脱硝、除尘等环境治理面临哪些新挑战？

内容导读：国家发展改革委近日发出通知，决定自9月25日起提高可再生能源电价附加征收标准，进一步完善脱硝等环保电价政策，将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱;对燃煤发电企业除尘成本予以适当补偿，除尘电价补偿标准为每千瓦时0.2分钱。
　　
　　环境保护部总量司相关负责人接受记者采访时指出，这是环保电价政策的一次巨大突破，也是落实《大气污染防治行动》（以下简称“气十条”）的第一个配套政策，影响深远。
　　
　　为何要给予电价补偿?
　　
　　所有燃煤电厂都要安装脱硫设施;除循环流化床锅炉外，所有燃煤机组均应安装脱硝设施，实施现有除尘设施升级改造，需要大量的建设资金和运行费用
　　
　　继脱硫电价补贴之后，为什么要对燃煤发电企业脱硝、除尘给予电价补偿?
　　
　　对此，环境保护部总量司相关负责人表示，首先，这是改善大气环境质量的迫切需要。近年来，我国经济一直保持快速增长，能源消耗和污染物排放也急剧增加，给环境带来巨大影响。尤其是今年1月以来，全国部分地区持续出现大范围雾霾天气，受影响国土面积达230万平方公里，受影响人口达6亿，对人体健康产生严重危害，成为社会焦点、热点和重大民生问题。
　　
　　雾霾形成的主要原因是空气中PM2.5（细颗粒物）浓度过高，除气象因素外，其根本原因是污染物排放量巨大。二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、挥发性有机物等是影响空气中PM2.5浓度的主要污染物。2012年，这四项污染物排放总量分别为2218万吨、2404万吨、1500万吨和3000万吨，其中，燃煤电厂排放量占总排放量近50%。因此，加快火电等重点行业脱硫脱硝除尘改造、大幅减少污染排放是实现环境空气质量明显改善奋斗目标的首要任务和重点措施。
　　
　　其次，这是实现“十二五”减排目标和落实“大气十条”措施的重要保障。“十二五”期间，全国火电行业二氧化硫、氮氧化物排放量要分别削减16%、29%。到2017年，全国重点地区PM2.5浓度要下降15%~25%。自2004年7月1日起，要执行新的火电厂大气污染物排放标准，二氧化硫、氮氧化物、烟尘浓度排放限值将大幅度加严。
　　
　　要实现减排目标和新的排放标准，要求所有燃煤电厂都要安装脱硫设施;除循环流化床锅炉外，所有燃煤机组均应安装脱硝设施，实施现有除尘设施升级改造，需要大量的建设资金和运行费用。当前，我国电价实行的是“政府定价为主、市场调节为辅”的管理体制，为保障这些任务的全面落实和按期完成，制定实施综合环保电价政策是关键，国务院相关文件明确提出，要完善脱硝电价政策，对电力除尘设施改造给予价格政策支持。
　　
　　第三，这是调动火电企业减排积极性、提高环保守法意识、建立减排长效机制的有效手段。脱硫、脱硝、除尘等环保设施的建设和运行需要大量的资金，增加发电成本。因此，在现行电价管理体制下，出台脱硫、脱硝、除尘电价补贴政策，一方面，为火电厂回收成本开辟了稳定的渠道，部分企业通过加强运行管理甚至会产生一定的额外利润，会大大增加电力企业主动减排的积极性;另一方面，通过严格的电价考核，促进企业守法经营，提高环保守法意识。
　　
　　环保电价体系发挥了哪些作用?
　　
　　火电上网电价中已初步形成了较为完整的环保电价体系。政策运行经验表明，价格机制对电厂削减污染物排放具有重大推动和关键性作用
　　
　　目前，我国燃煤发电企业上网电价中已包含脱硫、脱硝、除尘等3种环保电价，这些电价政策的陆续出台实施对促进大气污染物的节能减排发挥哪些作用?
