2013年1月以來，我國中東部地區發生了有史以來規模最大（超過100萬平方公里）、持續時間最長的灰霾天氣，作為耗煤大戶和污染物排放大戶的火電行業如何控制污染備受關注。

一、面臨的挑戰

（一）減排空間越來越小

“十二五”期間，火電裝機新增約3.3億千瓦，相應增加約4.5億噸原煤，比“十一五”末增加20％以上。因此，燃煤電廠大氣污染物排放控制的任務非常艱巨。即使新增火電機組全部安裝脫硫設施，二氧化硫排放量仍將增加約80萬噸/年。

火電行業大規模脫硝受多種因素影響和制約。為實現氮氧化物總量控制目標，“十二五”期間我國電力行業脫硝裝機容量比例需達到70％以上(包括新增機組)，這將大于“十一五”期間二氧化硫的脫硫裝機容量。此外，脫硝還原劑氨的需求量將很大，脫硝裝置中的催化劑也未實現國產化，以及催化劑失效后的處理等都將加大電力行業氮氧化物減排的難度。

我國供電標準煤耗已達到世界先進水平，低于美國和澳大利亞，煤耗再繼續下降的空間已經非常有限。

（二）技術難題亟待突破

一是除塵技術問題亟待解決。目前，我國靜電除塵技術已處于國際領先水平，應用比例約94％。由于我國燃煤灰份較高，煤質和負荷多變，要穩定達到30mg/m³的煙塵排放限值，需采用6電場以上的電除塵器�，F役機組多以4電場為主，絕大多數沒有增加電場的空間，須采用布袋除塵技術、電袋復合除塵技術或移動電極、高頻電源等新工藝。從運行效果看，部分布袋(含電袋)除塵器存在較大技術不穩定性，出現了多起短期運行布袋破損的情況。妥善處置及布袋濾料國產化等都是問題。

二是脫硫設施面臨改造。新標準實施要求火電廠提高脫硫裝置性能，脫硫效率超過95％的高效煙氣脫硫裝置將成為市場主流，尤其是石灰石—石膏濕法脫硫裝置將獲得更大市場空間。而一些因技術局限性無法在脫硫效率上得到突破、排放不能滿足要求的工藝將面臨被洗牌的命運。幾乎所有循環流化床鍋爐爐內脫硫的電廠都將面臨新增爐外煙氣脫硫的改造。

煤質保證也非常關鍵，以實際長期連續穩定運行的脫硫效率最好水平95％計，如排放限值達到50mg/m³，燃煤含硫量須低于0.4％；達到100mg/m³，燃煤含硫量須低于1.0％。

據統計，京津冀、長三角、珠三角地區燃煤機組容量超過兩億千瓦，根據國內的電煤供應形勢，難以保證全部機組長期穩定燃用含硫量小于0.4％的特低硫煤。同時，新建機組也無法保證全部燃用含硫量小于1.0％以下的電煤。

三是脫硝技術有待突破。電力行業大規模脫硝受多種因素影響。目前，我國尚未徹底解決脫硝催化劑原料的技術瓶頸問題，脫硝催化劑及其原料(鈦白粉)需要大量進口(國外也無法完全滿足要求)。此外，電廠脫硝還原劑氨的需求量加大，對于脫硝還原劑(液氨、尿素)緊俏地區，可能會催生一批能耗高的小化肥廠。生產液氨和尿素不但要消耗很多石油、天然氣和優質煤，還伴隨更多的環境污染和安全問題。催化劑失效后的處理也需予以重視。

四是汞排放控制技術。目前，我國對火電廠汞排放的數量、對環境質量的影響范圍和強度等尚不明確，對不同燃煤的汞含量情況也未掌握，汞排放的控制技術和監測技術尚不成熟，薄弱的技術基礎無法支撐火電廠煙氣汞排放控制。

（三）新增的資金壓力大

初步估算，要滿足新標準要求，現役機組中分別有94％、80％和90％的機組需分別進行除塵器、脫硫和脫硝改造，改造費用約2000億元～2500億元。考慮“十二五”新增火電機組約3.3億千瓦，環保設施因標準提高增加年運行費用約900億元～1100億元，折算電價應增加0.02～0.025元/千瓦時(不含現有的0.015元/千瓦時脫硫電價)。

