1980—2014年中國電力污染物排放情況

為進一步降低燃煤電廠污染物排放量，2015年12月2日，國務(wù)院常務(wù)會議決定在全國燃煤電廠實施超低排放。為貫徹落實會議精神，環(huán)境保護部、國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局印發(fā)了《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，具體指導(dǎo)燃煤電廠超低排放工作。相關(guān)研究和實踐表明，推進燃煤電廠超低排放還存在若干問題，需要盡快研究，找到解決辦法，以使其有序推進。

燃煤電廠大氣污染物排放控制情況

截至2014年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量13.7億千瓦，比2005年增長1.6倍。其中，火電9.24億千瓦，比2005年增長1.4倍。2014年，全國全口徑發(fā)電量5.6萬億千瓦時，比2005年增長1.2倍。其中，火電4.23萬億千瓦時，比2005年增長1.1倍。2014年，煤電裝機占火電裝機的90.4%，煤電發(fā)電量占火電發(fā)電量的93.5%。

“十一五”以來，電力常規(guī)大氣污染物排放相繼達到峰值。尤其是2014年，火電廠大氣污染物排放量快速下降，實現(xiàn)了“十一五”以來的最大降幅。其中，電力煙塵排放量由1979年左右的峰值（年排放量約600萬噸）降至2014年的98萬噸，單位火電發(fā)電量煙塵排放量0.23g/kWh；煤電煙氣脫硫裝機比重由2005年的14%提高到2014年的91.4%，電力二氧化硫排放量由2006年的峰值（年排放量約1350萬噸）降至2014年的620萬噸，與1995年的排放量相當(dāng)，單位火電發(fā)電量二氧化硫排放量1.47g/kWh；煤電煙氣脫硝比重快速提高至2014年的82.7%，電力氮氧化物排放由2011年的峰值（年排放量約1000萬噸）降至2014年的620萬噸，單位火電發(fā)電量氮氧化物排放量1.47g/kWh（注：上述數(shù)據(jù)來自中國電力企業(yè)聯(lián)合會。環(huán)境保護部環(huán)境統(tǒng)計的2014年火電排放相關(guān)數(shù)據(jù)如下：煙粉塵236萬噸、二氧化硫683萬噸、氮氧化物783萬噸）。1980年~2014年中國電力污染物排放情況如下圖所示。

燃煤電廠超低排放技術(shù)、經(jīng)濟和環(huán)境效益分析

自2014年多家燃煤電廠實現(xiàn)超低排放以來，已有幾千萬千瓦的機組宣稱實現(xiàn)超低排放。按照《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》要求，如30萬千瓦及以上機組全部實現(xiàn)超低排放，則改造規(guī)模達到7億千瓦以上（不考慮2015年以來的新建機組）。

為此，筆者從環(huán)境、經(jīng)濟、技術(shù)等方面對超低排放效果進行簡要分析。

首先，從燃煤電廠超低排放控制技術(shù)上分析。

從實現(xiàn)超低排放的燃煤電廠來看，采用的超低排放技術(shù)或措施主要分為以下3類：一是對已有技術(shù)和設(shè)備的潛力進行挖掘、輔機改造、系統(tǒng)優(yōu)化，如對脫硫除霧器、電除塵器電源和電極進行改造；二是設(shè)備擴容，增大裕度或者是將原來過小的裕度恢復(fù)正常，如增加脫硫塔或其噴淋層、增加脫硝催化劑層數(shù)、增加濕式電除塵器等；三是采用熱值高、灰分低、硫分低的優(yōu)質(zhì)煤，如很多的電廠未對脫硫設(shè)施進行改造仍能實現(xiàn)二氧化硫超低排放，多是由于近年來煤炭市場向好、煤質(zhì)趨好等前端利好因素的貢獻�？偟膩砜矗鲜龀团欧偶夹g(shù)措施仍主要采用電除塵器、布袋（電袋除塵器）、石灰石石膏濕法脫硫技術(shù)、選擇性催化還原技術(shù)等，基本上沒有創(chuàng)新性、革命性技術(shù)的出現(xiàn)。此外，從2014年以來已經(jīng)實現(xiàn)超低排放的電廠看，多是燃煤條件好、基礎(chǔ)條件比較充分（如場地和機組改造相對容易等）的電廠，后期超低改造的機組難度將越來越大。

其次，從燃煤電廠超低排放環(huán)境效益上分析。

根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)要求以及特別排放限值要求，按照嚴(yán)格執(zhí)行上述標(biāo)準(zhǔn)進行測算（按2014年發(fā)電量），電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別約30萬噸、250萬噸、200萬噸（當(dāng)前公布數(shù)據(jù)為總量核算數(shù)據(jù)，未充分體現(xiàn)標(biāo)準(zhǔn)修訂的成效）。由于測算時是按照排放限值上限估算的，考慮到嚴(yán)格執(zhí)法和運行裕度的存在，其實際排放量還應(yīng)更低。按照《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》要求進行測算，電力煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別不超過15萬噸、100萬噸、100萬噸。從上述測算量看，相對于達標(biāo)排放，超低排放能實現(xiàn)50%以上的總量減排，但實際減排的總絕對量不大。

