2018年3月，十三屆全國人大一次會議審議通過了國務院機構改革方案，方案中組建生態環境部，不再保留環境保護部的新體制將對我國環境保護工作產生重大而深遠的影響。這一新環保體制也是對2015年中共中央國務院印發的《生態文明體制改革總體方案》和十九大報告中關于美麗中國建設部署的深化。新環保體制是新時代實現新目標、新理念、新方略的重要支撐。在新體制下有利于加大、加快對不適宜的環境管理制度進行改革。對于火電廠尤其是燃煤電廠的環境管理來說，在精準定位環境問題的前提下，將火電廠大氣污染物排放標準與分散在其他綜合性排放標準中的要求進行整合，并結合新的環境問題和環境管理要求，制定綜合性火電廠污染物排放標準，實現火電廠環境保護的精細化管理。

1、精準定位環境問題,以綜合性火電廠污染物排放標準為依據，實施精細化環境管理

中國火電廠以燃煤電廠為主，從發電量看煤電占火電的比重90%以上，因此，對火電廠的環保管理主要以燃煤電廠為主。對火電廠依法制定強制性排放標準或技術法規是國際上通行做法，中國也不例外。從環境管理的目的看，對火電廠污染物(不包括二氧化碳)治理精準定位的邏輯起點是為了滿足環境質量的要求，而約束條件是技術水平和經濟承受能力。因此，對火電廠各種污染物排放進行強制性限定都應以環境質量要求為目的，以經濟、技術條件為支撐。中國《環境保護法》明確規定了“根據國家環境質量標準和國家經濟、技術條件，制定國家污染物排放標準”，《大氣污染防治法》《水污染防治法》等法律都有同樣規定。

與1972年我國首次出臺《工業“三廢”排放試行標準》(GBJ4-73)和1991年我國首次制定專門的燃煤電廠大氣污染物排放標準情景比較，經過四十多年電力技術、環保技術的發展尤其是國家改革開放以來的全面巨大發展，環境管理體制、機制也發生了巨大的變化。

一是隨著國家對燃煤電廠大氣污染控制要求持續趨嚴，燃煤電廠大氣污染治理經歷了由控制單根煙囪排放量、到限制全廠排放量并采用高煙囪擴散以利用大氣的稀釋能力、再到加裝煙氣治理裝置降低污染物排放濃度和總量末端治理、再到采用全過程清潔生產方式加大對污染物的聯合協同控制的發展階段，使煤電大氣污染物排放量持續減少，對大氣環境質量的影響持續降低。

二是隨著排污許可制度、環保監督制度、建設項目環評制度、竣工驗收制度等重大環境管理制度改革推進，環境管理制度進入了大整合階段。如新修訂的國務院《建設項目環境保護管理條例》在2017年10月1日起施行，新條例刪除了有關環評單位資質管理規定，將環境影響登記表由審批制改為備案制，將環境影響報告書、報告表的報批時間由可行性研究階段調整為開工建設前，取消行業主管部門預審環評報告，減少環境影響評價的前置審批條件，環境影響評價和工商登記脫鉤，取消建設項目試生產審批，取消環境保護部門對建設項目環境保護設施竣工驗收的審批改為建設單位依照規定自主驗收等。再如，在火電等固定排放源企業推進的“一企一證”排污許可制度改革，將原來多頭、交叉環保管理融合為統一管理，強化證后監管;整合環境影響評價、“三同時”驗收、主要污染物總量控制、排污申報、排污收費等制度，將前置審批、過程監管、違規處罰等相銜接，實現制度關聯銜接、目標措施一體。

三是火電企業環保管理改革正在推進中，仍然存在著部門職責不清、政出多門、政策交叉、矛盾問題。如對燃煤電廠來說，我國政府部門對電廠污染控制要求有多種方式，如“排放標準”要求，環境影響報告書審批要求，“五年規劃”如節能減排規劃要求，專項行動計劃如大氣十條要求，政府文件要求如節能減排改造計劃要求，環保督察(檢查)的整改要求等等，而本次環保機構改革將為進一步提高火電廠環保管理的系統化、科學化、規范化提供了體制上的保障。四是傳統的污染物排放標準管理是將火電廠大氣污染物、水污染物、固體廢物、噪聲等污染物排放管理分別體現在單項和綜合性排放標準中，由于綜合性排放標準數量有限、不能精準定位火電廠污染源和污染物的個性管理要求、且由于綜合性標準在修訂時因不同專業的技術發展差異而難以同步修訂等原因，使一些老環境問題和新出現的環境問題不能與時俱進解決，或者滯后于環境管理和技術發展的要求，更不利于清潔生產全過程、多污染物協同優化控制等要求。

