1月15日，全国各省发改、能源、环保、经信系统800余人同时参加一个会议——加快推进煤电超低排放和节能改造动员大会，煤电超低排放压力重重。相关研究和实践表明，推进燃煤电厂超低排放还存在若干问题，需要尽快研究，找到解决办法，以使其有序推进。
为进一步降低燃煤电厂污染物排放量，2015年12月2日，国务院常务会议决定在全国燃煤电厂实施超低排放。为贯彻落实会议精神，环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，具体指导燃煤电厂超低排放工作。相关研究和实践表明，推进燃煤电厂超低排放还存在若干问题，需要尽快研究，找到解决办法，以使其有序推进。
燃煤电厂大气污染物排放控制情况
截至2014年底，全国全口径发电装机容量13.7亿千瓦，比2005年增长1.6倍。其中，火电9.24亿千瓦，比2005年增长1.4倍。2014年，全国全口径发电量5.6万亿千瓦时，比2005年增长1.2倍。其中，火电4.23万亿千瓦时，比2005年增长1.1倍。2014年，煤电装机占火电装机的90.4%，煤电发电量占火电发电量的93.5%。
“十一五”以来，电力常规大气污染物排放相继达到峰值。尤其是2014年，火电厂大气污染物排放量快速下降，实现了“十一五”以来的最大降幅。其中，电力烟尘排放量由1979年左右的峰值(年排放量约600万吨)降至2014年的98万吨，单位火电发电量烟尘排放量0.23g/kWh;煤电烟气脱硫装机比重由2005年的14%提高到2014年的91.4%，电力二氧化硫排放量由2006年的峰值(年排放量约1350万吨)降至2014年的620万吨，与1995年的排放量相当，单位火电发电量二氧化硫排放量1.47g/kWh;煤电烟气脱硝比重快速提高至2014年的82.7%，电力氮氧化物排放由2011年的峰值(年排放量约1000万吨)降至2014年的620万吨，单位火电发电量氮氧化物排放量1.47g/kWh(注：上述数据来自中国电力企业联合会。环境保护部环境统计的2014年火电排放相关数据如下：烟粉尘236万吨、二氧化硫683万吨、氮氧化物783万吨)。1980年~2014年中国电力污染物排放情况如下图所示。
燃煤电厂超低排放技术、经济和环境效益分析
自2014年多家燃煤电厂实现超低排放以来，已有几千万千瓦的机组宣称实现超低排放。按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求，如30万千瓦及以上机组全部实现超低排放，则改造规模达到7亿千瓦以上(不考虑2015年以来的新建机组)。
为此，笔者从环境、经济、技术等方面对超低排放效果进行简要分析。
首先，从燃煤电厂超低排放控制技术上分析。
从实现超低排放的燃煤电厂来看，采用的超低排放技术或措施主要分为以下3类：一是对已有技术和设备的潜力进行挖掘、辅机改造、系统优化，如对脱硫除雾器、电除尘器电源和电极进行改造;二是设备扩容，增大裕度或者是将原来过小的裕度恢复正常，如增加脱硫塔或其喷淋层、增加脱硝催化剂层数、增加湿式电除尘器等;三是采用热值高、灰分低、硫分低的优质煤，如很多的电厂未对脱硫设施进行改造仍能实现二氧化硫超低排放，多是由于近年来煤炭市场向好、煤质趋好等前端利好因素的贡献。总的来看，上述超低排放技术措施仍主要采用电除尘器、布袋(电袋除尘器)、石灰石石膏湿法脱硫技术、选择性催化还原技术等，基本上没有创新性、革命性技术的出现。此外，从2014年以来已经实现超低排放的电厂看，多是燃煤条件好、基础条件比较充分(如场地和机组改造相对容易等)的电厂，后期超低改造的机组难度将越来越大。
其次，从燃煤电厂超低排放环境效益上分析。
