【中华环保世纪行】能耗大户节能减排背后的三个问号

　　5月6日至13日，本报记者随中华环保世纪行采访团赶赴安徽、河南两省多个县市，走访了多个燃煤电厂，了解这些能源消耗大户在节能减排方面的进展。

　　每到一处，带队的全国人大环资委调研室巡视员何嘉平都会仔细查看实时排放数据和历史数据曲线图，并询问相关负责人：“脱硫脱硝效率能达到多少？电厂实际负荷多少？”“处理成中水的成本多少？给电厂的价格是多少？”他一再强调：“环保要算经济账。”

　　的确，透过一个个数字，人们可以了解这些企业在环保方面的努力和得失，困惑和诉求，由此寻找通向绿色明天的路径。

　　减排空间还剩多少？

　　5月8日，记者来到国电蚌埠电厂，该厂现有两台60万千瓦级燃煤发电机组。据介绍，该厂年平均负荷在70%左右，目前脱硝效率能够达到80%以上，脱硝设备投运率在97%以上；脱硫效率达到95%以上，脱硫设备全年投运率达到100%。

　　蚌埠电厂副厂长吴海向本报记者表示，由于节能减排的技改项目已经固化，节能途径也渐显贫乏，机组节能可挖掘的潜力越来越小，减排空间所剩无几，而环保减排压力越来越大。“目前环保电价不足以弥补企业环保设备运营成本，给企业经营带来了很大压力。”

　　燃煤发电厂的环保建设主要包括脱硫、脱硝、除尘。有业内人士称，在这三个领域，大型火电厂的减排效率几近顶点。

　　与此同时，被称为史上最严格火电排放标准的《火电厂大气污染物排放标准》今年7月1日将迎来最后执行期限。按要求，我国重点控制区域内的烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放标准分别为每立方米要小于20毫克、50毫克、100毫克。在美国，该数字为每立方米小于20毫克、184毫克、135毫克；欧盟则为每立方米小于30毫克、200毫克、200毫克。

　　“我国的排放要求比欧盟还严格，我们火电企业现有设备挖潜已到极限，未来要实现‘超洁净排放’的话，我们的技术设备还得继续改造升级，很可能减排的工艺原理都要发生根本性的变化。”吴海说。

　　而从整个行业而言，火电厂减排空间还很大。在全国火电燃煤电厂脱硫改造已经接近“尾声”的情况下，脱硝改造已成为重点。2013年底，火电行业新建和改装完成脱硝工程的装机容量上升到37%，我国仍有超过六成的火电机组面临改造问题。

　　记者了解到，2013年安徽省新建成火电机组脱硝设施23台，新增脱硝机组容量1075.5万千瓦，全省脱硝机组装机容量比例由2012年的42%提高到70.5%。

　　“今年全省计划完成30万千瓦以上燃煤机组脱硝设施建设，压力很大。”安徽省环保厅相关负责人说。

　　环保的企业能否多发电？

　　5月12日，在距离省会郑州仅数十公里的国电荥阳煤电一体化有限公司，副总经理祁永胜向记者介绍，“十二五”以来环保政策趋于严格，该公司自2010年投产以来，又先后投入3.38亿元，对环保节能设施进行升级改造。

　　据悉，他们投入1.7亿元，分别完成两台机组的脱硝设施改造，年可减排氮氧化物18000吨左右；投入8600万元对锅炉进行等离子点火改造，实现无油点火，消除了机组启动时的黑烟现象；投入3600万元对脱硫系统进行增容改造，取消了两台机组脱硫烟道旁路，年可减排二氧化硫近3万吨；投入9200万元为两台机组增加一级烟气深度净化装置，年可进一步减排烟尘300吨。

　　该企业花费巨额成本建设环保设施，可是全年平均发电负荷仅有50%多。“国家层面能否出台一些政策，让环保设施先进的企业多发一些电？也让环保设施更好地发挥效能。”祁永胜说。

　　据了解，由于脱硝设备对锅炉温度要求较高，当温度低于300摄氏度时，机组负荷在50%以下，脱硝设备就会停止运行。

　　安徽省政府提供的一份资料表明，该省全面实施脱硝电价，坚持“绿色调度”，在发电计划分配上向脱硝机组倾斜，2013年新增发电量几乎全部优先分配给脱硝机组。

　　来自广西的资料也显示，去年当地安排已有脱硝设施的企业比上年多发电117亿千瓦时，安排未上脱硝设施的火电机组比去年减少发电26亿千瓦时。

　　对此，河南省环保厅副厅长马新春表示，总体上，环保设施好的企业会让它多发些电，但发电量的分配要考虑多种因素。

　　中水使用为何不多多益善？

　　5月10日，位于河南许昌的禹龙发电公司负责人介绍说，该公司补充水来源为白沙水库和禹州市城市中水，平均每天取水量为3.69万吨，其中城市中水为1万吨左右，城市中水约占总取水量的27.1%。

　　我国是水资源缺乏的国家，自河南向北更是普遍缺水，饮用水源用于工业，实在是件奢侈的事。而火力发电行业的耗水量巨大，使用中水作为循环冷却水已成趋势，电厂使用成本较低并且环保的中水何不“多多益善”？

　　禹龙发电公司提供的数据也许可以解答上述疑问：白沙水库来水的水价为每吨0.85元，城市中水来水的水价为每吨0.7元。该企业表示，城市中水硬度高，不符合《城市污水再生利用工业用水水质》关于硬度的标准，限制了中水使用量。

　　简而言之，对比中水与水库来水的水质和水价，中水不够“价廉物美”，电厂自然不愿多用。

　　记者了解到，火力发电厂循环冷却水的水质必须稳定可实暮没涤跋熳诺绯攘ι璞傅陌踩性又什环媳曜嫉乃圆豢梢越肜淙囱废低场Ｈ绻兴什环瞎ひ涤盟时曜迹绯г谑褂们盎挂性俅恚馕抟山徊皆黾踊繁３杀尽Ｊ率瞪希馐侵兴赜靡恢薄袄咨蟆⒂甑阈　钡闹⒔崴凇?/p>

　　据洛阳市的一项调研显示，2013年首阳山电厂中水负荷率仅占设计规模的37.1%，神华国华孟津电厂中水负荷率仅占设计规模38.86%，大唐热电厂的这一数字为12%。

　　“企业使用新鲜水太便宜了！”马新春副厅长向本报记者坦言，个别电厂没有按照相关部门的批复足量使用中水，可能是因为中水水质不行，但更关键的问题在于，目前使用中水没有太多的成本优势。“电厂使用中水是个环保问题，也是个经济问题。管道谁来铺设？水质如何确保达标？若不达标怎么办？都需要企业之间签订具体的合同加以明确。”

　　有关专家建议，政府应尽快出台强制性政策法规节水，将中水回用纳入法制化管理轨道。在此基础上，双管齐下，用经济杠杆调节促使企业使用中水：一方面提高水资源管理费的征收标准，另一方面，通过制定奖励政策、减免税金、提供融资和补助金等鼓励中水回用。此外，相关部门应加强对中水的水质监测，确保其质量达标、安全可用。

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