　　
　　“这次电价调整，进一步优化了火电上网电价的组成结构，新增了除尘电价补偿，提高了脱硝电价标准。再加上已有的脱硫电价，在火电上网电价中已初步形成了较为完整的环保电价体系。”这位负责人评价说，这是我国治污减排政策的重大创新，是推动电力行业大气污染物排放量持续下降的根本保证，将为我国大气环境质量的明显改善产生了积极有效的作用。
　　
　　一是加速燃煤发电企业减排设施建设。受环保电价政策的激励作用，发电企业实施脱硫、脱硝及除尘设施改造的积极性明显提高，进度将明显加快。
　　
　　截至目前，全国火电装机中已投运脱硫、脱硝装置的占比分别高达92%、27%，建设速度世界绝无仅有。
　　
　　据统计，“十一五”期间全国共支付脱硫电费约981亿元，仅2010年全国支付脱硫电费就达334亿元。脱硫电价政策的出台，极大地促进了燃煤电厂脱硫的积极性。
　　
　　调查数据显示，在未实施脱硫电价政策之前，截至2006年底，全国脱硫机组装机容量仅1.06亿千瓦，占全国火电机组总装机容量的22%。随着脱硫电价政策的出台和污染减排考核机制的不断强化与完善，到2010年底，全国脱硫机组装机容量增至5.78亿千瓦，比2006年增长了4.45倍，占全国火电机组总装机容量的83%。
　　
　　“十二五”以来，脱硫电价持续发挥作用，截至2012年底，全国脱硫机组装机容量7.18亿千瓦，占燃煤装机总容量的比例高达92%，建设速度世界绝无仅有。全国燃煤机组脱硫设施投运率由2005年的不足60%提高到目前的95%以上。
　　
　　这位负责人指出，“十一五”脱硫电价政策运行的经验表明，价格机制对电厂削减污染物排放具有重大推动和关键性作用。
　　
　　而在脱硝领域，脱硝电价等政策的激励，也极大地提高了燃煤发电企业脱硝积极性，脱硝容量稳步增长，脱硝效率明显提高，氮氧化物排放开始减少，脱硝工作取得阶段性进展。
　　
　　据统计，2011年脱硝电价试点政策出台前，全国已建成脱硝机组9700万千瓦，其中脱硝设施1/3不运行，1/3不正常运行，只有1/3能正常运行。
　　
　　而在脱硝电价试点政策实施后，情况有了明显改善。截至2012年底，全国已建成脱硝的燃煤发电机组2.26亿千瓦，平均脱硝效率为48%，同比提高18个百分点。14个首批脱硝电价试点省份脱硝机组装机容量占全国已建成脱硝机组容量的2/3左右，平均脱硝效率51.6%，较非试点省高出11个百分点。
　　
　　二是带动火电厂大气污染物排放量显著下降。2004年实施脱硫电价政策以来，电力行业二氧化硫排放量出现大幅下降。
　　
　　“十一五”以来，全国二氧化硫排放量累计下降35%以上，发电企业对二氧化硫减排的贡献率达到75%左右，为实现“十一五”二氧化硫削减10%的目标发挥了重要作用。
　　
　　2011年底开始脱硝电价试点，今年上半年电力行业氮氧化物排放量首次出现大幅度下降，同比下降9%以上。
　　
　　截至2013年6月底，脱硝机组装机容量已达2.78亿千瓦，约占全国燃煤装机容量比例1/3;14个首批脱硝电价试点省份合计氮氧化物排放量同比下降1.2%，其中，北京、上海、浙江、福建等省市下降比例超过5%。
　　
　　相关产业将有多大机会?
　　
　　未来几年，全国新建和改造燃煤机组脱硫，新增燃煤电厂脱硝，燃煤电厂高效除尘改造，共需投资1360亿元，增加年运行费用400亿元。拉动GDP增长近2000亿元
　　
　　“十一五”以来，我国燃煤电厂脱硫从技术到装备已经完全实现了国产化。多个企业在高效超低氮燃烧技术研究及应用上取得重大突破，脱硝催化剂制造企业迅速发展。而此次环保电价政策的出台对于环保产业又将带来哪些利好?
　　
　　这位负责人介绍说，按照现在的补贴标准和脱硫、脱硝及除尘装机容量测算，全国脱硫、脱硝、除尘电价补贴款预计今年分别达到578亿元、200亿元、42亿元，合计820亿元;预计2015年分别达到638亿元、340亿元、79亿元，合计1057亿元。其中，脱硝电价每千瓦时提高0.2分钱，年增加补贴款68亿元。
　　
　　他认为，政策的出台将带动《“十二五”节能环保产业发展规划》提出的环保产业重点领域快速发展。全国已投运脱硫机组、脱硝机组装机容量占全国火电机组装机容量比例分别高达92%、27%。烟气脱硫脱硝产业迅速壮大，自主创新能力大大提高。
　　
　　短短的几年时间里，我国锅炉低氮燃烧技术处于世界领先，脱硝催化剂核心技术实现了国产化，生产能力已经达到30万立方米/年，已从供不应求向供需平衡转变，国产催化剂得到大面积应用。电袋复合除尘技术飞速发展，应用前景广阔。行业发展趋于理性，逐步发展了一批集设计、生产、安装、运营维护为一体的专业化公司。
　　
　　未来几年，全国新建和改造燃煤机组脱硫装机容量3.7亿千瓦，新增燃煤电厂脱硝装机容量4.2亿千瓦，完成燃煤电厂高效除尘改造装机容量4亿千瓦，共需投资1360亿元，增加年运行费用400亿元，拉动GDP增长近2000亿元。
　　
　　环境管理面临哪些新挑战?
