王志轩：执行过严排放标准将得不偿失

     “我们正在组织电力系统内的专家和企业进行测算，以更科学的数据向政府反映新修订的《火电厂大气污染物排放标准》（以下简称“《排放标准》”）给电力企业造成的影响。”日前，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）秘书长王志轩在2012年经济形势与电力发展分析预测会上表示。
     在王志轩看来，火电厂大气污染排放标准的修订应充分考虑国情，执行过严的环保标准在一定程度上是得不偿失。“当我们已经达到相当高的污染治理水平的时候，再制定过严的排放标准，在治理环境方面的收益将会很小，但却要为此付出过高的资源、电能消耗和经济的代价” 。

节能成果显著
     据了解，“十一五”以来，电力行业按照国家统一部署，不断优化电源结构，加快电网建设步伐，持续提高能源效率和管理水平，加大污染物治理力度和资金投入，在提前完成“十一五”电力行业节能减排规划后，2011年的节能减排工作又取得新进展。
     根据中电联统计，2011年，全国火电机组供电标准煤耗为330 g/kW·h，比2010年降低3 g/kW·h，低于2007年的美国（360 g/kW·h）、澳大利亚（354 g/kW·h），达到世界先进水平。同时，线路损失率继续下降，2011年，全国线路损失率6.31%，比2010年下降0.22%，低于2007年的英国（7.4%）、澳大利亚（7.5%）、俄罗斯（11.95%）、美国（6.38%），居同等供电负荷密度条件国家的先进水平。
     随着火电企业除尘器改造力度的不断加大，火电厂除尘效率显著提高。尽管改革开放以来，我国火电装机增长了18倍，但电力烟尘年排放量由400多万t，下降到2011年的155万t左右，单位火电发电量烟尘排放量降低到0.4 g/kW·h，下降约16 g/ kW·h。
     此外，电力企业的二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳排放量也持续下降。2011年，全国电力二氧化硫排放913万t，比2010年下降1.4%；单位火电发电量二氧化硫排放量为2.3 g/kW·h，好于美国2010年水平（2.9 g/kW·h）；截至2011年底，全国已投运燃煤机组烟气脱硫装置容量6.3亿kW，占煤电机组容量的89%，比2010年的美国高34%。
     随着氮氧化物作为主要污染物列入国家“十二五”规划纲要，氮氧化物的控制力度不断加大，电力氮氧化物排放量增长明显放缓。截至2011年底，全国已投运烟气脱硝机组容量约1.4亿kW，占火电机组容量的18%，规划和在建的烟气脱硝机组已超过1亿kW。投运的烟气脱硝机组以新建机组为主，选择性催化还原法（SCR法）占95%以上。
     电力行业在二氧化碳排放方面同样成绩显著，非化石能源发电装机比重由2005年的24.3%上升到2011年的27.5%；2011年，非化石能源发电量比2005年提高81.6%；同时，电力行业碳排放强度从2005年开始呈下降态势，碳排放总量增速放缓，为全国温室气体减排做出了重要贡献。

直面问题
     然而，尽管成绩显著，但在节能减排过程中遇到的诸多问题，也同样引起业内人士的普遍关注。
     其中，于2012年1月1日开始实施的《排放标准》是业内关注的焦点。从征求意见到正式公布，多次引发电力行业的非议，这份被称为“世界最严”的排放标准规定，现役机组要从2014年7月1日起达到新的污染物排放限值。其不仅全面提高了火电厂大气污染物排放限值，严于所有现行的法规和行政要求，且极大超过了“十二五”二氧化硫、氮氧化物总量控制目标要求。
     据初步测算，需要完成环保设施改造的煤电机组共约6亿多kW，由于改造范围大、技术难度高、周期短、投入多、管理难度大，业内人士普遍认为，在两年半的时间内全部完成改造并实现达标几乎不可能。
     “技术角度能不能做到，也是达到排放标准非常关键的一环”，王志轩认为，采用的控制污染的技术是否具备经济性，是考虑的重点，“目前，从技术上来说，对于二氧化碳，二氧化硫、氮氧化物都可以做到零排放，但是经济代价很高。”
     据王志轩透露，协会正在组织有关专家进行有关数据的收集和检测，希望能影响最后的决策者修改这份排放标准。除了对这份“世界最严”排放标准的争议外，节能减排过程中对污染物控制补贴电价额度的讨论也是业界关注的热点。
     自2004年以来，国家出台了每千瓦时上网电价提高1.5分的脱硫电价政策，0.8分/kW·h的脱硝电价也于2011年底开始在北京等14个省（自治区、直辖市）开展试点，这无疑对于提高发电企业安装脱硫脱硝设施的积极性、减少二氧化硫和氮氧化物排放起到了一定的作用。
      但中电联认为，由于近年来电厂燃煤质量变化波动大，硫分和灰分增加，再加上煤炭、石灰石等原材料的涨价，电价、水价的上涨，同时，机组利用小时数下降，企业的脱硫成本逐年加大，大部分燃高硫煤机组、老电厂脱硫技改机组、30万kW以下小火电机组的脱硫成本均超过国家1.5分的脱硫电价补贴。尽管2009年价格主管部门提高了部分地区（如重庆、贵州）燃煤机组的脱硫加价标准，但范围较小，并没有覆盖所有高硫煤发电机组。
     其实，补贴电价机制不完善的问题同样体现在供热机组脱硫电价不到位，以及试点脱硝电价不能满足大部分脱硝机组成本要求，且电价试点范围较小，没有覆盖所有运行脱硝机组的地区等方面，而这些都影响企业脱硝的主动性和积极性。
     除此之外，在节能减排过程中，跟法律手段相比，行政命令往往起着决定性作用的问题，同样影响节能减排工作的开展。
     据了解，“十一五”期间的脱硫工作，主要是通过签署责任书的行政手段，而不是通过对排放标准管理的手段来实现，这不仅造成了法定的排放标准途径、环境影响评价审批途径、行政责任书签定途径、排污收费途径等多条线对电厂二氧化硫排放进行管理，并且行政手段的效力往往大于法律要求的效力。因此，在现实情况下，对电厂排放要求不仅有浓度、总量，还有脱硫效率限制，取消烟气旁路挡板等多种要求，造成环保管理理念和管理方式上的矛盾和交叉。

专家支招
     中电联认为，根据科学发展观及国家节能减排总体要求，不断加强法律法规建设，加快推动《能源法》出台，加紧《电力法》修订工作，适时修订《环境保护法》、《大气污染防治法》，出台应对气候变化专项法规，是应对以上问题的关键。
     其次，中电联强调，“十二五”资源节约和污染物控制应认真总结“十一五”经验教训，以改善我国环境质量为目标，以最佳实用技术为手段，依据《大气法》科学制定污染减排目标与修订排放标准，避免“一刀切”和片面追求总量削减。
     在制定污染控制规划时，应综合考虑电力和非电行业的污染物控制要求和效果，并正确处理排放控制与成本（投入与产出）之间的关系，实现环境效益、社会效益、经济效益最大化。
     最后，中电联表示，应继续完善脱硫脱硝电价补偿机制，满足成本要求。其中，对供热电厂的供热部分、老电厂、硫份高的电厂以及由于客观条件导致脱硫成本高的特殊电厂（如煤质很差的坑口电厂）继续合理补偿脱硫电价，满足成本要求。进一步明确脱硫电价核定标准和支付办法，从根本上解决部分电厂脱硫电价不落实的问题。
     同时，还应提高脱硝电价标准，扩大脱硝电价试点范围，真正使脱硝的环境保护成本传导到电价中去，鼓励企业建设好、运行好脱硝装置。