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与2004年的旧版本相比较,《新标准》对污染物的限额大大降低。例如,过去燃煤锅炉的二氧化硫排放限值为400mg/m³,而《新标准》中燃煤锅炉的二氧化硫排放限值是200mg/m³,新建锅炉为100mg/m³,排放限额被“腰斩”。同时,烟尘排放低于30mg/m³、氮氧化物排放低于100mg/m³,这比旧标准中50mg/m³和400mg/m³都大大降低,氮氧化物削减四分之三;此外,《新标准》特别新增了汞的限排标准。
从上述标准不难看出,实施了“近零排放”的燃煤机组的排放指标仍大大优于这份“史上最严的”减排标准。
不过对于“近零排放”在指标上呈现出的优势,王志轩有着不同的看法。他认为,目前所谓的“近零排放”存在概念不清的情况,一般是以“燃机排放标准”作为判断根据,对排放标准的表面化错误理解造成荒谬的结果。“燃气用于民用的环保性能和便捷性要远远优于直接燃煤,而煤炭集中发电的优越性大大优于散烧煤。所以,不同品种的能源应当担当不同的功能,采用不同的排放标准,如果硬要把燃机排放标准当成燃煤电厂的‘近零排放’来衡量,就是要驴当战马、马拉磨。”
他同时指出,目前烟气连续监测技术难以支撑“近零排放”监测数据的准确性,用日平均浓度或者多日平均浓度的监测数据与排放限值直接比较是概念性错误,运行时间不足也难以证明“近零排放”系统的稳定性。
除了对指标的准确性的质疑之外,对于投入巨资实施“近零减排”燃煤机组改造是否能够真正达到的预期效果也尚存争议。
“如果我国燃煤机组都进行‘近零排放’环保技改,全国的粉尘排放量将降低95%、二氧化硫排放将降低94%、氮氧化物排放将降低92%。”在谈及“近零排放”技术的推广价值和环保效益时,神华国华电力研究院总经理孙平此前在接受媒体采访时表示。
对此,王志轩则认为,目前《新标准》已经是世界上最严、史上最严的排放标准,尤其是对特殊地区的特别排放限值要求已经大大超越了“最佳可行技术”的范畴。只要所有电力企业做到了稳定达标排放,初步测算,全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物3项污染物年排放量之和仅约800万吨。在我国当前结构性污染没有很大改善的情况下,大量未经治理或者污染控制水平很低的污染源(如工业锅炉、民用煤散烧)才是影响空气质量的“真凶”,持续要求燃煤电厂在高水平污染控制条件下进一步持续减少排放量,对雾霾的减少和环境质量的改善几乎没有作用。
“而且,由于低硫、低灰、高热值燃煤是实现‘近零排放’的基本前提,对煤质的苛刻要求势必造成电厂挤占优质煤资源,造成低质煤流向其他用户,有可能‘近零排放’还会间接增大环境污染。”王志轩担忧。
标准“拔高”谁买单?
有趣的是,对比《新标准》颁布初期的忧虑抱怨,此轮“近零排放”的燃煤机组改造虽投入巨大,但却是由发电企业主动实施的。
上述提及的项目中,嘉兴电厂项目单台百万千瓦燃煤机组进行超低排放改造工程的投入一次性增加2亿元左右,神华国华舟山电厂二期4号机组环保投资达到1.4亿元,而国华三河电厂1号机组整体改造投资也高达1.9亿元。
在接受记者采访时,有业内人士指出,“近零减排”之所以投入较大,主要是其不仅仅要求火电厂在脱硫、脱硝、除尘装置方面进行技术革新和升级,而且对于煤质成分、锅炉选型、引风机配置、催化剂适应性甚至是整个发电系统性能优化和设计都提出了更高的要求。“单台发电机组改造的投资加大,势必也会增加发电厂的机组运行成本,并最终导致电价成本提高。”
对于各地愈演愈烈的燃煤机组“近零排放”改造趋势,王志轩认为,一旦“近零减排”成为强制性要求就需要相应的电价保护,但倘若没有强制性减排要求,则不宜出台电价,而企业对自己主动“近零排放”的行为应具有承担经济代价的准备。
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