。未來火電行業包括新增機組在內，裝備脫硝設施的機組需要達到70%以上，才能滿足氮氧化物的總量削減目標。而由于我國火電行業除塵、脫硫工藝水平都已是國際領先水平，受煤質、含硫量等條件的限制，從技術層面降低排放水平難度更大，現有減排技術的邊際效應已不明顯。

追求“近零排放”，自然要增加更多的環保設備，也會帶來一些問題。

遼寧省環境監控中心一位研究人員在談到SCR設備時，比較過高溫高塵區、高溫低塵區及低溫低塵布置三種安裝位置的優缺點。比如在高溫高塵區，SCR反應器位于除塵器之前，煙氣處于高塵狀態，可能會使催化劑堵塞或導致催化劑中毒，因此需加大催化劑的布置體積。

據悉，SCR改造工程還涉及空氣預熱器、引風機的改造及脫硝設施支架的加固等。大唐景泰發電廠的技術人員曾指出，脫硝設備的安裝降低了空預器進出口煙氣流速、增加了空預器的漏風量，以及一二次風出口溫度降低，可能導致空預器積灰嚴重、空預器的二次燃燒，甚至影響整個鍋爐的安全運行，因此必須采取相應措施來避免安全隱患。

莫華等專家估計，要滿足火電大氣污染物排放新準，現役機組需進行除塵器、

脫硫和脫硝改造的分別為94%、80%和90%，改造費用2000億～2500億元。

按王志軒的觀點，煤電行業不應盲目推進“近零排放”，采用“最佳可行技術”（BAT）更適宜。只要所有電力企業穩定達標排放，全國電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項污染物年排放量之和僅約800萬噸。大量未經治理或污染控制水平很低的污染源（如工業鍋爐、民用煤散燒），才是影響空氣質量的“真兇”。

“‘近零排放’是件好事，但這首先涉及成本，其次也應該考慮一下值不值得做。我國火電減排已經達到國際先進水平，超過美國，但再為了1%、2%的減排效果，付出這么大的代價，有多大意義？”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強教授坦承，追求“近零排放”其實意義不是很大。