走向绿色：我国火电推进环保发展

火电行业是我国环境治理的先导行业、重点行业。在持续多年环保各项政策措施的实施引领下，生态环保推动火电行业高质量发展的良好形态已基本形成，行业节能减排绩效、绿色发展水平整体已进入世界先进行列［10，17］。

政策法规、技术标准、环境治理等在火电行业持续发力，加速推动了火电行业提升绿色技术研发能力、环境治污设施投入及企业环境守法意识，带动火电行业整体向节能低碳、绿色环保方向发展。

1）密集出台法规标准、技术要求

2012年，我国火电行业烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放标准全面加严，达到或超过国际最严水平线，其中对12个重点区域执行特别排放限值，进一步严格控制污染物排放浓度。“十三五”以来，我国提出燃煤机组超低排放限值，加快推动火电企业清洁技术改造升级（见表1-3）。随着国家《大气污染防治行动计划》《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》等一系列行动计划的密集出台，提出了2017年火电行业PM10排放强度比2012年下降30%以上，2020年新建燃煤发电机组供电煤耗低于300 g/kW·h，污染物排放接近燃气机组排放水平等更高绿色绩效目标。同时期原环保部针对火电烟气治理发布了《火电厂烟气治理设施运行管理技术规范》《火电厂除尘工程技术规范》等多项技术规范（见表1-4）。

表1-3　燃煤发电排放标准国际对标［17］

表1-4　我国火电行业的技术导则［17］

2）实施淘汰落后产能等政策

2005年以来，国家对火电行业产能过剩、重复建设及落后产能淘汰等开展了整治工作。2017年，国家发改委等部委联合发布的《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出“十三五”期间停建和缓建煤电产能150 GW，淘汰落后产能20 GW以上。通过强化环评审批，国家明确提出不予批准城市建成区、地级及以上城市规划区除热电联产以外的燃煤发电项目、大气污染防治重点控制区除“上大压小”和热电联产以外的燃煤发电项目，进一步遏制火电行业产能重复建设、提升行业整体竞争能力。随着国家从严淘汰落后产能，“上大压小”政策的持续实施，倒逼火电行业有序发展［10］。

3）建立环境补贴等环境经济政策机制

2007年与2014年，国家相继出台《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》，明确环保脱硫、脱硝、除尘的电价补贴政策。其中，燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由0.8分/千瓦时提高至1.0分/千瓦时；脱硫补贴为1.5分/千瓦时，除尘补贴为0.2分/千瓦时（见表1-5）。2015年底，国务院出台《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，提出对2016年1月1日前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量补贴加价1分/千瓦时，其后并网运行的新建机组补贴加价0.5分/千瓦时，有效提升了火电企业超低排放技改的积极性与改造速度。

4）加严环境监测、监管执法

2014年，《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行管理办法》印发实施，提出了燃煤发电机组必须按环保规定安装脱硫、脱硝和除尘环保设施，发电企业必须安装运行烟气排放连续监测系统并与环保部门和电网企业联网，对达不到国家和地方规定的污染物排放限值的发电企业，没收环保电价款，并视超标情况处以5倍以下罚款。强化环保设施监管，要求燃煤电厂把环保设施纳入企业发电主设备管理系统统一管理，对烟气自动监控系统（CEMS）和分布式控制系统（DCS）数据弄虚作假的行为予以严惩，进一步提升了火电企业在线监测、监管水平。加大监督执法力度，对偷排、漏排企业的惩治力度持续提升，有力地推动了火电行业形成公平竞争环境。

表1-5　2008—2015年燃煤发电补贴［17］

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改革开放40年来，我国煤电系统脱胎换骨，规模上属于世界最大，技术上达到世界先进水平。主要体现在如下五个方面。

（1）煤电设备更新换代，能效水平世界先进。我国煤电超超临界机组在单机容量、蒸汽参数、机组效率、供电煤耗等方面均达到世界先进水平。百万千瓦级超超临界空冷机组、示范电站60万千瓦超临界循环流化床机组已经达到世界领先水平。在役机组广泛通过汽轮机通流改造、烟气余热深度利用改造、优化辅机改造、机组运行方式优化等，使机组的技术水平不断提高［17］。改革开放初期，我国只有少数2×105 kW机组，而目前已形成以3×105 kW、6×105 kW和1×106 kW的大型国产发电机组为主力机组的发电系统。2018年全国6×103 kW及以上火电机组供电煤耗308 g/kW·h，比1978年的471 g/kW·h下降了163 g/kW·h。单位发电量耗水量由2000年的4.1 kg/kW·h降至2017年的1.25 kg/kW·h，降幅近70%［15］。与世界主要煤电国家相比，在不考虑负荷因素影响下，我国煤电效率与日本基本持平，总体上优于德国和美国。

（2）煤电大气污染物排放控制水平世界先进。1979—2017年，我国火电行业依次开展了以烟尘减排，烟气脱硫、脱硝为主的污染物减排治理。煤电烟尘排放量由1978年的约6×106 t，降至2017年的2.6×105 t左右，下降了近96%；二氧化硫排放量由2006年的峰值1.35×107 t，降至2017年的1.2×106 t左右，比峰值下降了91%；氮氧化物排放量由2011年的峰值1×107 t左右，降至2017年的1.14×106 t左右，比峰值下降了近89%。2000—2017年，全国单位火电发电量二氧化硫、氮氧化物（比2005年）和烟尘排放量分别下降了98%、91%和95%（见图1-2）。

