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根據(jù)印度中央電力局（CEA）統(tǒng)計，截至到2021年2月，印度火電裝機總量為201084．50MW，其中屬于中央政府（NTPC）的容量有61250．00MW，屬于各邦政府的容量有65661．50MW，屬于私人的容量有74173．00MW。相較中國2020年底1245170MW的裝機總量，印度的火電裝機總量僅為中國的1／6。由于印度幾乎所有火電廠均尚未建設煙氣脫硫設備，其火電廠的S02排放量大大超過中國。印度燃煤電廠平均S02排放濃度約為1500mg／Nm3，而中國絕大部分燃煤電廠S02排放濃度低于35mg／Nm3，預計整個印度火電廠S02排放總量約為中國的7．1倍。巨大的火電廠502排放量給印度帶來了嚴重的空氣污染，造成了大量健康問題。印度環(huán)境、森林與氣候變化部（MOEF＆CC）于2015年頒布了火電廠環(huán)保相關法規(guī)，并要求印度所有火電廠執(zhí)行。CEA＿方面向下要求火電廠執(zhí)行M0EF＆CC的規(guī)定，另一方面向最高法院申訴，以時間緊迫及不符合印度現(xiàn)實情況為由，要求M0EF＆CC修改環(huán)保法規(guī)并延長最終期限。

