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9月的第二个周五，《煤电节能减排升级改造行动计划（2014-2020年）》在争议中送印。自2014年9月12日起，这一行动计划为燃煤火电行业未来6年的发展划定了跑道。
此前部分业界人士质疑煤电的升级改造为“大跃进”式发展，恐其将沦为环境效益很小、经济代价太大的决策。
国家能源局似乎已做好直面争议的准备。国家能源局电力司一名官员告诉记者，争议肯定会有，但是这一决策早在5个月前就已经定调。
相隔不到两个月，国家领导层先后就此问题发声，要求燃煤火电须更清洁高效。4月18日，新一届国家能源委员会召开了第一次会议，兼任国家能源委员会主任的李克强说：“对达不到节能减排标准的现役机组坚决实施升级改造”。能源央企的一把手均参加了此次会议。
一个多月后的中央财经领导小组第六次会议上，这一议题再度被提及。主持会议的习近平说，提高煤电机组准入标准，对达不到节能减排标准的现役机组限期实施改造升级。“坚决”和“限期”，颇有分量的两个词汇可窥视最高领导层对煤电改造的态度。
此后，政策进入落地前执行层面的技术性讨论，不再有回旋的余地。发电集团和行业协会很快就此与国家主管部门达成一致意见。
一家中央发电集团的环保部门负责人说，燃煤火电在未来一段时期内依然是中国电力供应的主力，煤电污染物排放控制是必须做好的课题，也关系到发电企业的“命门”，关键是如何落实。
这一份行动计划列出的升级改造目标为两条，一为节能，降低供电煤耗；二是减排，重点地区的燃煤机组实现超低排放。
业界人士分析，在目前看来，同时实现这一系列目标存在一定的难度。如何在6年内改变庞大的燃煤火电产业8.62亿千瓦容量的机组，将会是主管部门和发电企业的巨大挑战。
如何让煤电更清洁？在相当长的时间内，这依然是一道并非容易过关的考题。
“坚决”“限期”改造
国家能源局对煤电升级改造动计划寄予厚望，制定此计划是能源局电力司今年以来最重要的工作。
经过一段时间的摇摆后，煤电重回主管部门的视野中心，切实认识到，清洁高效利用煤炭资源是保障中国能源安全的重要基石。
国家能源局电力司一名官员说，如果煤电不能做到清洁干净以及高效，那么这一重要基石就不牢固。在高层看来，因为污染物排放这一老大难问题随时会压缩煤电的存在基础。
行动计划为此后6年改造期提出了明确的目标。第一个目标是对中央财经领导小组要求“提高煤电机组准入标准”的回应。新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克/千瓦时，大气污染防控重点地区以及其他地级市及以上城市市区新建燃煤发电机组实现超低排放。
到2020年，全国在役60万千瓦以上燃煤发电机组（除空冷机组外）平均供电煤耗达到300克/千瓦时，全国在役燃煤发电机组平均供电煤耗达到310克/千瓦时水平，大气污染防控重点地区在役燃煤发电机组实现超低排放。这则是“对达不到节能减排标准的现役机组坚决实施升级改造”的具体举措。
这5大关键指标从电力司起草的初稿始就确定下来，直至被中央最高层认可。4月初，电力司组织了电力行业最重要的咨询机构电力规划总院等，深入分析中国煤电装机的现状和发展潜力，编制了行动计划初稿。
制订初稿过程中，发电企业对此普遍都予以配合。此前经历舆论对煤电的声讨，煤电的生存空间可能陷入困局。截至2013年底，全国火电装机8.6亿千瓦，占全国电力装机总容量的69.1%，处于当前发电技术的主导地位。
大气治理“国十条”中，京津冀、长三角和珠三角等地不允许新建燃煤发电机组（“上大压小”以及热电联产机组除外）。此后国家主管部门甚至酝酿研究沿海东部区域将全部停止上马煤电机组。而东部沿海的燃煤火电机组是发电集团最重要的利润来源以及投资首选地。
这一个酝酿中的政策设想引起业界的震动。东部地区的能源资源不足，已导致新增的装机明显减少。如果东部没有新建机组的补充，中西部的电源结构具有季节性特点，导致全国大部分省供电平衡的格局逐步打破。国家能源局规划司亦曾对这一酝酿中的举措表示担忧。