图1-2　2005—2017年火电行业污染物排放与资源能源消耗情况

我国的火电结构仍以燃煤发电为主（见图1-3）。我国单位发电量污染物排放强度和排放总量均显著下降。2018年与1978年相比，我国单位发电量煤电烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别由约26 g/kW·h、10 g/kW·h和3.6 g/kW·h，下降到0.06 g/kW·h、0.26 g/kW·h和0.25 g/kW·h［15］。与其他国家相比，我国单位火电发电量的二氧化硫、氮氧化物排放量仅略低于日本，明显好于美国、德国等发达国家，单位火电发电量烟尘排放量与美国、加拿大、法国持平，与英国、德国仍有一定差距，总体已经进入世界领先水平（见表1-6）。

图1-3　世界部分国家发电量构成［22］

表1-6　中国火电行业资源环境绩效国际对标情况

电力行业碳排放强度明显下降。据初步分析，1978年生产1 kW·h电能，火电碳排放强度与全电力碳排放强度分别约为1 312 g/kW·h（以二氧化碳计）和1 083 g/kW·h，2017年降低到843 g/kW·h和598 g/kW·h，分别降低了35.7%和44.8%［10］。

基于更加严格的法规标准，我国火电行业脱硫、脱硝、除尘等清洁技术改造提速，积极引进及自主创新多种脱硫、脱硝工艺技术，火电大气污染治理技术已达到世界先进水平，部分技术处于世界领先水平。截至2017年底，我国除尘设施中电除尘器占69%，平均除尘效率达99.9%以上。我国已投运煤电烟气脱硫机组容量超过9.4×108 kW，占全国煤电机组总装机容量的95.8%，我国已投运火电厂烟气脱硝机组容量为1.02×109 kW，占全国火电机组总装机容量的98.4%；累计完成燃煤电厂超低排放改造为7×108 kW，占全国煤电机组总装机容量比重超过70%［23］。全国火电机组平均供电煤耗由392 g/kW·h下降至309 g/kW·h，下降了21%。

（3）火电厂废水治理和控制技术走在世界前列。20世纪80年代初期开始解决一些燃煤电厂没有建设灰场、灰渣经水力除灰后排放到江河湖海的历史问题，经过十几年的努力，到1995年底原电力部直属电厂全部停止向江河排灰。同时，燃煤电厂逐步普遍采用废水回收利用、梯级利用、改造水力输灰为气力输灰、提高循环水浓缩倍率等方式减少排水量。2000年火电行业废水排放量为1.53×109 t，2005年达到顶峰约2.02×109 t，2017年降至2.7×108 t，较峰值下降了86.6%。火电行业单位发电量废水排放量由2000年的1.38 kg/kW·h降至2017年的0.06 kg/kW·h，降低95.7%。我国在火电厂用水优化设计、循环水高浓缩倍率水处理技术、超滤反渗透的应用边界拓展、高盐浓缩性废水处理等方面已经走在世界前列［24-25］。

（4）燃煤电厂固体废物综合利用领域不断拓宽。燃煤电厂固体废物主要为粉煤灰与脱硫石膏。我国粉煤灰已广泛应用于水泥、加气混凝土、陶粒、砂浆等生产建筑材料，路面基层、水泥混凝土路面等生产筑路材料，回填矿坑、农业利用，以及提取漂珠等高附加值利用等方面。“十一五”以来，随着电煤消费量的提高和脱硫装置的普遍应用，脱硫石膏产量不断增加，综合利用途径也不断拓宽，现已广泛应用于水泥缓凝剂、石膏建材、改良土壤、回填路基材料等。2017年，全国燃煤电厂产生粉煤灰约5.1×108 t，综合利用率约为72%；产生脱硫石膏约7.55×107 t，综合利用率约为75%。

（5）发电成本得到严格控制［26-27］。我国终端消费电价由政府定价，且存在复杂的工商业用电补贴及居民用电等交叉补贴，以及从电量中收取附加税、费的情况，难以从终端消费电价水平上分析发电成本情况。另外，煤电上网电价采取了体现区域特点的以成本为基础的标杆电价方法，但煤电总成本主要由建设投资和运行成本构成，在总成本中燃料成本已达70%左右，煤炭价格在波动中，近年来持续处在高位，难以体现出发电行业自身控制成本的贡献。从单位千瓦煤电造价水平的变化以及发电企业劳动生产率的变化，可以基本反映出煤电成本控制情况。按可变价格计算（不考虑通货膨胀因素），20世纪90年代单机3×105 kW机组的千瓦造价约为5 000元人民币，而今单机百万千瓦超超临界机组的造价约为4 000元人民币；电厂人均劳动生产率提高百倍左右。煤电标杆电价从全国大部分地区来看为每度人民币0.26～0.45元，显著低于气电、核电、可再生能源上网电价。煤电是支撑我国经济社会发展低成本用电的主体。