王志軒，潘荔，楊帆，劉嘉

1.中國電力企業(yè)聯(lián)合會，北京 100761

2.清華大學環(huán)境學院，北京 100084

1 “十一五”電力發(fā)展及節(jié)能降耗情況

1.1 電源發(fā)展情況［1］

1.1.1 電源規(guī)模

截至2010年底，全國全口徑發(fā)電設備總裝機容量達到96641萬kW，與2005年的51718萬kW相比增長86.86%。其中，水電21606萬kW(含抽水蓄能1693萬kW)，約占總裝機容量的22.36%;火電70967萬kW，約占總裝機容量73.43%;核電1082萬kW，約占總裝機容量的1.12%;并網風電容量2958萬kW，約占總裝機容量的3.06%。2000—2010年全國發(fā)電總裝機容量及其增速變化見圖1。

圖1 2000—2010年全國發(fā)電總裝機容量及其增速變化Fig.1 The national installed capacity and the increasing rate in China 2000-2010

2010年，全國全口徑發(fā)電量42278億kW·h，與2005年的24975億kW·h相比增長69.28%。其中，水電6867億kW·h，約占總發(fā)電量的16.24%;火電34166億kW·h，約占總發(fā)電量的80.81%;核電747億kW·h，約占總發(fā)電量的1.77%;并網風電發(fā)電量494億 kW·h，約占總發(fā)電量的1.17%。2000—2010年全國總發(fā)電量及增速變化見圖2。

1.1.2 電源結構

1.1.2.1 化石能源發(fā)電情況

截至2010年底，全國火電裝機容量70967萬kW，約占總裝機容量的73.43%，裝機容量與2005年的39138萬kW相比增長81.33%。2010年，全國火電發(fā)電量34166億 kW·h，約占總發(fā)電量的80.81%，發(fā)電量與2005年的20437億kW·h相比增長67.18%。2000—2010年我國火電裝機容量及在總裝機容量中所占比例變化見圖3，火電發(fā)電量及在總發(fā)電量中所占比例變化見圖4。

圖2 2000—2010年全國總發(fā)電量及增速變化Fig.2 The national power generation and the increasing rate in China 2000-2010

1.1.2.2 非化石能源發(fā)電現(xiàn)狀

截至2010年底，全國非化石能源(文中指除火電以外的電源類型，主要包括水電、核電、風電、太陽能發(fā)電等)裝機容量達到25674萬kW，約占總裝機容量的26.57%，裝機容量與2005年的12580萬kW相比增長104.09%。2010年，全國非化石能源發(fā)電量達到 8112億 kW·h，約占總發(fā)電量的19.19%，發(fā)電量與2005年的4538億kW·h相比增長78.76%。2000—2010年我國非化石能源裝機容量及在總裝機容量中所占比例變化見圖5，非化石能源發(fā)電量及在總發(fā)電量中所占比例變化見圖6。

1.2 電網發(fā)展情況［1］

1.2.1 電網規(guī)模

截至2010年底，全國電網35 kV及以上輸電線路回路長度133.68萬 km，與2005年的97.36萬km相比增長37.30%。全國35 kV及以上變電設備容量36.17億kVA，與2005年的18.17億kVA相比增長99.06%。2000—2010年全國35 kV及以上輸電線路回路長度及增速變化見圖7，35 kV及以上變電設備容量及增速變化見圖8。

1.2.2 電網結構

近幾年，全國電網規(guī)模在不斷擴大的同時，電網結構也逐步向高等級發(fā)展。2005—2010年不同電壓等級輸電線路回路長度變化見表1，2005—2010年不同容量等級變電設備容量變化見表2。

表1 2005—2010年不同電壓等級輸電線路回路長度變化Table 1 Different voltage grade of transmission line in China 2005-2010 km

表2 2005—2010年不同容量等級變電設備容量變化Table 2 Different capacity grade of substation equipment in China 2005-2010 萬kVA

