煤電近零排放是“大躍進”？
霧霾鎖城下，部分電力企業開始在燃煤電廠探索“近零排放”，某些新建電廠已按“近零排放”進行建設，為數不少的現役燃煤機組已列入“近零排放”改造計劃。與此同時，科研管理部門抓緊攻關、環保產業界緊緊跟進、媒體持續跟蹤、專家學者紛紛解讀、宏觀經濟調控部門也正在研究是否把“近零排放”納入到宏觀決策之中……
但是，何為“近零排放”？“近零排放”是否真的經濟可行？我們是否應該鼓勵企業達到“近零排放”？近期，針對“近零排放”也有明確的潑冷水的聲音，我們不妨多聽聽。
近一年多來，燃煤電廠大氣污染物“近零排放”已成熱點話題。一時間，“近零排放”建設或者改造之風，正由浙江、廣東、江蘇、山東、山西、陜西、四川等省市向全國蔓延。
然而，不論“近零排放”之聲多么美妙，伴隨著“近零排放”推進過程中的困惑也越來越多，那就讓我們試著撥開這些團團迷霧。
燃煤燃機排放限值有沒有可比性？
對“近零排放”概念存在若干糊涂認識
“近零排放”的概念不清，一般是以“燃機排放標準”（本文“燃機”特指“以氣體為燃料的燃氣輪機組”，因為它比以液體為燃料的燃氣輪機組環保要求高）作為判斷根據，對排放標準的表面化錯誤理解造成荒謬的結果。
國內外并沒有公認的燃煤電廠大氣污染物“近零排放”的定義，實際應用中多種表述共存，如“近零排放”、“趨零排放”、“超低排放”、“超潔凈排放”、“低于燃機排放標準排放”等。從各種表述和案例中分析得出的共同特點，是把燃煤電廠排放的煙塵、二氧化硫和氮氧化物3項大氣污染物與《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）（以下簡稱“排放標準”）中規定的燃機要執行“大氣污染物特別排放限值”（以下簡稱“特別排放限值”）相比較，將達到或者低于燃機排放限值（即煙塵5mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物50mg/m3）的情況稱為燃煤機組的“近零排放”。
然而，從以下的分析中可以看出這也只是表面化的嚴格。
我國火電廠大氣污染物的排放限值是采用“濃度”來表示的，因此，“達標排放”是指煙氣中的污染物濃度不超過標準規定的濃度限值。由于污染物的“濃度”是由污染物的質量和煙氣體積兩個因素構成，煙氣中的氧含量越高，說明燃燒過程中過剩空氣越多，污染物濃度就越低。為防止用空氣稀釋濃度達標的現象，“排放標準”規定了用“基準含氧量”折算的方法。“基準含氧量”是根據典型的燃料和典型的燃燒技術來規定的，規定燃煤鍋爐為6%、燃氣輪機為15%。
經粗略換算，可以理解為在典型情況下，燃煤鍋爐燃燒所用的實際空氣量是理論空氣量的1.4倍（也即空氣過剩系數α=1.4），而燃氣輪機所用的實際空氣是理論空氣的3.5倍（α=3.5）。雖然在實際工作中不論燃煤還是燃機，往往都是非典型情況，所以都必須要以各自的“基準含氧量”進行折算，但由于“基準”本身就不同，折算后的污染物濃度也是不可直接相比的。如果將燃機和燃煤的排放限制按相同“基準含氧量”折算的話，燃機排放限值的數值是原來值的2.5倍，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放限值分別由5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3變為12.5mg/m3、87.5mg/m3、125mg/m3。換句話說，除了燃機煙塵的排放限值稍低于燃煤煙氣的特別排放限值外，二氧化硫、氮氧化物反而更寬松，將3項污染物合起來計算，燃機比燃煤排放限值要寬松32.4%。這就是“表面”上看起來更嚴的燃機排放限值實則不然的原因。
