王志轩：如何规避致命性打击

“过高的环保要求对大多电力企业而言，只会导致两个结果，一是企业倒闭，二是数据造假。”　　文|本刊记者 张娜　　此次新修订的《火电厂大气污染排放标准》引发了一场全国范围内的大讨论，在中电联秘书长王志轩看来，这场原本就势不均、力不敌的征求
意见，火电厂是有口难言。在即将开展的大范围技改中，企业能否得到补贴还不得而知。另一方面，电煤价格节节高升，内忧外患下的火电厂该如何平衡经营和环保这两边的天平？　　对此，《能源》杂志记者专访了王志轩，以期深入解读这份强制性的新标准。　　《能源》：新标准大幅提升了火电企业环保门槛，且严厉程度有甚于欧美等国，故而一直争议不断，您怎么看这四种排放物的新规定？　　王志轩：我们国家的火电厂大气污染物排放标准第一次是在1991年颁布的，这次是第四次修订了。　　最开始是控制烟尘和二氧化硫，没有氮氧化物。1996年标准修订时增加了氮氧化物，当时之所以增加是考虑可以通过低氮燃烧的方式减少排放，以推动新建电厂采用低氮燃烧方式。技术和路线是低氮燃烧方式为主，以煤的挥发份不同来确定不同的排放限值，烟煤、褐煤挥发份比较高，氮氧化物可以较容易用低氮燃烧的方式降下来，但是无烟煤含炭量高难以燃烧且在燃烧时温度也高，氮氧化物排放大。　　现在看，三种常规污染物作为强制性标准是适合的。这次增加了汞我认为不适合，原因有两点，一是排放标准的制定，应该依靠法律，我们国家有《大气污染防治法》，里面明确提到污染物排放标准依据环境质量标准和国家的技术、经济条件。环境质量标准里面并没有汞这种污染物。之所以控制污染物是为了解决环境问题，而环境问题控制到什么程度国家要有标准，《环境空气质量标准》中与火电行业排放污染物密切相关的有二氧化硫、可吸入颗粒物及二氧化氮的空气质量要求，应当控制这三种特征污染物，而控制电厂大气排放的汞缺乏依法行政的依据。第二，从技术、经济等各个方面来说，控制汞并不成熟，燃煤电厂到底排放了多少汞，对环境影响多大，其排放与煤质是什么关系，如何连续测量，都不清楚或不成熟。虽然国家已颁布了检测方法，但我国成熟可靠的连续监测设备还存在问题，其监测设备主要靠国外。　　《能源》：您曾说过，这种过严的环保标准对火电企业来讲将是“致命性的”；过高的环保要求对大多电力企业而言，只会导致两个结果，一是企业倒闭，二是造假。有这么严重吗？　　王志轩：“致命性”，要从技术的选择、运行维护管理、建设资金困难及成本的增加四个方面理解。　　首先，从技术的选择上，把污染物排放标准看成是法律不可逾越的，是强制性标准。如果现有的技术达不到，就是超标。所谓严格，特别是要求过高，就要考虑长期可靠运行是否都能达到标准。如果超标的频率和程度过高电厂就无法运行了。现在的标准个别排放限值已经是世界上最严的，没有经过长期的验证。如果不考虑投资和造价也能达到，比如除尘，用布袋，总会做到，脱硝通过多加催化剂层数也可以做到，我所说的技术性是在经济合理的基础上。简单一句话就是，连续稳定达到排放标准要求，现有经济可行的技术难以完全做到。　　第二，建设资金困难和运行成本高。对于标准的要求，需要投入大量的资金加装脱硝装置，而且有些设备改造，还需要挪地上地下的管线等，再者由于电厂改造时间大于机组大修期，停机时间发电的效益没算入。停机对中西部利用小时数低、亏损严重的火电厂更是雪上加霜。我们初步分析，环保设施因标准提高增加年运行费用约900-1100亿元，而目前并没有配套相应的经济政策，电力企业很难在目前已经严重亏损的情况下承受如此大的运行成本。　　第三，运行管理。设备再好，运行管理人员也要培训。火电厂培训的工作量非常大，脱硫还没培训完，脱硝才是刚开始。　　第四，成本计入电价的问题能否成熟。征求意见二稿提了很多意见，最终标准出台是做了一些修改的。比如重庆、贵州、四川、广西火电厂因为煤的含硫量太高，脱硫的标准放宽了，国家有关规定曾明确，含硫量大于3%以上就不能开采，但是以上这些地区煤很多大于3%甚至大于5%。以前之所以规定3%，是因为没有建脱硫装置，但现在有了脱硫设备后，不应对高硫煤再进行限制。　　《能源》：一个电厂的环保费用能占其整体成本的多大比例？在每年的运行中又会有多大比例的支出？　　王志轩：现在理解的环保主要是这样几方面：一是污染控制，二是废水治理，工业废水等，三是绿化，四是为了防止灰尘的洒水等，五是生态投资。如果说要算一个整体的环保费用，估计占总成本的10%-20%，运行中每度电的环保支出也占到10%-20%。　　