王信茂：治霾背景下的煤电发展研究

2013年年初以来,我国出现了以大面积、普遍性和常态化为特征的雾霾，事关百姓的身心健康。加快雾霾治理，消除民众的“心肺之患”，已刻不容缓。党中央、国务院高度重视，各地区、各部门迅速行动，定目标、建机制、强监管，在大气污染综合治理上迈出了新的步伐。

治理雾霾的重要措施之一是加快调整以煤炭为主的能源结构，合理控制煤炭消费总量。那么作为我国主力电源的煤电如何发展呢？

一、加快调整以煤炭为主的能源结构

我国已经成为世界上第一大能源生产国和消费国，2013年能源消费了37.6亿吨标准煤，其中煤炭消费量占一次能源消费总量的65.7%。可以预见未来能源需求还会保持一定的增长速度。如何在保证经济社会发展对能源需求的同时，实现生态文明建设的和谐发展呢？我认为就是要加快调整以煤炭为主的能源结构，促进能源绿色发展。

（一）借鉴国际经验，治理雾霾必须调整以煤炭为主的能源结构

有关资料显示，发达国家雾霾高发时期，无一例外的特征是煤炭占一次能源消费比例高；其治理雾霾的经验也说明，有效治理雾霾需要尽快改变以煤炭为主的能源结构，将煤炭占一次能源消费比例降到一个比较低的水平。我国治理雾霾也必须从调整能源结构入手，逐步改变以煤炭为主的能源结构，合理控制煤炭消费总量。

（二）在相当长一段时间内，煤炭作为主体能源的地位和承担保障国家能源安全稳定供应的重任难以改变

1、从我国资源储量来看，煤炭资源储量丰富。有资料显示：截至2012年末，全国已查明煤炭资源储量1.42万亿吨，占一次能源资源总量的94%。2013年石油、天然气对外依存度已分别达到58.1%和31.6%。

2、从我国能源的消费来看，2000年我国能源消费总量为14.55

亿吨标准煤, 其中煤炭消费量占能源消费总量的69.2%，随着我国经济进入新一轮快速增长通道，经济结构重型化加剧，能源需求快速增长，能源结构也呈逆转之势， 2006-2007年煤炭消费量占能源消费总量达到71.1%的顶点，2008年受国际金融危机的影响，我国能源需求增长减缓，煤炭消费量占能源消费总量的比例逐渐下降到2010年的68.0%。近三年来，煤炭在我国一次能源消费中的比重以每年接近1%的速度下降，从2011年的68.4%到2013年的65.7%，详见表1。预计未来相当长一段时期内煤炭仍将成为我国第一大能源消费选择,其比重下降缓慢。

我国能源发展的实践表明，调整以煤炭为主的能源结构是一个长期的历史过程，不可能一蹴而就。

3、从我国中长期能源需求来看，为实现党的十八大报告提出的“两个百年”战略目标，保障国民经济发展，我国能源需求还将持续增加。据有关部门测算，到2020年我国能源需求总量将达到52亿吨标准煤左右，煤炭需求量47亿吨左右，约占60%，煤炭仍将是我国的主要能源。

综上所述，由于富煤贫油少气的能源资源禀赋特点，决定了我国今后在相当长的一段时间内，煤炭作为主体能源的地位难以改变。为了经济社会的可持续发展，我国必须要有一种稳定、可靠、经济的能源资源保障国家的能源安全，而立足国内是我国能源战略的出发点，这就决定了煤炭仍将承担保障能源安全稳定供应的重任。

（三）清洁能源必须加快发展，但短期内还难以大规模替代传统化石能源

我国治理雾霾必须加快发展清洁能源，才能逐步改变以煤炭为主的能源结构。

从我国清洁能源发展来看，虽然取得了很大成绩，但到2013年清洁能源消费仅占一次能源消费的9.8%，距离2015年清洁能源的比重达到11.4%的规划目标，还有1.6个百分点的距离。到2020年，达到我国政府向国际社会作出的两项承诺---非化石能源占一次能源消费的15%左右，单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%--45%，我们还需要作出极大的努力。2013年，我国发电装机容量达到了124738万千瓦，其中清洁能源发电装机共计38490万千瓦，仅占全国发电装机的30.86%；全国全口径发电量达到53474亿千瓦时，其中清洁能源发电量达到11572亿千瓦时，仅占全国发电量的21.64%，说明清洁能源的作用有限，发展任务仍然非常艰巨。由于受技术、经济、安全等方面因素制约，清洁能源未来供应能力仍存在不确定性，短期内难以大规模替代传统化石能源。

