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王志轩：科学修订火电厂大气污染物排放标准时间：2011-03-31 信息来源:中电联 面对“十二五”，在国家进一步加大节能减排力度并确定了单位GDP碳排放强度指标的条件下，火电厂污染物排放标准如何修订实施，将会对电力行业产生巨大影响。科学修订火电厂大气污染物排放标准中国电力企业联合会秘书长 王志轩2011年1月14日，环境保护部在网上以政府信息公开的方式向有关单位征求正在修订中的火电厂大气污染物排放标准（二次征求意见稿）的意见。由于火电厂大气污染物排放标准（以下简称排放标准）涉及每一台机组任何时刻的污染物排放浓度控制要求，而本次征求意见稿中对火电厂大气污染物烟尘、SO2、NOx排放控制的要求比2009年7月第一次征求意见稿的要求更严，且增加了对汞排放控制的限值，引起了电力界、环境界及有关各方的高度关注和重视。笔者就排放标准的法律属性、制修订原则、二次征求意见稿存在的主要问题和对电力企业的影响等进行分析并提出建议。正确认识火电厂污染物排放标准火电厂污染物排放标准应当真正发挥“准绳”和主渠道作用，成为政府部门执法的唯一依据，而政府部门对企业的行政性考核应当在此基础上以“协议”的方式开展。不宜对单个火电企业、排放的单种污染物（如SO2），通过多种行政要求、由多个行政部门进行多重监督，否则会成为政府在环境管理上的笑柄。我国火电厂大气污染物排放标准修订频率高，使得一些机组的污染控制设施反复改造，甚至还未建成或者刚投产就面临改造、淘汰的命运，而对企业的补偿机制往往滞后数年或者没有完全到位。排放标准具有强制性的法律属性应得到高度重视对火电企业污染物排放提出强制性的法律排放限值，以限定污染物的排放浓度或排放量是世界上的通行做法，我国也不例外，大气污染防治法（以下简称大气法）第十三条规定：“向大气排放污染物的，其污染物排放浓度不得超过国家和地方规定的排放标准”。但是，不同的国家和地区采用的立法形式不同，如美国、欧盟、德国、日本等国家和地区都是针对具体机组提出明确的排放限值和管理要求，由议会批准后实施的，如美国的清洁空气法、欧盟的大型燃烧装置大气污染物排放限值指令、德国大型燃烧装置法等。这些法律对火电企业采用不同燃料、不同机组、不同时间段污染物允许排放量都有明确规定，且一部法律文字少则几十页，多则几百页，规定的内容非常详细。我国则是通过大气法中的条文，提出制定排放标准的原则、依据和规定性要求，大气法规定国务院环境保护行政主管部门制定国家大气污染物排放标准，省、自治区、直辖市人民政府（以下简称省级人民政府）对国家大气污染物排放标准中未作规定的项目，可以制定地方排放标准，对国家大气污染物排放标准中已作规定的项目，可以制定严于国家排放标准的地方排放标准。同时，根据我国标准化法的有关规定，污染物排放标准符合强制性标准的性质，因此排放标准也被我国纳入了标准化法管理的范畴，即通过环保行政主管部门制定排放标准后与国家标准化行政管理部门联合颁布。这种法律授权把“法律”本应决定的实质性内容，跳过“行政法规”层面下移到“规章”层面。虽然排放标准的法律属性没有改变，但在制定过程中的科学性、体现各方面利益的客观公正性受到削弱，执行中的权威性受到影响。如，现行的排放标准为2003年修订版在2004年实施，理应成为“十一五”污染治理的法律依据，但是在“十一五”期间促进烟气脱硫的主要手段，是靠国家SO2排放总量约束性指标的行政分配、考核机制以及建设项目环境影响评价审批机制起作用，排放标准沦为次要地位。从依法治国和建设法治政府的要求来看，排放标准应当真正发挥污染物控制中的“准绳”和主渠道的作用，成为政府部门在火电厂污染物排放执法时的唯一依据，也应当成为企业依法运行的唯一依据，而政府部门对企业的行政性考核应当在此基础上以“协议”的方式开展。正确认识国家排放标准的性质和作用国家排放标准应是排放的最低要求，是全国普遍适用的要求。