再從排放總量看，經測算，典型300MW燃煤鍋爐（標態煙氣量100萬m3/h，空氣過剩系數α=1.3），煙塵、二氧化硫、氮氧化物分別按5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3排放時，每小時排放量分別大約為5.4千克、37.8千克、54千克；而300MW級燃機（標態煙氣量185萬m3/h，空氣過剩系數α=3.5），依排放限值要求每小時可以排放9.25千克、64.25千克、92.5千克，可見，每小時燃機排放總量是燃煤排放的1.7倍。顯然，這樣的“近零排放”的要求是荒謬的。
還有，燃機的煙囪一般在80米且不會超過百米，而煤電機組的煙囪一般為180米、210米、240米，同等排放量由于煙羽抬升高度和擴散條件的不同，燃煤機組對環境質量的影響要遠低于燃機。
但是，燃機排放限值寬于燃煤排放限值，并不能說明燃機排放標準比燃煤機組排放標準要寬，因為“限值”只是數字大小的比較，而“標準”是“價值”內涵的比較。對火電廠污染控制而言，排放標準的寬嚴只能用同類發電技術和相匹配的污染控制技術是否達到了最佳技術、經濟條件來衡量。這也是“排放標準”為何要劃分不同檔次的原因。同世界各國一樣，我國《環境保護法》、《大氣污染防治法》都明確規定，污染物排放標準是依據環境質量標準和國家的技術、經濟條件制定的。美國、歐盟等制定火電廠大氣污染物排放標準所依據的技術原則為“最佳可行技術”（BAT）。因此，不論是燃機還是燃煤機組，科學合理的大氣污染物排放限值與最佳可行技術是相一致的，而且排放限值的大小也是隨著技術、經濟條件的變化而變化的。
燃氣用于民用的環保性能和便捷性要遠遠優于直接燃煤，而煤炭集中發電的優越性大大優于散燒煤。所以，不同品種的能源應當擔當不同的功能，采用不同的排放標準，如果硬要把燃機排放標準當成燃煤電廠的“近零排放”來衡量，就是要驢當戰馬、馬拉磨。
現有監測手段不支持“近零排放”
煙氣連續監測技術難以支撐“近零排放”監測數據的準確性，用日平均濃度或者多日平均濃度的監測數據與排放限值直接比較是概念性錯誤，運行時間不足也難以證明“近零排放”系統的穩定性
根據環境保護部頒布的《固定污染源煙氣排放連續監測技術規范》（HJ/T75-2007） 中“7.4參比方法驗收技術指標要求”規定：煙塵濃度小于50mg/m3時，絕對誤差不超過15mg/m3；二氧化硫濃度等于或低于57mg/m3時，絕對誤差不超過17mg/m3；氮氧化物小于或等于41mg/m3時，絕對誤差不超過12mg/m3。再根據環境保護部《固定污染源廢氣 二氧化硫的測定 非分散紅外吸收法》（HJ629-2011）、《固定污染源廢氣氮氧化物的測定非分散紅外吸收法》（HJ692-2014）、《固定污染源廢氣 氮氧化物的測定 定電位電解法》（HJ693-2014），二氧化硫的測定下限10mg/m3；一氧化氮（以NO2計）和二氧化氮的測定下限12mg/m3。一些試點項目的監測值低于測定下限甚至低于檢出限，結果的可靠性值得懷疑。而這只是測定方法誤差而不是自動監測系統的全部誤差。如果考慮到監測儀器裝設斷面和監測點選取的誤差，尤其是對于老廠改造由于客觀條件的限制，監測斷面選取很難做到按技術規范的要求，考慮煙氣中含濕量（水分）、溫度、含氧量等因素，尤其是濕度的影響對監測精度也會產生較大影響，監測系統的總誤差要大大高于分析測定方法的誤差。
因此，在客觀上和技術上，現有監測手段不支持“近零排放”，說的更清楚一點“近零排放”的監測數據是不可信的。
