在新政策出臺的兩年半時間內，需將全國8億千瓦的火電機組改造完畢，時間緊按照老標準建設的脫硫設備壽命一般15年，企業為執行新標準，只用了5年的設備，需提前退休，或者額外增加新的補充設備，成本巨大新標準帶動的環保治理和設備制造行業的市場規模2600億元左右，后面還有巨大的運營服務市場“抱歉，您的問題暫時我們業務部門都不太想回答……”這是記者在問及現有機組能否按期穩定達到新標準時中國華電集團公司的回復。

距離新修訂的《火電廠大氣污染物排放標準》最后執行期限還有3個月，此次修訂后的新標準被稱為“史上最嚴火電排放標準”，與歐盟、日本、加拿大、澳大利亞等發達國家現行標準不相上下。

企業在執行新標準的過程中到底情況如何？兩年半的改造時間全國火電企業究竟完成了多少機組改造？時至今日，記者采訪的幾家大型火電企業仍是“猶抱琵琶半遮面”。

新標準并非高不可及

采取合理控制技術可達標，低氮燃燒與SCR結合效果較好

近年來我國NOx排放量不斷增加，酸雨污染已由硫酸型向硫、硝酸復合型轉變，城市大氣環境形勢依然嚴峻，區域性大氣污染問題日趨明顯。此外，NOx的排放控制要求與發達國家及地區相比差距較大，GB13223-2003中NOx的濃度限值為450～1100mg/m3，而發達國家和地區的NOx排放限值一般在200mg/m3以下（歐盟現行的NOx排放限值為200mg/m3，美國為135mg/m3~184mg/m3，日本為200mg/m3）。現行排放標準已無法適應當前及未來一段時期內火電行業環境保護要求，提高排放控制要求，控制火電 NOx 排放迫在眉睫。

業內一位電力專家表示，如果仍然采用舊標準中的限值，則在2012年~2020年（或更長）的期間內仍然只能達到發達國家2002年的水平，落后發達國家10年。

新標準大大加嚴了排放限值，但事實上，新標準也不是一項高不可及的標準。華能北京熱電廠的燃煤鍋爐，早在2007年就采用當時國內技術的脫硫、脫硝和電除塵裝置，做到二氧化硫<15mg/m3，二氧化氮<50mg/m3，粉塵<15mg/m3，達到了新標準規定的最嚴格的重點地區排放特別限值。

“我們在制定每一項標準之前，都會進行大范圍的調研和測算。這次新標準在制定前我們也參考了北京市的地區性標準。”環境科學研究院環境標準所所長武雪芳表示，“標準的制定就是要通過不斷提高指標來推進整個行業的前行，要通過不斷地提高標準來淘汰那些落后的設備和工藝。如果制定出的新標準每個企業都能達到，那這個標準也就沒有存在的必要了。”

據了解，我國脫硝技術已取得一定突破。目前火電廠應用的脫硝手段有3種：低氮燃燒脫硝、選擇性催化還原法（SCR）脫硝和非選擇性催化還原法（SNCR）脫硝。“低氮燃燒脫硝目前在300兆瓦以上新建機組都有應用，但脫除效率比較低，低氮燃燒技術能使電廠煙氣中氮氧化物的濃度達到300~400mg/m3，在這種情況下，再利用統一SCR脫硝就可以達到100mg/m3以下。”中國工程院院士、清華大學環境系教授郝吉明表示，“兩者配合使用，催化劑的效率可達70%~80%，對于實現新標準的限值是比較可行的。”

在我國的電力結構中，火電約占電力裝機的78%。由于光伏、風電等新能源的發展仍存在一定問題，我國在短時間內淘汰煤電幾無可能。據統計，2012年，我國火電行業排放的二氧化硫、氮氧化物約占全國二氧化硫、氮氧化物排放總量的42%、40%；火電行業還排放了煙塵151萬噸，約占工業排放量的20%~30%。作為大氣排放的重頭，面對近來頻頻發生的“霧霾天”，提高火電行業排放標準也就順理成章了。

改造進度為何緩慢？

補貼電價可以彌補脫硝成本，但任務重、時間緊、資金使用集中

事實上，我國從“十一五”期間就開始了脫硫改造工作，由于標準相較于之前提高了一倍，在新政策出臺后，電廠需要對脫硫設備進行二次改造；而對于脫硝而言，由于之前安裝脫硝機組比例低，也就意味著在新政策出臺的兩年半時間內需將全國8億千瓦的火電機組改造完畢。

“對火電企業而言，國家已經出臺脫硫脫硝和除塵電價政策，不管是否可以全部彌補治理成本，發電企業都在積極開展相應的工作。”中國華能集團公

司相關負責人表示，“從實施的情況看，脫硫、脫硝、除塵等環保改造安排過于集中，規模大，工期緊，任務重，實施的范圍廣，協調難度大，改造投資大，資金使用集中，且承包單位的工作量相當飽滿，加上受當地網調發電等因素影響，造成部分環保改造項目的設計、供貨、施工進度等工作均受影響，對生產經營、安全管理等的影響也非常大。”