綜上，建立以火電廠綜合性污染排放標準為核心的新時代火電廠污染物排放管理模式，既有堅實的法律基礎，又能夠精準體現出新時代電力污染物高水平治理、綜合控制的要求;既有利于協調好各種環境管理制度的關系，又能更好體現“一證式”排污許可管理制度改革的初心。

2、現行火電廠大氣污染物排放標準的達標判定和超低排放監管方法難以實現精細化管理要求

在綜合性排放標準未制定和實施之前，應當加快完善燃煤電廠大氣污染物排放達標認定方法，并相應完善超低排放監管方法。人們也許質疑，在我國環保工作已經有幾十年歷史的情況下，在全世界都對燃煤電廠采用排放限值方法進行監管的情況下，達標認定早就應該明確吧。其實不然，正如人們都知道學生考試60分以下一般為不及格，但是如果考題、考試方法、判卷標準不一樣，對同一批學生水平評價結果顯然是不同的。而如何判定企業是否達到我國火電廠大氣污染物排放標準要求，從來就存在不同認識和不同環保部門不同的認定方法。尤其是在超低排放要求下，如何正確認定電力企業是否達到要求，對企業和監管者來說都面臨著新考驗。

企業污染排放是“達標”還是“超標”問題涉及兩個層面的問題。第一層面，對企業污染物排放要求的法定性問題。從環保法規上看，達標排放的“標準”(或要求)是指法律授權的政府環保部門，通過環保法規和標準化法規規定的程序制定并頒布實施的國家或地方強制性污染物排放標準。但現實中，由于政出多門，不同部委甚至同一部委的不同業務司局，存在著對火電廠同一種污染物排放行為提出多種(重)要求，如對燃煤電廠二氧化硫排放提出排放濃度、排放總量、污染治理工藝設備及效率、燃煤總量、煤炭質量、燃煤含硫量要求，同時還要收取排污有償使用費、收取排污費(稅)等，很多要求存在法定性不足、重復、不明確、自由裁量權大等情況。造成中國火電廠污染物排放強制性要求變化多、變化快。燃煤電廠往往按一種環保要求(如排放排標準)正在建設、或者剛剛建的污染防治設備還沒運行又有了新要求(如技術改造行動計劃)，使企業難以合理制定污染治理技術方案，或對污染治理設備多次改造甚至推倒重來造成資金嚴重浪費。

第二層面，法定要求的精準性和可操作性問題。法定排放標準中確定的強制性要求應當有精準的法定適用條件限定(不同機組、地域、建成時間、燃料情況等)和監測條件限定(什么樣的監測方法)，但由于我國強制性排放標準的要求相對于發達國家的排放標準(法規)過于簡單、粗放，運行要求和監測(管)措施都主要是針對設計滿負荷工況條件，排放標準精準性不夠、可操作性較差。所以在現實中會出現對燃煤電廠排放要求張冠李戴而不知是非的問題，如用天然氣發電排放標準衡量燃煤發電排放(不是寬與嚴的問題而是適用性問題);非正常工況甚至停機狀態下數據失效而不予以排除問題;企業生產運行中污染物排放超標判定不明問題。

我國現行的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)及正在推進的超低排放要求，對燃燒后煙氣排放中的煙塵(細顆粒物)、二氧化硫、氮氧化物最高允許排放限值是以質量濃度(毫克/立方米)表示的。雖然標準規定要將實測煙氣換算成標準狀況、干煙氣條件并進行基準氧含量折算(以防止空氣稀釋)后才能與排放限值的數值進行比較。但是，排放標準未明確排放限值所對應的監測時間長短(排放監測所對應的時間是一小時監測的平均濃度還是一日、一年監測的平均濃度不明確)，也沒有區分正常工況和非正常工況的排放限值。實際應用中，長期以來大部分環保監管部門都默認為排放限值的濃度值是“小時平均濃度”，如在《燃煤發電機組環保電價和環保設施運行監管辦法》(發改價格[2014]536號)中以污染物濃度小時均值作為達標排放和滿足超低排放電價結算的依據。由于文件制定牽頭單位是價格主管部門，對于結算電價的監管具有適用性，但不足以成為排放達標判定的法定依據。排放達標判定問題，與火電行業對大氣環境質量影響密切相關、與電力發展和環保技術發展密切相關、與安全生產和社會效益密切相關，在實踐中對企業依法達標排放和政府監管帶來重大影響，必須與時俱進并汲取國際經驗加快改進。

