爱华网2011年初，国家环境保护部颁布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，大幅度收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，有些项目甚至超越了欧美现用标准。排放标准的提高必然要求火电行业增加环保投入。成本在增加，创收却很难。中电联一直在为电价上调奔与走、鼓与呼；电力企业还通过关闭部分发电机组、制造电荒的方式对发改委进行过“逼宫”。但是，上调电价，必然会带动物价的进一步上涨。因此，有关方面一直没有同意电力企业的涨价请求，而是在适度增加电力企业补贴标准的基础上，要求电力企业自行消化。 社会效益和企业利益是否可以统一？在火电厂普遍面临的“鱼和熊掌不可兼得”困境中，上海外三的实践或许可以打破这一迷思。 面对新能源发电青黄不接，火力发电问题重重的尴尬，外三总经理冯伟忠的观点是“依靠系统的技术创新，应用好每一吨煤，尽量多发电，延缓资源的枯竭，为新能源发电的研究工作争取更长的时间”。通过原始创新，提高资源利用率，来实现“开源节流”，既能给企业带来经济效益，也能履行企业社会责任。
节能是最好的环保。世界火电行业素有“10克煤耗，一代技术”的说法，每10克煤耗就是一代技术台阶。对于百万千瓦级的大电厂来说，单位供电煤耗每降1克，成本节省以千万元计。“十一五”期间，我国火电厂供电煤耗从370克标准煤/千瓦时降到333克标准煤/千瓦时，“十二五”目标是再降8克。通过技术创新，外三2009年和2010年的单位供电煤耗分别是282.16克/千瓦时和279.39克/千瓦时（净效率为43.5%和44.03%），2011年实现了276.02克/千瓦时（净效率为44.5%），连续刷新世界纪录。按目前外三两台机组的实际年平均运行效率推算至额定设计工况，其机组额定净效率已达到和超过了46.5%（含脱硫、脱硝），这与国外尚在研究中的下一代700℃高效超能临界机组的期望效率相当。按2012年外三的发电量推算，与全国平均水平相比，该厂年节约标准煤达60万吨。在2011年煤价高涨，全国火电厂普遍亏损的形势下，虽然外三才刚投产不久，需承担年贷款利息达3亿元，但当年的税后利润仍达到2.9亿元。 技术创新使节能、减排同步实现。除了降低煤耗，外三还实现了“零能耗脱硫”、“节能型全天候脱硝”、“高效节能除尘”、“蒸汽加热启动技术”等一系列节能减排创新，并通过每年机组检修的机会予以实施，从而使两台机组的煤耗近一步降低。 以“零能耗脱硫”为例，火电厂传统的脱硫系统耗电量要达到发电量的1%甚至更多，“零能耗脱硫”技术颠覆了“耗能减排”的被动环保观念。锅炉排烟低温热能的回收一直是国际电力学术界研究的难题，我国电力行业在20世纪80年代也兴起了一阵“低温省煤器”热，但不久就趋于沉寂；德国和日本取得了一定的技术突破，但都不适用于中国国情；美国的研究则一直没有实质性的进展，烟气余热回收装置至今未能走出实验室。外三通过深入研究研发了零能耗脱硫的系列技术，包括脱硫烟气余热回收利用技术；热能管的低温酸腐蚀和堵灰控制技术；传热管的壁温自动控制技术；风机综合降耗及引风机和增压风机联合优化运行技术等。 除风机节能优化运行技术（额定工况的脱硫系统耗电率降至0.8%以内）早在2008年就成功投运外，该创新项目中的最关键部分——脱硫烟气热能回收装置已分别于2009年6月和10月在“外三”两台机组上安装完毕并成功投运，到目前为止运行正常，酸腐蚀情况甚微，寿命损耗可忽略不计，供电煤耗下降达2.71克/千瓦时。两台机组每年可节约标准煤3万吨以上，节约喷淋用水75.6万吨，节电845万度，折合人民币2700多万元，投资不到两年便可收回，使得脱硫系统成了电厂重要的经济增长点。该项技术属于通用技术，原则上适用于任何火电机组的新建配套或老机组改造，若能全面推广，将为我国火电脱硫的可持续发展带来深远影响。 外三两台超超临界机组在2005年开工建设时，冯伟忠说：“做好超超临界项目，我的第一个责任是保证投资方的投资回报，保障社会电力供应；第二个责任是一个历史责任，第二个责任比第一个责任意义更重大。”环保不仅是火电企业发展的必然出路，更是其责任使然。当然，企业“理性经济人”的逐利的属性，使得企业必然要求投资回报，这就决定了其对科技创新项目的确立具备了先天性的风险规避和价值筛选能力。外三的实践，使社会效益和企业利益得到双赢。用长远的眼光来看，通过技术创新为环保压力寻找出路，环保与效益也可以实现共赢。