另外，一些電廠的“近零排放”的數據是以日平均濃度或者多日平均濃度與排放標準中的限值進行比較的，這種比較是概念性錯誤。我國的污染物濃度排放標準從產生以來，一直堅持“任何時候”不能超標的準則（盡管筆者一直認為這個準則對常規污染物來說是不科學的，會付出過多的經濟代價，但它目前仍然是強制性要求）。“任何時候”不超標一般是指無論長期監測還是隨意監測中，任何一個小時的平均濃度都不超過標準規定限值，而不是用日平均或者多日均值與標準比較看是否超標。
同時，為了保障機組波動運行和遇到各種不利情況下企業仍然能夠不超標，電廠在環保設施招標、設計、建設時都要保留一定裕度。由于特別放限值本身的數值已經很低，加上留有的裕度，很多實際運行中的機組能到達“近零排放”的要求。如，外高橋三廠二氧化硫和氮氧化物盡管沒有按近零排放設計，但因煤質好、裕量大等因素，基本達到了近零排放。所以目前的“近零排放”也只能說是滿足了特別排放限值要求。
由于典型火電廠的脫硝、除塵、脫硫設備是依次串聯在煙道上的，影響某種污染治理設備的治理效果不僅取決于設備自身，而且取決于上下游設備的情況。如上游的脫硝會影響到下游的除塵和脫硫，下游的設備狀況也會影響到上游的煙氣流場，加之機組負荷調整、煤質變化等各種因素都會對煙氣脫硫系統產生較大影響。要想長期保持在“近零排放”狀態，至少需要一年以上各種可能條件的考驗，而現在并沒有這么長時間的實踐證明。因此，即便“近零排放”監測的數據不是以折算后的燃機標準相比，這樣的結果也是不可信的。
技術上并沒有重大創新
“近零排放”在技術上并沒有重大創新，且嚴苛的條件并非一般燃煤電廠都能達到
大型燃煤電廠大氣污染控制所采用的除塵、脫硫、脫硝主流技術和主體工藝、設備，近幾十年來并沒有重大突破，世界范圍內基本上都是采用上世紀中后期開發的成熟技術。從已經“實現”“近零排放”所采用的技術看，主要是對已有技術和設備潛力（或者裕量）的挖掘、輔機的改造、系統優化、大馬拉小車式的設備擴容量、材料的改進、昂貴設備的使用等。如除塵要采用的濕式電除塵器已在我國冶金等行業有廣泛應用，但在電力行業，除了日本個別電廠采用之外，并不是普遍采用；二氧化硫控制采用的石灰石-石膏濕法脫硫主要是增加系統的裕度和復雜度，如原來脫硫吸收塔噴淋層為3層，現改為5層或者增加一個吸收塔；氮氧化物控制仍采用常規選擇性催化還原法，但是增加了催化劑用量。這從達到“近零排放”的其他條件也可以看出一些規律。如，要求煤質含硫量低、灰份較低、揮發份高、低位發熱量高、機組負荷運行相對平穩等實現“近零排放”的重要條件。而這些條件對于中國目前平均含硫量超過1%、灰份近30%、以及大量低揮發份的電煤來講，即便是實現特別排放限值都是非常困難的。
所以，雖然大量的小創新取得了一定的效果，但總體來說，主要還是常規技術外延的擴大，不是重大和突破性創新。非創新驅動的“近零排放”，必然逃脫不出以過高的投資和運行成本實現很低的減排量目標，使污染物減排邊際成本呈指數式增長的規律。
投入產出比到底怎樣？
“近零排放”的環境效益和經濟效益的投入產出比太低
不論是從現有的環保技術進展來看，還是從20多年前的環保技術來看，如果不考慮成本的話，理論上都是可以做到真正的“近零排放”。因此，從環境效益、經濟效益和綜合效益來評價污染控制技術選擇是否正確，是環境經濟管理的核心，也是“近零排放”能否大面積實施的關鍵。
