日前，《环保法》修正草案二审修改再次向电力、煤炭、钢铁等行业征求意见。根据新修订的《火电厂大气污染物排放标准》要求，现役机组自2014年7月1日必须达到新的排放限值。与此同时，电力行业要于明年完成“十二五”相关减排任务。今年两会政府工作报告提出，2014年将推进燃煤电厂脱硫改造1500万千瓦、脱硝改造1.3亿千、除尘改造1.8亿千瓦。

政策与规划进度不匹配

“我国针对节能减排的法律法规政策非常多，众多法规和政策间存在着目标、时限方面要求不一致的问题，使企业无所适从，也增加了依法监督的难度。” 中电联研究室主任潘荔在中电联2014电力供需预测分析会上表示。

根据国务院颁布的《节能减排“十二五”规划》，电力行业须在2015年达到二氧化硫排放量800万吨、氮氧化物排放量750万吨，比2010年分别减少16.3%和29%。而根据《火电厂大气污染排放标准》，2015年电力行业二氧化硫排放量要控制在409万吨，氮氧化物排放量234万吨，分别比2010年减排57.2%和77.8%“。二氧化硫的排放标准比规划排放总量严了3.5倍，氮氧化物严了2.7倍。

潘荔介绍，我国拥有当前世界上最严的火电厂大气污染物排放标准，并提出在重点控制区执行特别排放限值，此外地方还出台了严于国家的标准。根据最新的《火电厂大气污染物排放标准》，我国重点控制区域内的烟尘、二氧化硫及氮氧化物排放标准分别为每立方米要小于20毫克、50毫克、100毫克;美国为每立方米小于20毫克、184毫克、135毫克;欧盟为每立方米小于30毫克、200毫克、200毫克;日本为每立方米小于100毫克(重点地区是50毫克)、200毫克。我国火电厂大气污染物排放标准严于发达国家。

经济投入与环保产出不匹配

据中电联统计，“十二五”期间，现役机组除尘脱硫脱硝设施的改造资金超过2000亿元，年运行费用增加800亿元。

“目前我国环保电价平均是0.027元/千瓦时，不能完全满足改造成本要求。根据特别排放限值测算，现役机组脱硫成本2.2分/千瓦时，国家补贴1.5分/千瓦时;脱硝成本1.5分/千瓦时，国家补贴1分/千瓦时;除尘成本2分/千瓦时，国家补贴2分/千瓦时。对于改造条件难的老机组、高硫的机组、供热机组、利用小时数很低的机组，成本更为高昂。”潘荔表示。

潘荔认为，现役燃煤电厂环保设施改造的环境效益和经济代价比过低。据中电联测算，两台60万燃煤机组使用现有高效电除尘器和湿法脱硫除尘，按平均燃煤灰分29%测算，烟尘排放量勉强可达30毫克/立方米。

“若要达到烟尘特别排放限制20毫克/立方米的要求，需把电除尘器改成袋式除尘器，并采用湿式电除尘技术。”潘荔介绍，“如此，两台60万燃煤机组每小时减排44公斤烟尘，按年利用小时数5000小时计算，可减排220吨烟尘，投资高达7000万元，年运行费增加500万元，即这部分烟尘的治理成本为22.7元/公斤，是全社会平均治理成本(1.26元/公斤)的17倍。”

据中电联统计，2014—2015年还有2.8亿千瓦的现役机组要进行脱硝改造。2014年上半年，还有上亿千瓦的现役机组要完成除尘、脱硫设施的改造。

潘荔指出，短时间、大规模的现役机组环保改造使电企在调整生产工期、安排资金等方面遇到较大困难，环保设计能力不足。“脱硝设施基本不做流场模拟试验了，其直接后果是电厂出现因缺乏催化剂的部分堵塞和坍塌现象。此外，设备短期供应不足，催化剂供不应求且质量不能保障，因环保设施引起的事故也在增加。”潘荔进一步说。

对此，潘荔建议要完善以电价为核心的经济政策，继续适当提高环保电价;取消排污收费，加大超标罚款的力度;发挥发电权交易，排污权交易等市场机制的作用，让企业更积极主动减排。