1.3 節(jié)能降耗情況［1］

2010年，全國6000 kW及以上火電廠供電標準煤耗繼續(xù)下降至333 g/(kW·h)，較2005年的370 g/(kW·h)下降37 g/(kW·h);全國發(fā)電廠用電率為5.43%，較2005年的5.87%下降0.44個百分點;全國電網線損率達到6.53%，較2005年的7.21%下降0.68個百分點，節(jié)能降耗成效明顯。2000—2010年我國火電機組平均供電標準煤耗變化見圖9，發(fā)電廠用電率變化見圖10，全國電網線損率變化見圖11。

圖9 2000—2010年我國火電機組平均供電標準煤耗變化Fig.9 The national averaged net coal consumption of coal-fired power plants in China 2000-2010

2 “十一五”燃煤電廠大氣污染物排放及控制情況

2.1 煙塵［2-3］

GB 13223—2003《火電廠大氣污染物排放標準》要求，第Ⅰ、Ⅱ時段機組自2010年1月1日起執(zhí)行該標準的排放濃度限值?！笆晃濉逼陂g大批現(xiàn)役燃煤機組進行了除塵器提效技術改造，除塵效率顯著提高。根據中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計分析，2010年電力煙塵排放總量160萬 t，比上年下降31.9%，全國平均煙塵排放績效值0.5 g/(kW·h)，比上年下降0.5 g/(kW·h)。“十一五”期間，火電發(fā)電量增長近70%，但電力煙塵排放總量比2005年降低了55.6%，單位火電發(fā)電量煙塵排放量降低約72.2%。2001—2010年全國火力發(fā)電廠煙塵排放情況見圖12。

圖12 2001—2010年全國火電廠煙塵排放情況Fig.12 The dust emission from coal-fired power plants in China 2001-2010

2.2 二氧化硫［2-3］

“十一五”期間，電力行業(yè)通過加大現(xiàn)役火電機組的煙氣脫硫技術改造力度，新建燃煤機組全部配套建設脫硫裝置，同時通過充分發(fā)揮結構減排、技術減排、管理減排的綜合減排作用，電力二氧化硫排放量持續(xù)下降［4］。根據中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計分析，2010年，全國電力二氧化硫排放926萬t，比上年下降2.3%，比2005年降低約29%。全國電力二氧化硫排放量占全國二氧化硫排放量的比例由2005年的51.0%下降到42.4%，減少8.6個百分點;火電二氧化硫排放績效由2005年的6.4 g/(kW·h)下降到2.7 g/(kW·h)，實現(xiàn)了國家“十一五”規(guī)劃目標，好于美國 2009年水平〔3.4 g/(kW·h)〕?！笆晃濉逼陂g，電力二氧化硫排放量下降374萬t(全國下降364萬t)，是全國的1.03倍，為全國二氧化硫減排做出了巨大的貢獻。2001—2010年全國及電力二氧化硫排放情況見圖13，電力二氧化硫削減情況見圖14。

截至2010年底，全國燃煤電廠已投運煙氣脫硫機組超過5.6億kW，約占煤電機組容量的86%，比美國2009年高36個百分點?！笆晃濉逼陂g全國新增燃煤機組脫硫裝置逾5億kW，占燃煤機組的比例較2005年提高72個百分點。2005—2010年全國燃煤電廠煙氣脫硫機組投運情況見圖15。

截至2010年底，在全國已投運的煙氣脫硫機組中，30萬kW及以上煙氣脫硫機組約占86%。石灰石-石膏濕法仍是主要脫硫方法，約占92%，其余脫硫方法中，海水法占3%，煙氣循環(huán)流化床法占2%，氨法占2%，其他方法占1%(圖16)。

圖15 2005—2010年全國燃煤電廠煙氣脫硫機組發(fā)展情況Fig.15 The development situation of coal-fired power units with flue-gas desulfurization in China 2005-2010

圖16 2010年底前全國已投運煙氣脫硫機組脫硫方法分布Fig.16 The proportion of flue-gas desulfurization technologies of coal-fired power plants in China 2010

