主题：碳排放、雾霾——无知、背后黑手 -- tojinge
家园 低碳也许和污染物减排没有矛盾，但是与工业化有矛盾 如你所述，IGCC循环即照顾了碳减排，又能高效地处理污染物，但是太贵呀。
成本是工业化的核心。我们要寻求廉价的环保手段，这才能保证工业化的稳定进行。
美国至今仍有50%的是燃煤发电，但是美国没有雾霾，空气好得很。即使美国没有使用页岩气发电之前，它的空气也照样很好。这说明，我们可以在不减排碳的情况，就能达到脱硫脱硝除尘，是不是？
顺便说一下脱硝的问题，实际上西方国家早在七十年代就已经注意到氮氧化物的污染。日本和美国都开发了成熟的烟气脱硝体系。脱硝的成本比脱硫高一些，因为燃烧产生的NO需要先氧化，然后再处理。但是西方国家确实已经解决这个问题。
正如你所言，“前者治理时间较长，总量控制基本控制住了，不过氮氧化物的问题是最近几年才重视的，纳入总量控制才三年。”
氮氧化物这么严重的污染物纳入总量控制才三年。而国家为碳减排投入资金有多少年了？
环保投入资金是有限的，要么用在昂贵的碳减排上，要么用在廉价的脱硫脱硝上。还说，两者之间没有矛盾？
家园 美国烧煤算特例吧 有一个巨大的整装优质露天煤矿，而且煤里面也不含硫。美国电厂烧的煤都是从那里来的，当然也就没什么硫污染物。
这属于得天独厚的条件。
家园 工业化的帽子往环保上扣是不合适的 从2012年起，中国发电量超过美国，中国的煤电比例一直在75%以上，而中国的煤炭消费组成中火电只占煤炭消费的50%强，在美国这个比例大概是90%。从化石能源消费上来讲，我们消费了比美国多得多的煤炭。
但是如果从市场的角度来说，我们的煤炭、天然气价格比美国高，电力企业的上网电力价格比美国低，即使纳入脱硫脱硝电价也是这样。那么从电力市场改革的方向来看，提高电价，尤其是较清洁的水电、核电价格是符合市场规律和环境保护的双重原则的，但是你敢提么，核电电价都被标杆了，更不用说水电电价长期低于火电。类似的问题还有水资源。实际上这种压低环境成本和资源成本（煤炭市场之前没有放开）的发展方式，是我们竞争力组成的一部分。
廉价的环保手段并不存在，因为你考虑环保，成本总是比污染物直排要高的，至少对于生产企业是这样的。而对于国家的政策方向，发展经济是一个方面，控制污染是一个方面，还有产业扶持的因素在里面。比如脱硫脱硝技术，氮氧化物排放为什么之前不进行总量控制呢，很大一个因素还是经济问题，脱硝的核心技术没掌握，催化剂得进口，上的成本太高。类似的IGCC项目，最早的示范项目规划是烟台的，计划08年发电，结果呢，现在的IGCC示范项目就华能天津一个，12年才发电，这个示范电厂五大发电集团两大煤企全在里面有股份，大家都知道这个意味着火电发展的必然趋势，那么现在停留在示范阶段的原因也很简单，不赚钱啊。与此同时，脱硫脱硝改造的新闻可以占据每个发电集团内部新闻的大部分，在电力市场放开之前，脱硫脱硝电价是政策性的，政策下来，后面的经济因素就不是那么大了。再比如，超超临界火电一国产化，全国范围的上大压小，甚至压到部分地区小火电少到了调峰能力不够。
在这里实际上就是所谓先污染后治理、边污染边治理、不污染清洁化那个成本低的问题。从长远上看，自然是后者，但是呢你没技术没资本还有保证发展速度，再考虑现在的钱比将来的钱值钱（贴现率），实际选项就只有前两者了，好一点做到变污染边治理就不错了。比如水污染问题，淮河水污染治理了快二十年了，治理效果最差的是河南部分的支流，为啥呢，因为另外三个省要考虑南水北调东线的问题，尤其是山东和江苏在这方面的投资是天文数字，河南没这个钱也不是主要受水地区，自然投资不足了，连上海治理苏州河的钱都比不上去治理淮河最大的几条支流，能有啥效果。