五大发电集团和神华集团等向主管部门报告了目前电力行业对燃煤火电排放技术的研究进展，他们争取使东部沿海地区的燃煤机组达到或者接近天然气发电机组的排放水平。国家能源局规划司一名官员对此评论说，如果能达到燃气发电的排放水平，那应该重新评估东部火电的建设规模，甚至应该考虑在东部沿海地区建设“近零排放”或“超低排放”燃煤火电机组的可行性。
目前部分院士将煤电污染物排放水平达到环保标准的1/10（即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别达到2、5、10毫克/标立方米）称为“近零排放”或“超近零排放”。为了规范表达，厘清目前混乱的各种称谓，电力司接纳了部分院士的说法，将烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度限值分别不高于5、35、50毫克/标立方米称为“超低排放”，将污染物排放达到环保标准简称为“达标排放”。
国家能源局的思路是“用更少的煤，发更多的电”。新一届国家能源委员会第一次会议结束后的第三天，能源局局长吴新雄召开了燃煤发电节能减排综合升级改造座谈会，五大发电集团和神华集团，以及中电联和电规总院等咨询机构参加了会议。李克强表明要“坚决进行升级改造”后，发电企业、行业组织和咨询机构就行动计划目标达成了一致意见。
“超低排放”技术的应用进度比发电企业预想中快太多了。一家中央发电集团环保部门负责人说，他们原本的算盘是建议在东部地区新建火电机组可应用超低排放技术，在役机组则维持现状。这也是国外的普遍做法，新机组新办法。
7月份，国家能源局在上海外三电厂召开座谈会，再次征求五大发电集团、咨询机构的意见。这份行动计划经过国家能源局局长办公会讨论通过后，原计划以国家发改委、环保部、工信部、国家能源局四部委名义联合下发。9月12日印发的通知显示，工信部没有参与联合下文。
奖励或部分落空
在先后两次征求意见的座谈上，神华集团的代表都作积极表态。相对其他发电企业，其对节能减排升级改造的积极性相当高。
作为最大的煤电一体化企业，煤炭板块和电力板块的利润占据神华集团的九成以上。如果火电的规模被削弱，神华首当其冲，受损巨大。神华集团新晋董事长张玉卓在其半年经济活动分析会上说，在煤炭效益大幅下滑的情况下，电力板块要充分发挥增发电量对提效的决定性作用。
提效有两种主要方式，一是优化机组运行方式，保证设备稳定运行、高效出力。另一种就是环保出力。在目前的形势下，神华集团尤其看重做好机组的环保改造工作。神华集团领导层给予电力板块的首要任务是，在国华舟山电厂4号机组“近零排放”的基础上，不断总结创新，用5年时间对电力板块进行深度改造。这一目标亦与能源局的步伐一致。
神华集团的电力板块战略是，以后神华集团在京津冀地区、长三角、珠三角地区新上的机组，要搞就搞舟山电厂4号机组那样的。在一些位置偏远、人口密度不大、经济欠发达地区建设电厂，也要达到国家规定排放标准。“将来，神华集团电厂在煤耗、环保、资源综合利用，以及水利用、对地方服务方面，都要达到或者超过五大发电集团的水平才行。”神华集团基层电厂的一位管理者转述说。
环保出力的回报很快浮现。依靠在环保方面的建树，神华集团在新建燃煤火电项目核准上已经取得了佳绩。今年上半年已经核准了超过500万千瓦的装机。在百万机组核准方面，神华集团领先五大发电集团的任何一家。对于五大发电集团的领先者来说，这是一个应当引起注意的信号。
广州“超洁净改造”的首个示范项目恒运9号机组完成改造后，恒运集团就紧锣密鼓开始了新建两台机组的申请程序，希望改造项目为项目申请加分，以便更快取得“路条”。
另一家积极分子为浙江能源集团。浙能集团2013年率先启动了“燃煤机组烟气超低排放”项目建设，国家能源局电力司拟定的“超低排放”就来源于此。
其公开的材料显示，相关燃煤电厂排放的烟气中将大幅度降低PM2.5等物质的含量，对大气影响可达到天然气机组排放标准。但是，浙能集团百万燃煤机组超低排放改造费用巨大，预计每台发电机组增加一次性投资超过2亿元，增加年运行成本约0.5亿元。