根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)要求以及特别排放限值要求，按照严格执行上述标准进行测算(按2014年发电量)，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约30万吨、250万吨、200万吨(当前公布数据为总量核算数据，未充分体现标准修订的成效)。由于测算时是按照排放限值上限估算的，考虑到严格执法和运行裕度的存在，其实际排放量还应更低。按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求进行测算，电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别不超过15万吨、100万吨、100万吨。从上述测算量看，相对于达标排放，超低排放能实现50%以上的总量减排，但实际减排的总绝对量不大。
如按环境质量分析，由于燃煤电厂是高架源排放并分布在全国各地，再加上减排的总的绝对量不大，超低排放对环境质量影响的分担率要远远小于排放量的分担率，对环境质量改善的作用相对较小。
此外，燃煤电厂超低排放改造会增加二氧化碳排放。预计每年因超低排放改造，导致系统能耗增加二氧化碳排放约1950万吨，提高脱硫效率增加石灰石消耗从而增加二氧化碳排放180万吨，提高脱硝效率增加液氨消耗增加二氧化碳排放250万吨，合计增加排放约2380万吨，且上述测算未考虑超低改造用的钢材、催化剂等生产及物料运输过程的二氧化碳排放。
第三，从燃煤电厂超低排放经济性上分析。
煤电超低排放的经济性主要体现在投资、单位发电量的成本增加、单位污染物控制成本增加等方面，由于机组间的差异较大，因此，选取超低排放电价(单位发电量增加的成本)以及边际成本(单位污染物控制增加的成本)进行论述。
按照我们对典型项目的测算(按20年运行周期)，在现有环保电价的基础上，要实现超低排放要求，典型的300MW级机组将增加1.47分/kWh;600MW等级机组增加1.08分/kWh;1000MW等级机组增加0.82分/kWh 。从2016年1月1日起，虽然将给予现有机组1分/kWh的超低电价补贴，但由于补偿标准将逐年降低，且随着电力体制改革的不断深入，煤电机组市场电量的比重也将逐步提高(环保电价补偿的比例将下降)，因此，从长远看不断提高的环保成本最终要由企业自身承担。
按照测算，煤电大气污染物从达标排放到超低排放少排放的污染物的控制成本将大幅度提高，如二氧化硫超低排放削减增量的成本是改造前成本的近20倍，湿式电除尘器烟尘控制成本是前端除尘器控制成本的千倍;增量成本远高于全社会平均治理成本(按制定排污收费标准时测算的全社会平均成本，二氧化硫、氮氧化物约为1.26元/kg)，高于北京(排污费为10元/kg)、天津(二氧化硫排污费为6.3元/kg，氮氧化物为8.5元/kg)等省市的治理成本。
燃煤电厂实施超低排放面临的主要问题
当前，各发电集团正按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》要求积极开展相关工作，从各方面反映的情况看，在实施过程中主要存在以下方面的问题。
依法性问题。根据《环境保护法》、《大气污染物防治法》，对企业大气污染物排放控制的判定应该用排放标准衡量，达标即为合法，超标违法并承担相应责任。目前对煤电超低排放改造的要求，多是以行政文件要求为主，仅有部分省市采用地方标准形式。所以，一方面，缺乏法律方面的保障;另一方面，因超低排放相关的一些技术性问题尚未搞清楚(如氨逃逸、SO3产生量增加、脱氮废弃催化剂如何处理等)，相关标准可能难以制定。
