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摘要：
2014年7月1日，全国实行燃煤电厂大气污染物排放新的标准。硫份排放限值缩减，而西南地区煤炭资源以中高硫煤为主，生产成本高。为此，就电厂限制二氧化硫排放对高硫煤销售带来的问题进行分析，提出针对性的对策，希望以此来提高企业高硫煤生产企业的销量与售价，从而增加企业效益。
关键词：
环保；硫份；销售；对策
中图分类号：
F27
文献标识码：A
文章编号：16723198（2015）02005702
2014年7月1日，全国实行燃煤电厂大气污染物排放新的标准，排放限值大幅缩减，由此引发煤电上下游各方面都要做出相应调整，以适应新的标准。
1环保限排政策基本情况
1.1环保限排政策
一直以来，燃煤电厂排放量占到大气污染物的50%左右，污染成分主要有SO2、氮氧化物（NOx）、PM10（可吸入颗粒）和PM2.5（细微颗粒）。从2014年7月1日起，对全国燃煤锅炉统一执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）新标准，主要控制烟气中二氧化硫、氮氧化物、烟尘这3项指标。
单就二氧化硫（SO2）而言，新标准燃煤锅炉SO2排放限值由400 mg/m3下降到200mg/m3。2012年1月1日后通过综合环境评价的新建电厂控制在100mg/m3。广西、贵州、重庆、四川等西南部4省区属高硫煤地区，放宽1倍执行400mg/m3。其中2012年1月1日以后新建燃煤锅炉（含改扩建）执行200mg/m3限值。
1.2环保考核奖罚办法
采用国际通行做法，以经济手段治污，限排奖励，超排罚款。
在奖励政策上，根据国家发改委《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》（发改价格〔2014〕536号），要求对已安装脱硫、脱硝、除尘设施，并验收合格的燃煤发电企业，实行环保电价加价，各地执行标准参照当地情况执行，在处罚手段上，一是扣罚环保电价。燃煤发电机组二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度小时均值超过限值1倍以内的，没收超限值时段的环保电价款；超过限值1倍及以上的，并处超限值时段环保电价款5倍以下罚款。二是征收排污费。由环保部门对各电厂核定大气污染物年度排放总量，并对超出排放总量的大气污染物按季度实行排污收费。征收标准：SO2、NOx排放量（kg）÷0.95*0.6元/kg。
1.3电厂环保设备运转情况
（1）脱硫设备情况。
各燃煤电厂自1997年以来，陆续安装了脱硫设备，经环保部门验收合格后省发改委价管处下文，自验收合格之日起享受环保电价。实际运转中主要存在问题：一是部分电厂为享受脱硫电价上马的脱硫设备，容量不足，脱硫效率偏低；二是运行时断时续，有应付检查情况；三是环保部门监控手段有限，且政策要求及考核较为宽松，监管存在漏洞。
为确保2014年7月1日起执行新的排放标准，西南地区大部分燃煤电厂脱硫效率已经达到92%，脱硫效率高时还可以达到96%的较高水平。为防止因入炉煤硫分掺配不均匀造成二氧化硫排放超标，电厂对二氧化硫出口排放浓度要求低于400mg/m3的标准，一般控制在300-350mg/m3左右。对于环保控制较为严格的华电塘寨电厂二氧化硫内控指标为200mg/m3。
（2）除硫效率。