浙江能源集团因此获得了省政府的嘉奖。浙江省经信委大手一挥，按超低排放机组平均容量，奖励年度发电计划200小时。发电利用小时成了奖品，而浙能机组和神华的机组分享了这一份蛋糕。
受到其启发，行动计划明确将会推行节能减排调度，对能效和环保指标先进的优先调度发电，在发电调度计划中适当提高其利用小时。
能效和环保指标先进的新建燃煤发电项目优先纳入各省区年度火电建设方案。对于能效和环保指标领先、积极实施节能减排升级改造并取得显著成效的企业，各省能源主管部门应优先支持其新建燃煤发电项目。
而对于任务完成较差的地方和发电企业，可适当限制其新建燃煤发电项目纳入本地区年度火电建设方案。对按要求应该实施节能减排升级改造但未能按期完成的燃煤发电机组，可适当降低其发电调度计划利用小时。
国家能源局也将对省一级能源主管部门进行考核，对于目标任务完成较差的省区，将予以通报和约谈省级能源主管部门主要负责人，必要时实行燃煤发电项目限批。
电价可能也有相应的改变。将会按照环保设施建设和改造成本，结合销售电价调整，按照主要污染物排放水平实行阶梯式脱硫脱硝除尘等环保电价。
除了阶梯式的环保电价外，前述中央发电集团环保部门负责人对其他的措施都表示不大乐观。现在很多家都高调激进，其他家只是被动跟进，一旦跟进，蛋糕可能分完了。但是作为企业，还是要执行行动计划的分解任务。
该负责人说，这些额外的奖励对推行试点是有利且有力的，但是如果在节能减排改造全面铺开之后，怎么办呢？省统调机组都改造之后，还能不能为项目核准加分，还能不能奖励发电利用小时？
供热改造成关键
在此份行动计划中，降低煤耗被认为是最核心的指标。
此前有关业界人士称，中国煤电效率不断提高，从总体上已经达到世界先进水平。业界较为普遍的观点是，要进一步降低煤耗，必须进一步加大采用高参数、大容量机组，加大热电联产比重，提高负荷率，加强技术改造来实现。日本海外协会的相关统计分析佐证了这一判断，中国发供电生产水平仅次于日本，是电力工业热效率很高的国家。
主管部门列出的时间表异常紧凑，2015年前完成改造机组容量1.5亿千瓦，“十三五”期间完成3.5亿千瓦。
根据五大发电集团、神华、华润、国投、浙能、粤电等10家主要发电企业报送的节能减排改造计划，按其占全国煤电装机比重75%测算，通过合理分解指标任务，2020年基本可以实现5亿千瓦节能改造目标。
华能集团要在“十二五”后两年改造3300万千瓦，相当于接下来的15个月，每月需要完成220万千瓦机组的改造。在“十三五”期间，需要完成7700万千瓦的机组。
改造量最大的当属国电集团，“十二五”后两年需要完成改造3587万千瓦装机，“十三五”期间的改造规模达到9000万千瓦。积极性最高的神华集团仅需要完成520万千瓦装机的改造。正是神华的表态和示范，给予主管部门巨大的信心。
“我们明白这个目标会引起争论。”参与制定行动计划初稿的电规总院一名工程师说，“时间看似紧凑，但从降低煤耗的潜质来看，是非常有可能做到的。这个目标不是让大家伸手就摘桃，应该往上跳跃一下。”
他们比较了世界多个国家的煤耗水平，德国2010年的供电煤耗为290克/千瓦时，日本2010年的数据为290克/千瓦时，韩国2010年则是303克/千瓦时。
中国煤耗水平与之尚有明显差距。2013年，中国供电煤耗约为321克/千瓦时。但这一成绩显然还不错，提前两年完成国家节能减排“十二五”规划目标的325克/千瓦时。五年前的2008年，中国燃煤发电机组的供电煤耗为345克/千瓦时，五年间降低了24克。“在规划设计的角度来看，不要低估我们的节能潜力和技术进步的空间。”该工程师说。
2000年，当时中国主力机组是30万至60万千瓦，2012年60万千瓦以上的机组从当时的5.6%增至40.2%。20万千瓦至30万千瓦、10万千瓦至20万千瓦，以及不足10万千瓦机组的占比都大幅度降低。这部分降低的煤耗已经超过了50克。