一、印度業(yè)主火電脫硫招標、現(xiàn)狀

印度之前僅有兩臺火電機組配有石灰石石膏法脫硫設備，即Jhajjar電廠脫硫系統(tǒng)由遠達設計，Cuddalore電廠脫硫系統(tǒng)由大唐環(huán)境設計，這兩家電廠均屬于私人企業(yè)。印度本土的國有電力集團NTPC、電力部CEA不具備火電廠脫硫系統(tǒng)審核、運行的經(jīng)驗，也缺乏完整的脫硫標書制作能力。NTPC旗下第一個火電脫硫機組為Vindhyachal電廠一合500MW機組的脫硫裝置，由原Alstom（后被GE收購）提供，并于2018年完工。而在Vindhyachal電廠脫硫尚未成功投運的時候，CEA就聯(lián)合NTPC為主的各家單位制作了針對全國所有電廠的脫硫技術規(guī)范，其中僅有NTPC—家為脫硫系統(tǒng)使用方，因此絕大部分技術要求均為NTPC提出。由于官僚系統(tǒng)影響，本技術要求雖然給出了多種技術路線，但并不考慮投資成本和運行成本的平衡，而是刻意強調(diào)低維護頻率和系統(tǒng)可靠性，導致其技術規(guī)范要求整體偏高。印度絕大部分電廠在規(guī)劃期均未考慮到環(huán)保方面的投資，且目前印度大部分電廠運營狀況都不佳，電廠普遍排斥諸如環(huán)保工程這種建設成本和運營成本雙高的項目。而印度的官僚體系更是讓CEA與電廠無法輕易修改購電協(xié)議（PPA）以獲得補貼，火電廠建設和運營火電脫硫設備的成本是否能夠得到補償尚未有定論，印度火電環(huán)保的建設征程漫漫。雖然補貼尚未落地，但M0EF＆CC給出了2022年底所有電廠加裝火電設備的限期，所以CEA不得不要求各發(fā)電集團需要按2022年底為目標來推進火電脫硫的建設。印度各電廠不得不采取行動以響應CEA的要求。由于印度合同條款相當復雜，脫硫系統(tǒng)又對技術要求較專業(yè)，各個中小發(fā)電集團普遍缺乏制作脫硫標書的能力，因此制作脫硫標書的工作被分包給了NTPC、TATAConsultingEngineersLimited（Lalitpur）和TRACTEBELENGINEERINGPVT．LTD．等咨詢公司，而各方無一例夕卜地直接弓丨用了CEA的官方標書，且大部分倩況下？高要求選擇技術規(guī)范〇需要說明的是，各個發(fā)電集團在招標完成后，需要將一系列結果（是否完全響應標書要求，報價是否符合CEA的指導價格等）反饋給CEA，如果有明顯不符項，CEA將不會批準脫硫合同。根據(jù)初步測算，以600MW機組為例，CEA給出的預算大約為400萬盧比／MW，按目前1元人民幣兌換11．13印度盧比的匯率折算，即兩臺600MW機組的脫硫設備總造價約為4．3億元人民帀。從金額上來看，4．3億元人民帀相對于中國兩臺600MW機組僅1億元人民帀出頭的脫硫價格確實高很多，但在印度標書要求的完整供貨范圍及最高技術要求標準下，利潤空間非常小。且合同中一般會規(guī)定，在項目啟動時，承包商就需要向業(yè)主提交總合同金額10％的履約保函，若承包商申請預付款，則不僅需要支付預付款總額110％的預付款保函，最后預付款還需要以年化12．2％的利息從后續(xù)合同款中扣除。無論何種形式，只要承包商提交保函，主動權就掌握在了業(yè)主手中，這一條對項目的后續(xù)執(zhí)行非常關鍵。據(jù)公開信息，上海中芬新能源投資有限公司率先于2018年初與印度本土工程公司RelianceInfrastructure（Rlnfra）合作，接下了NTPCJhajjar電廠3父5001＼／1＼＾機組脫硫。清新環(huán)境于2019年9月和2020年3月先后以EPC形式3．96億元人民帀中標印度北方邦安帕拉D電廠2x500MW機組脫硫，以核心技術專利和服務輸出的形式4．27億元人民幣中標NTP辛格勞利電廠一期、二期（5x200MW＋2x500MW）脫硫項目。大唐環(huán)境于2019年簽訂印度古吉拉特和NLC等兩個脫硫項目〇然而事實情況是，近幾年中國企業(yè)在印度脫硫市場上步履維艱。以公開信息的中芬新能源和大唐環(huán)境為例。中芬新能源的合作方Rlnfra公司向業(yè)主NTPC開具保函后，作為技術方的中芬新能源公司遲遲未能在項目上取得任何推進，從2018年初以來長達10個月的時間內(nèi)，既無法提交履約保函，也無法獲得初步設計的批準，更無法在現(xiàn)場實際開展樁基工作。最后，NTPC沒收了Rlnfra公司約4億盧比的保函，并通過重新招標將Jhajjar項目授予了GE執(zhí)行。中芬新能源公司因為未提交保函，未蒙受損失。印度大部分發(fā)電集團在招標時，所提的技術要求都偏高，自然獲得的報價也會高于CEA給的預算價，這樣做主要的目的就是為了試探供應商（尤其是中國供應商）的底線，同時應付CEA的要求（盡快開始火電廠脫硫的招標工作）。而CEA也是心照不宣地將電廠“已發(fā)布火電廠脫硫標書”作為一項對自己工作的考核指標，對外報告。由于印度限制火電廠污染物排放的政策推出之時恰逢國內(nèi)火電脫硫市場萎縮之際，在上述大背景下，期望最大、投入最多的無疑是寄期望于印度市場的中國火電環(huán)保承包商們。根據(jù)目前已展開招標的項目來看，包括上海電氣、遠達環(huán)保、清新環(huán)境、大唐環(huán)境、德創(chuàng)環(huán)保等，均是較積極的參與者。自2020年以來，由于中印關系的不明朗和疫情原因?qū)е碌暮桨嗤ｏw，中國企業(yè)在參與印度脫硫項目招標時阻力明顯增大。但最主要限制中國企業(yè)中標印度脫硫項目的原因，不僅是冗長的標書、過高過細的技術要求、業(yè)主過低的預算價，還有業(yè)主觀望的心態(tài)。由于標書技術要求非常詳細，最后簽合同時一份全英文脫硫的技術規(guī)范書可能長達4000頁，包含著各種各樣的專業(yè)化術語，處處是陷阱，而一開始招標時業(yè)主往往僅給2個月左右時間消化標書、提交方案并報價，這對大部分新出海的脫硫團隊是一個巨大考驗，不排除相當一部分中國脫硫團隊并沒有完全消化標書就匆匆給出了自己的脫硫方案。而業(yè)主雖然對CEA乃至MOEF＆CC政策持觀望態(tài)度，但在實際的技術要求上完全遵巡其要求，同時采取各種商業(yè)手段誘導投標者按CEA指導價報價。一旦有3家投標者響應技術要求，并給出了接近或低于CEA指導價的報價，發(fā)電企業(yè)就可以向CEA匯報，并著手選定合適的承包商。大唐環(huán)境在TamilNadu邦拿到的NLC2X500MW的脫硫項目就面臨很大風險。2020年9月14日，大唐環(huán)境發(fā)布公告稱，中國大唐集團科技工程有限公司（公司附屬公司）收到來自印度內(nèi)伊韋利褐煤集團（上述項目業(yè)主）兌付NLCNNTPP2x500MW脫硫項目履約保函的要求。大唐環(huán)境聲稱，項目遲遲未開工的原因主要是受2020年上半年新冠疫情影響，項目所在地區(qū)持續(xù)處于封鎖狀態(tài)，且業(yè)主方不配合，不予批準入場證的發(fā)放。背后根本的原因很可能有：NLC方標書要求過高，大唐環(huán)境無力完全按照標書要求設計脫硫系統(tǒng)；NLC方對CEA和M0EF＆CC的政策仍處于觀望狀態(tài)，并不急著真正投資建設脫硫系統(tǒng)，因此在文件審核過程中一定會以最高標準要求承包商；大唐集團提交的保函金額遠遠超過NLC所支付的項目款，且客觀上大唐集團可能確實在各種方面未能履行標書義務，沒收項目履約保函對于NLC來說，合情合理。雖然大唐集團已向中國及印度相關法院申請履約保函的止付，但很有可能大唐集團無法從此項目中全身而退。因此，冗長的技術文件、過高過細的技術要求、不對等的風險、業(yè)主觀望的心態(tài)以及處處刁難的工作方式，會給中國承包商帶來巨大的項目執(zhí)行風險。投標者想要拿到印度火電廠的脫硫項目，關鍵就在于是否愿意接受高風險。也正是因為這個原因，印度本土的脫硫廠家GE和BHEL已經(jīng)放慢了接印度火電廠脫硫項目的腳步，集中精力做好在手的項目。