首先看環境效益。環境效益可以從排放總量減少和環境質量改善兩個方面來分析。假設兩臺600MW機組，在燃用優質煤的條件下（灰分約10%、硫含量約0.8%、揮發份約30%），并采用了低氮燃燒方式，鍋爐出口的煙塵、二氧化硫、氮氧化物濃度分別為15g/m3、200mg/m3、300mg/m3，按特別排放限值要求，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度在分別達到20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3時，每小時脫除量約為65912千克、8580千克、880千克，合計脫除75372千克，對應的脫除效率分別為99.7%、97.5%、66.7%。可見，兩臺600MW機組，即便是在折算為6%含氧量時，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放分別達到5mg/m3、35mg/m3、50 mg/m3時，排放量每小時可再減少約66千克、66千克、220千克，合計352千克。“近零排放”比起特別排放限值要求，3項污染物合計可多脫除0.47個百分點。考慮到電廠高架源排放對環境影響要小的特點，多脫除的部分對環境質量改善作用輕微。
再看經濟效益。主要用單位污染治理成本與全社會平均污染治理成本的大小來分析。仍以兩臺60萬千瓦機組為例，目前脫除三項污染物的綜合環保電價為2.7分/kWh，從不同電廠的測算情況看，實現“近零排放”的環保成本在原有電價的基礎上增加1～2分/kWh，則增加的352千克污染物削減增量的成本達到1.2～2.4萬元/h。粗略估算多脫除的污染物平均成本為34～68元/kg，遠高于全社會平均治理成本（按制定排污收費標準時測算的全社會平均成本，二氧化硫、氮氧化物約為1.26元/kg）。
最后看綜合效益。主要從環保系統對資源、能源消耗方面和對機組的可靠性影響方面進行分析。“近零排放”增加了更多的環保設備，系統阻力增大，能耗水平提高，設施整體技術可靠性降低。如，脫硫設施需要設計更多層的吸收塔噴淋層甚至需要吸收塔串聯或并聯，脫硝設施需加裝三層催化劑甚至在爐內再加裝SNCR，除塵方面必須加裝濕式電除塵器等。
從以上3個效益分析來看是得不償失，甚至是勞民傷財。
但是，何為“近零排放”？“近零排放”是否真的經濟可行？我們是否應該鼓勵企業達到“近零排放”？近期，針對“近零排放”也有明確的潑冷水的聲音，我們不妨多聽聽。
近一年多來，燃煤電廠大氣污染物“近零排放”已成熱點話題。一時間，“近零排放”建設或者改造之風，正由浙江、廣東、江蘇、山東、山西、陜西、四川等省市向全國蔓延。
然而，不論“近零排放”之聲多么美妙，伴隨著“近零排放”推進過程中的困惑也越來越多，那就讓我們試著撥開這些團團迷霧。
燃煤燃機排放限值有沒有可比性？
對“近零排放”概念存在若干糊涂認識
“近零排放”的概念不清，一般是以“燃機排放標準”（本文“燃機”特指“以氣體為燃料的燃氣輪機組”，因為它比以液體為燃料的燃氣輪機組環保要求高）作為判斷根據，對排放標準的表面化錯誤理解造成荒謬的結果。
國內外并沒有公認的燃煤電廠大氣污染物“近零排放”的定義，實際應用中多種表述共存，如“近零排放”、“趨零排放”、“超低排放”、“超潔凈排放”、“低于燃機排放標準排放”等。從各種表述和案例中分析得出的共同特點，是把燃煤電廠排放的煙塵、二氧化硫和氮氧化物3項大氣污染物與《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）（以下簡稱“排放標準”）中規定的燃機要執行“大氣污染物特別排放限值”（以下簡稱“特別排放限值”）相比較，將達到或者低于燃機排放限值（即煙塵5mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物50mg/m3）的情況稱為燃煤機組的“近零排放”。
