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“如果我们继续把火电领域作为减少污染物排放的先锋，必然面临单位投入的边际收益递减问题。”赵东晨说。

事实上，伴随风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高，煤电调峰作用将显著增强，机组参与调峰越多，煤耗越高。通过增加新机组方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小。火电利用小时、负荷率将持续走低，也严重影响机组运行经济性，尤其是大容量、高效率机组的低煤耗优势得不到充分发挥。

同时，受到技术发展制约，对于主要靠增加设备数量等来提高脱除效率，在去除污染物的同时，增加了能耗。如某60万千瓦机组脱硫改造时增加了一个吸收塔，造成脱硫系统阻力增加1000帕，电耗增加3800千瓦，增加厂用电率0.5至0.6个百分点。根据企业实际反映，环保改造影响供电煤耗1.2克/千瓦时以上。

不过，也有一部分电力企业“主动”提出了比特别排放限值更严要求的“近零排放”。对此，“过度追求零排放，可能会间接增大环境污染。”王志轩回应说，其实，只要所有电力企业做到了稳定达标排放，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物年排放量之和仅约800万吨。

王志轩指出，当前，大量未经治理或者污染控制水平很低的污染源(如工业锅炉、民用煤散烧)才是影响空气质量的“真凶”，持续要求燃煤电厂在高水平污染控制条件下进一步持续减少排放量，对雾霾的减少和环境质量的改善几乎没有作用。相反，由于低硫、低灰、高热值燃煤是实现“近零排放”的基本前提，对煤质的苛刻要求势必造成电厂挤占优质煤资源，造成低质煤流向其他用户，可能还会间接增大环境污染。

超低排放改造需稳步推进

受资源禀赋条件限制，我国电源结构以煤电为主的格局长期不会改变。根据规划，到2020年，我国煤电装机将达到11亿千瓦;2030年达到13.5亿千瓦，新增装机主要在煤电基地。

这意味着在未来较长一段时间内，我国仍将把“优先发展煤电”作为电力工业发展的重要战略。在煤电新增装机规模不断扩大的背景下，如何进一步实现煤炭的清洁高效利用，成为重要课题。

而问题是，当前不少燃煤电厂出于成本考虑，对超低排放改造的积极性不高，加大环保投入的动力不足。

“由于现在超低排放改造并没有通用的技术路线，很大程度是对现有环保设备的升级和系统优化，需要因地制宜，每个项目的改造都不尽相同，这很难给企业提供明确的成本费用参考，也使得火电企业在进行改造时有所顾虑。”赵东晨说，有些电厂对于政府在超低排放方面的监管力度存在观望情绪，也影响了改造的积极性。

赵东晨建议，进一步推进煤电超低排放改造，要加大补贴力度，在现有的脱硫、脱硝、除尘电价基础上进一步对超低排放机组进行额外的补贴;借鉴碳排放权交易市场的经验，培育排污权交易市场，用市场的途径对超低排放改造机组进行奖励。

“在此基础上，还应该鼓励金融机构加强信贷融资支持。”赵东晨表示，中国银监会已经先后出台了《绿色信贷指引》和《能效信贷指引》，在这个框架下应该鼓励金融创新，解决超低排放改造的资金来源问题。

此外，赵东晨还建议，应该加强对排放控制的实时监控，保证控排执行力度强的企业不吃亏，杜绝在控排上偷工减料以获得不正当的成本优势的行为，避免出现“劣币驱逐良币”的逆向选择问题。

原标题：燃煤电厂减排空间有多大

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