如按環(huán)境質(zhì)量分析，由于燃煤電廠是高架源排放并分布在全國各地，再加上減排的總的絕對量不大，超低排放對環(huán)境質(zhì)量影響的分擔(dān)率要遠遠小于排放量的分擔(dān)率，對環(huán)境質(zhì)量改善的作用相對較小。

此外，燃煤電廠超低排放改造會增加二氧化碳排放。預(yù)計每年因超低排放改造，導(dǎo)致系統(tǒng)能耗增加二氧化碳排放約1950萬噸，提高脫硫效率增加石灰石消耗從而增加二氧化碳排放180萬噸，提高脫硝效率增加液氨消耗增加二氧化碳排放250萬噸，合計增加排放約2380萬噸，且上述測算未考慮超低改造用的鋼材、催化劑等生產(chǎn)及物料運輸過程的二氧化碳排放。

第三，從燃煤電廠超低排放經(jīng)濟性上分析。

煤電超低排放的經(jīng)濟性主要體現(xiàn)在投資、單位發(fā)電量的成本增加、單位污染物控制成本增加等方面，由于機組間的差異較大，因此，選取超低排放電價（單位發(fā)電量增加的成本）以及邊際成本（單位污染物控制增加的成本）進行論述。

按照我們對典型項目的測算（按20年運行周期），在現(xiàn)有環(huán)保電價的基礎(chǔ)上，要實現(xiàn)超低排放要求，典型的300MW級機組將增加1.47分/kWh；600MW等級機組增加1.08分/kWh；1000MW等級機組增加0.82分/kWh。從2016年1月1日起，雖然將給予現(xiàn)有機組1分/kWh的超低電價補貼，但由于補償標(biāo)準(zhǔn)將逐年降低，且隨著電力體制改革的不斷深入，煤電機組市場電量的比重也將逐步提高（環(huán)保電價補償?shù)谋壤龑⑾陆担�，因此，從長遠看不斷提高的環(huán)保成本最終要由企業(yè)自身承擔(dān)。

按照測算，煤電大氣污染物從達標(biāo)排放到超低排放少排放的污染物的控制成本將大幅度提高，如二氧化硫超低排放削減增量的成本是改造前成本的近20倍，濕式電除塵器煙塵控制成本是前端除塵器控制成本的千倍；增量成本遠高于全社會平均治理成本（按制定排污收費標(biāo)準(zhǔn)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），高于北京（排污費為10元/kg）、天津（二氧化硫排污費為6.3元/kg，氮氧化物為8.5元/kg）等省市的治理成本。

燃煤電廠實施超低排放面臨的主要問題

當(dāng)前，各發(fā)電集團正按照《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》要求積極開展相關(guān)工作，從各方面反映的情況看，在實施過程中主要存在以下方面的問題。

依法性問題。根據(jù)《環(huán)境保護法》、《大氣污染物防治法》，對企業(yè)大氣污染物排放控制的判定應(yīng)該用排放標(biāo)準(zhǔn)衡量，達標(biāo)即為合法，超標(biāo)違法并承擔(dān)相應(yīng)責(zé)任。目前對煤電超低排放改造的要求，多是以行政文件要求為主，僅有部分省市采用地方標(biāo)準(zhǔn)形式。所以，一方面，缺乏法律方面的保障；另一方面，因超低排放相關(guān)的一些技術(shù)性問題尚未搞清楚（如氨逃逸、SO3產(chǎn)生量增加、脫氮廢棄催化劑如何處理等），相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)可能難以制定。

監(jiān)管問題。顆粒物參比方法所采用的手工采樣重量法是基于顆粒物排放濃度大于20mg/m3進行采樣分析，當(dāng)濃度小于20mg/m3時，手工測量誤差相對較大。在《固定污染源煙氣排放連續(xù)監(jiān)測技術(shù)規(guī)范》（HJ∕T75-2007）參比方法驗收技術(shù)考核指標(biāo)要求中，當(dāng)顆粒物排放質(zhì)量濃度≤50mg/m3時，絕對誤差不超過±15mg/m3；目前該標(biāo)準(zhǔn)正在修訂并公開征求意見，要求改為當(dāng)顆粒物排放質(zhì)量濃度≤20mg/m3時，絕對誤差不超過±5mg/m3；換言之，5~15mg/m3CEMS煙塵的顯示結(jié)果都有可能是實現(xiàn)超低排放的。此外還有監(jiān)測斷面選取、定期維護、人員能力等影響精度因素。即便是環(huán)境行政主管部門的對比性監(jiān)督監(jiān)測能夠監(jiān)測低濃度，也難以形成對煙塵的有效監(jiān)管。