《能源》：脱硫这几年执行的效果如何？有消息称，“十二五”期间，火电烟气脱硝电价享受每度补贴价格不会高于脱硫补贴电价的0.015元。这些补贴能起多大作用？　　王志轩：脱硫效果我总结了八个字：总体很好，问题不少。正当大家开始总结教训，想缓下节奏更好发展的时候，突然标准变了。五年多，80%的电厂都上了脱硫设备是很大的成就，“十二五”应该是总结经验，可现在步伐迈得太快了。　　问题主要有几点：一，低价竞标，恶性竞争，很多情况下，质保期一年凑合过了，第二年就不行了，因为招标价格太低了，设备质量不过关，安装、调试也存在问题。二是小马拉大车，对煤质的不稳定性估计不足，如设计时煤的含硫量是1%或者2%，但是实际运行的时候就是3%或者4%；且由于我国总体看电煤质量较差，如煤的平均灰分在28%左右，相比较美国、欧盟的10%以下，可知我们的车皮在拉煤时多拉了多少石头？燃洗精煤肯定要好，但是太贵了，这也是争论了很多年的事情。而且如果电厂是按照洗中煤设计的，要是换成洗精煤也不行，何况洗下的还是要通过发电来使用。三，相对于主机，脱硫设施的运行维护技术人员缺乏、整体水平不高，有些运行人员来源于电厂的“三产”，虽然经过一定培训，但总需要有一个提高的过程。　　脱硝电价的测算，难度要比脱硫要大得多。我们估计脱硫成本很容易，电厂的新旧，煤的含硫量，石灰石品质等，但是脱硝更复杂，脱硝成本我20年来一直跟踪研究，到现在还不能准确说出来，高价和低价间幅度能差十倍。平均算，美国脱硫和脱硝基本差不多，比脱硫稍微低一点，每千瓦110-120美元的造价。我认为按照现有水平补贴应该不低于1.2分为宜，在1.5分上下波动。但是如果催化剂涨一倍就不是这个价格了，毕竟催化剂、还原剂、电费等占脱硝成本的80%左右。　　新建一个电厂由于法律法规和准入条件很明确，环保成本包括脱硝应当是整体电价的一部分，因此也就不存在单纯的脱硫脱硝补贴问题。如日本经验也证明，烧高硫和低硫燃料最后的环保成本是基本一样的，高硫煤价格低，但是脱硫成本高。现在我国实行的是标杆电价加脱硫补贴，如果对于新电厂的环保要求都需要脱硫、脱硝则应当在标杆电价中一并考虑。最重要的是，对于老电厂由于环保成本的增加，需要新增加电价，这也是行政许可法规定的基本要求。　　《能源》：由于我国修订了几次排放标准，一些机组的污染控制设施还未建成或者刚投产就面临改造、淘汰的命运，那么对企业是否有相应的补偿机制？　　王志轩：的确，排放标准修订四次了，同时国家提出污染物总量控制要求并与企业签定了总量控制责任状，电厂也进行多轮的环保设施的改造，除了很多电厂利用了政府部门补助的排污费资金外，在电价政策方面主要是出台了脱硫电价，但有些滞后。本次标准修订后颁布，也没有同步配套电价政策，其他补偿政策也不明朗。这与排放标准制订和经济政策制订部门不一致不无关系。主管部门认为1.5分的脱硫补贴包含进去了，扒了重来是电厂的责任。我认为更应该全部综合考虑，应综合考虑脱硫、脱硝、除尘标准提高的综合影响，综合考虑补贴。另外国外的污染物控制标准都是作为法律颁布的，要通过议会批准，而我国的污染物排放标准基本上一家说了算，虽然有法律依据，但应当认真反思。　　《能源》：鉴于2003年的“旧火电标准”从出台到真正有效控制二氧化硫之间一共用了超过五年的时间，您认为，“新标准”的有效实施会有个怎样的时间表？　　王志轩：国外发达国家的排放标准也进行修订，一般间隔时间是13到15年，且新的标准是对新建机组要求，我国标准的特点是，标准一变，新老机组的要求全变，所以电厂就得不停地改造。　　2003年标准并不是说用了五年。当时也有一些问题，宽严程度是适中的，但是“十一五”加大了环保力度，总量控制的要求和政府对企业分配的责任书要比当时排放标准严格，新建电厂的标准也比2003年的标准严格，准确说，2003年的标准并没有起到大规模建设脱硫装置的作用。如果是按照2003年标准的话，“十一五”期间不会有这么多的脱硫装置。这一次排放标准给了现有电厂两年半的改造达标时间，我们认为标准本身就不合理、不科学，很难说提出的两年半是否合理，只有标准合理才存在执行的合理，两年半实施能否完成，要看相关政策如电价、融资政策的落实情况。企业的钱都是银行借款，是要通过电价成本出来的。　　电厂改造短的三五十天，大改就时间长了。到底多少电厂需要改造，还要认真测算，我估计80%以上电厂要改造。一旦因为大量机组停机改造造成大面积缺电，必然影响到电力安全，在标准制定时我认为并没有认真考虑这些问题。