從火電行業對大氣環境質量影響特性看，2016年火電廠煙氣污染物煙塵(顆粒物)、二氧化硫、氮氧化物三項大氣污染物排放總量，比峰值時下降了85%以上，每千瓦時發電量排放量顯著降低，顯著減輕了對空氣環境質量的影響，已經不是造成霧霾影響的主要因素。根據中電聯統計分析，公用火電廠電力顆粒物(煙塵)排放量由2005年的約360萬噸，降至2016年的35萬噸左右;二氧化硫排放量在2006年達到頂峰1350萬噸，2016年降至170萬噸左右，比峰值下降了87%;氮氧化物排放量2011年達到頂峰1000萬噸左右，2016年降至155萬噸左右，比峰值下降了85%(見圖1)。從火電單位發電量污染物排放量看，顆粒物(煙塵)由2005年1.8克/千瓦時降至2016年的0.08克/千瓦時，二氧化硫由2005年6.4克/千瓦時降至2016年的0.39克/千瓦時，氮氧化物由2005年3.62克/千瓦時降至2016年的0.36克/千瓦時。

中國2015年燃煤發電量是美國的2.4倍，火電發電量是美國的1.5倍，煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項污染物年排放總量與美國基本持平，美國為437萬噸，中國為420萬噸(見圖2)。

煙塵(顆粒物)、二氧化硫、氮氧化物三項污染物由單獨、短時間尺度影響向PM2.5為特征的復合型、長時間尺度的二次污染影響轉變。

從上世紀八十年代起，我國大氣環境質量標準中環境功能區劃分三級，總懸浮顆粒物(TSP)、PM10、二氧化硫等短時間尺度環境影響問題突出，還沒有對PM2.5、O3等提出要求?；痣姀S主要采取布局調整、改善燃料品質、提高煙囪高度、限制企業規模等技術措施控制污染排放。如包括燃煤電廠排放要求在內的《工業“三廢”排放試行標準》(GBJ4-73)是以煙囪數量和高度確定大氣污染物排放量限值的;而1991年、1996年的燃煤電廠大氣污染物排放標準(GB13223)則是考慮了地區功能、地形特點、氣象要素、煙囪特征、燃料特性等因素通過計算確定每小時的最高允許排放量。這些做法與當時污染控制技術水平相一致，也符合當時環境質量控制主要是控制短時間尺度平均濃度和日平均濃度的實際情況。但現在火電廠污染控制措施及環境質量要求都發生了巨大變化，燃煤電廠煙塵排放濃度由1000毫克/立方米級降為100毫克/立方米級再降低為當前的10毫克/立方米級(注：煙塵進入除塵器前的原始濃度在15000~40000毫克/立方米之間)，二氧化硫濃度由2000毫克/立方米級降為200毫克/立方米級再降低為30毫克/立方米級，氮氧化物濃度由800毫克/立方米級降為200毫克/立方米級再降低為50毫克/立方米級;與此同時，環境質量考核的重點由短時尺度濃度(小時)向長時間尺度(年均)轉變。因此，很容易判斷，在低排放濃度限值下超標一倍與上世紀九十年代的高濃度排放限值下同樣也是排放超標一倍，排放量增加只是當年的1/10甚至是1/100量級,對環境的影響要小得多。

電力發展與環保新要求導致小時平均濃度波動性增大，已不適合用于達標監督。一是隨著經濟、社會、能源轉型，電力供需矛盾由短缺向寬松轉變以及可再生能源大量接入需要煤電機組頻繁調峰，使煤電機組年利用小時數大幅下降，由2010年前的平均約5500小時左右下降到4200小時左右，機組旋轉備用增多，運行波動性加大(見圖3)。

二是用于燃煤電廠的大氣污染治理設施的脫除效率已接近(或超過)工藝所能達到的極限，電廠煙氣處理系統(煙氣島)更加復雜，脫硝、除塵、脫硫設備依次串聯在煙氣系統上，煙氣處理設備之間以及機組之間互相影響加大。

三是在超低排放限值要求下尤其顆粒物排放限值要求在10毫克/立方米或者5毫克/立方米以下，已經低于標準監測方法的絕對誤差范圍，煙氣連續監測系統已接近或超出適用區間，加之受監測斷面選取、取樣、分析、顯示、標定、煙氣折算數參選取等環節的誤差傳遞，使小時平均濃度監測值與真實值相對偏差更大。

