实施超低排放面临的问题及政策建议-第2页-北极星大气网

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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。

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原标题：实施超低排放面临的问题及政策建议

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