由于排放标准是国家强制性标准，超标就是违法，基于这一特性，国家标准应是最低标准要求，也是大部分企业在技术经济可行的条件下可以长期、连续、稳定运行能达到或经过努力能达到的要求。如果标准值过严，则会导致大多数火电厂超标，损害法律的严肃性，也影响电力工业科学发展。同时，要给企业留有一定合理的守法空间。如当排放标准提出的限值需要99%以上的设备处理效率才能达标时，企业一定会在环评时要求效率大于99%，在设计、设备招标、建造时还要层层提高要求，只有这样才能保证标准提出的“在任何情况下”达到排放标准的要求。如果标准过于严苛，则会造成设备冗余过大，浪费资源、资金。同时，也容易为行政寻租提供空间。在标准制定时还应考虑到全国不同区域的普遍适用性，并给省级人民政府因地制宜地制定地方排放标准留有空间。尤其是我国不同地区的经济发展不平衡、环境容量或承载力的不同、环境污染状况不同，这种法律制度安排，有利于促进省级人民政府根据当地环境、经济等条件，制定严于国家标准的地方排放标准。事实上北京、上海、天津、广东、辽宁等已制定了地方排放标准或相关法规。这种地方要求严于国家要求是国际通行的做法，如日本地方政府的标准及企业与地方政府签订的排放协议要比国家标准严格；欧盟的标准也宽于具体国家的标准。排放标准制定必须坚持环境、技术、经济相协调的原则大气法第七条明确规定：“国务院环境保护行政主管部门根据国家大气环境质量标准和国家经济、技术条件制定国家大气污染物排放标准”。首先，排放标准要满足环境质量标准的要求。我国现行的空气环境质量标准经2000年个别修改后，共限定了9种污染物的浓度值，即SO2、TSP、PM10、NO2、CO、O3、Pb、BaP、F，其中SO2、TSP、PM10、NO2与电厂排放的SO2、烟尘、NOx有关，因此排放标准的制定应以此3种污染物为依据。同时，污染物的控制是采取排放浓度控制、排放速率控制还是年排放总量控制也应与环境质量标准中的功能区划分、标准分级、采样分析方法、统计数据的有效性要求相配套、相协调。可以说，脱离环境质量标准来确定排放标准中污染物的限值和要求，既不符合法律的规定，也难以确定科学合理的要求。其次，经济性是排放标准的重要制约。排放标准的实施必须进行成本效益分析，尤其是当电价仍然由政府控制时更应测算成本升高对电价的影响和电价升高对电力企业、电力用户以及经济社会的影响。第三，排放标准必须与技术条件相适应。一方面现有的技术条件包括所采用的技术以及所涉及装置的设计、建造、维护、运行方式，要能支撑排放标准的要求；另一方面，排放标准应对污染控制技术的发展有促进作用。经济与技术条件的优化是论证排放标准制定的重要内容，也是确定污染物控制技术路线的关键。从国际经验来看，最佳可行技术（BAT）已成为发达国家污染控制的技术路线选择。BAT是针对各种生产活动全过程产生的各种环境问题，在公共基础设施和工业部门得到应用的最有效、先进、经济和可行的污染防治工艺和技术，特别是通过生产过程的清洁生产管理提高资源利用效果、预防和减少污染物的排放，从整体上减少对环境的影响。由此可见，BAT技术是由末端治理转向了全过程控制。欧盟1996 年在综合污染防治（IPPC）指令96/61/CE 中提出了建立BAT的要求，并起草了BAT 参考文件，从1999 年开始用于新建设施，到2002 年欧盟的BAT 体系已经基本建立，在各行各业建立起的BAT 参考文件开始发挥作用。我国火电厂大气污染物排放标准也应以BAT技术为依据来制定，这不仅符合国际潮流也体现了在电力环保上的适度超前，有助于加快电力发展方式的转变。排放标准中的浓度控制要求应与总量控制要求实现衔接“十二五”规划纲要延续了“十一五”规划纲要将SO2、COD排放总量控制列入约束性指标的做法，并增加了NOx、氨氮排放总量控制指标。这些具有法律属性的约束性指标，会通过层层分解而落实到企业，对于火电厂而言将受到污染物排放标准和总量控制指标分配的双重约束。总量控制与浓度控制措施不能简单地比较优劣。在一定范围、一定条件下各有所长, 不能互相替代，但可以有条件互相融合。如，当总量控制对象是火电厂这样稳定、连续的污染源时，可以通过不断趋严的排放浓度标准来实现总量控制目标。