王志轩：精准定位 精细管理 改革火电厂污染物排放标准

2018年3月，十三届全国人大一次会议审议通过了国务院机构改革方案，方案中组建生态环境部，不再保留环境保护部的新体制将对我国环境保护工作产生重大而深远的影响。这一新环保体制也是对2015年中共中央国务院印发的《生态文明体制改革总体方案》和十九大报告中关于美丽中国建设部署的深化。新环保体制是新时代实现新目标、新理念、新方略的重要支撑。在新体制下有利于加大、加快对不适宜的环境管理制度进行改革。对于火电厂尤其是燃煤电厂的环境管理来说，在精准定位环境问题的前提下，将火电厂大气污染物排放标准与分散在其他综合性排放标准中的要求进行整合，并结合新的环境问题和环境管理要求，制定综合性火电厂污染物排放标准，实现火电厂环境保护的精细化管理。

1、精准定位环境问题,以综合性火电厂污染物排放标准为依据，实施精细化环境管理

中国火电厂以燃煤电厂为主，从发电量看煤电占火电的比重90%以上，因此，对火电厂的环保管理主要以燃煤电厂为主。对火电厂依法制定强制性排放标准或技术法规是国际上通行做法，中国也不例外。从环境管理的目的看，对火电厂污染物(不包括二氧化碳)治理精准定位的逻辑起点是为了满足环境质量的要求，而约束条件是技术水平和经济承受能力。因此，对火电厂各种污染物排放进行强制性限定都应以环境质量要求为目的，以经济、技术条件为支撑。中国《环境保护法》明确规定了“根据国家环境质量标准和国家经济、技术条件，制定国家污染物排放标准”，《大气污染防治法》《水污染防治法》等法律都有同样规定。

与1972年我国首次出台《工业“三废”排放试行标准》(GBJ4-73)和1991年我国首次制定专门的燃煤电厂大气污染物排放标准情景比较，经过四十多年电力技术、环保技术的发展尤其是国家改革开放以来的全面巨大发展，环境管理体制、机制也发生了巨大的变化。一是随着国家对燃煤电厂大气污染控制要求持续趋严，燃煤电厂大气污染治理经历了由控制单根烟囱排放量、到限制全厂排放量并采用高烟囱扩散以利用大气的稀释能力、再到加装烟气治理装置降低污染物排放浓度和总量末端治理、再到采用全过程清洁生产方式加大对污染物的联合协同控制的发展阶段，使煤电大气污染物排放量持续减少，对大气环境质量的影响持续降低。二是随着排污许可制度、环保监督制度、建设项目环评制度、竣工验收制度等重大环境管理制度改革推进，环境管理制度进入了大整合阶段。如新修订的国务院《建设项目环境保护管理条例》在2017年10月1日起施行，新条例删除了有关环评单位资质管理规定，将环境影响登记表由审批制改为备案制，将环境影响报告书、报告表的报批时间由可行性研究阶段调整为开工建设前，取消行业主管部门预审环评报告，减少环境影响评价的前置审批条件，环境影响评价和工商登记脱钩，取消建设项目试生产审批，取消环境保护部门对建设项目环境保护设施竣工验收的审批改为建设单位依照规定自主验收等。再如，在火电等固定排放源企业推进的“一企一证”排污许可制度改革，将原来多头、交叉环保管理融合为统一管理，强化证后监管;整合环境影响评价、“三同时”验收、主要污染物总量控制、排污申报、排污收费等制度，将前置审批、过程监管、违规处罚等相衔接，实现制度关联衔接、目标措施一体。三是火电企业环保管理改革正在推进中，仍然存在着部门职责不清、政出多门、政策交叉、矛盾问题。如对燃煤电厂来说，我国政府部门对电厂污染控制要求有多种方式，如“排放标准”要求，环境影响报告书审批要求，“五年规划”如节能减排规划要求，专项行动计划如大气十条要求，政府文件要求如节能减排改造计划要求，环保督察(检查)的整改要求等等，而本次环保机构改革将为进一步提高火电厂环保管理的系统化、科学化、规范化提供了体制上的保障。四是传统的污染物排放标准管理是将火电厂大气污染物、水污染物、固体废物、噪声等污染物排放管理分别体现在单项和综合性排放标准中，由于综合性排放标准数量有限、不能精准定位火电厂污染源和污染物的个性管理要求、且由于综合性标准在修订时因不同专业的技术发展差异而难以同步修订等原因，使一些老环境问题和新出现的环境问题不能与时俱进解决，或者滞后于环境管理和技术发展的要求，更不利于清洁生产全过程、多污染物协同优化控制等要求。综上，建立以火电厂综合性污染排放标准为核心的新时代火电厂污染物排放管理模式，既有坚实的法律基础，又能够精准体现出新时代电力污染物高水平治理、综合控制的要求;既有利于协调好各种环境管理制度的关系，又能更好体现“一证式”排污许可管理制度改革的初心。

