污染控制法规政策进一步趋严 电企仍需负重爬坡

2011-3-02 19:22 来源: 中国环境报
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  随着国家陆续出台的一系列环保措施,火电行业将面临新一轮的结构调整。面对高涨的煤价、环保压力和减排重任,电力企业如何前行?

  中国电力企业联合会与美国环保协会共同编著的《中国燃煤电厂大气污染物控制现状2010》(以下简称“报告”)显示,我国火电厂大气污染控制已步入世界先进水平,“十一五”前4年,电力行业通过降低煤耗、线损率以及清洁能源替代等一系列措施,2006年~2009年电力行业累计减排二氧化碳9.51亿吨;二氧化硫控制取得明显成效,并为全国完成节能减排目标做出了决定性贡献。

  全行业节能减排成绩可圈可点

  减排成本压力越来越大

  报告显示,5年来,电力企业环境基础设施建设突飞猛进,累计建成运行5亿千瓦燃煤电厂脱硫设施,全国火电脱硫机组比例从2005年的12%提高到80%,燃煤电厂脱硫装机容量快速提升,增加了10倍以上;落后产能淘汰力度空前,累计关停小火电机组7000多万千瓦,提前一年半完成关闭5000万千瓦的任务,“上大压小”成绩显著。

  “十一五”时期,国家发改委、环境保护部等部门通过统筹推进、严格问责、节能发电调度、运用市场机制、加大技术推广与评估、开展区域联防联控、积极应对气候变化等措施,有力地促进了电力行业节能减排工作。报告显示,截至2009年年底,全国6000千瓦及以上火电机组平均供电标准煤耗为340克/千瓦时,同比下降5克/千瓦时。全国脱硫机组容量达到4.7亿千瓦,占煤电机组的比例约为76%,单位火电发电量二氧化硫排放3.2克/千瓦时,同比下降0.6克/千瓦时。此外,全国已投运的烟气脱硝机组接近5000万千瓦,约占煤电机组容量的8%,燃煤电厂大气汞污染控制试点工作也准备开展。

  由于脱硫成本高,在政府节能减排政策推动下,许多火电企业面临极大的减排成本压力。随着小机组关停工作基本完成,节能减排的潜力越来越小,难度越来越大,费用越来越高。

  重压之下,电力企业被迫艰难转身,在扎实推进污染减排的同时,开始积极推动自身产业升级和结构调整,加大对可再生能源的开发力度,同时继续发展大容量、高参数超临界、超超临界机组,从各个角度开拓节能减排新思路,寻找新方法。

  报告显示,“十一五”以来,我国清洁能源得到较快发展。水电、核电、风电和其他可再生能源发电等装机建设步伐加快,2009年底,全国水电装机容量占发电装机总容量的22.51%,居世界首位;风电连续4年实现倍增式增长;太阳能、生物质能发电等可再生能源开发提速。

  污染控制技术达世界先进水平

  脱硫脱硝如何从容应对?

  我国燃煤电厂烟气除尘技术经历了由初级到高级的发展过程。在除尘器选择上,初期为旋风除尘器、多管除尘器、水膜除尘器,上世纪80年代起,静电除尘器被广泛使用。报告显示,我国目前燃煤电厂排烟除尘方式以静电除尘为主,采用静电除尘器的锅炉容量占95%以上。随着袋式除尘器滤袋材料性能的改善及排放标准的严格,近年来袋式除尘器和电袋除尘器应用呈上升趋势。报告认为,我国燃煤电厂烟尘控制已经发展到应用最佳可行技术的阶段。

  随着国家环保要求不断提高、现役机组技术改造力度不断加大、火电厂氮氧化物的控制力度不断加强,电力行业氮氧化物排放量增长趋势明显放缓。根据中国电力企业联合会统计,截至2009年,全国已投运的烟气脱硝机组容量接近5000万千瓦,约占煤电机组容量的8%。据统计,已投运的烟气脱硝机组以新建机组为主,且大部分采用了选择性催化还原(SCR)技术。但由于国家尚未出台脱硝电价政策,较高的脱硝成本让企业难以自行消化,脱硝装置投运率不高。

  随着煤价不断上涨,火电企业亏损面呈扩大之势。面对国家开始强制脱硝,亏损的企业是否“有钱抓药”,是否会抽出有限的资金来面对脱硫、脱硝的双重压力?