　　
　　目前环保系统对电力企业的监管大多数还停留在污染物末端排放是否达标，仍有一些企业存在侥幸心理，不正常运行脱硫、脱硝和除尘设施，要坚决打击和查处不正常运行和弄虚作假行为
　　
　　新的脱硝加价、除尘电价补贴政策出台后，对于火电厂的环境管理也提出了更高的要求，从环境管理的角度来讲，将面临哪些挑战?
　　
　　这位负责人表示，新的脱硝加价、除尘电价补贴政策出台后，必将促使脱硝、除尘改造速度进一步加快，面临的问题主要有3个方面：
　　
　　一是大规模的脱硝、除尘设施改造完成后如果不能及时进行环保验收，导致已建成投运的装置不能及时享受电价补贴，会影响企业积极性;
　　
　　二是电厂脱硫、脱硝、除尘系统是相互作用的有机整体，当前脱硫是按照投运率进行考核，脱硝和除尘尚未出台考核办法，基本考虑是按照排放浓度考核，统一、合理、高效的管理考核办法亟待出台;
　　
　　三是对火电企业的环境监管水平和能力提出了更高的要求。目前环保系统对电力企业的监管大多数还停留在污染物末端排放是否达标，仍有一些企业存在侥幸心理，不正常运行脱硫、脱硝和除尘设施。
　　
　　这位负责人同时透露，为加强对脱硫、脱硝、除尘电价的监管，国家将配套出台严格的环保电价考核管理办法，明确环保电价执行的方式、方法、标准、程序和考核措施。“为确保将这项政策执行到位，我们将督促各省级环保部门加快电厂脱硫、脱硝、除尘设施改造验收，确保已经建成投运的装置尽早享受电价补贴;同时，会同国家发展改革委出台环保综合电价监督考核办法，将脱硫、脱硝、除尘电价统一纳入考核;加大总量核查和环境监察队伍的业务培训力度，加强监督，变末端监管为全过程监管，坚决打击和查处不正常运行脱硫、脱硝、除尘设施和弄虚作假的行为。”
　　
　　据悉，国家进一步完善可再生能源和环保电价政策，主要目的是为了适当扩大可再生能源发展基金的规模，进一步健全环保电价体系。对于督促企业使用脱硝装置和提高除尘标准将起到积极的促进作用，有利于推动电力行业大气污染物排放量持续下降。
　　
　　脱硫电价政策
　　
　　2004年6月，国家发展改革委出台了燃煤发电企业脱硫电价政策，规定燃煤机组安装脱硫设施并经验收合格后，其上网电量可取得每千瓦时1.5分的电价补偿
　　
　　2007年5月，在总结前期试点的基础上，国家发展改革委和原国家环保总局联合下发《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》，对脱硫电价政策进行了完善，并要求对电厂脱硫设施运行情况加强监管。
　　
　　此后，又对部分地区煤炭含硫量大于2%或者低于0.5%省份的加价标准进行了调整。
　　
　　脱硝电价政策
　　
　　2011年11月，国家发展改革委对北京、天津、河北、山西等14个省试行脱硝电价补偿政策，即安装脱硝装置并经环保部门验收合格的燃煤发电机组，上网电价每千瓦时加价0.8分，用于弥补火电厂脱硝成本。
　　
　　随后，在总结14省试点情况的基础上，国家发展改革委于去年底下发《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》，决定自2013年1月1日起，将脱硝电价试点范围扩大为全国所有燃煤发电机组，脱硝电价标准仍为每千瓦时0.8分。
　　
　　为鼓励燃煤发电企业提高脱硝设施建设积极性，加快建设进度，结合各地脱硝设施实际运行成本，此次电价调整将脱硝电价标准由每千瓦时0.8分提高到1分。

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