2、现行火电厂大气污染物排放标准的达标判定和超低排放监管方法难以实现精细化管理要求

在综合性排放标准未制定和实施之前，应当加快完善燃煤电厂大气污染物排放达标认定方法，并相应完善超低排放监管方法。人们也许质疑，在我国环保工作已经有几十年历史的情况下，在全世界都对燃煤电厂采用排放限值方法进行监管的情况下，达标认定早就应该明确吧。其实不然，正如人们都知道学生考试60分以下一般为不及格，但是如果考题、考试方法、判卷标准不一样，对同一批学生水平评价结果显然是不同的。而如何判定企业是否达到我国火电厂大气污染物排放标准要求，从来就存在不同认识和不同环保部门不同的认定方法。尤其是在超低排放要求下，如何正确认定电力企业是否达到要求，对企业和监管者来说都面临着新考验。

企业污染排放是“达标”还是“超标”问题涉及两个层面的问题。第一层面，对企业污染物排放要求的法定性问题。从环保法规上看，达标排放的“标准”(或要求)是指法律授权的政府环保部门，通过环保法规和标准化法规规定的程序制定并颁布实施的国家或地方强制性污染物排放标准。但现实中，由于政出多门，不同部委甚至同一部委的不同业务司局，存在着对火电厂同一种污染物排放行为提出多种(重)要求，如对燃煤电厂二氧化硫排放提出排放浓度、排放总量、污染治理工艺设备及效率、燃煤总量、煤炭质量、燃煤含硫量要求，同时还要收取排污有偿使用费、收取排污费(税)等，很多要求存在法定性不足、重复、不明确、自由裁量权大等情况。造成中国火电厂污染物排放强制性要求变化多、变化快。燃煤电厂往往按一种环保要求(如排放排标准)正在建设、或者刚刚建的污染防治设备还没运行又有了新要求(如技术改造行动计划)，使企业难以合理制定污染治理技术方案，或对污染治理设备多次改造甚至推倒重来造成资金严重浪费。

第二层面，法定要求的精准性和可操作性问题。法定排放标准中确定的强制性要求应当有精准的法定适用条件限定(不同机组、地域、建成时间、燃料情况等)和监测条件限定(什么样的监测方法)，但由于我国强制性排放标准的要求相对于发达国家的排放标准(法规)过于简单、粗放，运行要求和监测(管)措施都主要是针对设计满负荷工况条件，排放标准精准性不够、可操作性较差。所以在现实中会出现对燃煤电厂排放要求张冠李戴而不知是非的问题，如用天然气发电排放标准衡量燃煤发电排放(不是宽与严的问题而是适用性问题);非正常工况甚至停机状态下数据失效而不予以排除问题;企业生产运行中污染物排放超标判定不明问题。