因此，我国治理雾霾必须继续加快发展以水电和核电为重点的清洁能源，在充分考虑电力系统消纳能力、电价承受能力以及保持国内产业国际竞争力的条件下积极发展风电、太阳能发电等非水可再生能源发电和分布式能源系统；为促进大型能源基地集约化开发和清洁能源高效利用，必须加快建设坚强的主网架，加快建设跨区域输电通道，加强城乡配电网建设改造，提高电网的智能化水平。与此同时，我们必须高度重视煤炭的清洁高效利用，把煤炭清洁高效利用与发展清洁能源统筹规划，共同推进，才能更快更有效地治理雾霾，为建设天蓝、地绿、水净的能源生态文明作出贡献。

二、提高煤电的清洁化水平

（一）我国煤电发展现状

2013年，我国煤电装机容量达到78621万千瓦，比2012年增长4.86%，占全国发电装机的63.03%,占比降低了2.64个百分点。煤电发电量达到39474亿千瓦时，比2012年增长6.70%,占全国发电量的73.82%，占比降低了0.57个百分点。30万千瓦及以上燃煤机组容量所占比例提高1个百分点。同时,关停了小燃煤机组447万千瓦,全国6000千瓦及以上燃煤机组供电标准煤耗321克/千瓦时,比2012年降低4克/千瓦时，提前两年完成国家节能减排“十二五”规划的目标（323克/千瓦时），达到国际先进水平；由于我国煤炭资源禀赋特征以及环境成本还没有完全到位，决定了煤电具有较好的供应安全性和经济性。上述表明：当前和今后相当长的一段时间内，煤电仍是我国的主体电源。

（二）我国燃煤电厂的污染控制已经达到世界先进水平

PM2.5是形成雾霾的主要物质。从PM2.5来源和产生机理来看，火电厂是产生PM2.5污染的行业之一，其对大气中的PM2.5的贡献一部分是直接排放（一次PM2.5），另一部分则是排放的二氧化硫和氮氧化物在大气中转化生成的硫酸盐和硝酸盐（二次PM2.5）。据初步统计分析，截止2013年底，我国具备脱硫能力的燃煤机组占煤电机组比例接近100%，脱硫设施运行可靠性水平进一步提高；全国脱硝机组投入容量接近4.3亿千瓦,占煤电机组容量的比例接近55%；煤电机组除尘器加大改造力度，高效电袋除尘器、袋式除尘器的应用比例进一步提高。由于这些污染控制装置发挥了巨大的减排作用，在发电量持续增长、燃煤量不断增加的情况下，全国燃煤电厂每年烟尘排放总量从1980年的399万吨，下降至2012年的151万吨，每千瓦时的烟尘排放量由1980年的16.5克降至2012年的0.4克；二氧化硫排放量由2005年的1300万吨降至2012年的883万吨，每千瓦时二氧化硫排放量由2005年的6.4克下降至2012年的2.26克；每千瓦时的氮氧化物排放量由2005年的3.6克下降至2012年的2.4克。2013年,虽然煤电发电量同比增长约6.70%,但电力行业烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放总量预计将分别下降约6%、7%、12%，排放总量将分别降至约142万吨、820万吨、834万吨，相应的污染物每千瓦时排放绩效分别下降约12%、13%、18%。同时，近20多年来除城市供热电厂外，绝大部分纯发电电厂建设在我国西部、北部地区或对环境影响相对较小的地方。可以看出，燃煤电厂对PM2.5的影响得到极大的降低。

（三）要把推动煤电的清洁高效利用与发展清洁能源发电放在同等重要的位置

国家环保部和国家质量监督检验检疫总局联合发布的《火电大气污染物排放标准》中，对于大气污染物特别排放限值，燃煤锅炉：二氧化硫为50毫克/立方米、氮氧化合物为100毫克/立方米、烟尘为20毫克/立方米；以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组：二氧化硫为35毫克/立方米、氮氧化合物燃气锅炉为100毫克/立方米、燃气轮机组为50毫克/立方米、烟尘为5毫克/立方米。

我们既要看到为了治理雾霾等大气污染问题，以减少PM2.5排放为目的陆续出台的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放标准和各种环保要求，又要理性接受今后相当长的一段时间内，我国以煤炭为主的能源结构难有大的改变的现实。在这种条件下，东部地区为了寻求能源电力安全供应之路，发电企业为了使能源电力生产过程中，污染物排放能满足环保和生态保护要求，更是为了储备、示范先进的煤电清洁化技术、提高企业的竞争力，新一轮的燃煤电厂污染控制的技术改造和建设正在展开。例如：