还有一个就是污染物总量控制，越往后越难，比如脱硫，早期标准低的时候，上点石灰掺烧就可以了，再往后要上脱硫设备，现在脱硫设备也不够了，要洗煤配煤烧低硫煤（美国煤炭生产重心转移到怀俄明就是由于那里煤炭低硫，而且露天开采），再将来要么转天然气，而燃煤就只有靠IGCC了。成本是越来越高的，但是你不这么搞是不行的，因为燃煤总量越来越大，你这么控制也就是总量不上升而已，要减，那困难极大。
IGCC技术最初发展的目的就不是为了碳减排，IGCC的概念从70年代末就在发达国家提出，主要目的就是为了21世纪更严格的排放标准，90年代开始建设示范性项目，没推广就是由于干不过天然气。
说句题外的，中国在碳排放市场上是占足了便宜的，去发改委的公告栏看看，几乎是个风电或者光伏项目就可以上报清洁发展机制，小水电也可以，还有造林项目也可以，而清洁发展机制的资金来源可不是中国政府，我们在某些方面背了些骂名，也只是名声不好吧。
另外，在风电，光伏，低燃耗发动机，低氮氧化物燃烧技术、环保设备的投资出于什么样的目的呢，还不是为了赚钱，政策是调节他们的利润率和投资意愿的。
通宝推：遥仰凤华,洗心,何求,回旋镖,jent,家园 我觉得你还是缺乏逻辑 “从2012年起，中国发电量超过美国，中国的煤电比例一直在75%以上，而中国的煤炭消费组成中火电只占煤炭消费的50%强，在美国这个比例大概是90%。从化石能源消费上来讲，我们消费了比美国多得多的煤炭。”
——美国现在的煤炭产量近10亿吨，中国煤炭产量36亿吨，美国是中国的1/3-1/4之间.如果说中国因煤炭污染的分值是100分的话，美国应该是20-30分，但是美国的空气质量表明，其污染的分值接近0分。这只能说明中国的环保不到位。这个是毋庸置疑的事情。
“但是如果从市场的角度来说，我们的煤炭、天然气价格比美国高，电力企业的上网电力价格比美国低，即使纳入脱硫脱硝电价也是这样。那么从电力市场改革的方向来看，提高电价，尤其是较清洁的水电、核电价格是符合市场规律和环境保护的双重原则的，但是你敢提么，核电电价都被标杆了，更不用说水电电价长期低于火电。类似的问题还有水资源。实际上这种压低环境成本和资源成本（煤炭市场之前没有放开）的发展方式，是我们竞争力组成的一部分。”
——你想说的是，我们政府不给煤炭发电好的价格政策，导致煤电廉价？！
这正是我帖子的本意。我帖子的意思是，不要过多地考虑碳排放，而应该多投入到煤炭的脱硫脱硝上。国家的环保投入（上网电价也是环保投入）是很有限的，被忽悠去了风电、太阳能发电这些所谓的低碳能源，而没有足够的钱给火电厂。这正是我们目前的环保政策的死结——不注重眼前的污染，而随西方去忽悠。
“廉价的环保手段并不存在，因为你考虑环保，成本总是比污染物直排要高的，至少对于生产企业是这样的。”
——所谓廉价是比较而言的，脱硫脱硝就是要比IGCC这种严格手段廉价。一方面国家投入大量钱到IGCC类工程，一方面火电厂、钢铁厂大量偷偷排放。与其投入大量资金到这种好高骛远的示范工程上，不如严格法制、理顺价格体系，才是解决雾霾的根本之路。
“在这里实际上就是所谓先污染后治理、边污染边治理、不污染清洁化那个成本低的问题。”
——空口白牙地讨论先治理还是先污染是没有意义的，要实实在在去计算成本与收益。我前面帖子中已经计算过了，中国目前的国情完全能够承受得起脱硫脱硝除尘的成本。
“还有一个就是污染物总量控制，越往后越难，比如脱硫，早期标准低的时候，上点石灰掺烧就可以了，再往后要上脱硫设备，现在脱硫设备也不够了，要洗煤配煤烧低硫煤（美国煤炭生产重心转移到怀俄明就是由于那里煤炭低硫，而且露天开采），再将来要么转天然气，而燃煤就只有靠IGCC了。成本是越来越高的，但是你不这么搞是不行的，因为燃煤总量越来越大，你这么控制也就是总量不上升而已，要减，那困难极大。”
