潘荔：火电排污标准不可一味求严

电力18讯：    3月末至4月初，中国电力企业联合会研究室 （电力环保与应对气候变化中心）组织相关研究人员对华北、华东、华南、西南等地区共10个电厂进行调研。记者采访了中国电力企业联合会研究室 （电力环保与应对气候变化中心）主任潘荔。潘荔详解调研情况，并对火电企业是否能够适应新标准带来的变化以及在实施过程中存在的问题进行解答。

　　记者：新标准实施已经4个月，目前进展如何？

　　潘荔：随着新标准的实施，现役火电机组逐渐开始环保设施改造，但进展不是很快，难度较大。火电企业在生产运行、安全保障、经济负担等方面压力陡增。

　　按照新标准的要求，全国约90％的现役机组需要在两年半的时间内完成达标改造，环保设施改造周期太短，改造范围太大。为达到新修订的标准，一些火电厂必须专门停机改造，这将对已十分紧张的电力供需平衡产生更大影响，影响社会用电安全。

　　据估算，依据《标准》，现役机组环保改造费用超过2000亿元。国家相关经济政策不到位，企业对压力难以承受，融资困难。火电企业在“十一五”刚刚对除尘、脱硫装置进行了大规模的技术改造，时隔短短几年，又要进行新一轮改造，甚至部分设施要推倒重建，投入产出不匹配。

　　记者：《标准》与我国企业目前可采用的技术能力是否匹配？

　　潘荔：在调研中，企业普遍反映《标准》限值过严，现有的技术能力和水平难以支持。

　　根据环境保护部2010年颁布的《燃煤电厂污染物防治最佳可行技术指南》，我国的技术要求源于发达国家，但实际上已高于发达国家。目前世界各国一般都是结合自身实际条件和最佳可行技术设定排放限值，实施的是动态控制。《标准》修订后，进一步严于我国制定的最佳实用技术，可谓是严上加严，没有充分地考虑我国火电厂的实际条件。

　　事实上，我国电力用煤质量较差且极不稳定，平均灰份超过25％，是欧盟、美国、日本、澳大利亚等国家地区的两倍到三倍。即使采用相同的技术，排放浓度也是有差别的，更何况我国的脱硫装置造价很低，环保设施造价也远低于上述国家，设施建设质量和运行管理水平都有差距。可以说，《标准》要求超出了我国最佳实用技术能力。即便企业采用了最佳的实用技术，进行了整体改造，也无法保证每时每刻都做到达标排放。

　　记者：火电企业的亏损是否会影响到他们执行新《标准》的积极性？

　　潘荔：2011年11月，国家提高了燃煤电厂的上网电价，对于疏导煤电矛盾、缓解电力企业资金压力起到了积极的作用。虽然为鼓励燃煤发电企业落实 《标准》中的相关要求，对部分省市的电厂试行0．8分钱的脱硝电价。但0．8分钱并不足以弥补企业在脱硫、脱硝、防尘等装置的改造过程中的投资及增加的运行成本。环保改造的投资和运行成本没有在电价中完全体现出来，这让本已亏损的火电企业雪上加霜。成本问题不解决，火电企业安装环保设备的积极性就会受挫，《标准》中要求的限值就很难达成。

　　记者：在实施《标准》的过程中，政府要提供哪些政策支持？

　　潘荔：政府部门需要继续完善脱硫脱硝电价补偿机制，满足补偿成本增加的要求。

　　具体来说，一是对供热电厂的供热部分明确脱硫、脱硝价格，对老电厂、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适当提高脱硫电价，满足成本要求。

　　二是加快脱硝电价试点，在全国范围内实施脱硝电价，将脱硝成本传导到电价中去，鼓励企业建设好、运行好脱硝装置。

　　三是收取的火电厂排污费要及时且足额用于现役机组环保设施改造。

　　四是政府部门要综合考虑电力和非电行业的污染物控制要求和效果，合理制定污染控制规划，并正确处理排放控制与成本之间的关系，实现环境效益、社会效益、经济效益最大化。《标准》作为国家强制标准，应充分考虑国情，采用技术可行、经济合理的控制措施，充分考虑合理工期和外部条件，不宜一味追求世界上最严格的控制目标。