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(4)大气污染物排放总量大幅下降
现役火力发电机组自2014年7月1日起实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011),随着现役机组达标改造完成,2014年电力大气污染物排放量大幅下降。经中电联初步统计分析,电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量预计分别降至98万吨、620万吨、620万吨左右,分别比2013年下降约31.0%、20.5%、25.7%。电力二氧化硫排放量(2013年实现)、氮氧化物排放量(2014年实现)全面提前完成《节能减排“十二五”规划》规定的电力二氧化硫800万吨、氮氧化物750万吨的减排目标(最终数据以环保部的公布为准)。与2006年排放最高时相比,烟尘、二氧化硫、氮氧化物三项污染物排放之和减少了约50%(见图10)。
(5)节能减排管理水平稳步提高
电力企业以高度的社会责任感,将节能减排纳入企业发展的重大战略及规划,并作为企业依法生产经营的主要指标加以考核,节能减排工作贯穿于企业活动的各个领域和各个环节。
一是将节能减排技术监督与管理贯穿于技术改造和电力生产全过程,对影响发电设备经济运行的重要参数、性能和指标进行监督、调整和评价,力争使煤、电、油、汽、水等各方面的消耗达到最佳值。
二是加强运行管理。加强运行人员业务培训,提高业务水平,保证机组优化运行,提高设备可靠性。通过加强各项参数调整,优化辅机运行方式,加强对标等措施,保证机组在最佳状态运行。
三是积极推进节能减排综合升级改造工作。继续组织开展现役机组汽轮机通流改造、泵与风机变频改造、微油点火改造、等离子点火改造、电网升压改造、变压器改造、配电线路改造等节能技术改造,能耗持续下降;继续开展除尘、脱硫、脱硝提效改造,按国家要求开展取消旁路工作等。
在行业层面,中电联积极服务于电力行业节能减排工作,在规划、政策研究、提供统计咨询、制订技术标准、反映企业诉求、争取优惠政策等方面发挥了积极作用。中电联制订并印发了《燃煤电厂除尘技术路线指导意见》,提出了除尘技术路线选择的基本原则、通用意见及案例分析等。电力行业节能标准化技术委员会组织开展了《燃煤电厂二氧化碳排放统计指标体系》(DL/T1328-2014)和《燃煤电厂二氧化碳排放统计方法》两项电力行业气候变化专项标准的制定工作,为规范燃煤电厂二氧化碳统计核算方法、有效开展电力行业二氧化碳统计核算、摸清行业家底提供参考。中电联持续开展能效对标活动,组织开展了全国火电60万千瓦级和30万千瓦级机组能效对标工作,发布了能效对标结果。
(6)单位发电量二氧化碳排放量持续下降
通过不断推进电力结构调整、提升电力技术和管理水平,单位发电量二氧化碳排放强度不断下降。经中电联初步统计分析,以2005年为基准年,2006~2014年电力行业通过发展非化石能源、降低供电煤耗和降低线损率等措施累计减排二氧化碳约60亿吨。2014年,电力行业单位发电量二氧化碳排放量比2005年减少约19%(见图11)。
2、煤电清洁发展面临的问题
(1)煤电大气污染物减排的边际成本增大
2014年7月1日,现役燃煤电厂开始实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011);同年4月,环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造;9月12日,发改委、环保部、能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》,要求燃煤电厂达到燃机排放水平。仅2014年,对燃煤电厂污染物排放要求就有三次变化,致使大量燃煤电厂环保设施重复改造,边际成本增大。
初步分析,目前烟气治理2.7分/千瓦时的环保电价对应的煤质污染物排放浓度限值为:烟尘20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米(一般含硫量)、氮氧化物100毫克/立方米(高挥发份煤)。多个超低排放改造项目的成本体现在电价上,是在现行2.7分/千瓦时基础上再增加0.5~2分/千瓦时甚至更高,即在低硫、低灰和高挥发份煤的条件下,比起特别排放限值规定,烟尘再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米,致使超低改造的污染物控制边际成本过高,且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代价为12~60元。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话,则去除每千克烟尘的代价为100元以上,而全社会的治理成本约为2元。
低成本超低排放技术还需突破。2014年,有数家电厂燃煤机组超低排放(比特别排放限值的要求排放还少)改造后投入运行。采取的主要措施:一是对已有技术和设备潜力(或者裕量)进行挖掘、辅机改造、系统优化;二是设备扩容,增加新设备;三是研发采用创新性技术;四是对煤质进行优化。总体来看,采用设备扩容(如增加脱硫塔)、增加新设备(如采用湿式除尘器)的方法较多,而采用创新性低费用的技术较少。在面对超低排放改造新要求时,大量煤质难以保障、场地受限、技术路线选择困难的电厂实现超低排放改造的困难很大。
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