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任重而道远!治“污”亟需火电进一步绿色发展

点击次数:667 发布时间:2016-07-13

《大气污染防治行动计划》实施以来,全国空气质量有了明显改善。2013年到2015年间,全国300多个地级以上城市的二氧化硫、氮氧化物和可吸入颗粒物平均浓度分别下降了28%、7%和10%,74个2013年开始监测城市的细颗粒物平均浓度从72微克/立方米下降到55微克/立方米,降幅达到24%。

电力工业的绿色发展是推动我国空气质量改善的重要因素。2014年和2015年,我国的电力结构有所优化,火力发电量连续两年同比下降。2014年7月1日起,所有现有火力发电锅炉及燃气轮机组开始执行《火电厂大气污染物排放标准 GB13223-2011》的污染物排放限值,之后2014年和2015年,部分电厂实施了超低排放改造,污染物排放水平进一步降低,推动了我国空气质量的改善。

然而,不得不指出,我国空气质量的改善还任重道远。截至2015年,仍有约85%的人口生活在空气质量不达标的区域。我国的细颗粒物平均浓度仍然是欧美发达国家的3到5倍。为此,我国必须要进一步降低大气污染物的排放水平。而火电行业作为我国能源消费多、污染物排放控制效率相对高的行业,必须加快绿色化步伐,为改善空气质量进一步提供支持。

众所周知,煤炭的大量使用是造成空气污染的重要原因。煤炭在我国一次能源消费中的占比超过了60%,远高于OECD国家20%左右的平均水平。我国的大气污染物排放清单显示,煤炭直接燃烧以及与煤炭利用直接相关的行业对全国二氧化硫排、氮氧化物和烟粉尘排放量的贡献分别超过了90%、70%和60%;空气质量模型的分析也表明,煤炭使用对我国细颗粒物浓度的贡献在50%—60%之间。因此,为促进“十三五”期间大气污染物排放量的进一步降低和空气质量的进一步改善,“煤炭”仍将是重中之重。

火电行业作为我国煤炭消费量大的部门,长期以来在大气污染防治的技术和管理要求等方面,都远比其他行业更为严格。除了达到排放标准的控制要求,我国还针对燃煤发电机组,提出了全面推动超低排放和节能改造的计划。通过实施超低排放和节能改造,“十三五”期间,我国火电行业现有机组的二氧化硫、氮氧化物、一次颗粒物等大气污染物排放量可望进一步减少一半以上。

大量新建燃煤电厂将影响火电行业的绿色发展。2015年12月由环境保护部、国家发改委和国家能源局联合发布的《关于印发<全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案>的通知》是“十三五”期间我国火电行业进一步推进节能减排的“发令枪”。在此工作方案中,明确了到2020年前要完成的燃煤火电机组改造工作任务,包括5.8亿千瓦机组的超低排放改造、1.1亿千瓦机组的达标排放治理和0.2亿千瓦机组的淘汰,以及3.4亿千瓦机组的节能改造。除此之外,工作方案还提出了制定落实电价补贴政策、发电量奖励、排污费激励、财政和信贷融资支持、排污权交易等政策措施,以推动改造工作顺利完成。

针对现有燃煤电厂的超低排放和节能改造将在很大程度上减少其大气污染物排放量,并通过降低单位发电煤耗减少二氧化碳的排放量,实现常规大气污染物和温室气体的协同减排。然而,近两年以来的“煤电热”,却可能导致超低排放和节能改造达成的效果大打折扣。2014年以来,随着项目核准权下放,煤电项目核准大放水、新建在建项目规模。到2015年底,全国全口径煤电机组装机容量8.8亿千瓦;截至2016年1月,全国有1.9亿千瓦煤电项目在建,另有约0.6亿千瓦煤电项目通过审批,但尚未开工建设。即便停止所有未开工的煤电项目,并考虑到“十三五”期间淘汰0.2亿千瓦机组,到2020年,全国煤电机组装机容量也将超过10亿千瓦。

与煤电机组装机容量大幅上涨相反,受经济增速放缓、可再生能源发电装机和发电量持续走高的影响,近年来我国火电(以煤电为主)的发电量增速逐步走低,其中2015年火力发电量更是同比降低了2.8%。“十三五”期间,我国经济和社会发展将延续“新常态”,在能源改革和生态文明建设的大背景下,电力需求的增长相对有限,这部分增量基本上可以通过新增的核电和可再生能源发电装机满足,全国的煤电装机将更加“供大于求”。

煤电装机的过剩将从两个方面影响火电行业的绿色发展:

首先是影响机组脱硝设施的运行效率。在电力需求增长放缓而电力供应持续高速增长的大背景下,我国燃煤发电机组的年发电小时数持续下降。据报道,2015年全国火电机组平均发电小时数为4329小时,同比降低410小时,为1978年以来低水平。发电小时数的降低意味着燃煤发电机组在低负荷下的运行时间更长,而低负荷运行造成的烟气温度偏低会导致燃煤机组烟气脱硝装置退出运行,导致脱硝效率由正常的60%—70%降低为零。虽然近年来随着烟气脱硝技术的发展,已有烟气脱硝全工况运行的案例,但是在低负荷工况下,烟气脱硝系统不能发挥佳效率,整个发电系统的能效也将受到影响。因此,煤电装机的过剩必将影响燃煤机组的平均运行负荷,从而影响污染物减排的实际效果。

其次增加了火电的总体成本。在增长率有限的电力市场里,每新建一座火电机组,都意味着分走一块已有机组的“蛋糕”。而在电力市场化改革未完成前,市场的调配能力无法有效发挥,绝大多数企业都将面临着高企的成本。虽然环保电价和超低排放电价将在很大程度上降低发电企业的成本,但是有助于发挥企业减排主观能动性的排污权交易等经济政策的实施效果将受到更大制约。长期来看,不利于构建火电行业改进技术、提升管理手段,主动寻求更大幅度的污染物削减。

综上所述,为了推动我国火电行业进一步实现绿色发展,我们必须要在全面完成“燃煤电厂超低排放和节能改造”任务的基础上,从控制火电行业的规模入手,抓好准入和淘汰,推动现有机组的运行和治污:

一是抓好新建煤电项目的准入,减少甚至停止新建煤电项目。已核准的未建煤电项目全部取消,并冻结核准新建煤电项目。统筹供热和发电需求,严格执行“以热定电”,有序控制控制新建和改造的热电项目。在大气污染较为严重的地区,可结合排污许可证的管理要求,通过对新增污染物排放量的控制实现对煤电项目的准入控制。

二是充分发挥超低排放改造机组的环境效益。进一步通过行政和经济手段鼓励完成超低排放和节能改造的机组多发电,保障超低排放电价补贴,鼓励各地加大对完成超低排放和节能改造机组的发电量奖励额度,在充分发挥超低排放机组环境效益的同时促进落后机组的淘汰。结合排污许可证管理要求,在科学规划和系统分析的基础上,对一个区域内的煤电机组使用统一的排放绩效值测算污染物的允许排放量,迫使落后机组减少发电量或购买排污权,提高其相对成本,推进其淘汰。

三是进一步推进电力改革。对电力市场规则进行顶层设计,在此基础上进一步明确不同种类电厂在电网中的主要作用。结合不同种类机组的资本回收情况、年运行固定费用、备用与调峰成本等因素设计电力市场规则,重构煤电机组的商业模式,从根本上抑制煤电“一哄而上”的发展冲动。

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