改造难题求解

    不管标准严格与否，一场疾风暴雨式的争辩过后，改造还要继续，因为标准是强制性的。

    大唐国际属于有预见性的一类企业，在上轮脱硫改造完成后，2009年开始，他们就着手制定公司的《‘十二五’脱硝规划》，预算已经完成，招标也开始推行，但是新标准的推出还是让他们有些措手不及。因为公司是按照重点地区200mg/m3、非重点地区400 mg/m3的标准设计的，而新标准正好提高了一倍。

    “原定数十亿元的脱硝预算肯定要超标了。”大唐国际发电股份有限公司安全环保部主任田志国看了看手上这份保存完好的文件说道。

    “企业的经营压力太大，因为现在火电企业执行的是市场煤计划电，目前电力企业普遍存在经营难题和困扰。大唐国际火力发电企业也存在这方面的经营压力，现在脱硫又要进行二次改造，还要上脱硝，资本金、费用都是企业自筹。初步预估了下，我们下辖26个电厂，脱硫改造完也要将近十几亿元，脱硝我们做的规划是数十亿元。”田志国坦言。

    田在担任大唐国际安全环保部主任之前，供职于高井电厂。大唐国际已经上了脱硝设备的5家电厂中，高井电厂就榜上有名。谈到改造难题，田志国一下打开了话匣子，“根据新标准，大唐国际有近70%的电厂需要改造。有些还是连锁反应，脱硝不只是装个设备就完工了，现在除尘和脱硫已经占用了烟道的空间，脱硝往往需要再挤占这部分空间，怎么办？可能需要三个全拆下来改造，费用就增加很多了。”

    这的确是改造过程中的一个难题，尤其对老电厂而言更甚。

    高井电厂就是一家上世纪五十年代的老电厂，改造时根本没有可安装脱硝装置的位置，很多供应商都知难而退了，有些工程公司表示，“如果高井电厂能做下来，其他任何一个电厂都能做。”

    高井设备部副部长申建尊回忆道，前期论证用了很长时间，寻求多方面的技术支持。由于是第一批吃螃蟹的，没有先例，干脆把国内了解情况的或者在国外干过的人都召集过来了，其中还包括设计院和电科院(42.400,-0.23,-0.54%)的专家。“没有场地，只能把后面设备改或者挪移，挤出个场地，找夹缝把设备塞进去。后面要挪的设备包括除尘器、风机、干灰设备等等，本来都是连在一起的，这一挪，相当于伤筋动骨。”

    高井电厂并非个案。对于这些电厂来说，空间小，已经没有地方放置新的脱硝设备，而挤占其他位置的同时，费用也是翻倍剧增。很多电厂只能把原来占空间较大的电除尘改为布袋除尘，凭空多出一笔费用只是为了给脱硝腾让空间。

    相比脱硝，脱硫的改造就更复杂了。

    截止到2010年，全国已经有82%的电厂上了脱硫设备，有些甚至是一年前刚刚完工。运行了一两年，最多三五年的新设备，现在需要重新改造。“这是电力企业最不能接受的严重浪费。”朱成章说这对电厂有点不公平。

    中节能六合天融环保科技有限公司是中国节能旗下专业从事烟气治理的子公司，其副总经理杨鹤峰算了一笔账，如果原来上脱硫的造价是110元/千瓦，那么新标强制实施后，脱硫改造的费用可能也要70元/千瓦左右，一家中等规模电厂的改造费用依然要上亿元。

    仅仅是改造费用吗？答案显然如同脱硝一样是否定的。“还有配煤，我们国内的煤含硫量都是很高的，为了减少二氧化硫，要额外支付一笔配煤的成本，降低含硫量。”田志国说，珠三角、长三角地区的电厂燃煤都涨到了上千元，成本已经吃不消，连连亏损，而这些地区却是要求最严格的地区。

    当然，催化剂的增加也是必然的，按照原先400mg/m3的要求，上两层脱硫就可以，现在就要上三层，甚至四层。催化剂的费用其实是运行成本中最高的，1m3就要七、八千元，并且生产厂家多在国外，价格也是水涨船高。

    “催化剂和还原剂占到整体费用的80%。”王志轩如此简明介绍催化剂的地位。

    如此高额的脱硫二次改造费用，对于一些快到运营年限的老电厂来说则显得有些得不偿失，因为上一轮改造中就出现过刚刚改造完就关闭的情况。

    如此频繁的改造，有没有一些奖励亦或是补贴？

    王志轩说，按照《行政许可法》应该给予一定补贴，但“国家要做的不是一项项补，而是给改造的电厂重新核定一个电价”。但这却只是一种美好的愿景。

    对于脱汞，记者采访的所有电厂均表示还没考虑，甚至他们还没理清脱汞要怎么做。

    “加上这条标准没有意义。”王志轩脱口而出。他不止一次地提过这个观点，我国空气环境质量标准中并未规定汞及其化合物的浓度要求，因此，确定火电厂汞排放限值与《大气法》抵触或法律依据不足。同时，由于目前对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，环保部门和电厂目前对汞排放都没有监测和监督，故提出的汞排放限值的科学依据不足，薄弱的技术基础也无法支撑火电厂烟气汞排放控制。

