年初，國家環(huán)境保護部發(fā)布了《火電廠大氣污染物排放標準》（二次征求意見稿）（以下簡稱新標準）。與2009年發(fā)布的一次征求意見稿（以下簡稱2009年初稿）相比，其中的脫硫規(guī)定，無論是完成時間要求，還是減排力度，都有明顯提高。新標準將于2011年內(nèi)頒布，2012年1月1日起開始執(zhí)行。
　　正確理解新標準，無論是對脫硫的市場營銷人員、還是技術(shù)人員和管理人員都有積極和現(xiàn)實的意義。
　　1新標準與2009年初稿、舊標準的對比
　　1.1時間段劃分簡化
　　2009年初稿和舊標準對不同時期的火電廠建設(shè)項目劃分成3個時段，涉及的時間節(jié)點包括1996年12月31日、2010年和2015年，分別規(guī)定了排放控制要求；而新標準對現(xiàn)役機組采用了“一刀切”的方式，僅以2012年1月1日為界劃分為現(xiàn)有及新建機組2個時段，更加簡析明了。
　　2012年1月1日前獲得環(huán)評批復(fù)的為現(xiàn)役機組，否則為新建機組?，F(xiàn)役機組的標準執(zhí)行時間為2014年1月1日，留給現(xiàn)役機組進行改造的時間只有2年。
　　1.2二氧化硫限值驟降
　　新標準規(guī)定新建燃煤電廠二氧化硫的排放限值為100mg/m3?，F(xiàn)有電廠分為兩類，燃煤硫分較高地區(qū)的電廠執(zhí)行400mg/m3，其他現(xiàn)有燃煤電廠執(zhí)行200mg/m3。重點地區(qū)的燃煤電廠執(zhí)行50mg/m3。
　　通過對比新標準、2009年初稿和舊標準可以看出，新標準調(diào)整了SO2污染物排放濃度限值，采取了更為嚴格的排放限制：
　　現(xiàn)役機組從舊標準執(zhí)行的最高2100mg/m3降至2009年初稿的800mg/m3后再降至新標準的200-400mg/m3；
　　新建機組從舊標準執(zhí)行的400mg/m3降至2009年初稿的200mg/m3再降至新標準的50-100mg/m3。
　　新標準脫硫限值大幅下降，遠遠超出舊標準和2009年初稿，甚至超越歐美現(xiàn)用標準。
　　1.3對采用高硫煤機組寬嚴結(jié)合
　　含硫量大于3%的為高硫煤，主要集中在我國西南地區(qū)。我國多數(shù)地區(qū)的燃煤有硫份升高的趨勢。舊標準及2009年初稿均未單獨提出使用高硫煤地區(qū)電廠的排放標準，而是與中低硫煤執(zhí)行同一個標準，而使用高硫煤的脫硫成本遠高于使用其他煤質(zhì)。
　　新標準中對使用高硫煤地區(qū)電廠的排放標準進行了特別規(guī)定?，F(xiàn)役機組從2014年1月1日起執(zhí)行400mg排放標準，執(zhí)行期間預(yù)計可延續(xù)到2020年。新建機組從2012年1月1日起執(zhí)行100mg排放標準。
　　以上規(guī)定實際是放寬了使用高硫煤的現(xiàn)役機組的排放要求。按照09年初稿規(guī)定，高硫煤機組必須在2015年1月1日執(zhí)行200mg的排放標準，造成部分改造企業(yè)在2011年剛改造完成滿足400mg的排放標準，運行只有3年左右，必須開始二次改造，滿足200mg的排放要求。而新標準規(guī)定高硫煤現(xiàn)役機組執(zhí)行400mg的排放標準，預(yù)計在2020年前無需考慮二次改造，相當(dāng)于放寬了要求。
　　但對于新建機組，即使是高硫煤，2012年1月1日就開始執(zhí)行100mg的排放要求，即高硫煤的排放標準和低硫煤的排放標準是相同的。這對于新建高硫煤機組的脫硫裝置提出了相當(dāng)嚴格的要求，即脫硫效率要達到99%左右才能滿足排放要求。
　　2新標準的實施對脫硫市場的影響
　　2.1脫硫市場容量激增數(shù)百億