——你确定目前雾霾是因为脱硫脱硝技术手段达不到总量控制导致的，而不是偷排偷放导致的？
家园 你干嘛要把两者对立起来？ 工业化需要廉价的能源，在中国主要是煤炭，这是现实。为了减少大气污染物排放进行脱硫脱硝也是必须的，加大投入非常必要。但是为什么要以此否定在可再生能源和洁净煤技术上的投入，反对电力工业降低火电比例控制燃煤总量？除此以外，以纯粹的成本问题来反对在可再生能源、更好的洁净煤技术上的先期投资也是不合逻辑的，毕竟用工业试验和示范阶段的成本来衡量长期这项技术有没有经济前途很没有经济头脑。
1.我们的煤炭消费还有一个问题，就是高度集中化，我国国土面积和美国比略大，但是经济、人口高度集中在东部，黑河腾冲线知道吧，大量煤炭集中在这条线以东这40%的国土面积上消费了，问题自然更严重。目前西电东送，要把这部分煤炭在坑口发电，实际上就是转移一部分污染到西部去，比如大气污染物扩散方面，西部倒是好很多。但是这个受到水资源和电网能力的制约，并且西部生态脆弱，酸雨等大范围影响会有什么样的后果也不好说。
2.电力市场方面，现在是电廉价，煤不廉价了，火电企业受煤炭价格波动亏损不是新闻。
煤炭市场放开以后，由于煤炭井工开采为主的特点和长距离运输压力的问题，终端煤炭价格水平是相对较高的。而电力市场没有放开，有的时候电煤价格倒挂，并且局部存在拿水电和核电这样的清洁能源来贴补电价的问题。
但是风能、光伏这类新能源的发展、洁净煤方面的投入和火电脱硫脱硝不矛盾，挤占环保资金更是无从谈起。
在煤电价格上，在当前政策背景下，脱硫脱硝改造是火电企业的企业经营行为，国家提供的是主要脱硫脱硝电价，对环保企业进行税收扶持。也就是说国家实际上给予脱硫脱硝、新能源的直接补贴是很有限的，主要是通过电价补贴由电力市场用户买单。也就是火电给风电、光伏买单。虽然后两者电价比较高，考虑发电量的巨大差异，脱硫脱硝电价的补贴也比风电、光伏的补贴总量多。
不过脱硝成本比脱硫高，实际上脱硝电价不能保证电力企业成本，进一步提高电价也受到宏观经济调控的限制。另外由于实际上上网电价还是发改委在定，在某些地方，比如水电资源集中的西南，可以说是水电在补火电，新的核电标杆电价也类似，如果要鼓励核电发展，完全可以参照当地脱硫脱硝电价。
电力市场还存在其他问题，以北方风电为例，风电价格在于东部脱硫脱硝价格相当或者略高的情况下（0.5～0.6元），如果上网没有问题，一二类风区的风电是可以盈利的。但是北方风电资源地区的坑口火电价格比东部低得多，因此通常以风电、火电打捆外送，以廉价火电为主，调节并贴补风电。但是由于建设周期的巨大差异，风电比火电、与火电配套输电线路快得多，加上风电场的单位投资虽大，但是单机单风场的规模并不大，投资形成的速度也快，结果造成风电独大的局面，并且外送困难，大量弃风。
那么这个弃风如何算账，结果屁股打在电网公司的头上。但是一算账就知道，出于成本的考虑电网公司不太可能先建设输电线路送出只有不到两千利用小时的风电，输电线路通常利用率和火电相当或者略高是五六千个小时。那么你能给电网公司补贴先搞这个么，国家电网自己的特高压路线还在高层吵架呢。
3.技术投资方面，脱硫脱硝的市场很大，技术投资并不像IGCC这种尖端短腿需要国家央企集中投入研发，而且这种设计工业基础的短腿上投资实际上是不足的。
IGCC的投资大么，全国从21世纪初规划的若干个IGCC示范项目只有一个发电了。光伏这东西之前产能更是完全由出口培养出来了，如果不是经济危机和反倾销的影响，国内大规模光伏装机建设都不会启动。