    千亿市场肥了谁？

    当发电企业抱怨四起时，环保企业们却在摩拳擦掌，尤其是国外公司更是积极介入中国市场。或许，这就是王亦楠所说的“掐死一些行业的同时也会催生一些行业”。

    近期，像中节能六合天融环保科技有限公司这样的专业减排企业就接待了很多来访者。火电烟气治理存在着各种新技术与工艺路线图，也同时应运而生了一批以技术创新为特色的中小企业。然而在实际情况中，整个烟气治理领域对于新技术的采用持保守态度。但是设想一下，又有哪家火电厂会拿一台价值40多亿元的机组来承担试验新技术带来的风险？

    此外，杨鹤峰介绍，在我国脱硫初期，国内脱硫技术相对空白，很多国外公司带着技术来国内寻求市场合作。由于我国火电厂煤种复杂，经过多轮的技术吸收与改进，国内脱硫公司已经完全掌握并消化了主流脱硫技术，并走在了国际前列。而国内烟气治理领域真正有实力的大公司也已经与一些国外大型技术公司形成了技术联盟，新技术型中小公司的生存空间也进一步缩小。

    这一次催生的环保市场有多大？王志轩初步的测算，需要投资大概是2000-2500亿元，然而，杨鹤峰估计更为乐观，“上一轮的脱硫市场，总共的脱硫设施建设用了1700亿元，而从国际市场经验看，脱硫建设、除尘改造和脱销建设三者的投资规模大致相等，而脱硫二次改造的费用略低于脱硫建设，如此算来整个新增市场规模至少有4000亿元。”

    杨鹤峰把未来火电烟气治理市场分成工程和运营两大部分。对于工程市场，由于五大发电集团旗下都有自己的环保公司，基本上会承揽大半的业务，给其他公司留下的空间就很少了。而中国节能的优势在于运营服务，因此他更看重运营市场份额。

    那么，这两大市场又是怎样的分工呢？

    对于工程市场，据火电厂估算，脱硫的改造费用至少是第一轮的60%-70%，改动的量虽然不是很大，钱却不一定会少花，因为一个稳定运行的脱硫机组，国内单位造价应该是160-170元/千瓦。脱硝则多为新建，预估只比脱硫低一点，大概在130元/千瓦左右。如果7亿千瓦中的80%以上需要改造，市场一目了然。

    “但实际上，行业内招投标最低的到了85元，集中的成交价格在110元左右，这样的脱硫设施在两三年内没问题，但是长期稳定运行维护成本会很高。”采访中，有专家认为脱硫市场的混乱从上一轮的招投标已经初现端倪。

    国产化后的价格战愈演愈烈，造成了质量无法保障，这才是市场最棘手的问题。这一轮会改观吗？杨金田信心满满，他说经历了脱硫的混乱后，脱硝市场会所有改观。但王志轩坦言他没有看到好转的迹象。各地的招标依旧在继续，打惯了价格战的国内企业不见得会改变策略。

    另一个市场就是运营市场。虽然未来运营市场前景可观，然而由于脱硝电价补贴迟迟没有下来，国内大多数烟气治理公司都还在观望。目前对于脱销补贴一直也在争议，业内的普遍观点是低于脱硫的1.5分，大致在1.2分左右，多数业内人士认为，这应该是底线，因为过低的补贴势必造成行业工程建筑质量降低。

    中国节能最近萌生了一种新鲜的想法——以央企的资源整合优势推动“电厂污染物减排第三方运营”，即将国家脱硫补贴的1.5分直接补给脱硫企业，同时由脱硫企业负责减排设备的整体运营，国家、火电厂、减排企业明确各自的职责权利。杨鹤峰称，从经济上看，这将直接带来两方面的好处。一方面，目前五大发电集团整体资产负债率高达80%以上，若将相关资产转让给专业减排公司将使其资产负债率降低5%左右；而另一方面，以脱硫为例测算，如果交给第三方运营，将使减排成本比发电集团自己运营成本降低10%左右。

    对于这种想法王志轩认为很不错，且在脱硫的特许经营方面，中电联受政府委托组织开展了多年的试点工作，已有2000万千瓦的规模在运行，但是脱硝能否特许经营还需要认真研究，因为脱硝与锅炉主体几乎是一体的，与电厂的划分将变得很复杂。

    如此看来，不管是工程市场还是运营市场都是一片利好。但，“一些媒体和环保协会试图用这个市场来说明新标准是正确的，有些本末倒置。”王志轩总是能提出尖锐的问题，“因为末端治理型的环保产业应当是被动型产业，为了环境保护需求来发展，从循环经济和清洁生产的角度讲，污染物产生的量越少越好，最好能够在生产环节和源头上加以控制。如果能够达到环境质量的要求，没必要为了环保产业而趋严排放标准去创造一个市场。现在很多人是找市场，一改标准新市场就出来了，财富就有了，但这需要提高全社会的经济成本，不是真正的发展。”另一个争议也尾随而来——偌大的市场到底是国内的市场还是国外的市场？两个阵营的对峙在这一点上显得异常严肃。

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