正方观点
北京国能中电节能环保技术有限责任公司常务副总裁江浩认为，近零排放是破解一次能源结构性矛盾的必由之路。
江浩认为，近零排放是东部地区雾霾污染的最佳解决方案。近零排放可以让燃煤电厂的排放堪比燃气发电，甚至还优于燃气发电，这可以彻底打破燃煤电厂的环境瓶颈。实现煤电型火力发电厂的排放标准达到燃机的排放标准，可以很好地解决能源布局向西部转移的各种缺点，全社会能源利用效率会大幅度提高。如可降低输送环节的能耗损失约4%，折合供电煤耗13克/千瓦时。与坑口电站+长距离输送解决方案相比，在电力负荷中心建设大型火力发电基地，能源利用率至少可提高15%~20%，节能减排潜力巨大。
江浩表示，实现近零排放的主要技术手段是环保岛系统，包括低氮燃烧器+选择性催化还原法脱硝+干式电除尘+无泄漏烟气换热器+脱硫装置+湿式电除尘器+无泄漏烟气换热器。其中低氮燃烧器、选择性催化还原法脱硝、干式电除尘器、烟气换热器、脱硫装置要在现有的基础上进行增效改造。
浙江省电力设计院院长沈又幸则表示，用三阶段技术路线可以使浙江煤电机组全部达到燃气机组排放要求。
沈又幸表示，燃煤电厂烟气超清洁排放改造可分为三个阶段的目标及技术路线。
第一阶段是满足燃气轮机排放标准的技术路线：SCR脱硝+低低温电除尘/移动电极除尘+石灰石-石膏湿法脱硫+湿式电除尘。国内正在进行烟气超清洁排放设计的燃煤电厂基本采用该技术路线。目标为：烟尘5毫克/立方米，氮氧化物50毫克/立方米，硫氧化物35毫克/立方米。
第二阶段是达到国际先进水平的技术路线：SCR脱硝+低低温电除尘+石灰石-石膏湿法脱硫+湿式电除尘。该阶段技术路线的制定基础是国产设备的性能指标有一定突破，主要是依靠脱硫系统的性能提升，目标为：烟尘1~2毫克/立方米，氮氧化物30毫克/立方米，硫氧化物25毫克/立方米，将在今后几年内完成。
第三阶段是满足未来燃煤电厂污染物控制目标的技术路线：SCR脱硝+低低温电除尘+活性分子协同脱除+石灰石-石膏湿法脱硫+湿式电除尘。这是根据国际能源署2030年燃煤电厂污染物排放目标制定的，烟尘<1毫克/立方米，氮氧化物<10毫克/立方米，硫氧化物<10毫克/立方米。
反方观点
清华大学教授、热能工程系主任姚强认为，比起提高标准，更重要的是持续改进。
姚强认为，现有除尘装置的除尘效率可高达99%以上，但这些除尘器对细颗粒物的捕获率较低，应采用更高效的除尘装置，如电袋复合除尘或超低温电除尘，优化湿法脱硫装置，湿式电除尘器等组合使用有望把颗粒物排放降到一个超低水平。
姚强认为，把近零排放定义为接近燃机排放的标准，这样很不严谨，国内比较先进的燃煤电厂比燃机排放的标准还低。目前，我们并没有很好的新技术突破去实现近零，而只是通过系统的优化，在整个设备优化过程中去实现的，而这些工作正是2011年我国发布的新版《火电厂大气污染物排放标准》中所要求的，并没有什么新鲜。污染物的排放与使用的煤质有关系，不是任何一个电厂都有必要对省煤器进行改造。
姚强表示，目前执行的《火电厂大气污染物排放标准》已经很严，是否还要提高标准，是值得大家思考的，最终目标是提高大气环境质量，而不是为了提高标准而提高标准。现在标准如果好好地去执行，就能够实现国家的减排要求。
主要争议点
争议一：近零排放的含义?
正方：江浩认为，近零排放是指在现行排放标准下，通过传统技术的优化改进，将排放标准进一步提高，达到燃机排放标准，即氮氧化物≤50毫克/立方米，二氧化硫≤35毫克/立方米,烟尘≤5毫克/立方米。
沈又幸认为，应该以发展的眼光来看待“超清洁”排放的定义。就当前国内的情况，符合燃机的排放标准即可称之为“超清洁”排放。当然，随着国产设备的更新升级，或许在不远的将来，可以赋予“超清洁”排放更新的内涵，最终达到“近零”排放的标准。
反方：姚强对目前热炒的近零排放表示困惑，他认为，现在把近零排放定义为接近燃机排放的标准，但实际上燃机排放并不是很严格的标准。燃机排放标准中只有氮氧化物有严格标准，其余都没有。并且国际上对近零排放的定义非常严格，就是所有污染物排放都要小于1。“小于1才能称得上近零?你三四十、四五十的还说是近零，那就有点不严谨了。”
争议二：降低的污染物有没有意义?
