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北京的雾霾到底从何而来？
有观点认为是汽车尾气。而英国利兹大学的一份研究报告则指出，煤炭燃烧是京津冀地区雾霾的最大根源，对二氧化硫和氮氧化物的贡献率分别达到82%和47%。
“京津冀鲁、长三角、珠三角只占国土面积的8%，却消耗了全国约42%的煤炭、生产约55%的钢铁、约40%的水泥，加工约52%的原油，布局约40%的火电机组。”浙江大学能源工程系副主任高翔告诉《瞭望东方周刊》。
无法回避的事实是，尽管核电、风电、光伏等新能源正大面积铺开，但煤炭依然是中国最主要的能源，占一次能源比重的60%以上。
中国社会科学院研究员郑玉歆告诉《瞭望东方周刊》，煤炭是中国能源安全的“保护神”， 同时又是资源浪费大户和环境污染的主要源头。
2014年6月召开的中央财经领导小组第六次会议上，国家主席习近平就推动能源生产和消费革命提出了五点要求，其中大力推进煤炭清洁高效利用，成为推动能源供给革命的重点。
7月1日， 环保部出台的号称“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》开始执行，这意味着2012年之前建成的火电厂开始执行新版大气污染物排放标准。这个标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值作出极为严苛的规定，与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等发达经济体现行标准不相上下，甚至在某些方面更加严格。
六七月间，发改委、环保部对燃煤电厂的环保“作弊”行为——骗取脱硫、脱硝、除尘电价补贴，对燃煤电厂不正常运行环保设施或不按照规定标准排放——开出了超过9亿元的罚单。
政策正在强力推动火电企业真正投入清洁煤改造。
近零排放具成本优势
一个半月前，神华国华舟山发电公司4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组顺利完成试运投产，这标志着国内首台“近零排放”燃煤发电机组顺利投入商业运行。
几天后，广州恒运电厂的“超洁净排放”也顺利投产运行。
高翔介绍说：“近零排放与超洁净排放是一回事，都是让煤炭机组的排放低于燃气机组的排放限值。”
燃煤的清洁利用最早是由中国工程院院士岑可法提出的“多种污染物协同控制”，经过十几年发展，逐渐可以做到“近零排放”，其核心就是通过对脱硫、脱硝、除尘等单元模块的组装，实现对污染物的高效协同控制，是一个相互配套的“环保岛”。
盘古智库向本刊提供的数据显示，以全国火电装机9亿kwh（千瓦时）计，如60%的电厂实施近零排放改造，每年可减少二氧化硫排放63万吨，减少氮氧化物排放48万吨，减少烟尘排放24万吨。
“中国环境污染如此严重，排放要求必须是全世界最严，企业不应抱怨，而是要去改变。”高翔对本刊记者说，“许多企业环保观念太滞后。”
而从政府层面看，包括山东、浙江、广东等很多省市已开始出台文件，全省都要做近零排放，并会给出优惠政策。
实际上，与“近零排放”并行的还有“煤改气”——即将燃煤电厂改为燃气电厂。
在高翔看来，煤改气的前提是要有天然气，美国与欧洲天然气储量大，而中国则显不足。在国际能源市场上，中国还得额外承受“亚洲溢价”——亚洲的液化天然气价格基本在15美元/ mmbtu（百万英热单位），而美国只需要3?4美元/mmbtu。
据高翔带领的研究团队测算，“煤改气”之后每度电的成本会上升四五角，而近零排放每度电的成本只增加2分钱。
“北京市四个小电厂做煤改气的补贴达100多亿元，河南一个30万千瓦机组的煤改气改造需要补贴20亿元，只要发电就赔钱。”高翔对本刊记者说。