以脫硫為例，排放標準從400mg/m3到30mg/m3，只用了5年左右時間，但是按照老標準建設的脫硫設備壽命一般都是15年，企業為執行新標準，需要讓還在服役期的設備提前退休，或者額外增加新的補充設備，成本巨大。新標準開始實施后，脫硝成為火電行業的必修課，新建機組開始執行100mg/m3的氮氧化物排放限值，現有機組必須進行脫硝改造。

《〈火電廠大氣污染物排放標準〉編制說明》中，對脫硝設備改造和運行的經濟成本有過預測：對新建和 2004 年 1 月 1 日~ 2011年12月31日期間環境影響評價文件通過審批的現有燃煤火力發電鍋爐全部實施煙氣脫硝，對2003年12月31日前建成的火電機組部分實施煙氣脫硝。則新標準實施后，到2015年，需要新增煙氣脫硝容量8.17億千瓦，若都安裝高效低氮燃燒器和SCR，以老機組改造每千瓦脫硝裝置投資為280元，新機組加裝每千瓦脫硝裝置投資為150元計，共需脫硝投資1950億元。以每臺機組年運行5000小時，每度電脫硝運行費用為 0.015元計，2015年需運行費用612億元/年。到 2020 年，需要新增煙氣脫硝容量 10.66億千瓦，共需脫硝投資2328 億元，2020 年需運行費用 800 億元/年。

而在電價方面，2011年11月30日，國家發改委出臺了《國家采取綜合措施調控煤炭和電力價格》，明確指出自2011年12月1日起，對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠試行脫硝電價政策，每千瓦時加價0.8分錢，以彌補脫硝成本增支。根據測算，一臺60萬千瓦機組，安裝后端脫硝裝備，給予0.8分錢/千瓦時脫硝電價補貼，脫硝設施回收期約7年~8年，毛利率約12.5%。“火電廠還是有利潤的。”一位電力行業人士表示。

“根據我們的預測，新標準帶動的環保治理和設備制造行業的市場規模在2600億元左右，后面還會有一個巨大的運營服務市場。”一位業內人士表示，“如果電廠的脫硫設施已經建成，基本格局已經確定，再進行改造，就會面臨場地空間等問題。而對于一些環保設施設計有缺陷的電廠，可能會面臨推倒重來式的改造。”

電廠為何缺少選擇權？

五大集團改造工程往往內部消化，缺乏充分市場競爭，環保公司良莠不齊，改造質量難保證

火電排放新標準一發布，市場普遍預測，火電廠新排放標準的出臺以及國家“十二五”減排力度的加大，將使2011年~2013年脫硝行業出現爆發式增長，從而給相關設備生產企業、服務企業、脫硝催化劑生產企業帶來利好。有業內人士預測，新標準將利好脫硝市場，到2020年，中國電力行業的環保市場將達5000億元。

大批環保公司如雨后春筍般紛紛成立，其中難免良莠不齊。五大發電集團旗下的環保工程公司，紛紛招兵買馬，組建自己的脫硝隊伍，或從原先脫硫事業部調派人員，或進行社會招聘。從事火電廠環保工作的企業，在這一浪潮中，都賺得盆滿缽滿。但面臨著新標準執行最后期限的日趨臨近，抓進度、趕工期的現象開始顯現。

“由于時間的緊迫性，多少會在質量上打折扣，造成工程質量下降。”記者采訪的多家電廠負責人，均有如此擔憂。

此外，相對民營電廠而言，處于集團管控尤其是五大電力集團控股的電廠，除了追趕工期的壓力外，脫硫、脫硝改造工程還存在自主選擇權較弱的問題。這是業內知而不宣的事實。

按照市場化的原則，電廠既然已經付出成本，原則上當然希望將自己的項目交由施工水平過硬、設備質量好的環保工程公司來做。“但是將工程交給自己旗下的環保公司這一內部規定，就讓我們沒有了選擇權，即使明知兄弟環保工程單位的水平不行，也只能按照集團領導意見被迫選擇。”一電廠負責人表示。

另一方面，2013年媒體曾報道，稱多家火電廠排放數據造假，不僅沒有達到新標準提出的要求，甚至騙取脫硫補貼。

2013年下半年環境保護部組織完成了2012年度各省、自治區、直轄市和8家中央企業主要污染物總量減排核查工作，其中，有15家企業因為脫硫監測數據弄虛作假，被開出罰單，其中主要是火電廠。

按照國家的規定，對使用脫硫設施的電力企業給予1.5分錢的脫硫電價，比如一個60萬千瓦的機組，國家給予的補貼大概為每年4000萬元~5000萬元。對此，環境保護部人士表示，不僅要把脫硫補貼扣回來，還要對上述企業予以處罰，最高罰金為補貼金額的5倍。