按照环保部门要求，脱硫塔脱硫效率应不低于95%，实际执行中一般达不到，电厂只要保持排放不超标即可，经测算，入炉煤硫分3%-3.4%的煤炭，脱硫效率为95%的话完全可以保证排放值不高于400mg/m3。2012年1月1日后新建燃煤锅炉入炉煤炭硫份控制在2.9以内，及可达到排放标准，因西南地区环保标准较中东部地区执行力度弱，脱硫效率一般维持在91%左右，对标准执行较为严格的华电、中电投旗下电厂一般执行的是入炉硫份控制在3以内，国电旗下电厂一般执行的是入炉硫份控制在3.5以内。
2环保限排政策对西南地区煤炭销售的影响
2.1近期影响
自7月1日执行新环保限排政策以来，下游电厂已经对煤炭采购及入炉煤指标提出了新的要求，主要集中表现在以下两个方面：
（1）电厂降低采购煤硫分，拒收高硫煤。
目前，各电厂为保证排放达标，直接从煤源上限制燃煤含硫量是最简单、最直接的办法，反正煤源广泛充足。中低硫煤售价也在可承受范围内，煤中硫分含硫高，必然提高环保设备运行成本，从经济性出发，必然要求好的煤源。对于硫分过高的高硫煤，部分电厂已经拒收，如华能滇东电厂，2013年进场煤炭硫份要求控制在3.5以内，今年要求单一供应商月进厂煤炭加权硫份必须低于2.5。
（2）电厂通过掺配手段，降低入炉煤硫分。
电厂所购不同煤种、煤质电煤在煤场上分堆存放，进入锅炉燃烧前要按照入炉煤指标进行掺配，原来对入炉煤指标顺序为：首先热值（Qnet.ar），其次挥发份（Vdaf），最后硫分（St.ar）。而目前为确保排放达标，电厂已经把入炉煤硫分指标放在了第一位，顺序为：S、Q、V，优先保证入炉煤硫分能够满足排放要求。为此，下游电厂对入炉煤硫分指标普遍降低0.3%-0.5%。目前，西南地区华能及国电等大部分电厂入炉煤硫分控制在2.5%-3%；环保标准执行较为严格的华润要求入炉煤硫分为2%以内。由于电厂降低了入炉煤硫分，造成高硫煤掺配比例大幅下降。
2.2远期影响
（1）未来我国环保政策将渐趋严格，高硫煤销售将长期受到环保问题制约。
大气污染治理是大势所趋，时间长、范围广、要求只会越来越严格。首先是持久战，至少10年。按照国务院《大气污染治理防治计划》（国发〔2013〕37号）两步走战略：第一步经过五年努力，全国空气质量总体改善，重污染天气较大幅度减少；第二步再用五年或更长时间，逐步消除重污染天气，全国空气质量明显改善；其次是范围广，先燃煤电厂，后冶金、化工、水泥、民用煤等用煤行业。上游的煤炭企业都要波及到，必须做出调整；再就是要求会越来越高。SO2、NOx、烟尘目前限排值200mg/m3、100mg/m3、30mg/m3，以后可能会更严。目前发电公司追求的是在排放不超标的情况下追求经济效益最大化，以后也可能会提高标准。因此，随着国家排放限值的不断加码，长期看电厂硫分要求渐趋严格是大趋势，况且新上机组排放要求高，设计煤种硫分都较低，高硫煤销售将长期受到环保问题制约。 （2）西南地区高硫煤资源量大，且煤质较差，缺乏洗选加工设备。
目前，整个西南地区煤炭资源可采储量占全国的10%，云贵川三省占整个西南可采储量的26%、50%、18%。整个西南地区矿井基本以中高硫煤矿井（S：15%以上）为主，约占西南地区整个煤炭产量的80%。如贵州兴义地区不仅高硫煤资源量大，硫分普遍在4%以上，远超出下游电力企业电煤采购硫分指标要求，同时，周边也缺少配套的洗选加工设备，不利于产品销售。
（3）煤价下跌，高硫煤首当其冲受到冲击。
