火电厂脱硝大战氮氧化物排放超限大部分火电厂尚未脱硝

火电厂脱硝大战氮氧化物排放超限大部分火电厂尚未脱硝

“十二五”期间火电厂氮氧化物的排放总量将由2010年的1050万吨增加到1200万吨左右王利博制图

脱硫是火电厂“十一五”的主要任务，而“十二五”期间的工作重点则是脱硝。

统计数据显示，我国氮氧化物排放量主要来自火电、交通部门及工业部门。2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6%，约占全国氮氧化物排放量的40%。根据火电厂未来增容的预测和燃煤增量的预计，“十二五”期间火电厂氮氧化物的排放总量将由2010年的1050万吨增加到1200万吨左右。

长期以来，我国的能源结构始终以煤为主，78%左右的电力装机是以煤为燃料的火电机组，发电量的84%来自煤电，这一结构给环境保护带来了巨大的挑战。

“十一五”期间，虽然关停小火电、现役机组脱硫取得了明显的成绩，但与此同时中国也迎来了新一轮的煤电扩张，煤电装机总量由2005年的3.7亿千瓦总装机增长到2010年末的6.5亿千瓦，煤电氮氧化物排放相应急剧增加。据中国电力企业联合会预测，在“十二五”煤电装机将继续增长到9.33亿千瓦，增幅超过40%，如果污染物也按照这个速度增长，本来中国不堪重负的大气环境将增添更加沉重的压力。

脱硝形势严峻

根据中国环境规划研究院的研究，我国的环境容量二氧化硫1200—1800吨，氮氧化物为1200吨。而从2009年的排放数据来看，仅电力行业就已经排放了近2000吨二氧化硫和1400吨氮氧化物，排放量早已超过国家环境容量上限。

绿色和平发布的一则报告称，“十一五”的大气污染控制基本是通过电厂脱硫实现的。到“十一五”末，电厂脱硫装机已经达到整体装机的80%，这意味着每发一度电排放的SO2已经比美国的电厂低。

近十年中国能源消耗增长了一倍多，且能源结构中煤炭占比超过70%。中国煤炭消费从2000年的14.45亿吨增长到了2010年的32.4亿吨，相当于美国的3倍，印度的6倍，是全球最大的煤炭消费国。

绿色和平气候与能源（宏观政策）项目主任周嵘称，今年前10月的发电量和耗煤量的增长速度都超过10%，截至10月份，今年煤炭消耗量达到31.13亿吨，按照此速度测算，2011年的煤炭消费量将达到37.356亿吨；“如此下去，很容易触及煤炭安全产能38亿吨红线。”

记者查阅环保部2010年发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策（征求意见稿）》编制说明了解到，“十一五”期间，氮氧化物排放的快速增长加剧了区域酸雨的恶化趋势，部分抵消了我国在SO2减排方面所付出的巨大努力。氮氧化物的跨国界“长距离输送”，使得我国氮氧化物排放问题引起国际上的关注，增加了我国控制NOx排放的国际压力。

另据中国环保产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6%，约占全国氮氧化物排放量的35%—40%。单位发电量的NOx排放水平为3.1克/千瓦时，同世界主要工业国家比较，高于美国、日本、英国、德国等发达国家1999年的单位发电量排放水平。

随着全国电厂脱硫设施的建设，二氧化硫的治理效果显现，氮氧化物正逐渐成为第一大酸性污染气体。据统计，2000—2005年我国氮氧化物排放从1100万吨增加到1900万吨，年均增长10%，且浓度仍在不断上升。

专家指出，氮氧化物的大量排放，不仅导致城市或区域灰霾、光化学烟雾等复合型空气污染加重，还增加了酸雨的污染程度。同时，通过干、湿沉降的作用，还加重了水体富营养化的影响。诸多因素，坚定了国家进行火电脱硝的决心。

2009年3月23日，环保部印发的《2009—2010年全国污染防治工作要点》指出，京津冀地区、长江三角洲和珠江三角洲地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，到2015年前，现役机组全部完成脱硝改造。

绿色和平气候与能源（技术）项目主任沈昕一称，“目前，我国火电厂除了京津冀地区、长江三角洲和珠江三角洲地区等敏感地区装有脱硝设备外，其他大部分地区火电厂脱硝工作还处于空白状态，所以‘十二五’中国脱硝工作依然艰巨。”

监管面临难题

10月11日，环保部公布2011年上半年全国主要污染物减排情况。数据显示化学需氧量、二氧化硫排放量、氨氮排放量等指标下降，但氮氧化物排放量反而上升6.17%，与2011年四项指标分别减排1.5%的目标相差较大。在31个省市中，北京是氮氧化物排放量下降的唯一地区，下降量为3.18%。