他认为，与其用气电替代煤电，不如加快推进清洁煤发电，例如建设先进的超临界和超超临界火电机组，关停老旧落后小电厂。
地下煤气化争议
相较于已经成熟的“近零排放”，地下煤气化在中国还处在工业化试验阶段。
早在2000年，中国矿业大学（北京）环境与化工学院副教授余学东曾参与研究并建设山东新汶矿业集团孙村煤矿的地下煤气化的工业试验，使其替代原地面两段炉的水煤气，为矿区1万多户居民家庭及部分工业锅炉供气。
2010年，中国矿业大学在甘肃华亭完成了地下煤气化的工业性试验。余学东介绍，地下煤气化技术的完成度已经很高，之所以没有普及，部分原因是地上设施与地下气化发热不配套，需要改进地上发电设备。由于涉及成本投入，华亭项目中辍。
在国外，这种技术的产业化进程要顺利许多。余学东告诉本刊记者，英国、澳大利亚、美国等地区已投入商业化运营。
中国社会科学院研究员郑玉歆告诉《瞭望东方周刊》，地下煤气化技术是一种廉价、清洁、安全的清洁煤技术，值得在我国适当推行。
但是，这种技术的争议也较大。
“地下煤气化还属于前卫技术，只能在少部分特殊地区应用，中国地煤层结构复杂，瓦斯突出和猛瓦斯的地方较多，另外这种技术的完成度并不高。”曾经去澳大利亚考察过地下煤气化的北京国能中电能源有限责任公司董事长白云峰告诉本刊记者。他的公司为火电厂提供清洁煤技术服务。
余学东承认，地下煤气化技术还需改进，包括与地面发电设备的对接，但他认为，这属于工艺范畴，依靠研究可以攻克。
“现在需要解决的是资金。”他认为地下煤气是连续不间断的，只有尽快与市场用户对接，才能保证项目的经济收入。
“国家对于地下煤气化技术的研发项目，经费支持仅在千万级。对于工业性试验更是缺乏必要的政策支持，基本上要由企业来承担各种成本和风险。”郑玉歆说。
政策补贴提高电厂积极性
上海外高桥第三发电厂（以下简称外三）一位工程师告诉本刊记者，电厂内的烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度分别为10mg/Nm3、30mg/Nm3、20mg/Nm3，全年平均每度电煤耗273g，厂用电率3.7%，指标处于世界领先地位。
“要做到这样的成绩，除了设备好，还要做精细化管理，仅仅几毫克的变化就可能影响整个数据。”多次参观外三的高翔告诉本刊记者。
负责外三脱硫项目的北京国能中电能源有限责任公司（以下国能中电）副总裁江浩表示，成本降低与补贴让电厂更有积极性。
国能中电提供给本刊的数据显示，一台30万机组的近零改造费用约7000万元，60万机组的改造费用约1.2亿元，百万机组费用在2亿元左右，平均造价约为电厂总造价的5%?6%。
虽然现在国家层面还没有针对近零排放的直接补贴，但是依照7月1日起执行的新标准，脱硫脱硝除尘补贴共计2.5?2.7分/kwh，再加上地方性的政策鼓励，基本可以覆盖“近零排放”的改造和运营成本。
江浩介绍，山东省的政策是申请近零试点的企业，排污费会有折扣，同时保证电厂运行小时数，广州则通过补贴六分之一的投资成本鼓励企业做近零排放。
事实上，全国煤电企业脱硫装置安装已达到95%，脱硝设置也有50%，近零排放是对现有的脱硫脱硝除尘设施进行的增效升级改造。
除去设备安装等财务成本，从现有补贴里依然可以有每度电五厘的收益。以外三为例，2013年发电量超过100亿kwh，脱硫补贴就有1.5亿元。
江浩说，虽然在建和已投产的近零排放示范项目达十余个，但还没有经历长周期高效运行的验证，还有改进空间。比如湿式电除尘最长的运行周期尚未超过一年，其中有失败案例，也增加了电厂的不确定性。