技術(shù)層面的問題。從實現(xiàn)超低排放的電廠看，超低排放在技術(shù)上并沒有重大創(chuàng)新，多是通過大馬拉小車式的設(shè)備擴容量、材料的改進、昂貴設(shè)備的使用等來實現(xiàn)。即便是現(xiàn)有技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)超低排放，仍面臨一些技術(shù)難題，如，云貴川渝地區(qū)機組煙氣脫硫裝置（FGD）入口煙氣二氧化硫濃度超過7000mg/m3的電廠不是個別現(xiàn)象，為控制出口低于35mg/m3，則脫硫效率應(yīng)超過99.5%，這在實際過程中幾乎難以做到。

超低排放與其他方面的協(xié)調(diào)性問題。在超低排放的推進過程中，如何統(tǒng)籌協(xié)調(diào)好節(jié)能、減碳、節(jié)水以及其它常規(guī)污染物控制之間的相互關(guān)系，是切實提升超低排放綜合效益的關(guān)鍵，但該問題目前尚未得到系統(tǒng)評估和全盤考慮。如，為實現(xiàn)NOx超低排放而增加一層催化劑，導(dǎo)致系統(tǒng)阻力、空氣預(yù)熱器阻力提高，SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率上升，氣溶膠排放增加，導(dǎo)致氨逃逸增大、腐蝕及堵塞現(xiàn)象增加等，目前關(guān)于SO3及氨逃逸的環(huán)境影響尚無法精確評判。如前所述，燃煤電廠超低排放改造還會增加二氧化碳排放。此外，液氨、催化劑等原材料生產(chǎn)的全生命周期污染物排放也需系統(tǒng)測算和通盤考量。

經(jīng)濟性問題。新建機組由于不存在改造等過程，超低排放邊際成本還可以接受；但現(xiàn)有機組超低排放改造的邊際成本則非常高昂，甚至高于全社會平均水平1~2個數(shù)量級。由于超低排放改造成本高，所以國家給予一定補貼，但可能存在個別企業(yè)為了拿補貼而改造，而不是為了真正實現(xiàn)減排效果，要注意規(guī)避這方面的問題。

推進燃煤電廠超低排放有序發(fā)展的政策建議

在當(dāng)前燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造快速推進過程中，針對實施過程中存在的問題，筆者提出如下政策建議。

一要盡快開展超低排放綜合效果的系統(tǒng)研究與評估。國家環(huán)保行政主管部門、宏觀經(jīng)濟及價格管理部門、電力行業(yè)行政主管部門聯(lián)合組織相關(guān)單位，對超低排放系統(tǒng)性問題進行評估和深入研究，主要包括：超低排放的環(huán)境效益、經(jīng)濟效益及其對技術(shù)的影響、系統(tǒng)及設(shè)備的可靠性、資源節(jié)約或消耗情況、可能產(chǎn)生的二次污染及應(yīng)對措施、超低排放補貼潛在實施效果等。評價指標(biāo)應(yīng)包含能體現(xiàn)其本質(zhì)屬性的指標(biāo)，如環(huán)境質(zhì)量改善率、單位電量增加成本、單位污染物減排邊際成本、設(shè)備可靠性等。應(yīng)根據(jù)評估目的和對象的不同，確定系統(tǒng)或設(shè)備驗收所需的連續(xù)運行時間要求。

二要適時修訂《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》。在深入研究和系統(tǒng)評估的基礎(chǔ)上，修訂《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，將超低排放行政要求納入法制軌道。依據(jù)對不同地區(qū)、不同機組的要求，結(jié)合技術(shù)現(xiàn)狀，在標(biāo)準(zhǔn)中明確差異化要求。同時，繼續(xù)完善超低排放監(jiān)測、監(jiān)管、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系。

三要提前部署超低排放技術(shù)研發(fā)。要盡快開展超低排放相關(guān)技術(shù)研發(fā)，要注意這些新技術(shù)既能減少煙塵、二氧化硫、氮氧化物等的排放，又要盡量避免氨逃逸、二氧化碳和三氧化硫排放增加等現(xiàn)象，同時考慮成本降低問題。

四要有序推進超低排放改造。應(yīng)因地制宜、因技術(shù)經(jīng)濟條件支撐和當(dāng)?shù)仉娏┬璧惹闆r，以環(huán)境質(zhì)量改善為目標(biāo)，穩(wěn)步有序推進大氣污染物超低排放改造，避免環(huán)境效益差、經(jīng)濟代價大、能源消耗高、二次污染多的超低排放改造。應(yīng)按照先重點區(qū)域后非重點區(qū)域、先大容量機組后小容量機組的順序，因地制宜、因煤制宜、因爐制宜有序推進，切勿一擁而上。

  使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環(huán)保網(wǎng)”