聚焦丨农村散煤仍是未来三年治理重点

农村清洁取暖改造涉及民生冷暖，关乎蓝天保卫，其中关键环节之一便是民用散煤的淘汰与替代。历经2017-2018采暖季集中改造，北方农村散煤治理目前处于什么样的阶段?各地实际工作中，面临哪些主要挑战?下一阶段治理如何开展?结合秋冬季环保督查、巡查经验，生态环境部环境与经济政策研究中心气候部副主任冯相昭有着自己的看法。

汾渭平原首成治理重点

记者：历经“大气十条”5年行动、“2+26”城市秋冬季大气污染综合治理攻坚及冬季取暖清洁化改造等系列行动，北方散煤治理取得哪些成效?

冯相昭：北方地区秋冬季空气质量改善，在很大程度上取决于冬季取暖清洁化改造的进度，农村散煤治理则是影响其进度的关键。截至2015年，北方农村民用散煤量仍高达2.2亿吨，其中用于冬季供暖的消费约占91%。因燃烧效率低、污染物排放量大，在缺少除尘设施的情况下，民用散煤燃烧排放的颗粒物至少是型煤的10倍。

2016年初对“大气十条”实施情况进行中期评估后，生态环境部提出下大力气降低采暖期重污染峰值，重点强调加强散煤治理等要求。以散煤清洁化替代为重点，京津冀及周边城市去年完成气电代煤394万户，共替代散煤1000万吨左右。2016-2017年期间，散煤治理对京津冀地区PM2.5平均浓度下降的贡献约为21%，在河北等地甚至达到30%。可以说，“2+26”城市能够完成PM2.5浓度下降目标，散煤治理功不可没。

记者：在此基础上，如何定位下一阶段工作?

冯相昭：生态环境部正在加紧制定打赢蓝天保卫战新3年作战计划，目前虽未公布，但可肯定，散煤治理仍是2018-2020年大气污染防治的重中之重。在能源供应有保障、居民可承受的情况下，到2020年，京津冀及周边地区将基本完成冬季取暖散煤替代。

值得关注的是，包括陕西西安、山西临汾等11地在内的汾渭平原，首次被纳入散煤治理重点区域。PM2.5浓度排名后20位城市中，2015年尚无汾渭平原城市，但到2017年，该区域有6城市进入倒数20名。无论从产业结构还是能源结构看，汾渭平原对煤炭的依赖都远高于其他地区，煤炭在其一次能源消费结构中占比达90%左右，大气环境治理迫在眉睫。

考验基层政府执行力

记者：为更好开展下一步工作，可从既有治理中汲取哪些经验教训?

冯相昭：散煤治理不外乎两条路径——淘汰与替代，前者主要针对劣质散煤，后者包括气电代煤、型煤推广等。究竟采用何种方式?我们在督查中也发现不同治理路径各有利弊。

以劣质散煤淘汰为例，主要问题包括：一是因政策出台相对滞后，政府回购、置换散煤支出大。不同月份煤价存在差异，老百姓通常在每年3-5月份着手备煤，6月底前基本备足，而限煤相关政策多于6、7月份出台，徒增回购成本。二是相邻地区监管标准宽严不均产生泄露问题。“散煤一边清，一边从其他地方拉煤”现象时有，增加管控难度。三是散煤行政执法存在一定风险，地方政府虽在主要交通线路设置查处卡口，但目前很难做到全方位覆盖，夜间执法安全隐患大，监管成本高。

记者：气电代煤的方式呢?

冯相昭：在政策支持、财政补贴、环保考核等因素推动下，大多地区去年超额完成气电代煤任务。尽管有所成效，却也考验着基层政府的财力与执行力，同样需汲取教训。

“煤改气”阻力相对较小，居民评价“暖和干净”但较“费钱”。我们在河北某县了解到，因配套管网建设等成本较高，“煤改气”初投资就达2000万元，占到当年GDP的4%，财政压力较大。采暖季“压非保民”政策也在一定程度上挤压了燃气公司的利润空间，即非民用气价部分，导致部分燃气公司缺乏“煤改气”的原生动力。此外，地方虽计划建立LNG贮备罐，增加天然气供给量，但对“气荒”会否再度来袭、气源是否充足等仍存在很大顾虑。

而因无法用于做饭、洗澡等，利民性较差，且使用成本高于燃煤，电代煤接受者偏少。有地区仅存在一定冗余电量就下达改造任务，并未充分考虑电网整体规划、配套基础设施。我们在巡查中发现，由于未预先进行输变线路增容改造，某村电代煤户数虽然不多，但用户同时开启电采暖设备，整个村都会跳闸，影响百姓正常生活。

不同治理路径还需扬长避短

记者：结合上述实践，未来三年的散煤治理如何完善?

冯相昭：总体来看，劣质散煤淘汰行政成本高，源头防控不足;“煤改气”需承担一定成本，但易于监管，群众接受度高;“煤改电”在居民生活中使用不便，且财政压力大。

针对劣质散煤，我认为应转变执法思路，注重源头管控。一方面，通过产品标准强化对煤炭生产厂家的监管，优化跨区域联合执法机制;另一方面要优化顶层设计，避免淘汰政策过渡期设置过短、缓冲期不足等客观因素，影响执法效果。

在“煤改气”中，一要实施持续财政补贴政策，稳定老百姓用气预期;二是适当提高燃气公司间竞争，出台配套政策规范燃气公司行为，在保障民用的同时，兼顾燃气公司可持续经营;三是保障国家气源稳定，提高天然气储备调峰能力，强化用气保供应急措施，尽快构建南方和北方气源联通调配的格局。

对“煤改电”措施，建议政府在决策过程中，综合统筹本地实际进行选择，兼顾地域特点、区域电力负荷与电网承载力、相关配套设施等情况，而不是将电力冗余作为单一指标。此外，可配合峰谷电价、电力市场交易等政策，降低用户成本，提高接受程度。

记者：对于暂不具备清洁能源替代的地区，又应如何处理?

冯相昭：在无法实施气电代煤的地区，目前多使用洁净型煤予以替代。但因热值低、价格高、渣滓多等缺点，其接受程度并不高，居民印象通常是“不经烧、负担重，烧不起”。由于推广离不开补贴，政府选择该替代途径的积极性也不太高。

型煤成本偏高，是因原料煤价格偏高，导致产能利用率极低。同时由于季节性特征，型煤厂家每年通常停工6个月以上，但期间仍需缴纳一些电网使用成本等固定费用。

对此我认为，型煤可作为取暖改造的过渡型托底政策，通过“优质、减价”方式适度推广。“优质”主要指加大技术研发力度，生产高热值、低渣、耐烧的型煤。“减价”则通过多措并举压减生产成本，如开展区域产能核算，合理规划型煤厂布局，提高各生产厂产能利用率;针对型煤厂停工期固定设备电费问题，可探索执行电费减半或减免等优惠政策。