近一年多来，“近零排放”屡屡成为火电、能源等行业亮点。今年7月，火电大气污染物排放新标实行。浙江嘉兴电厂 7号和8号机组、神华国华(舟山)发电有限责任公司4号机组、浙能六横电厂1号机组、广州恒运电厂9号机组、河北三河电厂1号机组等密集宣布达到“近零排放”、“超低排放”或“超洁净排放”。一时间，“近零排放”等呼声大有星火燎原之势。

　　但实际上，国内外并没有关于“近零排放”的一致定义。除此之外，类似的称谓还有“超低排放”、“趋零排放”、“超净排放”、“超洁净排放”、“低于燃机排放标准”等多种，用法随意。而对其内涵和意义，“近零排放”日前也引来质疑。

　　“近零排放”主要靠挖潜

　　近日，中国电力企业联合会秘书长王志轩撰文呼吁给“近零排放”降温：“近零排放”的概念不清;烟气连续监测技术难以支撑“近零排放”监测数据的准确性;“近零排放”在技术上并没有重大创新，且严苛的条件并非一般燃煤电厂都能达到;“近零排放”环境效益和经济效益的投入产出比太低。

　　目前，我国火电厂烟气脱硫工艺大致有湿法烟气脱硫技术、喷雾干燥法、烟气循环流化床、NID脱硫技术、海水脱硫法、活性炭吸收法等9种，脱硝技术主要有低氮燃烧、选择性催化还原(SCR)、非选择性催化还原(SNCR)、选择性非催化还原与选择性催化还原联合法(SNCR-SCR)，以及对烟气同时脱硫脱硝的工艺，主要包括等离子体法、氧化法、吸收及吸附法。

　　在王志轩看来，虽然有不少创新，我国大型燃煤电厂采用的除尘、脱硫、脱硝主流技术和主体工艺、设备，近几十年来并没有重大突破，世界范围内基本上都是采用上世纪中后期开发的成熟技术。已“实现”的“近零排放”，主要是对已有技术和设备潜力(或者裕量)的挖掘、辅机的改造、系统优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等。比如，二氧化硫控制采用的石灰石石膏湿法脱硫主要是增加系统的裕度和复杂度，脱硫吸收塔喷淋层由3层改为5层或增加一个吸收塔，氮氧化物控制仍采用常规选择性催化还原法，但增加了催化剂用量。

　　这也从一个侧面解释了前几年环保行业的集中爆发：对设备和技术要求相对较低。接下去将逐渐进入一段平稳期，那些不太讲究技术的小企业将面临淘汰出局的命运。

　　“近零排放”减排上升空间不大

　　环境保护部环境工程评估中心高级工程师莫华等专家认为，目前我国火电行业通过工程措施节能减排的空间已经非常有限。“十一五”期间，全国燃煤电厂安装烟气脱硫设施的机组已达到全部煤电装机容量的86%，关停的小火电机组达到7683万千瓦，约占火电机组总装机容量的10.9%。供电标准煤耗已经低于美欧发达国家水平。未来火电行业包括新增机组在内，装备脱硝设施的机组需要达到70%以上，才能满足氮氧化物的总量削减目标。而由于我国火电行业除尘、脱硫工艺水平都已是国际领先水平，受煤质、含硫量等条件的限制，从技术层面降低排放水平难度更大，现有减排技术的边际效应已不明显。

　　追求“近零排放”，自然要增加更多的环保设备，也会带来一些问题。

　　辽宁省环境监控中心一位研究人员在谈到SCR设备时，比较过高温高尘区、高温低尘区及低温低尘布置三种安装位置的优缺点。比如在高温高尘区，SCR反应器位于除尘器之前，烟气处于高尘状态，可能会使催化剂堵塞或导致催化剂中毒，因此需加大催化剂的布置体积。

　　据悉，SCR改造工程还涉及空气预热器、引风机的改造及脱硝设施支架的加固等。大唐景泰发电厂的技术人员曾指出，脱硝设备的安装降低了空预器进出口烟气流速、增加了空预器的漏风量，以及一二次风出口温度降低，可能导致空预器积灰严重、空预器的二次燃烧，甚至影响整个锅炉的安全运行，因此必须采取相应措施来避免安全隐患。

　　莫华等专家估计，要满足火电大气污染物排放新准，现役机组需进行除尘器、

　　脱硫和脱硝改造的分别为94%、80%和90%，改造费用2000亿～2500亿元。

　　按王志轩的观点，煤电行业不应盲目推进“近零排放”，采用“最佳可行技术”(BAT)更适宜。只要所有电力企业稳定达标排放，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物年排放量之和仅约800万吨。大量未经治理或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”。

　　“‘近零排放’是件好事，但这首先涉及成本，其次也应该考虑一下值不值得做。我国火电减排已经达到国际先进水平，超过美国，但再为了1%、2%的减排效果，付出这么大的代价，有多大意义?”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授坦承，追求“近零排放”其实意义不是很大。