然而，從以下的分析中可以看出這也只是表面化的嚴格。
我國火電廠大氣污染物的排放限值是采用“濃度”來表示的，因此，“達標排放”是指煙氣中的污染物濃度不超過標準規定的濃度限值。由于污染物的“濃度”是由污染物的質量和煙氣體積兩個因素構成，煙氣中的氧含量越高，說明燃燒過程中過剩空氣越多，污染物濃度就越低。為防止用空氣稀釋濃度達標的現象，“排放標準”規定了用“基準含氧量”折算的方法。“基準含氧量”是根據典型的燃料和典型的燃燒技術來規定的，規定燃煤鍋爐為6%、燃氣輪機為15%。
經粗略換算，可以理解為在典型情況下，燃煤鍋爐燃燒所用的實際空氣量是理論空氣量的1.4倍（也即空氣過剩系數α=1.4），而燃氣輪機所用的實際空氣是理論空氣的3.5倍（α=3.5）。雖然在實際工作中不論燃煤還是燃機，往往都是非典型情況，所以都必須要以各自的“基準含氧量”進行折算，但由于“基準”本身就不同，折算后的污染物濃度也是不可直接相比的。如果將燃機和燃煤的排放限制按相同“基準含氧量”折算的話，燃機排放限值的數值是原來值的2.5倍，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放限值分別由5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3變為12.5mg/m3、87.5mg/m3、125mg/m3。換句話說，除了燃機煙塵的排放限值稍低于燃煤煙氣的特別排放限值外，二氧化硫、氮氧化物反而更寬松，將3項污染物合起來計算，燃機比燃煤排放限值要寬松32.4%。這就是“表面”上看起來更嚴的燃機排放限值實則不然的原因。
再從排放總量看，經測算，典型300MW燃煤鍋爐（標態煙氣量100萬m3/h，空氣過剩系數α=1.3），煙塵、二氧化硫、氮氧化物分別按5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3排放時，每小時排放量分別大約為5.4千克、37.8千克、54千克；而300MW級燃機（標態煙氣量185萬m3/h，空氣過剩系數α=3.5），依排放限值要求每小時可以排放9.25千克、64.25千克、92.5千克，可見，每小時燃機排放總量是燃煤排放的1.7倍。顯然，這樣的“近零排放”的要求是荒謬的。
還有，燃機的煙囪一般在80米且不會超過百米，而煤電機組的煙囪一般為180米、210米、240米，同等排放量由于煙羽抬升高度和擴散條件的不同，燃煤機組對環境質量的影響要遠低于燃機。
但是，燃機排放限值寬于燃煤排放限值，并不能說明燃機排放標準比燃煤機組排放標準要寬，因為“限值”只是數字大小的比較，而“標準”是“價值”內涵的比較。對火電廠污染控制而言，排放標準的寬嚴只能用同類發電技術和相匹配的污染控制技術是否達到了最佳技術、經濟條件來衡量。這也是“排放標準”為何要劃分不同檔次的原因。同世界各國一樣，我國《環境保護法》、《大氣污染防治法》都明確規定，污染物排放標準是依據環境質量標準和國家的技術、經濟條件制定的。美國、歐盟等制定火電廠大氣污染物排放標準所依據的技術原則為“最佳可行技術”（BAT）。因此，不論是燃機還是燃煤機組，科學合理的大氣污染物排放限值與最佳可行技術是相一致的，而且排放限值的大小也是隨著技術、經濟條件的變化而變化的。
燃氣用于民用的環保性能和便捷性要遠遠優于直接燃煤，而煤炭集中發電的優越性大大優于散燒煤。所以，不同品種的能源應當擔當不同的功能，采用不同的排放標準，如果硬要把燃機排放標準當成燃煤電廠的“近零排放”來衡量，就是要驢當戰馬、馬拉磨。
現有監測手段不支持“近零排放”
