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10年河东,10年河西。随着近两年煤炭价格持续走低,河南省的标煤价也从高峰时的1100元/吨左右降到现在的不足700元/吨。娄金旗告诉记者,同属于大唐旗下的一家同等规模电厂以前年亏损1亿多元,但截至今年8月,已实现盈利超8亿元。
另据了解,为保障省属煤炭企业的经济效益,河南等省份还强制推行固定煤量煤价的“煤电互保”订货政策。若按照河南电煤年消耗量约2.4亿吨、电企现阶段执行高于市场煤价约50元/吨的价格计算,河南每年将直接补贴煤炭企业120亿元,而这笔钱也本应是发电企业的利润。
不光在河南,电厂因煤价下跌赚得盆满钵满的例子正在多地上演。 在山东,某大型电力集团旗下电厂去年设定的盈利指标是12亿元,按照今年煤价可实现盈利近20亿元,3年即可收回投资。
“也正是因为电力企业近两年尝到了甜头,变相拉动了自身进行环保投入的积极性。”据业内人士透露,煤价处在低位、手头资金宽裕是一部分电力企业主动提标、要求“近零排放”的首要前提。
根据中国电力企业联合会秘书长王志轩的观点,“近零排放”运动之所以由企业挑起而不是政府发起,缘于某些企业的内在动因。
他在刊登于《中国环境报》企业周刊的《企业为什么主动开展“近零排放”?》一文中提到:“有的是为了获得对企业当前或者未来发展有利的、新的煤电项目的审批,有的是为了现有煤电的生存,以防止过度关停还处于‘青壮年’且有良好效益的煤电机组,有的是害怕政府让企业实施燃气替代煤电而付出比‘近零排放’高出约数十倍的成本,还有的是因为种种原因与地方政府达成协议。”
据记者从有关人士处了解到,目前国家能源局新批的火电项目路条中默认按“近零排放”标准,一些省的发改委能源处也只对“近零排放”项目放行。
是否一定要超净排放?
电力企业不在同一起跑线上,一些电厂已经没有改造空间,煤质变化对排放影响巨大
在某电力集团山东分公司环保处主管张某看来,“近零排放”的提出标志着恶性竞争大幕的拉开,过高的排放标准要求只会让企业“永远提不上裤子”。
“不同电厂的情况千差万别,大家本身就不在同一起跑线上。”他悲观地认为,尽管目前没有要求电厂执行“近零排放”标准,但这一天迟早要来,而他所在的电厂几乎再无改造空间。
朱法华认为,现行《标准》已是史上最严,截至2020年应无提标的可能。“我个人理解,目前的这一轮超净排放改造热潮是企业自主履行社会责任的行为,进而推动超净排放向前发展。”
不过,他同时也表示,在一些重点控制区,实现超净排放还是有环境改善的客观需求的,但在相对落后的地方,如果粗放式污染仍很严重,实施超净排放就有点得不偿失了。
朱法华指出,目前大家普遍对超净排放的认识还不到位,“实际上,今年是超净排放运行的第一年,案例很少,并不能全面了解掌握其可能存在的问题。”他坦言,超净排放现阶段仅是作为样板示范工程,在目前环保无要求、政府不奖励、监测手段不支持的情况下,企业没有压力、更没有动力始终保持超净排放运行。
还有一个更加现实的问题:煤质。王志轩认为,低硫、低灰、高热值燃煤是实现“近零排放”的基本前提,而这些条件对于中国目前平均含硫量超过1%、灰分近30%以及含有大量低挥发分的电煤来讲,即使实现特别排放限值都是非常困难的。
以河南为例,作为产煤大省,河南的煤质情况尚属中等水平,但含灰量也在30%左右,是沿海地区用煤含灰量的3倍。
“煤质指标是锅炉最重要的设计依据,煤种不同,生成污染物的量就非常悬殊。”娄金旗介绍说,褐煤在锅炉燃烧生成的氮氧化物可以低到200毫克/立方米,而平煤可达650毫克/立方米,烟煤为450毫克/立方米。
要实现同一排放限值,各煤种所需要的脱硝效率不同,对应的成本也不一样。同样是硫,沿海地区所用电煤都经过了洗选,含硫量在0.5%以下,而在内地包括山西、陕西及云贵川等地,电煤含硫量甚至能达到4%以上,河南小于1%的低硫煤仅占总产量的1/3。
“我们把含硫量低于1%的煤称为香煤,大于2%的叫臭煤。发同样多的电,煤质差的污染物排放量会是煤质好的数倍。”娄金旗表示,如果不计代价的话,理论上都可以做到“近零排放”。但是,评价污染控制技术选择是否正确应从环境、经济等综合效益进行评价,这也是决定“近零排放”能否大面积实施的关键。因此,“一定要量力而行”。
据娄金旗测算,浙江省实现“近零排放”的环保成本要在原有电价基础上增加1~1.3分/千瓦时,而河南省则至少需要1.5~1.8分/千瓦时。
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