环保考核监督手段有待提高

“我国是限制严、考核严，环保要求超出了环保部提出的燃煤电厂污染物防治最佳可行技术的能力。”潘荔介绍，“美国和欧盟修订的排放标准主要是针对新建机组，对现役机组一般采用延用老标准的办法，留足改造时间，如欧盟给现役机组15年的改造缓冲期。此外，美国对排放标准按照30天滚动平均值考核，对于煤矸石机组按照12个月的滚动平均值考核，而我国的考核是实时的，要求任意时间都必须达标。另外欧盟在执行工业排放指令中对大容量电站排放实行了弹性的制度，并规定环保设施一年内可以累计停运120小时。”

“ 燃煤电厂都装了烟气在线监测装置，但环保部门执法基本采用数据核算方法，数据准确性有待考证。”潘荔进一步介绍，“我国燃煤电厂的燃煤硫分和美国差不多，脱硫装置比例比美国高30%，二氧化硫减排效果理应优于美国，但实际差不多。原因在于美国环境监管采用电厂的自动监测装置数据，我国却是基于燃煤量、硫分、脱硫效率等基本情况进行核算。”

2012年我国烟粉尘的排放量为1234万吨，美国PM10排放量为1838万吨，我国未统计农业烟粉尘的排放量，所以二者在统计口径上不一致。此外，美国电力行业PM10排放量占全国行业的2%，我国电力行业烟尘排放量占全国排放量的12%，可以说我国燃煤电厂污染物控制水平很好。

潘荔认为，要逐步理顺法规、政策、标准之间的关系，完善电力污染控制的要求，避免政出多门，在修订过程中进一步简化环保管理的手段，取消不合理要求。“要根据环境、技术、经济之间的协调原则，对火电厂大气污染物排放标准再次适当修订，并科学规定标准的考核方式，按日均值或其他周期的方法进行机组达标考核，并给予机组一定的免责时间。同时，充分发挥在线监测装置的作用，减少多部门、多单位对相同事项的重复检查，强化执法监督。”

中电联目前印发了燃煤电厂除尘技术路线的指导意见，作为电力企业选择技术路线参考。潘荔建议国家在提出环保要求的同时，配套出台污染物控制的技术路线，引导企业合理选择适用的技术，以长期、连续、稳定的达到国家标准要求。同时加强技术标准体系建设，协调好电力、环保、设备等标准体系之间的关系。

电力减排成效显著

近年来，电力行业电源结构得到进一步优化，对环境质量的影响越来越小。据公开数据显示，非化石能源发电装机从2000年的占比25.6%到2013年的占比30.9%，非化石能源发电量从2000年的占比19%到2013年的占比21.6%。超超临界机组广泛采用，火电30万以上机组占比从1995年的27.8%到2013年的77%。供电煤耗从2000年392克/千瓦时到2013年321克/千瓦时，已达世界先进水平，并在2005年超过美国;2013年的线损率比1978年下降了2.97个百分点，下降率31%，居同等负荷密度国家的先进水平;全国燃煤电厂平均除尘效率为99.65%，且新建电厂达到99.99%以上。

据中电联统计，我国火电机组脱硫装置安装率近100%。，烟气脱硝装置的比例占火电机组的50%，占煤电机组的55%。根据环保部公布的2013年环境统计年报，电力行业在二氧化硫、氮氧化物控制效率是其他行业的几倍甚至是十倍。

中国环境科学院对北京一电厂进行了测试，电厂其中一台机组燃煤量占北京市2011年燃煤量的4.13%，但PM10的排放量仅占北京地区PM10总体排放量的十万分之五。

中电联认为，现役机组将继续按照标准要求进行脱硫、除尘的提效改造，还要加快脱硝设施的建设。在除尘方面，布袋除尘器、电袋除尘器的比例要进一步提高，达到20%左右。在脱硫方面，要进一步提高烟气脱硫的装置率，对现役机组的烟气脱硫装置增容改造。在脱硝方面，要进一步提高脱硝比例。总体判断电力行业在2014年能提前完成“十二五”电力行业减排任务。”