随着国家提出的市场化改革步伐加快，原来的煤电互保政策、坑口包销政策是否能持续下去，存在较大不确定性，因此，也给高硫煤销售带来巨大的风险。从目前情况看，高硫煤市场几乎全部集中在电煤市场，电厂一旦拒收高硫煤，高硫煤就面临滞销和大幅降价的问题。按目前价格测算：如果贵州地区电厂入炉硫份全部由3降低到2，以国电安顺电厂为例，现其周边5000大卡，硫份在3.2左右的煤炭坑口价在360元/吨，煤炭企业完全生产成本在230元/吨左右，按照贵州煤炭合同硫份扣款惯例。每超标0.1个点，扣款5元/吨，则整个安顺地区高于3.5的煤炭生产企业全部将生存不下去。
3建议方案
3.1稳定煤质，均衡发运
眼下稳定住用户最直接的做法是保持电煤质量稳定，按照硫份第一、其次热值、然后挥发份、灰熔点的顺序稳定住各项指标，保持电厂供货稳定，以利于电厂稳定住入炉煤配比，避免硫分大起大伏排放瞬间超标，使电厂不停机、不降负荷、不罚款，降低环保成本。
3.2建立配煤中心，配煤降硫
针对下游电厂降硫要求，煤炭企业主动配煤是一个操作相对容易、见效较快、投资不大的方式，能解决煤炭销出去的问题。根据贵州地区煤种较多、质量差别较大的特点，建议在区域资源优势明显，交通物流条件优越的地区建立储煤场地及配煤中心，广开配煤渠道，实现配煤降硫销售。据悉，目前贵州省内的盘江、水城、林东等煤炭企业均已通过配煤方式降硫、提热值，从而解决煤质不均衡制约销售的问题。具体做法是按照含硫、热值、二者兼顾，确保控硫的目标，针对各电厂实际电煤供销合同做相应配煤分析。
3.3建立配套的洗选加工设施，通过洗煤降灰脱硫
煤炭中硫分主要以有机硫和无机硫两种形态存在，有机硫是与煤有机结构相结合的硫，分布均匀，不易清除；无机硫主要来自矿物质中各种含硫化合物，比如黄铁矿、白铁矿及硫酸盐等，可以通过洗选加工清除。目前，整个贵州地区高硫煤矿井有洗煤设施的矿井只占及少数，大部分仍以风选设备为主。，通过新建洗煤设施，可以在一定程度上实现降灰脱硫。对于洗煤后仍无法达到电厂硫分要求的电煤，可通过配煤，再次降硫。
根据国务院《大气污染防治计划》，到2017年，原煤入选率达到70%以上（注：2013年是56%），从长远考虑，新建煤矿应同步建设洗选设施，现有煤矿增建洗选设施，以脱硫为主要目标，从根本上解决煤质问题。
3.4采取“脱硫补贴”定价策略
下游电厂在使用我公司高硫煤时，为保证排放达标，在脱硫过程中采取增大浆液循环量、添加脱硫增效剂等措施，增加了电厂脱硫成本和设备腐蚀折旧成本，在一定程度上也导致了部分电厂不愿使用高硫煤。为稳定电厂发运，建议采取“脱硫补贴”的定价策略，根据电厂脱硫成本，通过煤炭价格给予电厂脱硫补贴。例如：硫分>2.5%，脱硫补贴5元/吨；硫分>3%，脱硫补贴10元/吨；硫分>4%，脱硫补贴15元/吨。一吨5000大卡电煤脱硫变动成本大约11-17元/吨。但由于各电厂环保设备差异，环保成本不一，还要具体区分情况，综合分析。
3.5向下游延伸服务，加强与电厂合作
高硫煤销售受阻，根本原因是电厂因环保考核增加了负担、提高了成本，向上游转嫁困难。要解决高硫煤的排放问题，就要改造设备，加大容量，提高除硫除硝效率。南方电厂用煤含硫普遍较高，重庆当地电煤含硫量6%左右，最高达12%，脱硫设备多是单塔双循环、双塔双循环，通过加大设备投入解决了排放问题。
参考文献
[1]徐建平.高硫煤脱硫可行性研究[J].煤炭科学技术，2001，29（1）.
[2]盛明，蒋翠蓉.浅谈高硫煤资源极其利用[J].煤质技术，2008，（6）.