1、上海外高桥第三电厂运营2台百万千瓦超超临界机组，已经实现了机组综合排放水平优于燃气电厂，当前该厂二氧化硫排放稳定在30毫克／立方米左右、氮氧化物在20毫克／立方米左右,烟尘不超过5毫克/立方米。

2、浙能集团以在建的浙能六横电厂、浙能台州第二电厂和已建的嘉兴电厂三期（均为2台百万千瓦燃煤机组）作为示范工程,采用世界先进的除尘技术--湿式电除尘技术，实施后使燃煤机组的排放达到天然气机组的排放标准，预计这三个项目在2014-2015年完成。浙能集团今后新建机组都将按烟气超低排放标准设计建造。目前，该集团已经着手开展所有60万千瓦等级及以下燃煤机组超低排放改造的相关前期准备工作，将从今年下半年陆续开展,争取用3年时间全面完成技术改造。

3、国电山东电力有限公司选择国电石横热电联产5号机组，启动了烟气污染物“近零排放”示范改造工程总体可研，要求在满足山东省新的地方排放标准的条件下，采用高效协同脱除技术，对脱硝、脱硫、除尘系统进一步提效改造，使机组烟气的主要污染物排放浓度达到燃气机组的排放标准。

我们还注意到，华能集团在新加坡建设的登布苏燃煤热电多联产项目，依靠其在煤电领域世界领先的技术和经验，采用燃烧效率高、氮氧化物排放低的循环流化床技术，燃用低硫煤、掺烧生物质，煤炭运输和储存封闭化，污水无害处理循环使用、安装除尘器以及灰渣结晶化处理等洁净煤发电技术。从2013年2月投产运行以来，一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫、汞、固体颗粒物的排放水平，不仅大大低于新加坡环保署为该项目设置的排放限值，而且一氧化碳、二氧化硫和汞的排放与天然气机组的排放水平持平，在氮氧化物和固体颗粒物排放上，甚至低于天然气机组的水平。

综上所述，在面对节能减排压力与雾霾威胁的背景下，由于发电和环保行业的不断努力，使得大气污染物排放控制技术较快发展，单位燃煤的污染物排放强度逐步降低，使示范项目煤电排放达到或将要达到燃气发电的排放标准，进一步提高了我国以煤电为主的电源结构的清洁化水平。如果有可能推广，将会带动整个发电行业环保水平的突飞猛进。说明只要我们立足科技创新，采用先进的洁净煤发电技术和节能环保技术，煤电也可以实现绿色发展，既可以保证电力安全供应，又对治理雾霾做出较大的贡献。

因此，我们必须高度重视煤电的清洁高效利用，要把推动煤电的清洁高效利用与发展清洁能源发电放在同等重要的位置。

（三）提高发电用煤占比，有利于我国大气污染防治

实践表明，煤炭利用的清洁化关键是提高煤炭的集中利用程度，减少其在终端分散利用的比例。让煤炭更集中在发电等减排优势明显的领域，实现集中应用，集中治理，同时，尽可能地减少终端分散利用的煤炭。这样，能有效降低大气污染物的排放量。经济发达国家将8０％以上的煤炭转换为电力，这是一个国际大趋势。我国6000千瓦及以上电厂发电供热耗用原煤占煤炭消费总量的比例由2000年的42.0%，提高到2011年的57.6%，2012年下降到53.1%。详见表2。同一时期，美国、德国的发电用煤占比分别高达93.3%、83.9%。说明我国发电用煤占比还有较大的提升空间。进一步提高我国发电用煤占比，将更加有利于我国大气污染防治。

顺便说一下，有关研究资料表明：我国燃煤的比例大体上是发电占50%多一点，工业窑炉占25%左右，中小型锅炉占25%左右。燃煤造成的烟尘和二氧化硫的排放大体上占全国的70%左右。工业窑炉的排放大体上占燃煤排放的25%；对于燃煤发电，由于国家制定的污染物排放标准最为严格，取得的效果也最显著，仅占燃煤排放的15%左右；其余的主要是中小型燃煤锅炉的排放。也就是说，占煤炭消费25%左右的中小型燃煤锅炉排放的各种污染物，占全部煤炭污染物排放的60%以上,且散烧煤由于烟囱低、排放的位置在人群较为密集的地区，因此比燃煤电厂排放影响更大。因此，降低燃煤消费和减少污染，国家要避免“鞭打快牛”之嫌，要像对发电行业那样，狠抓钢铁、水泥、化工等非电用煤行业和散煤用户的减排治理,加快脱硫、脱硝、除尘改造工程建设,加强减排监管。建议国家对散煤用户进行深入的调查，研究其存在的原因、改造的成本和替代的方法；研究制定中小企业、居民尽快用上清洁能源及天然气、以电代煤的支持政策以及政府加强监管的措施。

