依法与科学是开展超低排放应遵循的首要原则

　　自去年以来，很多火电企业开始超低排放改造或建设，本报一直持续关注这个动向，不光关注各地动态，也派出记者调查，关注这件事背后的各种逻辑、动机、效率和效果。对于火电企业超低排放，有赞成的声音，也有反对的声音，兼听则明，本期声音版再发一篇报道，文章提出，依法与科学，是开展超低排放的首要问题。

　　当前，燃煤电厂超低排放改造或建设，正由浙江、广东、江苏、山东、山西、陕西、四川等省市向全国扩展。但超低排放不仅涉及大气污染的治理系统，也对综合污染治理系统（废水、灰渣等）、污染监测系统、主设备（锅炉、汽机等）系统、燃料系统等产生不同程度影响，还直接涉及到法规、环保体制、经济政策、技术规范等一系列改革和调整。

　　因此，超低排放是一项庞大的系统工程，依法与科学是开展超低排放的首要问题。

　　两条半法律在管排放

　　一是污染物排放标准，二是环境影响评价，半条是总量控制指标分配

　　当前，多数国家对燃煤电厂排污的法定要求是限定污染物排放浓度、排放速率（每小时排放量）、治理设施的脱除效率等。像美国曾运用排污权交易手段解决二氧化硫排放总量控制（酸雨问题），监管部门大多是环境保护部门，监管方法一般是根据明确的技术规则，由排污者申报、第三方认可、信息公开、政府监管。

　　根据我国依法治国要求，以及《立法法》、《行政许可法》、《环境保护法》等规定，实施超低排放，要由法律规定排放限值，企业自主决定治理办法，政府监管排放达标程度，三者要相辅相成。

　　目前，燃煤电厂污染物排放控制通过“两条半”法律实施，一是污染物排放标准，二是环境影响评价，半条是总量控制指标分配，而排污许可证可视为“两条半”的综合。

　　从排放标准来看，1991年，国家环保部门颁布了火电厂大气污染物排放标准，一些地方政府甚至制订了比国家更严的排放标准。

　　从环境影响评价来看，我国实际上已经开展了近30年，有完备的法定程序和要求。

　　虽然2003年修订的《大气污染防治法》中就提出总量控制的要求，，但未按法律规定的配套分配办法。在实际操作中，则通过规划，或政府与企业签订责任状的方式进行，只能视为“半条”法律。

　　相对于发达国家，我国对企业排污的法律要求多而重叠，不同法律性质的环保要求，如同多条红线管制，又由不同部门、不同级别、不同规则的裁判裁量一样，电力企业常难以分清。

　　事实上，在燃煤电厂的污染控制要求中，排放标准和环境影响评价两条完整的法律途径，是完全能满足国家对环保的要求。

　　一是所有新建项目必须通过环境影响报告书的审批环节，所有企业都必须执行污染物排放标准，因此所有减排要求（如总量控制和规划目标的要求）都可通过这两部法律落实。

　　二是从《环境保护法》、《大气污染防治法》对排放标准的作用和制定要求来看，只要科学制定、严格执行排放标准，可实现对燃煤电厂污染物排放的有效控制。但绕过法律、过多行使行政手段管理燃煤电厂排污，则会形成环境管理的混乱。

　　超低排放能否改善环境质量？

　　科学治理是实施煤电超低排放的充分条件，应弄清对空气质量改善的效果

　　企业实施超低排放，达到什么程度，要经过科学论证和实践检验，科学治理是实施煤电超低排放的充分条件。

　　对于燃煤电厂这样的高烟囱排放源来说，受空气污染气象特征、大气化学及环境中污染物成份浓度的影响，某种污染物（如二氧化硫）排放量的变化与其在环境质量中浓度变化并不成线性关系。

　　加拿大某市灰霾成因研究发现，离市中心约40km范围内有7座火电厂（其中4座燃煤电厂），排放的PM2.5、SO2、NOx占污染源总排放量的比例分别为18.5%、69.3%、43.8%。但模式预测结果表明，11个空气质量监测点上的PM2.5浓度增量为1～1.5ug/m3，占总污染源造成的浓度份额为2%左右，而商业与居民排放却占20%～70%，其他污染源占5%～60%。

　　实践证明，PM2.5是复合型污染，且一次污染物转换为二次污染物对灰霾的贡献，要远远大于烟尘排放的直接影响。在燃煤电厂烟尘排放限值明显低于二氧化硫、氮氧化物的情况下，应对3项污染物的总量进行考核，可将气态污染物减排替代烟尘减排，实现既有利于环境空气质量的改善、又能经济地控制污染物排放的目的。

　　因此，必须从本质上弄清超低排放对空气质量改善的效果。统计显示，污染物排放浓度大幅降低，绝对减排量很多，但环境质量整体改善却不大，就是很多措施是建立在不以环境质量改善为导向的缘故。