目前，全国一些省市先后制订了氮氧化物的排放标准，但各地标准并不相同。其中，北京2008年7月1日起开始实施的指标要求低于100毫克/立方米，为最严格指标。而上海、山东等地则要求自2010年1月1日起，燃煤机组氮氧化物排放低于400毫克/立方米。但在发达国家的脱硝指标均在200mg/m以下。

在沈昕一看来，虽然堪称世界最严的《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》2012年1月1日起就开始实施，但仍然不容乐观。他认为，有了标准，如果执行不力，脱硝工作也会大打折扣。此外，脱硝补贴的标准也尚未制定，政策激励机制不明朗的情况下，火电厂能否更新添置脱硝设备，也是一大疑问。

目前国内已建成烟气脱硝工程中使用的催化剂是购买德国、日本、美国和奥地利等国催化剂生产商的产品。国外脱硝设备昂贵，仅是一台60万千瓦机组每年更换催化剂费用高达1000万元。

2010年环保部发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策（征求意见稿）》编制说明中显示，“到2015年本技术政策全面实施后，每年可减排氮氧化物477—609万吨，需要投资461—652亿元，年运行费用259—390亿元。”

而根据中国电力企业联合会秘书长王志轩对火电脱硝的测算，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用共约2000亿—2500亿元。

“一座600兆瓦的中型火电厂，购置一台脱硝设备大概需要花费6000万元人民币。”沈昕一说，“在之前脱硫的工作中，就有部分火电厂为了规避实时监测和脱硫成本，就通过‘暗道’将大气污染物偷排出去。”

此外，脱硝工作的监管也面临难题。周嵘说，脱硫监管借鉴了美国体系，建立一套实时自动监测体系，改变了以往人工爬烟囱监测，未来脱硝的监管也面临同样检测体系问题。

政策补贴尚未明确

日前，五大电厂集体喊亏，有舆论认为这是为新一轮电价涨价造势。周嵘说，我国的煤炭市场实现了市场化，但电价仍是属于调控的计划经济，近年煤价走高，加之即将实施的《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》，火电厂的利润空间会萎缩。

而到底该不该给火电厂以脱硫、脱硝补贴也是饱受争议。

有消息称，之前火电新标准迟迟不出台，是因为与此相对应的脱硝补贴还没有最终在相关部门通过，这项脱硝补贴政策方案由国家发改委委托中电联等单位研究起草。如今，火电新标准已出台，但是脱硝补贴政策仍未明确。

环保部认为，脱硝补贴将在一定程度上提高电厂脱硝的积极性，促进脱硝工作的开展，以完成“十二五”的氮氧化物减排10％的目标。“十一五”期间，我国就曾以每度电0.015元的脱硫电价加价来激励电厂实施脱硫，并初步建立了一套监管、惩罚机制，的确极大地促进了工作的开展。

而在周嵘看来，所谓的脱硫、脱硝补贴其实不是补贴，而是一种价格政策，由电网垫付，从终端电价中收取，而不是直接走国家财政。

也有舆论认为，火电厂索要脱硫、脱硝补贴，是在让全社会为企业行为买单。

据测算，一台100万千瓦的脱硝机组年运行费4000多万元，而按照目前规定氮氧化物排污费补贴的600多万元，只能达到治污成本的15％，完全不足以支付环境治理与生态恢复的成本。更无法补偿大气污染对公众健康带来的损失。

不过，据五大电力集团2010企业社会责任报告显示，脱硫补贴仅占营业收入的3%左右。按照业界说法，脱硝比脱硫的成本稍低，那么脱硝给企业带来的成本支出，应该不超过营业收入的3%—4%，如果脱硝发电量能达到2010年脱硫发电水平，按照每度电0.012元计算，在“十二五”末，五大集团的脱硝年补贴仍能达到200亿元。

据业内人士介绍，我国从1982年开始收取排污费，但是设定在非常低的水平上，根本谈不上拿来补偿治理环境污染。某些项目甚至不到污染治理成本的10%。因此，企业宁可交纳排污费，不愿意花钱治理污染。

“十一五”期间为配合二氧化硫减排，政府部门曾计划提高排污单位排污费征收标准，但一直没有出台具体的排污费征收细则。“十一五”减排目标在提前完成的锣鼓声中结束，而提高排污费、开征环境税等环境资源定价体系改革却遥遥无期。

有业内人士认为，长期让中央财政支出治污补贴绝非长久之计。只有通过征收环境税设立治理环境污染专项资金，用在监测二氧化硫、氮氧化物等污染排放量、对造成的损害进行补偿，对减排突出的企业进行补贴，才能真正激励企业削减污染。