摘要: 分析了火电厂节能减排中“减排”工作的热点、难点并提出了建议。主要包括: 从广义、法规、特定要求3 个层面分析了减排的概念并与国际上减排的概念进行了比较, 提出了不同主体的责任; 分析了火电厂二氧化硫排放总量大小与环境的质量之间的关系以及电力行业对全国二氧化硫总量减排的贡献, 并与美国进行了脱硫情况的比较, 提出了要更加重视对非电行业二氧化硫排放控制的建议; 分析了火电厂二氧化硫控制手段与目的关系, 并对目前烟气脱硫设备与效率要求的盲目性、二氧化硫排污收费中的逻辑悖论、排污权交易中难以推行的管理、电价、中央与地方政府、企业等方面的问题进行了探讨, 提出了依法、科学、经济控制火电厂二氧化硫的建议; 分析了火电厂法制化管理方面的差距, 提出了8 条措施。

1 对节能减排中的“减排”概念的理解

“节能减排”一词虽然已家喻户晓, 听起来通俗易懂, 但有着特定的含义和时代特征。就火电厂污染物的“减排”来看, 从广义上讲包括了大气污染物、水污染物、固体废物等污染物的减排。减排要求从宏观上讲大致可分为3 个层面, 第1 个层面是广义层面,包括所有污染物和温室气体的减排, 第2 个层面是法定控制污染物减排层面, 第3 层面即特定层面, 是政治要求也是政府对人民的庄严承诺, 即中共中央十六届四中全会提出的并在“十一五”规划纲要中落实的约束性指标- 单位GDP 能耗降低、二氧化硫、废水中化学耗氧量(COD) 等的减排。对燃煤电厂大气污染物排放而言, 第1 个层面的污染物包括二氧化硫、烟尘、氮氧化物、二氧化碳等; 第2 层面目前只包括前三项污染物; 而第3 个层面只包括二氧化硫一项。从电力企业的角度看, 做好第1 层面工作是自觉承担社会责任的需要, 做好第2 层面工作是依法治企的基本要求, 而完成第3 层面的工作则是履行政府与企业签订的减排责任书要求。还需特别指出的是, 在国际上一般谈减排主要指温室气体的减排而不是二氧化硫和COD 的减排。我国虽然批准了关于温室气体减排的《京都议定书》, 但《京都议定书》中并未规定包括我国在内的发展中国家的减排义务,我国也未承诺对温室气体的定量减排, “十一五”纲要中提出“控制温室气体排放取得成效”也不是定量要求。如果在国际场合不加说明地谈减排, 会误认为我们是定量减排二氧化碳。因此, 不宜将“减排”范围扩大化、任意化和模糊化。中国政府制订的“十一五”单位GDP 能耗降低20%的目标, 将在行动上为温室气体排放控制做出重大贡献。

2 电力行业能否完成二氧化硫减排目标

国务院在2006 年已批复电力行业二氧化硫排放量到2010 年要控制在951.7 万t( 不包括国家预留用于排污交易试点的47.7 万t) 。2005 年与2006 年,电力行业二氧化硫排放量约为1 300 万t 和1 350 万t, 2007 年上半年在火力发电量增长18.3%的情况下,二氧化硫排放量同比下降了5.2%。2006 年我国二氧化硫排放量2 589 万t, 将会成为历史的最高点。由于新投运煤电机组同步安装的脱硫装置容量( 不包括循环流化床锅炉脱硫) 比例达到80%以上, 老机组根据已经颁布的脱硫规划和政府与企业签订的责任状要求约有1.67 亿kW装设脱硫装置, 到2010 年全部脱硫机组将占燃煤机组的60%以上, 加之5 000万kW的小火电的关停, 保守预计电力行业二氧化硫年排放量可以控制在850 万t 左右。电力行业二氧化硫的排放量约比国家下达给电力的排放量低11%,比电力行业2005 年排放下降约35%, 同时可使全国二氧化硫排放总量下降17.6%[1]。也可以说, 如果电力行业的减排任务得到落实, 在其他行业不增加或者少增加二氧化硫排放的前提下, 仅电力二氧化硫的排放量减排就可以超额完成全国的减排任务。因此,落实减排任务的关键已不是是否装烟气脱硫设备, 而是能否运行好脱硫设备的问题, 良好的脱硫设备建造质量、稳定达标运行、保障电价落实和严格环保监督是能否完成减排目标的四大关键因素。

3 电力二氧化硫排放对环境的影响有多大

二氧化硫对环境的影响主要表现在对环境空气质量、酸雨和二氧化硫在大气传输过程中通过物理和化学作用形成微小颗粒物( 也称二次污染物) 的影响。对二氧化硫排放, 不同排放源( 高架源、面源) 、不同的排放源布局、不同排放时间等众多因素对环境

