2015年12月2日国务院常务会议决定，在2020年之前对燃煤电厂全面实施超低排放和节能改造，同时环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局三部门印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》和《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》等支持政策，加快推进燃煤电厂超低排放改造进程。至此，我国正式启动了全面的燃煤电厂超低排放工作。超低排放是一项系统工程，推行过程中面临诸多挑战，也存在不少问题与“痛点”。
燃煤机组超低排放改造浪潮由企业发起、地方政府推动，并得到了国家认可。从超低排放发展迅速的京津冀、长三角和珠三角及周边地区情况看，污染较为严重、污染物排放总量削减任务较重，同时电力需求增长较为迫切，超低排放的实施为新建项目腾出一定发展空间。燃煤电厂超低排放是在煤炭消费总量控制和污染物排放总量控制的双重压力下出现的，快速发展过程中在认识、监管等方面都存在一些问题。
超低排放规定的污染因子范围较窄
国务院决定明确规定了超低排放的实施时间，接近或达到天然气燃气轮机组的排放标准，明确了排放限值，即在基准含氧量6%条件下，氮氧化物、二氧化硫和烟尘排放浓度分别不高于50毫克/立方米、35毫克/立方米、10毫克/立方米。单从这三项污染物来看，我国《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)其严格程度与欧盟、美国以及日本不相上下，某些排放限值甚至比欧盟更严格。无论是新建机组还是现有机组，我国燃煤电厂二氧化硫和氮氧化物排放标准均严于欧盟最新标准;美国新建机组排放标准与我国特别排放限值相当;欧盟2013年新建30万千瓦以上机组排放限值执行烟尘10毫克/立方米，严于排放标准，接近我国超低排放限值。但是，国外污染物排放标准控制项目比我国多，如美国对于燃煤电厂除了二氧化硫、氮氧化物和汞外，对可吸入颗粒物和非汞重金属等也有规定，并有明确的监测要求。
行业超低排放污染物减排成本较高
超低排放在技术上没有区域性的差别，燃煤机组超低排放改造的费用差异较大，影响成本的因素主要在技术选择、燃煤质量以及运行管理上。调查发现，现有机组超低排放改造成本较大，特别是最近几年新完成的环保达标改造的机组。超低排放改造污染物削减成本较高，平均单位脱硫改造成本增加了10.07元/千克，平均单位除尘改造成本增加了15.49元/千克。一直以来，普遍认为电力行业技术成熟和成本相对较低、减排贡献大;但是，根据现阶段调研和环境统计得到的企业数据，通过回归分析发现，钢铁行业除尘和水泥行业脱硝成本低于火电行业，电力行业污染减排成本优势已经不明显，而超低排放减排不具备成本优势。超低排放电价将推高电网销售电价，增加污染减排的社会成本。按照燃煤机组超低排放电价增加1.0分/千瓦时标准，以2013年燃煤发电量计算，每年需要资金397.76亿元，分摊到全国发电量，电价将升高0.74分/千瓦时。
超低排放监管难度较大
对于火电厂低浓度的烟尘测试方法很多，但是没有出台相关的符合国家标准规范的标准测试方法，目前的《固定污染源烟气排放连续检测技术规范(试行)》要求，绝对误差不超过±15毫克/立方米，而超低排放的最低限值是10毫克/立方米，已经不能适应超低排放的浓度。同时烟气汞监测设备、PM2.5监测设备、超低量程监测设备、烟尘监测设备的采购中，大部分市场份额被进口产品占领，国内企业很多都达不到要求。从目前企业排放浓度监测看，最低可达1毫克/立方米，监测设备和监测规范的缺乏给超低排放监管带来了困惑。
新闻中心