当一个地区在一个时期内，由于发展过快或产业结构不合理，用浓度排放标准不能达到环境质量要求，则可以通过制定总量目标，逐步实现环境质量的改善。由于火电厂的污染控制已经由大气扩散稀释的措施发展到治理（如脱硫、脱硝）措施满足环境质量要求的阶段，对于分配给电力行业的污染物排放总量指标可以通过合理趋严排放标准的手段来实现。但当火电厂采用了BAT技术手段，还是达不到总量控制要求时，则说明分配给电力行业的排放指标过于严格。总之，不宜对单个火电企业、排放的单种污染物（如SO2），通过多种行政要求（如排放标准监督和总量核查）、由多个行政部门（或一个行政部门的不同机构）进行多重监督，否则会成为政府在环境管理上的笑柄。排放标准的修订应与行政许可法的要求相一致排放标准不论从理论上看，还是从事实上看，都是一种行政许可的依据。根据行政许可法第八条规定：“公民、法人或者其他组织依法取得的行政许可受法律保护，行政机关不得擅自改变已经生效的行政许可。行政许可所依据的法律、法规、规章修改或者废止，或者准予行政许可所依据的客观情况发生重大变化的，为了公共利益的需要，行政机关可以依法变更或者撤回已经生效的行政许可。由此给公民、法人或者其他组织造成财产损失的，行政机关应当依法给予补偿”。因此，排放标准的修订从法律角度看，应当尽可能地维持原已审批的污染控制设施的限值和措施要求，如果标准一定要修改，则应与补偿机制同步配套补偿政策，如电价补贴、财政补贴等，从这个意义上讲，排放标准不应仅是环保行政主管部门一家就能够决定的。与发达国家相比，我国火电厂大气污染物排放标准修订频率高，且对已经建成的污染控制设备排放要求变化快，使得一些机组的污染控制设施反复改造，甚至还未建成或者刚投产就面临改造、淘汰的命运，而对企业的补偿机制往往滞后数年或者没有完全到位。应当科学合理修订火电厂大气污染物排放标准现行的火电厂大气污染物排放标准总体上已经不能适应“十二五”污染控制的需要，修订十分必要和迫切，但征求意见稿中对SO2、烟尘、NOx标准限值总体过于严格，既脱离了我国现有的技术、经济、资源条件和电厂实际情况，也超越了发达国家采用的最佳可行技术（BAT）的要术，火电企业难以执行。超越了火电企业的经济承受能力火电企业因电煤价格持续上涨而煤电联动不能及时到位，行业大面积亏损，生产经营困难，有些企业资金链甚至有断裂的危险，排放标准提高所需要大量的资金和成本难以消化。初步估算，要实现标准修订稿的要求，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用共约20002500亿元。考虑“十二五”新增火电机组2.5亿千瓦，环保设施因标准提高增加年运行费用约9001100亿元，折算电价应增加0.020.025元/千瓦时（不含现有的0.015元/千瓦时脱硫电价）。如我国脱硫装机容量已逾5亿千瓦，其中90%以上是近5年建成投产的。这些脱硫装置均是按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计的，脱硫装置使用寿命基本与机组同步。近年来受电煤质量变差，含硫量普遍升高的影响，电力企业已耗费巨资对不能达标的脱硫装置进行了不同程度的技术改造。如果再大幅度降低现役机组SO2排放限值，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，势必又将开展新一轮的现役机组的脱硫改造，甚至部分设施要推倒重建，火电企业难以承受。电煤质差难以稳定地达到排放标准要求我国电煤质量与国外比差距较大。有关资料表明，近年来美国电煤平均灰份小于9%，澳大利亚和欧盟约13%，而我国在25%以上，这对烟尘控制而言，如果是同样的标准限值，我国的除尘效率要求更高，对除尘技术、设备及运行水平要求更高，投入更大，设备能耗更大。另一方面，我国电煤稳定性差，大部分电厂燃煤硫份、灰份、发热量波动大，运行值与设计参数偏差较大，严重影响装置运行稳定性，从火电厂脱硫工程后评估的47家电厂分析，约60%的电厂燃煤含硫量超出设计值。