4.脱硝率低是由于标准低，标准低的原因是重视不够，重视不够的原因说白了就是污染不够——毕竟到目前还是硫酸型酸雨为主。即使闹得一片大哗的雾霾也有研究显示，只有1/4是归结于二次污染物的，还有工业排放（1/4）和燃煤（18%）。那么控制这部分烟尘和燃煤靠什么，过剩产能淘汰和燃煤替代，拆小钢铁小水泥不是新闻，现在已经拆到大钢厂了。国家也鼓励城市把燃煤供暖改成集中热电供暖和天然气供暖很多年。
5.关于总量控制.现有经济技术条件和高速增长的需求下，总量控制实际上只能控制污染物排放总量的增长，要减少是一个长期的过程。这一点查一下过去7年的二氧化硫排放总量就很明显了，年降幅只有百分之一二。我国的火电脱硝率低不假，但是如果考虑排放结构和电力装机每年两位数的增长，即使火电脱硝率稳步增长到一半或者更高，到2020年能保持当前的排放总量就不错了。
要实现大气污染物控制，直接进行燃煤总量控制是必然趋势，但由于资源禀赋的原因，而且长期上煤炭要承担代替部分石油的角色，如液体燃料、化工原料，钢铁水泥在累积消费达到一定水平之前不会太削减，能控制燃煤量的主要就是电力行业，发展水电、核电、天然气、风电和光伏是必然的。
目前主要靠水电和核电。水电和核电成本低于火电，但是投资周期长，水电有移民和生态问题，核电有核安全和公众接受的问题，结果政策波动造成其投资的周期性，影响其发展速度。在这方面进行正确的环境保护宣传，抵制盲目的反坝反核宣传非常必要。
天然气是最清洁的化石能源，天然气联合循环发电效率很高。不过天然气受制于资源和管网建设的问题——长期看，页岩气可以做一个有力的补充，目前实际试验开采的产量、成本比预期的要好。还有技术问题，大型燃气轮机是短腿，这是工业基础问题，也是个老大难问题。
风电现在还在快速增长，目前主要是消纳能力的问题，大型风电基地的建设还需要伴随调蓄电源。光伏就要看将来的技术发展，否则只能当调料，或者用户侧电源，国内目前并网光伏发展非常类似于刚开始鼓励风电，为了抢地皮和特许权，蓄意压价竞标，然后亏本赚吆喝，这是好是坏就看光伏能不能进一步降低成本了。
通宝推：发了胖的罗密欧,遥仰凤华,洗心,家园 好吧，问你一个问题 咱们就以IGCC为例，貌似它有效地把碳减排和减少污染物排放结合在一起。
但是IGCC截留下来的二氧化碳，要不要做地质处理，还是直接排放到大气去？
如果地质处理的话，那么发电成本又将大幅度上升。如果直接排放到大气的话，那么IGCC并不能减少二氧化碳排放。目前华能并没有对二氧化做地质储藏，成本就已经高达9毛钱一度电了。所以IGCC示范工程本身不能说明碳减排和污染物减少完美融合。相反，它倒增加了碳排放。
也许IGCC特殊了一些。但是煤化工也如此呀。如果煤变成天然气，然后入户燃烧。从污染处理上，煤化工集中处理脱硫脱硝，污染会容易被控制。但是因为化工消耗能源的问题，煤化工反倒会增加煤炭的消耗，导致碳排放的增加。这也是欧美国家专家坚决反对中国煤化工的原因。
你给个答案，要不要煤化工？
家园 IGCC和煤化工的作用不仅仅在CO2减排 IGCC和煤化工的历史比鼓吹CO2是气候变化元凶的历史要早，无论是IGCC还是煤化工，其主要的目的是煤炭资源的有效甚至是完全利用，清华和浙大提了很多年的煤炭多联产也是这个意思。毕竟煤炭作为一种矿物资源，仅利用其热值太浪费了，而且还引起SOx和NOx等污染物的排放。只不过这两年CO2被炒得太热，所以IGCC和煤化工也就顺水推舟，标榜了一下在减排上的作用。CO2打入地下的回收项目最近才在澳洲运行，而且也是试验性质。真大规模收碳税的话，富氧燃烧比IGCC成本低。
综上，不能单纯将IGCC和煤化工的价值和CO2减排捆绑在一起。