另外环保部门的标准不断变化，也让企业不断观望，“企业还是希望标准定下来之后，一改到底，避免重复，毕竟经济方面还要考虑。”江浩说。
有观点认为是汽车尾气。而英国利兹大学的一份研究报告则指出，煤炭燃烧是京津冀地区雾霾的最大根源，对二氧化硫和氮氧化物的贡献率分别达到82%和47%。
“京津冀鲁、长三角、珠三角只占国土面积的8%，却消耗了全国约42%的煤炭、生产约55%的钢铁、约40%的水泥，加工约52%的原油，布局约40%的火电机组。”浙江大学能源工程系副主任高翔告诉《瞭望东方周刊》。
无法回避的事实是，尽管核电、风电、光伏等新能源正大面积铺开，但煤炭依然是中国最主要的能源，占一次能源比重的60%以上。
中国社会科学院研究员郑玉歆告诉《瞭望东方周刊》，煤炭是中国能源安全的“保护神”， 同时又是资源浪费大户和环境污染的主要源头。
2014年6月召开的中央财经领导小组第六次会议上，国家主席习近平就推动能源生产和消费革命提出了五点要求，其中大力推进煤炭清洁高效利用，成为推动能源供给革命的重点。
7月1日， 环保部出台的号称“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》开始执行，这意味着2012年之前建成的火电厂开始执行新版大气污染物排放标准。这个标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放限值作出极为严苛的规定，与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等发达经济体现行标准不相上下，甚至在某些方面更加严格。
六七月间，发改委、环保部对燃煤电厂的环保“作弊”行为——骗取脱硫、脱硝、除尘电价补贴，对燃煤电厂不正常运行环保设施或不按照规定标准排放——开出了超过9亿元的罚单。
政策正在强力推动火电企业真正投入清洁煤改造。
近零排放具成本优势
一个半月前，神华国华舟山发电公司4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组顺利完成试运投产，这标志着国内首台“近零排放”燃煤发电机组顺利投入商业运行。
几天后，广州恒运电厂的“超洁净排放”也顺利投产运行。
高翔介绍说：“近零排放与超洁净排放是一回事，都是让煤炭机组的排放低于燃气机组的排放限值。”
燃煤的清洁利用最早是由中国工程院院士岑可法提出的“多种污染物协同控制”，经过十几年发展，逐渐可以做到“近零排放”，其核心就是通过对脱硫、脱硝、除尘等单元模块的组装，实现对污染物的高效协同控制，是一个相互配套的“环保岛”。
盘古智库向本刊提供的数据显示，以全国火电装机9亿kwh（千瓦时）计，如60%的电厂实施近零排放改造，每年可减少二氧化硫排放63万吨，减少氮氧化物排放48万吨，减少烟尘排放24万吨。
“中国环境污染如此严重，排放要求必须是全世界最严，企业不应抱怨，而是要去改变。”高翔对本刊记者说，“许多企业环保观念太滞后。”
而从政府层面看，包括山东、浙江、广东等很多省市已开始出台文件，全省都要做近零排放，并会给出优惠政策。
实际上，与“近零排放”并行的还有“煤改气”——即将燃煤电厂改为燃气电厂。
在高翔看来，煤改气的前提是要有天然气，美国与欧洲天然气储量大，而中国则显不足。在国际能源市场上，中国还得额外承受“亚洲溢价”——亚洲的液化天然气价格基本在15美元/ mmbtu（百万英热单位），而美国只需要3?4美元/mmbtu。
据高翔带领的研究团队测算，“煤改气”之后每度电的成本会上升四五角，而近零排放每度电的成本只增加2分钱。
“北京市四个小电厂做煤改气的补贴达100多亿元，河南一个30万千瓦机组的煤改气改造需要补贴20亿元，只要发电就赔钱。”高翔对本刊记者说。