2014年7月1日，全国实行燃煤电厂大气污染物排放新的标准。硫份排放限值缩减，而西南地区煤炭资源以中高硫煤为主，生产成本高。为此，就电厂限制二氧化硫排放对高硫煤销售带来的问题进行分析，提出针对性的对策，希望以此来提高企业高硫煤生产企业的销量与售价，从而增加企业效益。
关键词：
环保；硫份；销售；对策
中图分类号：
F27
文献标识码：A
文章编号：16723198（2015）02005702
2014年7月1日，全国实行燃煤电厂大气污染物排放新的标准，排放限值大幅缩减，由此引发煤电上下游各方面都要做出相应调整，以适应新的标准。
1环保限排政策基本情况
1.1环保限排政策
一直以来，燃煤电厂排放量占到大气污染物的50%左右，污染成分主要有SO2、氮氧化物（NOx）、PM10（可吸入颗粒）和PM2.5（细微颗粒）。从2014年7月1日起，对全国燃煤锅炉统一执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）新标准，主要控制烟气中二氧化硫、氮氧化物、烟尘这3项指标。
单就二氧化硫（SO2）而言，新标准燃煤锅炉SO2排放限值由400 mg/m3下降到200mg/m3。2012年1月1日后通过综合环境评价的新建电厂控制在100mg/m3。广西、贵州、重庆、四川等西南部4省区属高硫煤地区，放宽1倍执行400mg/m3。其中2012年1月1日以后新建燃煤锅炉（含改扩建）执行200mg/m3限值。
1.2环保考核奖罚办法
采用国际通行做法，以经济手段治污，限排奖励，超排罚款。
在奖励政策上，根据国家发改委《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》（发改价格〔2014〕536号），要求对已安装脱硫、脱硝、除尘设施，并验收合格的燃煤发电企业，实行环保电价加价，各地执行标准参照当地情况执行，在处罚手段上，一是扣罚环保电价。燃煤发电机组二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度小时均值超过限值1倍以内的，没收超限值时段的环保电价款；超过限值1倍及以上的，并处超限值时段环保电价款5倍以下罚款。二是征收排污费。由环保部门对各电厂核定大气污染物年度排放总量，并对超出排放总量的大气污染物按季度实行排污收费。征收标准：SO2、NOx排放量（kg）÷0.95*0.6元/kg。
1.3电厂环保设备运转情况
（1）脱硫设备情况。
各燃煤电厂自1997年以来，陆续安装了脱硫设备，经环保部门验收合格后省发改委价管处下文，自验收合格之日起享受环保电价。实际运转中主要存在问题：一是部分电厂为享受脱硫电价上马的脱硫设备，容量不足，脱硫效率偏低；二是运行时断时续，有应付检查情况；三是环保部门监控手段有限，且政策要求及考核较为宽松，监管存在漏洞。
为确保2014年7月1日起执行新的排放标准，西南地区大部分燃煤电厂脱硫效率已经达到92%，脱硫效率高时还可以达到96%的较高水平。为防止因入炉煤硫分掺配不均匀造成二氧化硫排放超标，电厂对二氧化硫出口排放浓度要求低于400mg/m3的标准，一般控制在300-350mg/m3左右。对于环保控制较为严格的华电塘寨电厂二氧化硫内控指标为200mg/m3。
（2）除硫效率。