　　根據(jù)國家環(huán)境保護部發(fā)布的《〈火電廠大氣污染物排放標準〉編制說明（二次征求意見稿）》顯示，當(dāng)脫硫限值為100mg/m3和200mg/m3時，從技術(shù)可行性分析需安裝脫硫效率≥95%的煙氣脫硫裝置，這意味著高效穩(wěn)定運行的脫硫裝置將被市場所青睞。
　　透過新標準的調(diào)整可以窺探到國家對SO2污染物治理的強硬態(tài)度。新標準的出臺，極大地鼓勵了脫硫企業(yè)尤其是大型脫硫企業(yè)對市場的信心。若頒布實施，將使我國的脫硫市場進一步規(guī)范，脫硫行業(yè)將更加專注于技術(shù)改進和加強運行管理。
　　《編制說明》中對整個火電脫硫市場容量也做了預(yù)測，其預(yù)測主要基于執(zhí)行100mg/m3的排放限值的基礎(chǔ)上，預(yù)測SO2的排放量和預(yù)計達標排放量。并以此為基礎(chǔ)進行測算，認為到2015年需總投資為170億元，運行費用為98億元/年。到2020年則需總投資為495億元，運行費用為286億元/年。此外，部分現(xiàn)有機組也需要經(jīng)費進行煙氣脫硫改造。
　　2.2濕法脫硫工藝更占絕對主導(dǎo)地位
　　火電廠SO2的排放量與所用煤種有很大的關(guān)系，對于現(xiàn)在應(yīng)用較多的濕法脫硫技術(shù)，基本上可以達到排放要求，而干法、半干法的脫硫技術(shù)能否達標要看煤種而定。
　　由于新標準中對脫硫限值的高要求，將迫使火電廠提高脫硫裝置性能，新電廠和舊電廠都需要選用高效率的脫硫裝置，脫硫效率超過95%高效煙氣脫硫裝置將成為市場主流，尤其是高效的濕法脫硫裝置，將獲得更大的市場空間。
　　而一些工藝因技術(shù)局限性無法在脫硫效率上得到突破，排放達不到限值的工藝將面臨被“洗”出市場的命運。例如簡易石灰石-石膏濕法、爐內(nèi)噴鈣式半干法脫硫、爐內(nèi)干法噴鈣、爐內(nèi)噴鈣-尾部增濕法等脫硫效率低或運行不穩(wěn)定的工藝將會在此項檢測中接受存亡挑戰(zhàn)。
　　特別是爐內(nèi)脫硫法雖然投資小、占地面積小，但因脫硫效率低，硫含量達不到排放限值、固廢排放量大等致命缺點，面臨退市危機。幾乎所有采用該種形式的火電廠都面臨著新增爐外煙氣脫硫的改造。
　　2.3氨法脫硫市場前景廣闊
　　從SO2控制技術(shù)分析來看，在新標準脫硫限值大幅提高的情況下，火電廠只能安裝脫硫效率≥95%的高效煙氣脫硫裝置。而目前國內(nèi)能達到脫硫效率≥95%且經(jīng)濟性強、適用范圍廣、技術(shù)成熟的工藝只有石灰石-石膏濕法煙氣脫硫和氨法濕法煙氣脫硫工藝。
　　目前國內(nèi)脫硫工程的技術(shù)同質(zhì)化非常嚴重，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫因工藝開發(fā)較早、國外市場占有率高等因素仍占國內(nèi)脫硫市場最大份額。該工藝存在明顯弊端，無法解決二次污染的問題。電廠脫硫每年產(chǎn)生的數(shù)千萬噸石膏已經(jīng)成為電廠主要的固體廢棄物，(脫硫)石膏的出路成了關(guān)鍵性難題。此外，受吸收劑石灰石活性的限制，石灰石-石膏法對于高硫煤難以穩(wěn)定達到96%以上的脫硫效率，也就難以滿足新建高硫煤機組的脫硫要求。
　　中國地域?qū)拸V，自然條件、市場和經(jīng)濟狀況迥異，不加區(qū)別地采用一種模式和技術(shù)來解決煙氣脫硫問題，造成了中國燃煤電廠相當(dāng)脫硫設(shè)施沒有發(fā)揮應(yīng)有的作用。在全國脫硫項目中，運行不正常的確實占到兩三成。如果加上運行基本正常而尚有改進余地的，整體上需要維修或改進的比例達四成之多。這些電場中部分是當(dāng)初的設(shè)計與電廠的煤種不適合，還有一部分是設(shè)備質(zhì)量不過關(guān)運行不穩(wěn)定造成的。今后很長一段時間，中國都將為電廠的單一脫硫方式及市場惡性競爭等脫硫后遺癥埋單。