  业内专家建议,国家应积极完善有利于减排的政策机制,研究出台火电行业脱硝电价优惠政策,建立企业和地区减排财政补贴激励机制,充分借鉴“十一五”时期成功实施脱硫减排的有益经验,积极推进电力企业脱硝工作,并为其提供资金、技术和政策上的支持。电力企业应抓住有利时机,完善相应的技术和管理工作,有效推进脱硝工作的开展。

  目前,我国相关政府部门及行业尚未正式对外发布过燃煤电厂汞排放的数据。报告引用《中国燃煤电厂大气汞排放》项目的数据显示,2008年中国燃煤电厂大气汞排放量比2005年降低10%左右,主要因为脱硫机组占煤电机组的比例由2005年的14%快速提高到2008年的60%,脱硫装置对汞具有协同脱除作用。

  能源格局短时期内不会改变

  坚持源头控制与末端治理结合

  2009年7月6日,华能绿色煤电天津IGCC(联合循环发电系统)示范电站正式开工。这是国内第一座、世界第六座IGCC发电站,采用华能具有自主知识产权的两段式干煤粉气化炉技术,将建设25万千瓦IGCC机组一台,并在今年投产发电,预期发电效率达48%,脱硫效率在99%以上。据介绍,IGCC电站的污染物可实现近零排放,并有利于二氧化碳的捕集,对环境保护和低碳发展具有重要意义。目前,这项技术正处在商业示范并接近商业应用阶段。

  我国以煤炭为主的能源格局在短时期内不会改变,以煤为主的电力工业结构格局也在未来二三十年内不会改变,燃煤产生的大气污染物的控制任务仍然艰巨。在烟尘、二氧化硫、氮氧化物逐步得到控制之后,烟气中的重金属等污染物的控制将会被提上议事日程,而对电力工业影响最大的二氧化碳排放将是制约电力工业发展的最大障碍。

  在对未来电力行业总体发展趋势的判断上,中国电力企业联合会专家表示,综合考虑到我国“十二五”经济、能源、环境平衡战略和电力行业发展特点,“十二五”期间电力行业大气污染物控制应坚持源头控制与末端治理相结合的控制思路。

  在源头控制方面,通过加强电力结构和布局调整,减少煤电在电力结构中的比重,扩大清洁能源发电比重;通过采取节能、温室气体减排和污染控制为一体的循环经济发展模式,如提高燃煤质量、扩大洗煤配煤比重,促进电热冷多联产发展,提高能源利用效率,减少污染元素进入燃煤电厂,促进资源循环使用;通过发展高效的洁净煤发电技术提高燃煤发电效率和清洁生产水平。

  在末端治理方面,要发挥污染物控制装置的作用,使最佳经济可行技术成为电力污染控制的主流技术路线,坚持以重点污染物控制为导向的多种污染物协同控制。通过对现有污染物控制技术进行升级或设备改造,增加对多种污染物的治理功能,比如通过对脱硝催化剂的科学选择,使烟气治理装置有较好的脱汞效果。

  污染控制法规政策进一步趋严

  区域大气污染防治将成主流

  正在修订中的《大气污染防治法》将进一步加大污染防治力度,强化法律责任,对“十二五”期间火电厂主要污染物排放控制提出更高的要求。对此,报告在对法规政策趋势分析中提出,常规性大气污染物控制的法律法规将进一步趋严。根据已经公布的《火电厂大气污染物排放标准》(二次征求意见稿),这次修订不仅对烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值的要求都更加严格,并设置了汞的排放限值。

  2010年5月,国务院办公厅转发环境保护部等部门《关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》,推进区域大气污染联防联控,并首次明确提出多重污染物协同控制的要求。业内专家表示,这一通知表明我国在“十二五”时期大气污染防治因子将逐渐扩展,涵盖氮氧化物、臭氧、可吸入颗粒物、有毒有害物质,实现多污染物协同控制的同时,区域大气污染防治将成为我国“十二五”大气污染防治工作的重点内容之一。这也进一步明确了对重点行业重点污染物防治的要求,电力行业要进一步强化二氧化硫总量控制制度,提高火电机组脱硫效率,同时加强氮氧化物污染减排,建立氮氧化物排放总量控制制度,新建、扩建、改建火电厂应按要求建设烟气脱硝设施,重点区域内的火电厂应在“十二五”期间全部安装脱硝设施,其他区域的火电厂应预留烟气脱硝设施空间。

  另据了解,为实现国家提出的2020年非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右的目标,电力行业将进一步调整和优化电力生产结构。“十二五”期间,电力行业将面临二氧化硫、氮氧化物排放总量进一步削减和供电煤耗进一步下降的要求。