按照环保部门要求，脱硫塔脱硫效率应不低于95%，实际执行中一般达不到，电厂只要保持排放不超标即可，经测算，入炉煤硫分3%-3.4%的煤炭，脱硫效率为95%的话完全可以保证排放值不高于400mg/m3。2012年1月1日后新建燃煤锅炉入炉煤炭硫份控制在2.9以内，及可达到排放标准，因西南地区环保标准较中东部地区执行力度弱，脱硫效率一般维持在91%左右，对标准执行较为严格的华电、中电投旗下电厂一般执行的是入炉硫份控制在3以内，国电旗下电厂一般执行的是入炉硫份控制在3.5以内。
2环保限排政策对西南地区煤炭销售的影响
2.1近期影响
自7月1日执行新环保限排政策以来，下游电厂已经对煤炭采购及入炉煤指标提出了新的要求，主要集中表现在以下两个方面：
（1）电厂降低采购煤硫分，拒收高硫煤。
目前，各电厂为保证排放达标，直接从煤源上限制燃煤含硫量是最简单、最直接的办法，反正煤源广泛充足。中低硫煤售价也在可承受范围内，煤中硫分含硫高，必然提高环保设备运行成本，从经济性出发，必然要求好的煤源。对于硫分过高的高硫煤，部分电厂已经拒收，如华能滇东电厂，2013年进场煤炭硫份要求控制在3.5以内，今年要求单一供应商月进厂煤炭加权硫份必须低于2.5。
（2）电厂通过掺配手段，降低入炉煤硫分。
电厂所购不同煤种、煤质电煤在煤场上分堆存放，进入锅炉燃烧前要按照入炉煤指标进行掺配，原来对入炉煤指标顺序为：首先热值（Qnet.ar），其次挥发份（Vdaf），最后硫分（St.ar）。而目前为确保排放达标，电厂已经把入炉煤硫分指标放在了第一位，顺序为：S、Q、V，优先保证入炉煤硫分能够满足排放要求。为此，下游电厂对入炉煤硫分指标普遍降低0.3%-0.5%。目前，西南地区华能及国电等大部分电厂入炉煤硫分控制在2.5%-3%；环保标准执行较为严格的华润要求入炉煤硫分为2%以内。由于电厂降低了入炉煤硫分，造成高硫煤掺配比例大幅下降。
2.2远期影响
（1）未来我国环保政策将渐趋严格，高硫煤销售将长期受到环保问题制约。
大气污染治理是大势所趋，时间长、范围广、要求只会越来越严格。首先是持久战，至少10年。按照国务院《大气污染治理防治计划》（国发〔2013〕37号）两步走战略：第一步经过五年努力，全国空气质量总体改善，重污染天气较大幅度减少；第二步再用五年或更长时间，逐步消除重污染天气，全国空气质量明显改善；其次是范围广，先燃煤电厂，后冶金、化工、水泥、民用煤等用煤行业。上游的煤炭企业都要波及到，必须做出调整；再就是要求会越来越高。SO2、NOx、烟尘目前限排值200mg/m3、100mg/m3、30mg/m3，以后可能会更严。目前发电公司追求的是在排放不超标的情况下追求经济效益最大化，以后也可能会提高标准。因此，随着国家排放限值的不断加码，长期看电厂硫分要求渐趋严格是大趋势，况且新上机组排放要求高，设计煤种硫分都较低，高硫煤销售将长期受到环保问题制约。 （2）西南地区高硫煤资源量大，且煤质较差，缺乏洗选加工设备。
目前，整个西南地区煤炭资源可采储量占全国的10%，云贵川三省占整个西南可采储量的26%、50%、18%。整个西南地区矿井基本以中高硫煤矿井（S：15%以上）为主，约占西南地区整个煤炭产量的80%。如贵州兴义地区不仅高硫煤资源量大，硫分普遍在4%以上，远超出下游电力企业电煤采购硫分指标要求，同时，周边也缺少配套的洗选加工设备，不利于产品销售。
（3）煤价下跌，高硫煤首当其冲受到冲击。