2.3 氮氧化物［2-3］

根據中國電力企業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計分析，2010年全國電力NOx排放量約900萬t，NOx排放績效值約2.64 g/(kW·h);截至2010年底，全國已投運煙氣脫硝機組容量約9000萬kW，約占煤電機組容量的14%;在建、規(guī)劃(含規(guī)劃電廠項目)的脫硝工程容量超過1億kW。已投運的煙氣脫硝機組以新建機組為主，且95%以上采用選擇性催化還原法(SCR)工藝技術。2005—2010年全國火電廠煙氣脫硝機組投運情況見圖17。

2.4 汞［2-3］

2.4.1 排放情況

目前，官方尚未發(fā)布燃煤電廠汞排放數據，僅有部分學者和研究機構對我國大氣汞排放情況進行了研究。2010年環(huán)境保護部組織16家燃煤電廠開展汞排放監(jiān)測試點，相關研究工作正在積極進展中。2011年環(huán)境保護部頒布的GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》［5］要求自2015年1月1日起，燃燒鍋爐汞及其化合物執(zhí)行0.03 mg/m3的排放限值。

圖17 2005—2010年火電廠煙氣脫硝機組投運情況Fig.17 The nationwide power units with flue gas denitrification equipments 2005-2010

2.4.2 國際汞談判進程

2002年，聯(lián)合國環(huán)境規(guī)劃署(UNEP)專門對全球汞污染狀況進行了評估，指出“人為活動的汞排放已經明顯改變了全球汞的自然循環(huán)，對人類健康和生態(tài)系統(tǒng)構成了嚴重威脅”。在2009年2月召開的UNEP第25屆理事會會議上，與會各國部長同意建立關于汞的法律約束文件，成立政府間談判委員會(INC)起草法律文件。2010年6月、2011年1月和2011年10月分別召開會議，計劃再召開兩次會議，以期在2013年年初達成一項汞問題國際法律文書。

2.5 二氧化碳［2-3］

電力二氧化碳排放呈現(xiàn)排放總量上升、排放強度逐年下降的特點。據中國電力企業(yè)聯(lián)合會專家分析，電力行業(yè)通過發(fā)展非化石能源、降低供電煤耗和線損率等措施，以2005年為基準年，“十一五”期間，累計減排二氧化碳約17.4億t，成效顯著。其中，通過降低供電煤耗累計減排二氧化碳約9億t，占51%;通過發(fā)展水電累計減排二氧化碳約6.5億t，占37%?！笆晃濉逼陂g電力行業(yè)各項措施二氧化碳累計減排量貢獻比見圖18。

圖18“十一五”期間電力行業(yè)各項措施二氧化碳累計減排量貢獻比Fig.18The contribution ratio of cumulative emission reductions in power industry during the 11th five-year plan period

應對氣候變化的核心是減少溫室氣體的排放和增加碳匯，電力行業(yè)在能源轉換過程中排放的二氧化碳約占全國排放總量的50%，是二氧化碳減排的關鍵部門之一。我國正處在工業(yè)化、城鎮(zhèn)化快速發(fā)展的關鍵階段，電力需求快速增長，保障電力充足、安全、穩(wěn)定供應是電力行業(yè)的首要職責，發(fā)展仍然是我國電力行業(yè)的首要任務，必須在發(fā)展的前提下和發(fā)展的過程中解決應對氣候變化問題。而我國“富煤、缺油、乏氣”的資源稟賦條件決定了一次能源構成中以煤為主的狀況將長期存在，以煤電為主的格局難以發(fā)生重大變化。同時，由于我國煤電機組供電煤耗和電網線損率已達到國際先進水平，節(jié)能減排空間逐步縮小，降低二氧化碳排放強度空間有限。一方面電力行業(yè)必須通過加大可再生能源發(fā)電力度改善電力結構，加快發(fā)展智能電網促進清潔能源發(fā)電和提高輸配電效率，進一步通過科技進步提高煤炭清潔發(fā)電水平等措施;另一方面，積極推進電力需求側管理，提高全社會科學用電、節(jié)約用電、有序用電水平。