他认为，与其用气电替代煤电，不如加快推进清洁煤发电，例如建设先进的超临界和超超临界火电机组，关停老旧落后小电厂。
地下煤气化争议
相较于已经成熟的“近零排放”，地下煤气化在中国还处在工业化试验阶段。
早在2000年，中国矿业大学（北京）环境与化工学院副教授余学东曾参与研究并建设山东新汶矿业集团孙村煤矿的地下煤气化的工业试验，使其替代原地面两段炉的水煤气，为矿区1万多户居民家庭及部分工业锅炉供气。
2010年，中国矿业大学在甘肃华亭完成了地下煤气化的工业性试验。余学东介绍，地下煤气化技术的完成度已经很高，之所以没有普及，部分原因是地上设施与地下气化发热不配套，需要改进地上发电设备。由于涉及成本投入，华亭项目中辍。
在国外，这种技术的产业化进程要顺利许多。余学东告诉本刊记者，英国、澳大利亚、美国等地区已投入商业化运营。
中国社会科学院研究员郑玉歆告诉《瞭望东方周刊》，地下煤气化技术是一种廉价、清洁、安全的清洁煤技术，值得在我国适当推行。
但是，这种技术的争议也较大。
“地下煤气化还属于前卫技术，只能在少部分特殊地区应用，中国地煤层结构复杂，瓦斯突出和猛瓦斯的地方较多，另外这种技术的完成度并不高。”曾经去澳大利亚考察过地下煤气化的北京国能中电能源有限责任公司董事长白云峰告诉本刊记者。他的公司为火电厂提供清洁煤技术服务。
余学东承认，地下煤气化技术还需改进，包括与地面发电设备的对接，但他认为，这属于工艺范畴，依靠研究可以攻克。
“现在需要解决的是资金。”他认为地下煤气是连续不间断的，只有尽快与市场用户对接，才能保证项目的经济收入。
“国家对于地下煤气化技术的研发项目，经费支持仅在千万级。对于工业性试验更是缺乏必要的政策支持，基本上要由企业来承担各种成本和风险。”郑玉歆说。
政策补贴提高电厂积极性
上海外高桥第三发电厂（以下简称外三）一位工程师告诉本刊记者，电厂内的烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度分别为10mg/Nm3、30mg/Nm3、20mg/Nm3，全年平均每度电煤耗273g，厂用电率3.7%，指标处于世界领先地位。
“要做到这样的成绩，除了设备好，还要做精细化管理，仅仅几毫克的变化就可能影响整个数据。”多次参观外三的高翔告诉本刊记者。
负责外三脱硫项目的北京国能中电能源有限责任公司（以下国能中电）副总裁江浩表示，成本降低与补贴让电厂更有积极性。
国能中电提供给本刊的数据显示，一台30万机组的近零改造费用约7000万元，60万机组的改造费用约1.2亿元，百万机组费用在2亿元左右，平均造价约为电厂总造价的5%?6%。
虽然现在国家层面还没有针对近零排放的直接补贴，但是依照7月1日起执行的新标准，脱硫脱硝除尘补贴共计2.5?2.7分/kwh，再加上地方性的政策鼓励，基本可以覆盖“近零排放”的改造和运营成本。
江浩介绍，山东省的政策是申请近零试点的企业，排污费会有折扣，同时保证电厂运行小时数，广州则通过补贴六分之一的投资成本鼓励企业做近零排放。
事实上，全国煤电企业脱硫装置安装已达到95%，脱硝设置也有50%，近零排放是对现有的脱硫脱硝除尘设施进行的增效升级改造。
除去设备安装等财务成本，从现有补贴里依然可以有每度电五厘的收益。以外三为例，2013年发电量超过100亿kwh，脱硫补贴就有1.5亿元。
江浩说，虽然在建和已投产的近零排放示范项目达十余个，但还没有经历长周期高效运行的验证，还有改进空间。比如湿式电除尘最长的运行周期尚未超过一年，其中有失败案例，也增加了电厂的不确定性。
另外环保部门的标准不断变化，也让企业不断观望，“企业还是希望标准定下来之后，一改到底，避免重复，毕竟经济方面还要考虑。”江浩说。