随着国家提出的市场化改革步伐加快，原来的煤电互保政策、坑口包销政策是否能持续下去，存在较大不确定性，因此，也给高硫煤销售带来巨大的风险。从目前情况看，高硫煤市场几乎全部集中在电煤市场，电厂一旦拒收高硫煤，高硫煤就面临滞销和大幅降价的问题。按目前价格测算：如果贵州地区电厂入炉硫份全部由3降低到2，以国电安顺电厂为例，现其周边5000大卡，硫份在3.2左右的煤炭坑口价在360元/吨，煤炭企业完全生产成本在230元/吨左右，按照贵州煤炭合同硫份扣款惯例。每超标0.1个点，扣款5元/吨，则整个安顺地区高于3.5的煤炭生产企业全部将生存不下去。
3建议方案
3.1稳定煤质，均衡发运
眼下稳定住用户最直接的做法是保持电煤质量稳定，按照硫份第一、其次热值、然后挥发份、灰熔点的顺序稳定住各项指标，保持电厂供货稳定，以利于电厂稳定住入炉煤配比，避免硫分大起大伏排放瞬间超标，使电厂不停机、不降负荷、不罚款，降低环保成本。
3.2建立配煤中心，配煤降硫
针对下游电厂降硫要求，煤炭企业主动配煤是一个操作相对容易、见效较快、投资不大的方式，能解决煤炭销出去的问题。根据贵州地区煤种较多、质量差别较大的特点，建议在区域资源优势明显，交通物流条件优越的地区建立储煤场地及配煤中心，广开配煤渠道，实现配煤降硫销售。据悉，目前贵州省内的盘江、水城、林东等煤炭企业均已通过配煤方式降硫、提热值，从而解决煤质不均衡制约销售的问题。具体做法是按照含硫、热值、二者兼顾，确保控硫的目标，针对各电厂实际电煤供销合同做相应配煤分析。
3.3建立配套的洗选加工设施，通过洗煤降灰脱硫
煤炭中硫分主要以有机硫和无机硫两种形态存在，有机硫是与煤有机结构相结合的硫，分布均匀，不易清除；无机硫主要来自矿物质中各种含硫化合物，比如黄铁矿、白铁矿及硫酸盐等，可以通过洗选加工清除。目前，整个贵州地区高硫煤矿井有洗煤设施的矿井只占及少数，大部分仍以风选设备为主。，通过新建洗煤设施，可以在一定程度上实现降灰脱硫。对于洗煤后仍无法达到电厂硫分要求的电煤，可通过配煤，再次降硫。
根据国务院《大气污染防治计划》，到2017年，原煤入选率达到70%以上（注：2013年是56%），从长远考虑，新建煤矿应同步建设洗选设施，现有煤矿增建洗选设施，以脱硫为主要目标，从根本上解决煤质问题。
3.4采取“脱硫补贴”定价策略
下游电厂在使用我公司高硫煤时，为保证排放达标，在脱硫过程中采取增大浆液循环量、添加脱硫增效剂等措施，增加了电厂脱硫成本和设备腐蚀折旧成本，在一定程度上也导致了部分电厂不愿使用高硫煤。为稳定电厂发运，建议采取“脱硫补贴”的定价策略，根据电厂脱硫成本，通过煤炭价格给予电厂脱硫补贴。例如：硫分>2.5%，脱硫补贴5元/吨；硫分>3%，脱硫补贴10元/吨；硫分>4%，脱硫补贴15元/吨。一吨5000大卡电煤脱硫变动成本大约11-17元/吨。但由于各电厂环保设备差异，环保成本不一，还要具体区分情况，综合分析。
3.5向下游延伸服务，加强与电厂合作
高硫煤销售受阻，根本原因是电厂因环保考核增加了负担、提高了成本，向上游转嫁困难。要解决高硫煤的排放问题，就要改造设备，加大容量，提高除硫除硝效率。南方电厂用煤含硫普遍较高，重庆当地电煤含硫量6%左右，最高达12%，脱硫设备多是单塔双循环、双塔双循环，通过加大设备投入解决了排放问题。
参考文献
[1]徐建平.高硫煤脱硫可行性研究[J].煤炭科学技术，2001，29（1）.
[2]盛明，蒋翠蓉.浅谈高硫煤资源极其利用[J].煤质技术，2008，（6）.