提高能效的主要方式是发展超超临界技术。电规总院副总工程师姜士宏说，其主蒸汽压力提高1MPa，机组的热耗率可下降0.13%-0.15%，蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率可下降0.25%-0.30%，再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率可下降0.15%-0.20%。
随着高效大容量机组增加，将可以拉低全国平均供电煤耗水平，可部分追赶主管部门设定的目标值。
姜士宏说，虽然中国超超临界技术起步较晚，但目前发展迅速，发电企业新建机组都倾向上大机组。部分机组发电效率超过45%，发电标煤耗约275g/kWh，这已经达到国际先进水平。截至2013年底，100万千瓦超超临界火电机组已投产63台。
此次改造的另一重点是现役的10万千瓦和30万千瓦等级亚临界、超临界机组，主管部门期望在改造后其供电煤耗达到同类型机组先进水平。
要实现全国在役煤电机组平均供电煤耗达到310克的目标有一定难度。如果能加大供热改造（发电机组改造为热电联产机组）和锅炉通流改造力度，到2020年基本可以实现。这意味着供热改造将是此次节能改造的重要支点。
这一难度由发电集团报送的分解目标就可见一斑。华能集团在役机组2020年平均供电煤耗计划达到309克/千瓦时，改造压力相对大的大唐集团则报送了309.8克，华电集团则设定了310克，国电和中电投分别设定了308克和309克。最大的地方发电企业之一的粤电集团则设定为309.5克。各个数值都无比接近310克。
此次改造能否完成预定目标的关键在于，今后会有多少10万至30万千瓦的小机组改造为热电联产机组。发电机组转为热电联产机组能便捷地提高发电厂的能效水平，即降低了供电煤耗。
国家能源局电力司希望到2020年，燃煤热电联产机组装机容量占煤电总装机容量的比重达到28%。目前的热电联产机组的占比在19%以内。西方国家热电机组装机容量占电力总装机容量的大约30%，用途大约为工业生产和分区集中供暖各占一半。
市场准备之忧
在征求意见阶段，发电企业提出，部分现役机组刚刚完成环保设施改造，再实施超低排放改造将造成巨大浪费，部分电厂由于场地空间狭小等原因不具备改造条件。电力司方面表示，对于这些情况将在分解任务时统筹考虑。
国家能源局电力司一名处长对记者说：“发电企业和中电联在制定初稿时就反映过，我们也考虑这些特殊的情况，不会一刀切，只是没有写在计划上。”
为了保证行动计划适用期与《能源发展战略行动计划》有效衔接，能源局规划司提出把行动计划时限由5年内（2019年）调整为2020年。这其实为改造争取了一年时间。
对于超低排放环保改造，按重点地区现役机组全部实现超低排放的目标，实施超低排放的机组容量在2.5亿千瓦时以上。
但无论如何统筹安排，六年内，国内产业能否足以支撑这一庞大市场？从示范项目情况来看，超低排放技术路线是成熟可行的。但是值得注意的是，实现改造2.5亿千瓦的目标可能受湿式静电除尘器国产化水平和产能不足的制约。
湿式电除尘器主要用于湿法脱硫之后的排放把关或其他湿烟气场合，它不但可以高效捕集PM 2.5，对S02的捕集效果也非常好，亦可很好地解决石膏雨、蓝烟、二次粒子等问题，已在欧美和日本得到广泛应用。
此前进口一套100万千瓦机组的湿法除尘器需要1亿多元。2013年底，福建一家火电环保企业龙净环保首次实现了湿式电除尘技术的国产化。
可以预见的时间内，这一行业蕴藏着巨大的商机，也包含着不达标技术涌进市场带来的冲击。广州一家电厂的负责人告诉记者，按照行业标准，除尘技术需要稳定持续运行一年以上，方可成为“成熟技术”。目前中国所有的高效除尘技术，包括从国外引进的和自主研发的，都没有运行一年以上。尽管这样，发电企业也只能硬着头皮上马。
另一制约则是改造的效果是否经得起考验。在燃煤火电机组中，减排设备运行需要耗电，将增加厂用电率。节能则可能要减少在环保和安监设备的使用。在此份行动计划中，主管部门同时提出了两大看似矛盾的目标——节能与减排。