煙氣連續監測技術難以支撐“近零排放”監測數據的準確性，用日平均濃度或者多日平均濃度的監測數據與排放限值直接比較是概念性錯誤，運行時間不足也難以證明“近零排放”系統的穩定性
根據環境保護部頒布的《固定污染源煙氣排放連續監測技術規范》（HJ/T75-2007） 中“7.4參比方法驗收技術指標要求”規定：煙塵濃度小于50mg/m3時，絕對誤差不超過15mg/m3；二氧化硫濃度等于或低于57mg/m3時，絕對誤差不超過17mg/m3；氮氧化物小于或等于41mg/m3時，絕對誤差不超過12mg/m3。再根據環境保護部《固定污染源廢氣 二氧化硫的測定 非分散紅外吸收法》（HJ629-2011）、《固定污染源廢氣氮氧化物的測定非分散紅外吸收法》（HJ692-2014）、《固定污染源廢氣 氮氧化物的測定 定電位電解法》（HJ693-2014），二氧化硫的測定下限10mg/m3；一氧化氮（以NO2計）和二氧化氮的測定下限12mg/m3。一些試點項目的監測值低于測定下限甚至低于檢出限，結果的可靠性值得懷疑。而這只是測定方法誤差而不是自動監測系統的全部誤差。如果考慮到監測儀器裝設斷面和監測點選取的誤差，尤其是對于老廠改造由于客觀條件的限制，監測斷面選取很難做到按技術規范的要求，考慮煙氣中含濕量（水分）、溫度、含氧量等因素，尤其是濕度的影響對監測精度也會產生較大影響，監測系統的總誤差要大大高于分析測定方法的誤差。
因此，在客觀上和技術上，現有監測手段不支持“近零排放”，說的更清楚一點“近零排放”的監測數據是不可信的。
另外，一些電廠的“近零排放”的數據是以日平均濃度或者多日平均濃度與排放標準中的限值進行比較的，這種比較是概念性錯誤。我國的污染物濃度排放標準從產生以來，一直堅持“任何時候”不能超標的準則（盡管筆者一直認為這個準則對常規污染物來說是不科學的，會付出過多的經濟代價，但它目前仍然是強制性要求）。“任何時候”不超標一般是指無論長期監測還是隨意監測中，任何一個小時的平均濃度都不超過標準規定限值，而不是用日平均或者多日均值與標準比較看是否超標。
同時，為了保障機組波動運行和遇到各種不利情況下企業仍然能夠不超標，電廠在環保設施招標、設計、建設時都要保留一定裕度。由于特別放限值本身的數值已經很低，加上留有的裕度，很多實際運行中的機組能到達“近零排放”的要求。如，外高橋三廠二氧化硫和氮氧化物盡管沒有按近零排放設計，但因煤質好、裕量大等因素，基本達到了近零排放。所以目前的“近零排放”也只能說是滿足了特別排放限值要求。
由于典型火電廠的脫硝、除塵、脫硫設備是依次串聯在煙道上的，影響某種污染治理設備的治理效果不僅取決于設備自身，而且取決于上下游設備的情況。如上游的脫硝會影響到下游的除塵和脫硫，下游的設備狀況也會影響到上游的煙氣流場，加之機組負荷調整、煤質變化等各種因素都會對煙氣脫硫系統產生較大影響。要想長期保持在“近零排放”狀態，至少需要一年以上各種可能條件的考驗，而現在并沒有這么長時間的實踐證明。因此，即便“近零排放”監測的數據不是以折算后的燃機標準相比，這樣的結果也是不可信的。
技術上并沒有重大創新
“近零排放”在技術上并沒有重大創新，且嚴苛的條件并非一般燃煤電廠都能達到
