王志轩：改革火电厂污染物排放标准

电力发展与环保新要求导致小时平均浓度波动性增大，已不适合用于达标监督。一是随着经济、社会、能源转型，电力供需矛盾由短缺向宽松转变以及可再生能源大量接入需要煤电机组频繁调峰，使煤电机组年利用小时数大幅下降，由2010年前的平均约5500小时左右下降到4200小时左右，机组旋转备用增多，运行波动性加大(见图3)。

二是用于燃煤电厂的大气污染治理设施的脱除效率已接近(或超过)工艺所能达到的极限，电厂烟气处理系统(烟气岛)更加复杂，脱硝、除尘、脱硫设备依次串联在烟气系统上，烟气处理设备之间以及机组之间互相影响加大。

三是在超低排放限值要求下尤其颗粒物排放限值要求在10 毫克/立方米或者5 毫克/立方米以下，已经低于标准监测方法的绝对误差范围，烟气连续监测系统已接近或超出适用区间，加之受监测断面选取、取样、分析、显示、标定、烟气折算数参选取等环节的误差传递，使小时平均浓度监测值与真实值相对偏差更大。

以小时平均浓度作为执法考核不科学并造成巨大浪费。目前，排污许可及各省环保执法按照小时均值对污染物排放是否超标进行考核，这种形式要求企业100%的小时都必须达标或称任何情况下都不允许超标。实际上，在低(超低)排放浓度要求下，即便电厂的个别小时甚至一日数次小时平均浓度超标一倍或者数倍，但通过大气物理和化学作用，对日平均或者年平均环境质量的变化几乎没有影响。对于标准监测方法的绝对误差已经大于限值要求的情况下已经谈不上科学监管，如果花更多的钱去开发特低浓度的监测系统必要性、可行性需科学论证。且由于污染控制边际成本已经处于指数增长曲线的高速增长区，企业为了保障任何时候都不超标，达标控制线还必须远离限值红线，这不仅对环保设备质量、运行和环保监管等都带来极大困难，也造成更高的边际成本。

汲取国际经验以较长时间尺度的浓度平均值作为与排放限值比较的依据。我国火电厂排放烟气中的细颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等法定排放限值是以烟气中污染物质量浓度(毫克/立方米)表示的，欧盟与我国相同，美国多采用输入燃烧装置热量中污染物的质量浓度表示(ng/J或者Ib/MMBtu)，日本除了对二氧化硫采用每小时污染物排放量来表示外其他与我国相同。将不同国家的排放限值在一定条件下进行换算比较后，单从数值大小看，我国火电厂大气污染物排放标准已经世界最严。但是，排放标准作为一个整体，限值规定只是一个方面，要真正比较宽严和评判标准是否科学、可操作需全面系统分析。如采用多大时间尺度下的监测数据与限值比较、如何处理锅炉启停阶段、低负荷运行阶段等特殊情况下的排放要求等，更是标准的核心内涵。如欧盟《工业污染排放综合污染防治指令》(2010/75/EU)对正常工况下的污染物排放规定：“有效月平均值不超过排放限值”“有效日平均值不超过排放限值的110%”“一年中95%的有效小时均值不超过排放限值的200%”等;美国采用30日滚动均值的考核方式，煤矸石机组采用120日滚动均值(美国联邦法规第40 卷第60部分)。

