据郁刚介绍，随着我国经济步入新常态，环境问题频发，国家环保要求日趋严格，原本粗放的能源消费方式亟需改变，“但通过什么方式改变，还需要行业进行深入交流和探讨。”
超低排放是有条件的
自去年6月国内首台超低排放机组——国华电力舟山电厂4号机组投运以来，煤电行业刮起一阵超低排放风，国内陆续出现了多台“超低排放”达标机组。
“这说明目前国内技术可以实现煤电机组超低排放改造，但超低排放也是有条件的。”国电科学技术研究院副院长朱法华称，“首先是对煤种有要求，最好是低硫、低灰、高挥发份、高热值烟煤。”
朱法华列出了一组数据：如果燃煤低位发热量4000kCal/kg、灰份35%，那么除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8g/m3，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5毫克/立方米的超超低排放要求;燃煤含硫量为3%的煤，其产生烟气中二氧化硫的浓度在6900毫克/立方米左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69 毫克/立方米;燃用无烟煤的W型火焰锅炉，采用先进的低氮燃烧技术，锅炉产生的烟气氮氧化物浓度可长期稳定控制在1000 毫克/立方米左右，即使SCR脱硝效率提高至90%，氮氧化物排放浓度仍达到100 毫克/立方米。
“除了对煤种有要求外，煤电机组实现超低排放或超低低排放的成本中，投资和运行成本也较高。”据他介绍，烟尘排放浓度从20 毫克/立方米下降至10 毫克/立方米(不增加湿式ESP)、二氧化硫从50 毫克/立方米下降至35 毫克/立方米、氮氧化物从100 毫克/立方米下降至50 毫克/立方米，污染物排放量下降30%-50%，平均下降44.1%，但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。
“如果烟尘执行超超低排放5 毫克/立方米的要求，则必须在湿法脱硫后加装湿式ESP，其环保一次性投资与运行费用又得在超低排放的基础上再增加10%左右，可能有些得不偿失。”朱法华表示，“如果没有相应的奖惩措施，燃煤电厂不太可能使煤电机组长期稳定地实现超低排放。”
应有序推进
据国家能源局电力司火电处处长康国珍介绍，初步统计，至2014年底，全国总发电装机容量13.5亿千瓦，其中火电装机9.1亿千瓦;全国总发电量5.54万亿千瓦时。
由上述数据可以看出，我国燃煤机组的节能减排任务艰巨，如果想全部实现超低排放，还有很长一段路要走。康国珍也表示，部分现役煤电机组建设时期早，能耗高、污染大，升级改造有一定困难。
朱法华认为，目前超低排放技术虽可行，但应有序推进，“就地区来说，先重点、后一般，先东部、后西部，先集中、后分散;就锅炉来说，先大后小，先新后老，先煤粉炉后其他炉;就煤种来说，低硫、低灰、高挥发份、高发热量优先。”
即便如此，朱法华对通过燃煤电厂超低排放改造获得环境效益不是很乐观，他表示，虽然超低排放对PM2.5地面浓度下降效果较为明显，但对总量减排与常规污染物地面浓度改善有限，“‘十三五’期间还需开拓新的约束性指标减排重点行业。
原环保部污染防治司大气处处长、环保部环境工程评估中心值班专家刘孜则表示，除了传统的脱硫、脱销和除尘外，煤电还需要考虑新的污染防治问题。“比如脱汞，目前我国汞排放量全球第一，燃煤又贡献了大量汞排放，未来燃煤电厂也需要将脱汞列入减排计划中。”
加强能效治理
上述专家从技术的角度阐述了煤电的超低排放，华电集团副总经理邓建玲则从大能源观的角度，提出了”能效治理“的理念。“与欧美发达国家相比，我国一次能源利用率还很低，例如北欧的丹麦等国家一次能源利用效率超过60%，美国分布式能源的能效可达92%，反观我国的一次能源利用效率不超过40%。”
“在各工业领域开展‘能效治理’专项行动，可以在提高工业系统能效的同时将环保排放降下来。”邓建玲表示，“提高能源利用效率顶层设计工作，通过技术改造，加强对存量资产的末端治理，挖掘存量资产的内在潜力。”
据了解，华电集团青岛发电有限公司2号机组成功实现大型供热机组双背压双转子互换循环水供热技术改造，改造后的机组成为为全国首台30万千瓦高背压热电联产机组，热效率从55%提高至96%以上。
“通过不断调整能源消费结构、深入挖掘存量资产的节能潜力、运用新技术大幅提高增量资产的节能水平，努力将我国的综合能源效率在现有基础上提高15-20个百分点，力争在2020年达到50%左右，GDP能耗降至3吨标准煤/万美元左右，度电GDP达到5美元/千瓦时左右。”邓建玲表示，“如果2020年我国一次能源消费总量可以控制在40亿吨标准煤左右，那么我们才能真正做到迈向可持续发展良性轨道和向雾霾宣战。”