大型燃煤電廠大氣污染控制所采用的除塵、脫硫、脫硝主流技術和主體工藝、設備，近幾十年來并沒有重大突破，世界范圍內基本上都是采用上世紀中后期開發的成熟技術。從已經“實現”“近零排放”所采用的技術看，主要是對已有技術和設備潛力（或者裕量）的挖掘、輔機的改造、系統優化、大馬拉小車式的設備擴容量、材料的改進、昂貴設備的使用等。如除塵要采用的濕式電除塵器已在我國冶金等行業有廣泛應用，但在電力行業，除了日本個別電廠采用之外，并不是普遍采用；二氧化硫控制采用的石灰石-石膏濕法脫硫主要是增加系統的裕度和復雜度，如原來脫硫吸收塔噴淋層為3層，現改為5層或者增加一個吸收塔；氮氧化物控制仍采用常規選擇性催化還原法，但是增加了催化劑用量。這從達到“近零排放”的其他條件也可以看出一些規律。如，要求煤質含硫量低、灰份較低、揮發份高、低位發熱量高、機組負荷運行相對平穩等實現“近零排放”的重要條件。而這些條件對于中國目前平均含硫量超過1%、灰份近30%、以及大量低揮發份的電煤來講，即便是實現特別排放限值都是非常困難的。
所以，雖然大量的小創新取得了一定的效果，但總體來說，主要還是常規技術外延的擴大，不是重大和突破性創新。非創新驅動的“近零排放”，必然逃脫不出以過高的投資和運行成本實現很低的減排量目標，使污染物減排邊際成本呈指數式增長的規律。
投入產出比到底怎樣？
“近零排放”的環境效益和經濟效益的投入產出比太低
不論是從現有的環保技術進展來看，還是從20多年前的環保技術來看，如果不考慮成本的話，理論上都是可以做到真正的“近零排放”。因此，從環境效益、經濟效益和綜合效益來評價污染控制技術選擇是否正確，是環境經濟管理的核心，也是“近零排放”能否大面積實施的關鍵。
首先看環境效益。環境效益可以從排放總量減少和環境質量改善兩個方面來分析。假設兩臺600MW機組，在燃用優質煤的條件下（灰分約10%、硫含量約0.8%、揮發份約30%），并采用了低氮燃燒方式，鍋爐出口的煙塵、二氧化硫、氮氧化物濃度分別為15g/m3、200mg/m3、300mg/m3，按特別排放限值要求，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度在分別達到20mg/m3、50mg/m3、100mg/m3時，每小時脫除量約為65912千克、8580千克、880千克，合計脫除75372千克，對應的脫除效率分別為99.7%、97.5%、66.7%。可見，兩臺600MW機組，即便是在折算為6%含氧量時，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放分別達到5mg/m3、35mg/m3、50 mg/m3時，排放量每小時可再減少約66千克、66千克、220千克，合計352千克。“近零排放”比起特別排放限值要求，3項污染物合計可多脫除0.47個百分點。考慮到電廠高架源排放對環境影響要小的特點，多脫除的部分對環境質量改善作用輕微。
再看經濟效益。主要用單位污染治理成本與全社會平均污染治理成本的大小來分析。仍以兩臺60萬千瓦機組為例，目前脫除三項污染物的綜合環保電價為2.7分/kWh，從不同電廠的測算情況看，實現“近零排放”的環保成本在原有電價的基礎上增加1～2分/kWh，則增加的352千克污染物削減增量的成本達到1.2～2.4萬元/h。粗略估算多脫除的污染物平均成本為34～68元/kg，遠高于全社會平均治理成本（按制定排污收費標準時測算的全社會平均成本，二氧化硫、氮氧化物約為1.26元/kg）。
最后看綜合效益。主要從環保系統對資源、能源消耗方面和對機組的可靠性影響方面進行分析。“近零排放”增加了更多的環保設備，系統阻力增大，能耗水平提高，設施整體技術可靠性降低。如，脫硫設施需要設計更多層的吸收塔噴淋層甚至需要吸收塔串聯或并聯，脫硝設施需加裝三層催化劑甚至在爐內再加裝SNCR，除塵方面必須加裝濕式電除塵器等。
從以上3個效益分析來看是得不償失，甚至是勞民傷財。
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