我国现行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)及正在推进的超低排放要求，对燃烧后烟气排放中的烟尘(细颗粒物)、二氧化硫、氮氧化物最高允许排放限值是以质量浓度(毫克/立方米)表示的。虽然标准规定要将实测烟气换算成标准状况、干烟气条件并进行基准氧含量折算(以防止空气稀释)后才能与排放限值的数值进行比较。但是，排放标准未明确排放限值所对应的监测时间长短(排放监测所对应的时间是一小时监测的平均浓度还是一日、一年监测的平均浓度不明确)，也没有区分正常工况和非正常工况的排放限值。实际应用中，长期以来大部分环保监管部门都默认为排放限值的浓度值是“小时平均浓度”，如在《燃煤发电机组环保电价和环保设施运行监管办法》(发改价格[2014]536号)中以污染物浓度小时均值作为达标排放和满足超低排放电价结算的依据。由于文件制定牵头单位是价格主管部门，对于结算电价的监管具有适用性，但不足以成为排放达标判定的法定依据。排放达标判定问题，与火电行业对大气环境质量影响密切相关、与电力发展和环保技术发展密切相关、与安全生产和社会效益密切相关，在实践中对企业依法达标排放和政府监管带来重大影响，必须与时俱进并汲取国际经验加快改进。

从火电行业对大气环境质量影响特性看，2016年火电厂烟气污染物烟尘(颗粒物)、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，每千瓦时发电量排放量显著降低，显著减轻了对空气环境质量的影响，已经不是造成雾霾影响的主要因素。根据中电联统计分析，公用火电厂电力颗粒物(烟尘)排放量由2005年的约360万吨，降至2016年的35万吨左右;二氧化硫排放量在2006年达到顶峰1350万吨，2016年降至170万吨左右，比峰值下降了87%;氮氧化物排放量2011年达到顶峰1000万吨左右，2016年降至155万吨左右，比峰值下降了85%(见图1)。从火电单位发电量污染物排放量看，颗粒物(烟尘)由2005年1.8克/千瓦时降至2016年的0.08克/千瓦时，二氧化硫由2005年6.4克/千瓦时降至2016年的0.39克/千瓦时，氮氧化物由2005年3.62克/千瓦时降至2016年的0.36克/千瓦时。

中国2015年燃煤发电量是美国的2.4倍，火电发电量是美国的1.5倍，烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物年排放总量与美国基本持平，美国为437万吨，中国为420万吨(见图2)。

烟尘(颗粒物)、二氧化硫、氮氧化物三项污染物由单独、短时间尺度影响向PM2.5为特征的复合型、长时间尺度的二次污染影响转变。

从上世纪八十年代起，我国大气环境质量标准中环境功能区划分三级，总悬浮颗粒物(TSP)、PM10、二氧化硫等短时间尺度环境影响问题突出，还没有对PM2.5、O3等提出要求。火电厂主要采取布局调整、改善燃料品质、提高烟囱高度、限制企业规模等技术措施控制污染排放。如包括燃煤电厂排放要求在内的《工业“三废”排放试行标准》(GBJ4-73)是以烟囱数量和高度确定大气污染物排放量限值的;而1991年、1996年的燃煤电厂大气污染物排放标准(GB13223)则是考虑了地区功能、地形特点、气象要素、烟囱特征、燃料特性等因素通过计算确定每小时的最高允许排放量。这些做法与当时污染控制技术水平相一致，也符合当时环境质量控制主要是控制短时间尺度平均浓度和日平均浓度的实际情况。但现在火电厂污染控制措施及环境质量要求都发生了巨大变化，燃煤电厂烟尘排放浓度由1000毫克/立方米级降为100毫克/立方米级再降低为当前的10毫克/立方米级(注：烟尘进入除尘器前的原始浓度在15000~40000毫克/立方米之间)，二氧化硫浓度由2000毫克/立方米级降为200毫克/立方米级再降低为30毫克/立方米级，氮氧化物浓度由800毫克/立方米级降为200毫克/立方米级再降低为50毫克/立方米级;与此同时，环境质量考核的重点由短时尺度浓度(小时)向长时间尺度(年均)转变。因此，很容易判断，在低排放浓度限值下超标一倍与上世纪九十年代的高浓度排放限值下同样也是排放超标一倍，排放量增加只是当年的1/10甚至是1/100量级,对环境的影响要小得多。

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。