家园 IGCC又不是非加二氧化碳分离和储存项目 华能天津IGCC就没有这东西，目前的IGCC厂用电率已经比普通燃煤电厂高一倍了（如果燃机结合式空分，可以下降一些），再搞碳储存岂不是自讨没趣。国内碳储存是在另两家普通燃煤电厂（北京高碑店和上海石洞口）进行示范验证的，生产食品级的CO2。IGCC技术的优点就是理论可以进行燃烧前碳储存，处理成本比燃烧后要低很多。
目前进行的所有碳储存项目，无论燃烧前还是燃烧后（富氧燃烧的还没见到），都是示范和实验性质的，也就是唱的好听罢了，经济性和技术成熟度根本不具备大规模铺开的意义。
而未来对集中排放点进行普及性的碳储存，CO2的最终去处无外乎几种，地质储存、石油天然气工业开采增产用、可能的大规模的微藻制油。
煤化工的主要问题不是碳储存也不是能源效率，而是市场和投资过热。在煤化工项目中，技术最成熟、进入门槛最低的是制甲醇，但是煤制甲醇项目成本比天然气高，而中东以天然气为原料的甲醇严重过剩，市场价格偏低，所以被发改委严打了。煤制天然气技术较成熟，目前普遍天然气气荒，新疆大煤炭的煤炭外运又受阻运力，所以实际上已经松口了。而煤制油是资本技术双密集，投资相当于同等规模炼厂的8到10倍，建设周期又较长，国内间接和直接两条路线在之前都没有大规模工业运行经验，在考虑油价波动和技术风险的情况下，最终只核准了几个骨干项目，都被央企端过去了。
煤化工有利于污染物处理，会增加碳排放的增加，但是由于煤化工主要以煤气化为先导，相对有利于实现碳储存，神华的直接液化项目有碳储存示范。
而从能源效率出发，煤化工有两种目的产品，一种是煤制天然气和煤制油，部分还包括二甲醚（类似液化气），目标是二次能源，这个要看具体的产品能效；另一种是煤制烯烃、煤化工副产芳烃，等用于石化原料替代的，这个不需要讨论，煤比油多是现实。
二次能源产品中，考虑煤耗和加工所需能源消费，煤气化的综合能源效率最高（大型煤气化设备冷煤气效率大于88%），所以IGCC的效率可以靠联合循环与超超临界抗衡。煤制天然气次之（50～52%），煤制甲醇约48%～50%，煤制油当中煤炭的直接液化能源效率最高，间接液化次之，煤头甲醇制汽油再次之。
按照神华煤制油的设计，其能源综合效率55%（总设计年耗1180.69原煤，321万吨各类油品、液化气、粗苯之类），即使考虑一期实际油转换率比设计低，效率应当也不低于煤制天然气、甲醇太多，技术进一步成熟，45%～50%的效率问题不大。间接煤液化油收率比直接液化低，能源效率也相对低，但其附加产品在化工上价值较高，晨枫《萨索的故事》里有。这些煤化供在耗水方面都是大户。直接液化油收率高，耗水率相对较低，神华直接液化目前最低控制到吨油耗6吨水。煤制天然气和间接液化，每千立方米耗水10吨左右。
煤头甲醇制烯烃比较不错。同技术路线的甲醇制汽油产出的汽油标号比较高，无需额外的处理，所以也有人想搞，但是成本太高，应者寥寥。
煤制天然气如果拿来发电，肯定是不合算的。NGCC效率约55%，天然气输运损耗0.17%（按西气东输），综合能效27.1%，就地发电（按66万空冷超超临界机组供电效率41%）并长距离输送，即使输电损耗8%，也达到37%，高十个百分点。但是如果拿来用作居民和工业燃气，比用电热效率没有什么差距了，如果装B一点，还能和分布式能源挂钩。
煤制油用于汽车和燃煤发电用于电动汽车，在考虑电池充放电效率情况下，电动车的耗煤大概比燃油的耗煤低1/5至1/2，优势很明显，前提是电动汽车能发展起来——这个详细分析可见《关于发展煤制油及电动汽车在能效等方面的初步对比分析》（电力技术经济2007.05）。
家园 你是专业人士么？ 说得真靠谱 宝推。
而楼主不过是愤青贩卖半桶水。