3、在低排放或超低排放要求下，不断提高精细化管理水平实现系统最优

在新时代，建设现代化经济体系必须坚持质量第一、效益优先。我国燃煤电厂大气污染物排放要求已经为世界最严而且是严上加严，更需要精细化的管理才能实现这一要求。为此，要高度重视三个方面的问题。一是次生污染物对烟气治理系统和环境空气影响的副作用问题。近十多年来，随着污染物排放标准的提高、污染物排放总量控制要求的推进、以及国家和地方政府多层次大气污染物控制计划的加快实施，我国燃煤电厂大气污染物控制设施的改造持续不断，整体提高了环保装备及技术水平。与此同时，也出现了一些新的问题。如新脱硫设备正在建设或者刚刚投运，新一轮的改造要求突然而至，大部分电厂有二三次甚至四次之多的脱硫设施的、扩容甚至推倒重建，频繁改造使设备系统的适应性和操控性受到影响。再如，短时、大规模电厂环保改造行动刺激了环保公司、环保设备及材料(如脱硝催化剂)产能呈爆发式增长，大量涌入的环保公司低价竞争、恶性竞争造成部分环保设备存在严重质量问题。再如，一些新颁布的环保技术路线、导则、规范或监测方法，无法满足日新月异的技术改造和生产运行需求，而一些新技术、工艺或者设备并未经过严谨的科学实践、规范评估就大面积推进，产生系统性风险和监管上的困难。再如，氮氧化物低(超低)排放后的副作用有待进一步论证评估。实现氮氧化物超低排放，多数电厂在原有2层催化剂的基础上增加了1层催化剂，但由此造成了阻力增加、三氧化硫转化率提高、氨逃逸增加、脱硫废水氨氮浓度增加、硫酸氢铵等细微颗粒物增加、烟囱冒蓝烟(部分电厂)等副作用。

二是随着能源转型推进和应对气候变化工作的推进，燃煤电厂碳减排问题将成为煤电发展的瓶颈制约因素，不断提高能源电力转换效率和降低碳排放将会成为燃煤电厂技术创新的重要动力，也将会成为低碳管理的重要内容。由于常规污染物的控制措施与节能减碳存在一定程度的负相关，要高度重视污染物减排与机组效率和碳减排的协同问题。

三是污染控制边际成本高的问题。在现阶段不考虑碳价格的情况下，燃煤发电比与天然气发电折合到每千瓦时上网电价上不同地区有0.2元以上人民币的差价，而煤电超低排放所增加的电价约0.01元左右，这也成为大力推进煤电超低排放的重要理由之一。但是，这样的比较如果对于一个具体的项目而言具有可比性的话，将其推论到宏观层面并不合适。原因是天然气发电与燃煤发电成本差异，是燃料成本差异和用途差异造成，并不是单纯地污染控制成本差异造成。在我国天然气短缺价高的情况下本来就不应当大量用来发电;在大量散烧煤存在并严重污染空气的情况下更应将有限资金用到控制污染的“刀刃上”。总之，环境问题的本质也是经济问题，不考虑经济性的环境措施不是好措施。一定要根据环境、经济、技术综合要素精细决策，不能盲目采取全国“一刀切”措施，更不能不讲全社会效益与效率。

4、火电厂污染物排放标准改革相关建议

一是以新组建的生态环境部为标志的环保体制改革，为新时代实现新目标、新理念、新方略提供了组织保障，在新体制下要加快、加大对不合时宜的环境管理制度进行改革。

二是应建立以火电厂综合性污染物排放标准为基础的新时代火电厂污染物排放管理模式，以体现出依法治国和新时代电力污染物高水平治理、综合控制的要求;以火电厂综合性污染物放标准为核心协调好各种环境管理制度的关系，更好体现“一证式”排污许可管理制度改革的初心。

三是火电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项大气污染物排放总量，比峰值时下降了85%以上，每千瓦时发电量污染物排放量显著降低，已经不是雾霾影响的主要因素，在最严排放标准和超低排放要求下，对火电厂污染排放监管的方法应与时俱进加以完善。

四是现有火电厂大气污染物排放特征对环境空气质量的影响已主要体现为长时间尺度和二次污染特点，而以小时平均浓度作为达标判定依据，已经严重影响到企业依法科学控制污染，也影响到政府科学监管。建议在火电厂大气污染物排放标准的达标判定和超低排放监管中，将以小时浓度均值考核，修改为主要按日均值(或者24小时滚动均值)和月均值考核，并在考核中区分正常工况和非正常工况。

五是火电企业全部配置了在线监测设施(CEMS)，且已成为考核的基础工具，建议加强对CEMS的可靠性评价和监管，同时淡化或者减少手工监测方式，以减轻监管者和企业负担。

六是要高度重视采用低浓度氮氧化物排放限值时氨盐、三氧化硫等对烟气处理系统的综合影响和次生污染物排放问题，高度重视污染物减排与机组效率和碳减排的协同问题，高度重视污染物减排边际成本问题。

版权声明：本文刊载于《中国电力企业管理》2018年04期，作者系中国电力企业联合会党组成员、专职副理事长。