新《火电厂大气污染物排放标准》的看法2011年初，国家环境保护部发布了《火电厂大气污染物排放标准》（二次征求意见稿）（以下简称新标准）。与2009年发布的一次征求意见稿（以下简称2009年初稿）相比，其中的脱硫规定，无论是完成时间要求，还是减排力度，都有明显提高。新标准将于2011年内颁布，2012年1月1日起开始执行。正确理解新标准，无论是对脱硫的市场营销人员、还是技术人员和管理人员都有积极和现实的意义。1新标准与2009年初稿、旧标准的对比1.1时间段划分简化2009年初稿和旧标准对不同时期的火电厂建设项目划分成3个时段，涉及的时间节点包括1996年12月31日、2010年和2015年，分别规定了排放控制要求；而新标准对现役机组采用了“一刀切”的方式，仅以2012年1月1日为界划分为现有及新建机组2个时段，更加简析明了。2012年1月1日前获得环评批复的为现役机组，否则为新建机组。现役机组的标准执行时间为2014年1月1日，留给现役机组进行改造的时间只有2年。1.2二氧化硫限值骤降新标准规定新建燃煤电厂二氧化硫的排放限值为100mg/m3。现有电厂分为两类，燃煤硫分较高地区的电厂执行400mg/m3，其他现有燃煤电厂执行200mg/m3。重点地区的燃煤电厂执行50mg/m3。通过对比新标准、2009年初稿和旧标准可以看出，新标准调整了SO2污染物排放浓度限值，采取了更为严格的排放限制：现役机组从旧标准执行的最高2100mg/m3降至2009年初稿的800mg/m3后再降至新标准的200-400mg/m3；新建机组从旧标准执行的400mg/m3降至2009年初稿的200mg/m3再降至新标准的50-100mg/m3。新标准脱硫限值大幅下降，远远超出旧标准和2009年初稿，甚至超越欧美现用标准。1.3对采用高硫煤机组宽严结合含硫量大于3%的为高硫煤，主要集中在我国西南地区。我国多数地区的燃煤有硫份升高的趋势。旧标准及2009年初稿均未单独提出使用高硫煤地区电厂的排放标准，而是与中低硫煤执行同一个标准，而使用高硫煤的脱硫成本远高于使用其他煤质。新标准中对使用高硫煤地区电厂的排放标准进行了特别规定。现役机组从2014年1月1日起执行400mg排放标准，执行期间预计可延续到2020年。新建机组从2012年1月1日起执行100mg排放标准。以上规定实际是放宽了使用高硫煤的现役机组的排放要求按照09年初稿规定，高硫煤机组必须在2015年1月1日执行200mg的排放标准，造成部分改造企业在2011年刚改造完成满足400mg的排放标准，运行只有3年左右，必须开始二次改造，满足200mg的排放要求。而新标准规定高硫煤现役机组执行400mg的排放标准，预计在2020年前无需考虑二次改造，相当于放宽了要求。但对于新建机组，即使是高硫煤，2012年1月1日就开始执行100mg的排放要求，即高硫煤的排放标准和低硫煤的排放标准是相同的。这对于新建高硫煤机组的脱硫装置提出了相当严格的要求，即脱硫效率要达到99%左右才能满足排放要求。2新标准的实施对脱硫市场的影响2.1脱硫市场容量激增数百亿根据国家环境保护部发布的《〈火电厂大气污染物排放标准〉编制说明（二次征求意见稿）》显示，当脱硫限值为100mg/m3和200mg/m3时，从技术可行性分析需安装脱硫效率≥95%的烟气脱硫装置，这意味着高效稳定运行的脱硫装置将被市场所青睐。透过新标准的调整可以窥探到国家对SO2污染物治理的强硬态度。新标准的出台，极大地鼓励了脱硫企业尤其是大型脱硫企业对市场的信心。若颁布实施，将使我国的脱硫市场进一步规范，脱硫行业将更加专注于技术改进和加强运行管理。《编制说明》中对整个火电脱硫市场容量也做了预测，其预测主要基于执行100mg/m3的排放限值的基础上，预测SO2的排放量和预计达标排放量。并以此为基础进行测算，认为到2015年需总投资为170亿元，运行费用为98亿元/年。到2020年则需总投资为495亿元，运行费用为286亿元/年。此外，部分现有机组也需要经费进行烟气脱硫改造。2.2湿法脱硫工艺更占绝对主导地位火电厂SO2的排放量与所用煤种有很大的关系，对于现在应用较多的湿法脱硫技术，基本上可以达到排放要求，而干法、半干法的脱硫技术能否达标要看煤种而定。表3不同煤种硫含量对应的脱硫效率注：以1%的硫对应二氧化硫浓度2400mg/m3计。由于新标准中对脱硫限...