如湖南某电厂，设计硫份0.77%，实际平均硫份1.17%，20072009年最高硫份均超过5%。限制了电除尘技术的应用我国电除尘技术处于国际领先水平，属火电厂烟尘控制的最佳实用技术，其应用比例约占我国火电装机容量的94%。由于我国燃煤灰份较高，煤质和机组负荷变化较大，要稳定达到30mg/Nm3的烟尘排放限值，需采用6电场以上的电除尘器。而现役机组以采用4电场电除尘器为主，绝大多数现役机组电除尘器增加电场已没有空间。上世纪90年代末，袋式除尘器在我国火电厂进入商业运行。截至目前，火电厂袋式（含电袋）除尘技术应用比例约占6%。但从运行效果看，部分袋式（含电袋）除尘器存在技术不稳定的问题，难以保证长期稳定达标排放。无改造空间的机组和燃用贫煤、无烟煤的机组NOx难以达标排放按二次修订稿要求，2004年后所有新建机组NOx排放要达到100 mg/Nm3、2004年前机组要达到200 mg/Nm3的要求，使几乎所有机组必须采用SCR烟气脱硝技术，而我国烟气脱硝关键技术、原料、仪表等仍需进口，尚难以支持如此大规模高要求的烟气脱硝建设。仅从催化剂来看，其使用量与排放标准的宽严密切相关。对于如此严的排放标准，催化剂缺口很大，即便是国际市场也难以满足要求，而且难以保障催化剂的质量。不仅对于无改造空间的现有机组难以达到标准要求；而且对于燃用贫煤、无烟煤的锅炉锅炉出口NOx排放浓度通常在12001500mg/Nm3，要达到100mg/Nm3排放限值，脱硝效率须在92%以上目前的SCR技术无法实现。且大幅提高排放限值水平需大量增加催化剂和还原剂，在运行中氨逃逸控制难度加大，并可能引起锅炉空预器堵塞等影响运行安全性的问题。当机组低负荷运行时，烟气温度容易低于脱硝催化剂的反应窗口温度，致使SCR系统无法正常工作，也难以达到标准限值要求。CFB等清洁煤发电技术将受到严重打击循环流化床（CFB）清洁煤发电技术的优势在于劣质煤的高效利用和低SO2、低NOx排放的特点，尽管我国CFB技术处于国际先进和部分技术国际领先水平，但仍然满足不了排放标准修订稿中排放限值的要求。如果一定要满足排放限值，则必须加装FGD和SCR装置，不仅有悖于CFB技术开发的初衷，大大限制了CFB的适用范围和应用前景，同时也造成资源和资金的浪费。汞排放限值的增加与现行法律要求不符，科学依据不足，特别排放限值的规定与相关要求与法规政策不协调。我国空气环境质量标准中并未规定汞及其化合物的浓度要求，因此，确定火电厂汞排放限值与大气法抵触或法律依据不足。同时，由于目前对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，环保部门和电厂目前对汞排放都没有监测和监督，故提出的汞排放限值的科学依据不足，薄弱的技术基础也无法支撑火电厂烟气汞排放控制。特别排放限制值的规定也缺乏相应的法律支持，需要进一步探讨。改造难度大，改造周期过短，影响电网安全运行近几年为实现达标排放和总量控制要求，电力企业对现役机组广泛开展除尘和脱硫技术改造，为此投入了大量资金，占用了几乎所有可用场地，刚完成了除尘和脱硫的技术改造。根据标准修订稿要求，2014年前须对现役机组再进行新一轮的改造，场地条件更困难，技术难度更大，改造范围也更宽（除对环保设施本身进行改造外，还须对辅机进行改造，如引风机、空预器、烟囱等）。部分电厂受场地限制，必须采取关停重建措施才能达标排放。根据改造工程合理技术要求，单台除尘器改造周期约50天、单台脱硫装置增容改造周期约50 300天、单台脱硝装置改造周期约90300天。环保设施改造在机组大（小）修周期内无法一次性完成，必须专门停机改造。机组的集中停运，将造成电网运行不稳定。不利于我国环保产业与相关产业的健康发展一是排放标准修订稿过严的排放限值可能造成部分环保产业的“井喷式”盲目混乱发展，这在脱硫设施的建设过程中是有深刻教训的。二是不利于自主知识产权技术及国产化设备的发展。由于短期内国内材料、设备供应不足，给核心技术和关键材料掌握在国外的个别企业创造了很大的投机机会。目前国内