我國脫硫機組容量已逾5億千瓦，其中90％以上是近5年建成投產的。近年來，受電煤質量變差、含硫量普遍升高的影響，電力企業已消耗巨資對不能達標的脫硫裝置進行了不同程度的技術改造。由于排放限值大幅加嚴，在電煤質量短期內得不到根本好轉的條件下，勢必又將開展新一輪的現役機組脫硫改造，部分設施甚至要推倒重建，火電企業資金壓力巨大。

（四）運行效率不高

根據“十一五”期間的調研和普查，不少電廠環保設施運行狀況不夠理想，與設計要求尚有差距，尤其是中西部地區的電廠，其環保功能未得到充分發揮。

以脫硫設施為例，根據《2010年環境統計年報》，2010年納入重點調查統計范圍的電力企業2386家，共安裝了3266套脫硫設施，二氧化硫去除率僅為69.5％。同樣，脫硝設施也存在這些問題，尤其是低負荷時候，脫硝效率大幅度降低，導致脫硝效果很不理想。

二、對策建議

（一）到2020年將我國火電占比控制到60%以下

隨著國家節能減排力度不斷加大，電力行業節能減排空間越來越小，難度越來越大，成本越來越高。尤其是從電力行業的發電、輸電等單純環節來看，都在不斷向節能減排的“極限”靠近。但從系統優化來看，如電源電網協調發展、電網優化配置、能源資源設備負荷率、開展污染物聯合控制等，電力節能減排工作仍然有空間。從電力發展與電力結構優化的角度，建議到2015年，火電占比由2010年底的73.4％下降到66％左右，到2020年火電占比進一步下降到60％左右。

（二）提前考慮細顆粒物等環保問題

隨著我國區域性大氣問題日趨明顯，如何控制細顆粒物成為焦點，火電行業細顆粒物和汞的控制工作將進一步得到重視。對此，從環境評估的角度建議，在重點地區應進一步調整、優化、完善相關產業政策及行業準入。比如，對建設項目應重點開展一次污染物(包括PM_2.5前體物，如顆粒物、二氧化硫、氮氧化物等)的環境影響評價工作，從污染源頭上控制PM_2.5的產生，并盡早提出細顆粒物的準入要求。同時，還需從戰略與規劃環境影響評價層次，結合PM_2.5的遷移轉化規律合理布局污染源，對PM_2.5及其他二次污染物進行控制，以緩解PM_2.5區域性污染問題。建議在“十二五”期間，開展燃煤電廠汞控制相關研究并建立汞脫除技術的示范性工程。

（三）電力環保技術研發改進仍需加強

一是在二氧化硫控制方面，首先要研究如何通過技術改進(如雙塔雙循環技術等)使得傳統工藝95％的脫硫效率提升為97％以上，以滿足新標準要求，尤其是在重點地區和高硫煤地區。其次，建議根據項目實際情況，因地制宜、因時制宜，考慮采用經濟效益更好的、更合適的脫硫方法。

二是對于氮氧化物控制，優先采用低氮燃燒技術，仍不能達標的宜采用SCR或SNCR脫硝工藝或SNCR－SCR聯合脫硝工藝；鼓勵和推進脫硫、脫硝、除塵一體化技術的研究開發和工程示范工作。同時，建議電力部門與環保部門一起，前瞻性地研究火電煙氣脫硫、脫氮、脫碳一體化的技術與方案，作為當前單一脫硫方式、脫硝方式的戰略性補充。

三是在除塵技術方面，主要是高頻電源、移動電極、濕式電除塵器等技術需要進一步拓展，并進一步推進300MW、600MW級布袋除塵器應用。

（四）提高電煤所占比例

2010年，我國電力行業耗煤量占全國煤炭消耗量的48.4％，遠低于2009年德國的83.9％、美國的93.6％、韓國的61.7％。說明與這些主要耗煤國家相比，我國的煤炭消費行業過于分散。如不能解決燃煤量占全國煤炭消費量51.6％的其他行業煤炭消耗的大氣污染問題，我國的大氣環境難以實現根本改善。

“十一五”期間，我國電煤占比從2005年的45.8％提高到2010年的48.4％，為保護環境，我國應加大電煤消費量占全國煤炭消費總量的比例。同時，建議控制鋼鐵、化工、建材等工業鍋爐的煤炭消費量，特別是東部地區。

（五）進一步加強電源規劃環評工作

“十一五”期間，我國電力行業規劃環評明顯傾斜于電網，電源的規劃環評工作未得到足夠重視。建議“十二五”期間，進一步強化電力行業規劃環評工作，尤其是區域電源分布的規劃環評，并且要與國家及地區的戰略環評相銜接，指導電源的科學合理布局。