3 問題

“十一五”期間，電力行業(yè)認真貫徹落實國家節(jié)能減排大政方針，積極調整電力結構，加快電網建設步伐，加強節(jié)能減排工作力度，在保障電力安全、可靠供應的前提下，提前完成“十一五”節(jié)能減排規(guī)劃目標，為全國節(jié)能減排目標的實現(xiàn)做出了巨大貢獻［6-7］。但同時，也存在一定的問題。

3.1 依法節(jié)能減排

盡管我國基本形成了電力節(jié)能減排的法規(guī)體系，有強制性的污染物排放標準、環(huán)境影響評價、排污收費、限期治理、節(jié)能評價、清潔生產審核等制度性要求，而且也有如節(jié)能發(fā)電調度等引導性規(guī)定，而且這些制度性的手段比起發(fā)達國家多且復雜。根據依法治國的要求，應當按照法律的要求或者對法規(guī)框架和要求進行完善后嚴格執(zhí)法，從而達到環(huán)境效果。但在實際工作中仍以行政命令文件和行政管理手段為主，各部門間、中央部門與地方部門間的層出不窮疊床架屋式的行政要求，不僅使法規(guī)間、法規(guī)與行政要求間對企業(yè)節(jié)能減排的要求有不協(xié)調、不一致、難操作、配套差的情況發(fā)生，而且極大增加了行政管理成本、企業(yè)成本和全社會的負擔。如，從國家法定要求看，電廠二氧化硫排放濃度限值和電廠年排放總量限值是國家對電力行業(yè)二氧化硫控制的法定要求，這種要求既是強制性、可量化、可操作的要求，也是國際通行做法。但在實際執(zhí)行過程中，并不是通過法律途徑，而是通過約束性指標的層層行政分解到達電力企業(yè)，形成了兩條、甚至多條線的強制性管理要求。又如，對電廠的二氧化硫和氮氧化物的控制，有設施建設要求、有濃度要求、有排放總量要求、還有脫硫效率要求，甚至有脫硫方法或設備要求;既要滿足強制性法律要求，還要滿足強制性行政要求，還要交排污費，有的機組剛完成污染設施的增加或改造就要關停;有的企業(yè)已經將污染物排放的自動監(jiān)測數據傳輸到環(huán)保、電力監(jiān)管部門，但一年還要接受幾十次不同機構的檢查、核查等，與美國的電廠一個季度上報一次污染排放自動監(jiān)測數據的情況形成明顯的反差［8］。

3.2 科學節(jié)能減排

(1)制定目標缺乏投入產出分析。以二氧化硫為例，目前我國已有86%的燃煤機組安裝了煙氣脫硫裝置(不包括循環(huán)流化床鍋爐)，存量部分減排空間不大。如果再大幅度降低現(xiàn)役機組二氧化硫排放限值，其大部分脫硫裝置需進行二次改造，甚至部分脫硫設施要重新建設，或改用其他脫硫工藝。而這些脫硫裝置絕大部分是近五年才建設的。在較高脫硫率的條件下再進一步降低電力二氧化硫排放總量，則需要付出過高經濟代價和資源(如石灰石)及電能消耗。另外，由于電力布局的不斷調整，使得電力二氧化硫對環(huán)境質量尤其是城市環(huán)境質量的影響不斷減少［9］，非電行業(yè)的二氧化硫排放已成為影響環(huán)境質量的主要矛盾，但在新的行政要求中并沒有根據這些情況做根本性調整，并不是以環(huán)境影響的大小提出控制重點對象，而偏重于以誰好管管誰，偏好“鞭打快?！笔降墓芾?，這也是為什么環(huán)保成就巨大，但與人們對環(huán)境質量的感受不一致的原因之一。

(2)電力污染防治的科學性、經濟性論證有待加強。如燃煤電廠煙氣脫硫時，采用典型石灰石–石膏濕法脫硫工藝，廠用電率增加約1.2個百分點，相當于發(fā)電煤耗增加約4～5 g/(kW·h)，當電廠燃特低硫煤且環(huán)境容量能滿足要求時，能耗增加使得控制二氧化硫得不償失。

(3)污染治理技術路線選擇過于單一。如，脫硫工藝的選擇上一味追求高效率，不是根據標準、煤質、場地、副產品綜合利用等電廠實際情況優(yōu)選脫硫工藝，不僅造成了浪費，也影響了循環(huán)經濟型技術、自主知識產權技術的應用。