正方：江浩认为，目前我国已投运电厂的污染物排放还达不到接近燃机的水平，尤其是烟尘排放还远达不到5毫克/立方米以下水平。国内各大发电集团、科研院所均已安排相关的研究工作。通过研究，宜最大限度的利用成熟技术，并拓展利用其他行业的相关技术，以达到烟气综合净化的较高目标。
此外，近零排放可以降低的污染物排放内容更丰富。按照火电厂近零排放概念的初衷，近零排放除了要进一步降低氮氧化物、二氧化硫、粉尘的排放浓度，还需要降低SO3，PM2.5、气溶胶、石膏雨、汞、景观污染等污染物的排放。
但江浩也指出，目前近零排放技术还不能对二氧化碳进行减排，使得燃煤机组的二氧化碳排放量大于同容量燃气机组水平，还不是真正意义的近零排放。
沈又幸认为，国内厂家正在积极提高脱硫系统的高效除尘技术，比如采用更高效的除雾器，更换喷嘴，增加吸收塔周边喷嘴流量及密度，保证喷淋层喷嘴的覆盖率和优化覆盖均匀度等。六横电厂使用了移动电极技术，嘉三电厂采用了低低温电除尘器技术，使电除尘器出口基本可以达到15毫克/立方米的烟尘排放要求。
沈又幸提出，现阶段正在进行的烟气超清洁排放设计的燃煤电厂烟尘排放不大于5毫克/立方米，未来几年将进一步降至1～2毫克/立方米。
反方：冯伟忠认为，美国每年公布最清洁的前五名电厂，烟尘不是考核的内容，只排名脱硝，说明烟尘本身是无毒的，如果到了一定程度再往下降也没有意义了。治理雾霾，关键是治理氮氧化物。而现在对近零排放电厂的报道总是回避脱硝。
所以近零排放降低的主要是烟尘，他认为，现在业内热炒除尘技术，是因为有一群利益集团在炒作他们的产品。现在对烟尘排放在线监测的仪表最小单位是10毫克/立方米，允许的误差是15毫克/立方米，而部分电厂声称已降低至5毫克/立方米、2毫克/立方米，毫无意义，“就像手表能显示的最小时间单位是秒，你说你的手表准确到几毫秒，谁知道?”姚强也不赞同目前所谓近零排放主要针对除尘的做法。他表示，根据北京大学的一项研究，空气中污染物最高的是有机物，其次才是硫酸盐、硝酸盐、铵盐等。如果不去控制空气中最高的污染物，而一味地进行所谓的超洁净排放，控制PM2.5，并不能真正起到去除雾霾的作用。
根据2013年北京的污染情况统计，20.1%的是臭氧，而PM2.5只有10%，2014年臭氧比例还会提高，这说明污染控制的重点可能要发生变化。我国的煤烟气是复合型的。电厂排放的纯粹的PM2.5现在已经很低了，电厂提高除尘效率的意义并不大。而相反，工业锅炉使用的散煤现在还没有任何控制手段。
争议三：近零排放经济性如何?
正方：江浩表示，通过他已做的几个电厂的造价统计，大致的改造费用是：一台30万千瓦机组的造价是7753万元，60万千瓦机组的造价是13985万元，100万千瓦机组的造价是20436万元，改造项目费用占机组总造价的比例分别为6.4%、5.8%、5.3%。近零排放改造平均造价约占电厂总造价的5~6%。
江浩同时表示，根据近年来在环保岛节能技术的实践经验，可以通过SCR脱硝装置“多场均匀性优化分布”技术，单塔分区循环高效脱硫技术，在脱硫系统增压风机设置旁路烟道，在脱硫增压风机和吸收塔之间或空预器和干式除尘器之间安装低温省煤器等一系列技术降低环保岛的能耗。根据用户实际情况，集成和灵活运用各种近零排放节能技术，预期可降低环保岛能耗20%～90%，从而达到环保岛高效低能耗污染物控制的目标，降低用户用于环保的生产成本。
但同时江浩也表示，目前近零排放改造费用偏高，只能在东部省份的火电厂示范和推广，随着技术经验的积累，改造费用还将进一步降低，技术也将进一步成熟，届时可向其他区域火电厂和其他工业领域推广。
反方：冯伟忠认为，从已经“实现”近零排放所采用的技术看，主要是对已有技术和设备潜力的挖掘、辅机的改造、系统优化、大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等。如果不考虑成本的话，理论上都是可以做到真正的近零排放。这些花大价钱上马的近零排放机组不是通过技术突破实现的，主要是靠一味增加投入来实现的，没有理论创新，毫无意义。
“比如脱硫，按照以前的标准，要求二氧化硫排放低于100毫克/立方米，现在要求变成50毫克/立方米，再建一个脱硫塔即可，但是造价就要翻一倍。现在的技术，除了脱硝之外，脱硫、除尘等只要投钱，就能一直降低下去，每降低一个数量级，这个造价就要翻一倍。”冯伟忠表示。
冯伟忠认为，煤电机组环保改造的高投资、高成本、高能耗是不对的。真正有价值的减排技术，不能以能耗和成本为代价。如果靠砸钱的方式进行近零排放，并且在全国推广，那将是一场闹剧。