二、印度火電環(huán)保市場客觀進展及出路

根據(jù)2017年CEA制定的脫硫計劃，2022年底需要完成所有火電機組的脫硫建設。即使到2022年底，以開工來計算，2019－2022年這4年間，至少每年都要實現(xiàn)近50GW的機組開始建設脫硫系統(tǒng)。而事實上，僅有NTPC因為完全屬于國有電力公司，技術力量雄厚，資金情況較好且機組打包后議價能力強，于2020年初完成了60％機組的授標工作，邦電力與私人電廠分別僅完成了1．9％和9．4％。而到2021年2月，NTPC完成了86％機組的授標工作，邦電力與私人電廠則仍只有可憐的8．1％和27．1％。截止2021年2月，全國—共有2160MW的火電機組完成了脫硫設施建設，僅占比1．3％，離2022年底100％的目標相距甚遠。CEA和各電力企業(yè)所做的工作絕大部分是在“踢皮球”，并沒有關注實際建設和運行脫硫所面臨的困難，也沒有采取針對性措施，只是在表面上應付M0EF＆CC的要求。同樣作為火電裝機大國，我國早在2002年2月國務院頒布電力體制改革方案時就已經(jīng)明確提到了“制定發(fā)電排放的環(huán)保折價標準”，這也成為了2004年標桿電價政策規(guī)定煙氣脫硫機組上網(wǎng)電價提高1．5分的基礎。中國環(huán)?？偩衷贕B13223－2003標準中規(guī)定了自2005年1月1曰開始，按地區(qū)不同火電廠S02排放需控制在300／600mg／Nm3，從而開始了第一輪真正意義上的火電廠環(huán)保改造熱潮。與印度相比，中國的火電脫硫執(zhí)行力度無疑是巨大的。其背后的原因，除了有中國體制帶來的強大執(zhí)行力外，更有兩個印度無法學到的方面。一是電價改革帶來的環(huán)保電價機遇。2002年我國決定重組電網(wǎng)資產(chǎn)，并成立國家電網(wǎng)公司，同時開始逐步實施競價上網(wǎng)。2004年1月1日開始，全國省級及以上電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的燃煤機組上網(wǎng)電價統(tǒng)一提高每千瓦時（度）0．7分。這個適時的電價改革，也給了國家電網(wǎng)補貼煙氣脫硫機組上網(wǎng)電價的底氣。二是中國政策對于效率的追求。印度由CEA制定脫硫基準，由各發(fā)電集團自行招標，并將結果提交給CEA審批，一旦招標結果被CEA認可，則最后整個脫硫建設和運行的投資很有可能由國家承擔。這個過程中，CEA最擔心的應該是發(fā)電集團與投標人串通，惡意提高脫硫設備建造成本，從而向CEA爭取更高的補貼。雖然整個審批過程看上去完整，但實際執(zhí)行起來效率非常低。而在中國的政策中，脫硫電價的補貼是固定的，越早建設脫硫設備、越低的成本建設脫硫設備，獲得的收益就越可觀，這也就剌激了各個電廠盡早實現(xiàn)煙氣脫硫。從執(zhí)行效率上來說，中國的方法遠遠優(yōu)于印度。

三、結論

印度自2015年開始計劃對火電廠煙氣進行處理，截止到2021年初，仍然只有1．3％的機組完成了這項工作，以中國1／6的火電裝機容W，排放了7倍于中國火電廠的S02污染物，無疑是非常失敗的。由于印度體制的限制，短期來看，很難打破現(xiàn)有的政策桎梏。對于印度CEA和各發(fā)電集團，應當向中國學習，改進脫硫技術規(guī)范，降低技術要求，在投資成本和運營維護便利性上取得平衡，同時以更坦誠的態(tài)度歡迎國外供應商。對于仍然在積極參與印度脫硫市場的中國供應商，應當吸取中芬新能源和大唐環(huán)境的經(jīng)驗，不要只是看到印度脫硫項目巨大的合同額，而是應認真分析標書、識別風險，并積極爭取對等的合同地位，以避免無謂損失。（作者單位：上海電氣電站環(huán)保工程有限公司）

作者:時超林 楊載濤 單位:無