的影响有很大不同。通常, SO2 排放量占城市排放总量的20%～30%的低矮面源对二氧化硫浓度的责任贡献率达60%～70%以上, 火电厂的责任率约为其排放量所占比例的1/4～1/3。火电厂对硫排量和硫沉降量在较大范围时成线性关系[2]。从国家的环境状况公报近几年公布的空气质量变化看也可以充分说明这一情况, 尽管全国尤其是电力二氧化硫排放总量不断增加, 但全国和可比的重点城市的二氧化硫年平均浓度是持平甚至是降低的, 且各主要城市的首要污染物是颗粒物而不是二氧化硫( 二氧化硫的二次污染物也是颗粒物的组成部分之一) 。这说明要从根本上解决我国二氧化硫问题尤其是环境质量问题, 控制电力行业的排放是远远不够的, 控制其他污染源尤其是面源污染更为关键。

4 我国电力行业二氧化硫控制水平的国际比较

电力二氧化硫控制水平的比较除了排放标准的宽严、脱硫装机占煤( 油) 总装机的比例、每千瓦时电量二氧化硫排放量等以外, 国土面积大小、能源结构、电煤装机、燃料的含硫量等也是可比因素。从污染物排放标准的世界比较来看, 我国与发达国家基本持平; 其他方面的比较我国与美国具一定的可比性。据美国能源署的数据, 美国电力工业硫排放2000 年为1 130 万t ( 全国约1 480 万t) , 2005 年为1034 万t。美国脱硫机组的比例在2006 年大致为30%, 我国到2007 年上半年为40%左右, 到2010 年我国的脱硫机组将到60%以上; 我国每千瓦时电量的二氧化硫排放量目前也基本与美国持平。相对美国的经济实力, 我国电力工业的二氧化硫控制水平应当是较高的。从美国城市环境空气中的二氧化硫浓度要比我国低得多的情况分析, 也说明了非电力工业排放的二氧化硫是影响我国空气质量的关键。根据发达国家经验, 在高速发展电力、提高一次能源转化为电力比重的过程中, 电力行业排放二氧化硫的比重也同步上升。即使在二氧化硫排放总量大幅削减的时期, 电力行业排放二氧化硫的比例甚至绝对量仍是持续上升的。以美国和德国为例, 据有关资料报道, 美国1980 年电力行业产生的二氧化硫占总排放量的65.4%, 1985 年为66%, 到1988 年则上升为74.4%; 德国从1970 年到1980 年, 排放的二氧化硫总量由375 万t 下降到320 万t, 但电厂排放的二氧化硫并没下降, 反而略有上升, 从191 万t 上升到215 万t, 但其他污染源的二氧化硫排放量却在大幅度下降[2]。然而, 我国的情况却恰恰相反。有关研究表明, 燃煤电厂排放二氧化硫量占全国二氧化硫排放量的比重将由2005 年的51%下降到38%, 然而非电力行业排放二氧化硫量的比重却有不同程度增加, 由2005 年的49%增加到2010 年的62%, 增加13 个百分点, 其中工业锅炉排放二氧化硫量增加最大, 由2005 年的29%增加到2010 年的37%, 增加了8 个百分点, 为非电行业排序之首, 与煤电基本持平。

5 火电机组是否一定都要脱硫, 而且是否一定要高的脱硫效率

从管理上看, 烟气脱硫只是控制二氧化硫排放量的一个手段而不是目的, 而脱硫效率是在满足排放要求前提下受煤质、煤量等参数影响的动态运行值。是否装设烟气脱硫装置, 脱硫效率多高, 应该是企业根据法规要求来确定, 而不应是由政府硬行规定。另外, 从宏观上看, 与温室气体影响的全球性范围不同, 二氧化硫对大气环境质量的影响是局部性( 10 多千米范围内) 的, 对酸雨的影响是区域性的。因此, 简单提出一个全国性的二氧化硫环境容量概念是不科学的, 如果非要给出一个全国环境容量数值的话, 也只应是在不同限定条件下( 如排放源布局、特定的地形和气象条件) 并考虑了地区间污染物的互相传输后不同地区环境容量的相加值, 而不是先确定全国总量再分解到各地。因此, 对于二氧化硫的控制不应是全国电厂一刀切的都要脱硫。事实上我国法定的二氧化硫控制要求与绝大多数国家一样, 并没有提出所有机组非要建设脱硫装置, 而是提出电厂二氧化硫排放浓度限值和电厂年排放总量限值等要求。但在现行的一些文件、审批要求和一些领导讲话中却存在一刀切要求脱硫的情况。由于脱硫本身需要消耗大量能源( 采用典型湿法对低硫煤机组脱硫, 厂用电率增加约1 个百分点) 和资源, 对于不脱硫就可满足环境质量要求电厂强制上脱硫装置, 从环境、资源节约和经济综合来看得不偿失。