国能中电节能环保技术公司副总裁江浩称，超低排放环保设备对原有系统的影响包括，增加阻力约1000-2000Pa，增加运行电耗折合厂用电率约0.4-0.45%，增加石灰石耗量约2%，增加氨耗量约10%，增加供电煤耗约0.5-1g/kwh。
改造应是一个系统工程。上述发电集团环保部门负责人说，最好的方式就是由一个单位统一进行全面优化设计，统一考虑提高能效和污染物控制，然后由设计方提供针对性的技术和工程方案。
如果三者同时设计和工程施工，可以根据电厂烟道和锅炉实际情况，集成和灵活运用各种近零排放节能技术，预期可降低环保岛能耗20%-90%，从而达到环保岛高效低能耗污染物控制的目标；降低用户用于环保的生产成本。
如此大规模的煤电节能改造运动，将会是一场商业盛宴。但是国内目前拥有火电环保总承包资质的企业“少得可怜”。前述发电集团环保部门负责人说，现在大家都在往前赶进度，政府也在督促企业赶紧立项改造，难以聘请到合乎理想的总承包商。
可以预见，行动计划开始执行后，这一市场的参与者将会有多参差不齐。“对于有总承资质的厂商，你请他们来参加招标，他们都不一定有时间来。”他对鱼龙混杂的产业环境尤其担忧。
市场是否准备好了？此事显然不容小觑。大部分发电企业是通过分段招标的方式来聘请不同的厂商进行分段改造。南方一家电厂的改造招标一共分为三段，一为脱硫改造，二是脱硝改造，三为除尘改造。在设计阶段，他们已经特别留意三段工程的衔接问题。但到了工程施工时，烟气通道的空间布局导致出力不足引起业主不满。
如何保证质量可能是减排改造的新忧。政策出台后，除了忙于考核，主管部门应研究如何应对可能出现的问题，避免留下“后遗症”。
减排新债
看似完整的行动计划也引起业界更深一层的担忧。
一次会议的茶歇期间，国家能源局电力司一位处长向身旁的行业人士解释，升级改造是必须要做了。尽管如此，一家电厂总经理说，“尽管政府主管部门觉得是刻不容缓，但是作为基层企业的人，我还是觉得走得太急了，太快了”。
上述发电集团环保部门负责人说，火电厂的环保改造应该有一个比较合理的规划，最重要的一条就是，不能老变，出台政策可以很快，但是全国那么多电厂，改造起来不可能就一步跟上。烟气污染物排放标准在“十一五”期间已经变过一次，对于一个服役三十年的电厂来说已经是很频繁了，“十二五”期间，包括这一次，已经变了两次。
一家基层电厂负责人有一个形象的描述，火电厂的烟道通道已是伤痕累累，一刀又一刀地割，隔一段时间来一刀，还没愈合就又下一刀，接下来怎么愈合？
看似完整的行动计划亦未交待清楚改造的预期效果。中电联一位专家说，这一项投入巨大的改造行动却没有认真论证过改造之后对环境以及大气是否有很大的帮助，至少他没看到类似的论证。
“而在我们的测算中，性价比可能会很低。”他说。他坚持认为行动计划稍微激进了。据透露，五大发电集团、神华、国投、华润、浙能和粤电共计10家发电企业在2014—2020年计划投入节能升级改造资金约为1150亿元。
行动计划对二次污染亦考虑不足。脱硫的石膏和脱硝所用的液氨都可能是新的污染源。国家能源局提供的升级改造主要参考技术中包括的袋式除尘则也存在较大隐患。袋式除尘的问题在于更换的滤袋中滤料造成的二次污染问题，这一情况随着2008年前后加装的第一批袋式除尘器目前已到更换年限而逐渐摆上桌面，成为业界不得不正视的问题。现在这一问题在节能减排升级改造中相关部门都无暇顾及。如何避免脱硫脱硝以及除尘对社会的二次污染，参与联合发文的环保部似乎没把此问题纳入视野中。中电联一位专家说：“二次污染不在统计的成绩之中。”
上述发电集团环保部门负责人说，升级改造是好事，能否做好改造，关键在于改造后的设备能否稳定、持续地运行，在全生命周期中，全社会能否获利最大。这问题可以有6年的时间来回答。 | 
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发表于 2012-10-16 03:15:13
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