3.3 水電核電發(fā)展速度有待加快

為減緩溫室氣體排放，提高應對氣候變化能力，國家提出了到2020年我國非化石能源占一次能源消費比重達到15%的約束性目標。據中國電力企業(yè)聯(lián)合會初步測算，為保證能夠實現(xiàn)上述目標，到2020年，水電裝機要達到3.5億kW，核電裝機要達到8000萬kW，這是實現(xiàn)目標的關鍵因素。目前，我國水電裝機2.16億kW，核電裝機1082萬kW。國內大型水電站的建設周期是6～10年，核電站建設周期4～5年。如果不全力以赴加快水電和核電的發(fā)展，則很難保證順利實現(xiàn)國家確定的非化石能源占一次能源消費中的比重目標。

3.4 電價體系沒有完全反映環(huán)境治理成本

污染物控制補貼電價有待進一步完善。2004年以來，國家出臺了上網電價提高1.5分/(kW·h)的脫硫電價政策，對于提高發(fā)電企業(yè)安裝脫硫設施的積極性，減少二氧化硫排放起到了明顯的作用。但在脫硫電價執(zhí)行過程中仍然存在一些問題。如，部分已安裝脫硫設施的電廠的脫硫電價補償不能及時到位，1.5分/(kW·h)的脫硫電價難以解決高硫煤機組脫硫、老電廠脫硫技改、30萬kW以下小機組以及供熱機組脫硫的成本。又如，對已經安裝并正常運行煙氣脫硝裝置的燃煤電廠，國家發(fā)改委近期出臺了在部分地區(qū)的部分機組上加價0.8分/(kW·h)的脫硝電價試點政策，但從實際運行情況來看，不足以彌補電廠脫硝成本增支，對企業(yè)脫硝的主動性和積極性產生一定影響。目前，脫硫、脫硝成本部分納入電價范疇，但環(huán)境治理成本尚未完全合理地反映在電價體系上，影響節(jié)能減排工作，尤其是其他污染物防治工作的推動。

3.5 產業(yè)政策引導有待進一步完善

產業(yè)政策是政府部門為了實現(xiàn)一定的經濟和社會目標而對產業(yè)的形成和發(fā)展進行干預的各種政策的總和。從目前脫硫產業(yè)、脫硝產業(yè)和除塵產業(yè)看，部分產業(yè)政策仍需進一步完善。如，脫硝技術尚未完全掌握，脫硝催化劑尚未真正實現(xiàn)國產化，脫硫脫硝的相關技術規(guī)范尚未完善，相關經濟政策尚未落實，市場準入不嚴格等，以上都有賴于產業(yè)政策的進一步完善。

3.6 市場機制沒有充分發(fā)揮

在我國節(jié)約資源和保護環(huán)境的基本國策下，發(fā)電權交易和排污權交易作為促進節(jié)能減排的兩種有效的市場手段，得到了社會各界越來越多的關注與認可。而電力行業(yè)作為節(jié)能減排的重點領域，也成為這兩種市場手段的重點實施對象。近年，在國家“上大壓小”關停小火電政策背景下，電力行業(yè)通過開展“以大代小”發(fā)電權交易，取得了良好的節(jié)能減排效果。但與發(fā)電權交易相比，排放權交易的實施卻障礙重重。二氧化硫排污權交易存在法規(guī)、交易平臺、排放權分配、部門及地方政府間協(xié)調等障礙，需要配套明確可操作的規(guī)定才能實施，且目前利用排污權交易控制電力二氧化硫排放空間已經很小。在“十二五”期間，應以二氧化硫排污權交易和控制方式為鑒，如何完善排污權交易制度并利用排污權交易控制電力或其他行業(yè)氮氧化物排放，應成為下一個階段重點研究的方向。

4 建議

4.1 完善法律法規(guī)