监管问题。颗粒物参比方法所采用的手工采样重量法是基于颗粒物排放浓度大于20mg/m3进行采样分析，当浓度小于20mg/m3时，手工测量误差相对较大。在《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》(HJ∕T 75-2007)参比方法验收技术考核指标要求中，当颗粒物排放质量浓度≤50mg/m3时，绝对误差不超过±15mg/m3;目前该标准正在修订并公开征求意见，要求改为当颗粒物排放质量浓度≤20mg/m3时，绝对误差不超过±5mg/m3;换言之，5~15mg/m3CEMS烟尘的显示结果都有可能是实现超低排放的。此外还有监测断面选取、定期维护、人员能力等影响精度因素。即便是环境行政主管部门的对比性监督监测能够监测低浓度，也难以形成对烟尘的有效监管。
技术层面的问题。从实现超低排放的电厂看，超低排放在技术上并没有重大创新，多是通过大马拉小车式的设备扩容量、材料的改进、昂贵设备的使用等来实现。即便是现有技术能够实现超低排放，仍面临一些技术难题，如，云贵川渝地区机组烟气脱硫装置(FGD)入口烟气二氧化硫浓度超过7000 mg/m3的电厂不是个别现象，为控制出口低于35 mg/m3，则脱硫效率应超过99.5%，这在实际过程中几乎难以做到。
超低排放与其他方面的协调性问题。在超低排放的推进过程中，如何统筹协调好节能、减碳、节水以及其它常规污染物控制之间的相互关系，是切实提升超低排放综合效益的关键，但该问题目前尚未得到系统评估和全盘考虑。如，为实现NOx超低排放而增加一层催化剂，导致系统阻力、空气预热器阻力提高，SO2向SO3的转化率上升，气溶胶排放增加，导致氨逃逸增大、腐蚀及堵塞现象增加等，目前关于SO3及氨逃逸的环境影响尚无法精确评判。如前所述，燃煤电厂超低排放改造还会增加二氧化碳排放。此外，液氨、催化剂等原材料生产的全生命周期污染物排放也需系统测算和通盘考量。
经济性问题。新建机组由于不存在改造等过程，超低排放边际成本还可以接受;但现有机组超低排放改造的边际成本则非常高昂，甚至高于全社会平均水平1~2个数量级。由于超低排放改造成本高，所以国家给予一定补贴，但可能存在个别企业为了拿补贴而改造，而不是为了真正实现减排效果，要注意规避这方面的问题。
推进燃煤电厂超低排放有序发展的政策建议
在当前燃煤电厂超低排放和节能改造快速推进过程中，针对实施过程中存在的问题，笔者提出如下政策建议。
一要尽快开展超低排放综合效果的系统研究与评估。国家环保行政主管部门、宏观经济及价格管理部门、电力行业行政主管部门联合组织相关单位，对超低排放系统性问题进行评估和深入研究，主要包括：超低排放的环境效益、经济效益及其对技术的影响、系统及设备的可靠性、资源节约或消耗情况、可能产生的二次污染及应对措施、超低排放补贴潜在实施效果等。评价指标应包含能体现其本质属性的指标，如环境质量改善率、单位电量增加成本、单位污染物减排边际成本、设备可靠性等。应根据评估目的和对象的不同，确定系统或设备验收所需的连续运行时间要求。
二要适时修订《火电厂大气污染物排放标准》。在深入研究和系统评估的基础上，修订《火电厂大气污染物排放标准》，将超低排放行政要求纳入法制轨道。依据对不同地区、不同机组的要求，结合技术现状，在标准中明确差异化要求。同时，继续完善超低排放监测、监管、技术标准体系。
三要提前部署超低排放技术研发。要尽快开展超低排放相关技术研发，要注意这些新技术既能减少烟尘、二氧化硫、氮氧化物等的排放，又要尽量避免氨逃逸、二氧化碳和三氧化硫排放增加等现象，同时考虑成本降低问题。
四要有序推进超低排放改造。应因地制宜、因技术经济条件支撑和当地电力供需等情况，以环境质量改善为目标，稳步有序推进大气污染物超低排放改造，避免环境效益差、经济代价大、能源消耗高、二次污染多的超低排放改造。应按照先重点区域后非重点区域、先大容量机组后小容量机组的顺序，因地制宜、因煤制宜、因炉制宜有序推进，切勿一拥而上。
作者单位：田春秀、杜晓林，环境保护部环境与经济政策研究中心;刘志强、张晶杰，中国电力企业联合会