　　当然，对特定环境质量要求的地区域、在特定气象情况下实施超低排放，对局部环境改善还是有效果的。

　　此外，也可在特殊情况下采取调整运行，甚至临时停运的方式，而不是高投入的超低排放改造。美国对于烟气脱硝曾采取季节性控制的方法，对我国当前的污染控制是个启示。

　　要修订火电排放考核间隔

　　一小时排放浓度判断是否超标不科学

　　衡量火电厂排放浓度是否超标，任何一个小时浓度超标就算超标，要比24小时平均浓度超标要严格得多。

　　时间间隔过短，企业为防止短时超标违法风险，会加大设备裕量造成投资、运行成本过大、资源及能源消耗过多的情况，也会给监测、监管带来困难。考核时间间隔应取决于3方面：

　　一是污染物对健康的影响。如《环境空气质量标准》的臭氧（O3）污染有短期急性健康效应，故规定了1小时、8小时和24小时限值；颗粒物（包括PM10及PM2.5）对身体健康的影响要有一段时间的积累才能显现，规定了24小时平均和年平均限值。

　　二是煤电大气污染扩散特征对浓度分布的影响。电厂排放的污染物有一个扩散稀释过程，尤其是远距离高烟囱排放主要体现的是对环境中污染物日平均浓度、年平均浓度的影响。

　　三是受机组运行特性的影响。电厂受煤质、负荷特性、污染去除设备技术特性的影响，应当允许污染物排放物浓度的合理波动。

　　欧盟对燃煤电厂大气污染物排放标准是按照月均值进行考核的，同时规定了小时均值不应超标准200%，日均值不超110%的要求。而美国的排放标准以30天的滚动平均值来考核，煤矸

　　石机组则是以12个月的滚动平均值进行考核。

　　因此，针对以灰霾为主要特征、较长时间累积影响健康的煤电大气污染物排放的考核，用任何1小时排放浓度的时间间隔来判断是否超标是不科学的。我国应加快对排放标准中考核时间间隔进行修订，特别是在推进更严要求的超低排放试点中，更应加大考核时间间隔。

　　能普遍超低排放吗？

　　成本支出太大，更高要求的超低排放不宜盲目推行

　　按《排放标准》编制说明测算结果，燃煤电厂烟尘达到现行排放标准年排放量为113万吨（实际达标排放量远低于此），如按一半电厂降到5mg/m3计算，则年排放量仅为66万吨，这些减排量对全国环境质量的影响，虽需要通过环境质量评价模型加以估算，但与我国数以千万吨计的颗粒物年排放量相比，占比则非常小。

　　当前，超低排放主要是通过增加湿式电除尘器来降低烟尘排放浓度，而烟气处理的整体工艺基本无改变。其效果更多是通过增加能耗、电耗、物耗的方式来减少污染物的排放。

　　从成本核算看，如果全国一半燃煤电厂实施超低排放，按照平均投资水平，需再投入600亿元以上，年运行成本需再增加300亿元以上。全国每年近千亿元的成本支出，如对环境质量改善不大，那么投资是没意义的。

　　目前，对绝大部分电厂而言，实现特别排放限值要求已超过技术和经济条件，在环境改善上无实际意义，在技术上难实现。而更低要求的超低排放，也只能作为特殊的新电厂和现役电厂的示范性改造项目。

　　需要什么样的政策？

　　要用全生命周期评价超低排放的影响

　　当前，BAT（最佳可行技术：环境、技术、经济相适应）是公认的有效控制燃煤电厂常规污染物的最佳方法。煤电排放限值也是依据BAT原则制订的，而特别排放限值则是按照“环境优先”原则制订的。

　　从理论上讲，污染治理政策制定的基本原则应从对环境质量影响最大，而不是污染物排放量最大的污染源着手，当污染源对环境质量影响相差不大时，则应先从污染控制边际成本更低的污染源治理。

　　当通过环境质量评价，确认某地区的达标排放燃煤电厂仍是环境影响的主因（此种情况极少），需进一步超低排放时，通过开展探索性试点，取得经验后才能推行。

　　因此，应对超低排放所产生的各种影响用全生命周期评价方法，对生产运行（如对电厂可靠性的影响可能带来的损失）、直接减少的污染和可能带来的二次污染（如湿式电除尘的污水）变化、物耗的增减、二氧化碳增减、环境质量变化等进行全面评估，根据评估情况决定超低排放的要求。

　　此外，加大环保要求会增加企业负担，降低经济活力，但也会促进环保产业的发展增长，总收益的大小取决于污染控制的时机和力度的大小。而全社会效益只能是在合适的污染控制水平中实现。