根據科學發(fā)展觀及國家節(jié)能減排總體要求，不斷加強法律法規(guī)建設，加快推動《能源法》出臺，加緊《電力法》修訂工作，適時修訂《環(huán)境保護法》、《大氣污染防治法》，出臺應對氣候變化專項法規(guī)，科學修訂《火電廠大氣污染物排放標準》，以符合目前環(huán)保技術水平和經濟可承受能力。建議將節(jié)能減排的理念、指標、制度以及行業(yè)監(jiān)管職責等通過法制化的形式予以確定。逐步淡化或改變以行政要求為主的強制性節(jié)能減排的推進方式，建立法律推進的長效機制。加快完善環(huán)境目標制定的科學決策系統(tǒng)，建立科學的目標評估系統(tǒng)。

4.2 加強規(guī)劃協(xié)調

建議加快轉變電力發(fā)展方式、提高電力發(fā)展質量，堅持電力工業(yè)適度超前的原則，強化電力規(guī)劃、環(huán)保規(guī)劃、節(jié)能規(guī)劃的相互協(xié)調，建立科學的電力規(guī)劃管理機制。

4.3 強化市場手段

(1)繼續(xù)完善脫硫電價補償機制。對供熱電廠的供熱部分，老電廠、硫分高的電廠以及由于客觀條件導致脫硫成本高的特殊電廠(如煤質很差的坑口電廠)繼續(xù)合理補償脫硫電價，彌補成本增支。進一步明確脫硫電價核定標準和支持辦法，從根本上解決部分電廠脫硫電價不落實的問題。

(2)發(fā)揮市場機制作用，推動火電廠煙氣脫硫特許經營工作。鑒于火電廠煙氣脫硫特許經營的環(huán)保屬性，建議國家給予增值稅減免優(yōu)惠政策。

(3)完善火電廠煙氣脫硝的經濟政策。首先，綜合運用各種經濟手段推進火電廠的NOx控制工作，以最小的成本換取最大的環(huán)境效益，如排污權交易政策;其次，使脫硝的環(huán)境保護成本傳導到電價中去，鼓勵企業(yè)建設好、運行好脫硝裝置，對于脫硝電價應當根據成本進行核定，不應人為壓低電價，雖然不能讓企業(yè)通過脫硝賺錢，但也不應再加重企業(yè)的負擔、尤其是對于由于政策性原則形成的資不抵債、巨額虧損的煤電企業(yè);再次，收取的NOx排污費要全部用于NOx的治理，尤其是用于老電廠NOx治理技術改造;最后對一時不能實現(xiàn)國產化的設備及材料要有免稅或減稅措施。

［1］中國電力企業(yè)聯(lián)合會.中國電力行業(yè)年度發(fā)展報告:2011［M］.北京:中國市場出版社，2011.

［2］王志軒，張建宇.潘荔，中國電力減排研究:2011［M］.北京:中國市場出版社，2011.

［3］中國電力企業(yè)聯(lián)合會.中國燃煤電廠大氣污染物控制現(xiàn)狀:2010［M］.北京:中國電力出版社，2011.

［4］王志軒.火電廠二氧化硫減排的若干問題［J］.中國電力，2008，41(2):44-47.

［5］環(huán)境保護部，國家質量監(jiān)督檢驗檢疫總局.GB 13223—2011火電廠大氣污染物排放標準［EB/OL］.［2011-07-02］.http://bz.mep.gov.cn/bzwb/dqhjbh/dqgdwrywrwpfbz/201109/t20110921-217534.htm.

［6］中國電力企業(yè)聯(lián)合會.中國電力行業(yè)發(fā)展規(guī)劃研究報告:2011［M］.北京:中國水利水電出版社，2011.

［7］中國電力企業(yè)聯(lián)合會.改革開放三十年的中國電力［M］.北京:中國電力出版社，2008.

［8］張建宇，潘荔，楊帆，等.中國燃煤電廠大氣污染物控制現(xiàn)狀分析［J］.環(huán)境工程技術學報，2011，1(3):185-196.

［9］王志軒，潘荔，張晶杰，等.我國燃煤電廠“十二五”大氣污染物控制規(guī)劃的思考［J］.環(huán)境工程技術學報，2011，1(1):63-71.?