三、建议：存量改造，增量优化

从治理雾霾的长期性、艰巨性出发，国家需要深入研究治理雾霾中的煤电发展问题。

（一）在煤电存量方面，国家要支持发电企业像国电集团、浙能集团那样，积极创新或采用先进技术，对已运营机组进行升级改造，使燃煤机组可以接近或达到燃气机组的排放标准，大幅度降低污染物排放水平。这在我国天然气资源少、价格高的条件下，如何优化发展煤电是有重要意义的；

（二）在煤电增量方面，国家要优化煤电布局，加快西部、北部煤炭基地煤电一体化开发，推进输煤输电并举；在供热负荷落实地区，优先发展热电联产；国家要支持发电企业像华能集团那样，在新建项目中研究、创新洁净煤发电技术，建设大容量高参数煤电机组和整体煤气化联合循环机组、循环流化床机组，进一步降低污染排放。

（三）在国家政策方面，能源主管部门应组织发电企业、科研机构、装备企业、行业协会等全面、深入地研究提高煤电高效清洁化水平的问题。需要我们对以下问题做出科学的回答：

1、既然燃煤机组经过技术改造，其排放水平可以接近或达到燃气机组的排放标准，既然燃煤电厂能在以花园城市著称的新加坡建成，那么在我国中东部大气环境问题突出地区推广建设与燃气机组排放水平持平的燃煤电厂必要性、可行性如何？在天然气短缺的情况下，如何掌握燃气供热电厂替代燃煤供热电厂的尺度？嘉兴电厂三期百万燃煤机组烟气清洁排放示范工程建成之后，可否为中东部地区发展煤电创出一条新路？煤电产业发展政策是否需要微调？

2、除了技术创新问题外，全面提高煤电高效清洁化水平的经济性问题也需要深入研究。据了解，浙能集团预计每台百万千瓦燃煤机组超低排放改造费用超过2亿元，年运行成本增加约0.5亿元；其集团内仅60万千瓦级机组改造资金就需要近40亿元。从社会成本来看，从目前我国真正的污染问题仍然是结构性污染的现实来看，从技术的可实现性来看，是否值得大面积推广？这里有一个增加的投资与减少的排放以取得环境效益的比较问题。

3、在能源发展“十三五”规划中，如何科学合理地制定燃煤电厂的污染控制水平？无论从科学发展的角度看，还是从发达国家成功控制燃煤电厂污染的经验看，煤电的科学发展需要有合理的排放标准，过宽则对环境造成污染，过严则成本--效益递减，使全社会成本增加，得不偿失。据有关权威专家估计，燃煤机组按超低排放标准改造费用每千瓦时大概需要增加几分钱左右的成本，考虑到将废水、废渣进一步提高环保要求，并考虑到进一步提高效率，减少二氧化碳排放，每千瓦时可能需要增加一毛钱左右的成本。

4、如何继续完善环保电价机制？脱硫、脱硝电价在环保改造中发挥了巨大作用，但随着标准及地方环保要求越来越严，现有环保电价难以抵消成本。如果国家鼓励发电企业进一步提高煤电的清洁化水平，必须从环保电价、金融等方面加大政策支持力度。同时，随着火电不断发挥可再生能源发电调峰的作用，使可再生能源资源丰富地区的火电厂利用小时数大幅度下降，火电厂持续亏损，难以维系企业的简单再生产，影响到电网安全，应加快研究火电的调峰和支撑可再生能源发展的电价互补机制。

5、如何加强燃煤电厂对雾霾影响的科学认识和宣传工作。进入新世纪以来，电力烟尘、二氧化硫排放总量大幅度下降，从2012年开始氮氧化物也实现了总量下降，而这期间全国雾霾天是明显增加的，在一定程度上说明了电力排放并不是雾霾产生的最主要原因。部分媒体、专家、包括一部分政府工作人员对电力污染物排放及对环境影响的认识与实际情况差别很大，类似治理雾霾“减煤就是减煤电”的认识判断的偏差，不仅易使电力行业污染物控制政策产生偏差，更重要的是贻误治理雾霾的时机。