以小時平均濃度作為執法考核不科學并造成巨大浪費。目前，排污許可及各省環保執法按照小時均值對污染物排放是否超標進行考核，這種形式要求企業100%的小時都必須達標或稱任何情況下都不允許超標。實際上，在低(超低)排放濃度要求下，即便電廠的個別小時甚至一日數次小時平均濃度超標一倍或者數倍，但通過大氣物理和化學作用，對日平均或者年平均環境質量的變化幾乎沒有影響。對于標準監測方法的絕對誤差已經大于限值要求的情況下已經談不上科學監管，如果花更多的錢去開發特低濃度的監測系統必要性、可行性需科學論證。且由于污染控制邊際成本已經處于指數增長曲線的高速增長區，企業為了保障任何時候都不超標，達標控制線還必須遠離限值紅線，這不僅對環保設備質量、運行和環保監管等都帶來極大困難，也造成更高的邊際成本。

汲取國際經驗以較長時間尺度的濃度平均值作為與排放限值比較的依據。我國火電廠排放煙氣中的細顆粒物、二氧化硫、氮氧化物等法定排放限值是以煙氣中污染物質量濃度(毫克/立方米)表示的，歐盟與我國相同，美國多采用輸入燃燒裝置熱量中污染物的質量濃度表示(ng/J或者Ib/MMBtu)，日本除了對二氧化硫采用每小時污染物排放量來表示外其他與我國相同。將不同國家的排放限值在一定條件下進行換算比較后，單從數值大小看，我國火電廠大氣污染物排放標準已經世界最嚴。但是，排放標準作為一個整體，限值規定只是一個方面，要真正比較寬嚴和評判標準是否科學、可操作需全面系統分析。如采用多大時間尺度下的監測數據與限值比較、如何處理鍋爐啟停階段、低負荷運行階段等特殊情況下的排放要求等，更是標準的核心內涵。如歐盟《工業污染排放綜合污染防治指令》(2010/75/EU)對正常工況下的污染物排放規定：“有效月平均值不超過排放限值”“有效日平均值不超過排放限值的110%”“一年中95%的有效小時均值不超過排放限值的200%”等;美國采用30日滾動均值的考核方式，煤矸石機組采用120日滾動均值(美國聯邦法規第40卷第60部分)。

3、在低排放或超低排放要求下，不斷提高精細化管理水平實現系統最優

在新時代，建設現代化經濟體系必須堅持質量第一、效益優先。我國燃煤電廠大氣污染物排放要求已經為世界最嚴而且是嚴上加嚴，更需要精細化的管理才能實現這一要求。為此，要高度重視三個方面的問題。

一是次生污染物對煙氣治理系統和環境空氣影響的副作用問題。近十多年來，隨著污染物排放標準的提高、污染物排放總量控制要求的推進、以及國家和地方政府多層次大氣污染物控制計劃的加快實施，我國燃煤電廠大氣污染物控制設施的改造持續不斷，整體提高了環保裝備及技術水平。與此同時，也出現了一些新的問題。如新脫硫設備正在建設或者剛剛投運，新一輪的改造要求突然而至，大部分電廠有二三次甚至四次之多的脫硫設施的、擴容甚至推倒重建，頻繁改造使設備系統的適應性和操控性受到影響。再如，短時、大規模電廠環保改造行動刺激了環保公司、環保設備及材料(如脫硝催化劑)產能呈爆發式增長，大量涌入的環保公司低價競爭、惡性競爭造成部分環保設備存在嚴重質量問題。再如，一些新頒布的環保技術路線、導則、規范或監測方法，無法滿足日新月異的技術改造和生產運行需求，而一些新技術、工藝或者設備并未經過嚴謹的科學實踐、規范評估就大面積推進，產生系統性風險和監管上的困難。再如，氮氧化物低(超低)排放后的副作用有待進一步論證評估。實現氮氧化物超低排放，多數電廠在原有2層催化劑的基礎上增加了1層催化劑，但由此造成了阻力增加、三氧化硫轉化率提高、氨逃逸增加、脫硫廢水氨氮濃度增加、硫酸氫銨等細微顆粒物增加、煙囪冒藍煙(部分電廠)等副作用。

二是隨著能源轉型推進和應對氣候變化工作的推進，燃煤電廠碳減排問題將成為煤電發展的瓶頸制約因素，不斷提高能源電力轉換效率和降低碳排放將會成為燃煤電廠技術創新的重要動力，也將會成為低碳管理的重要內容。由于常規污染物的控制措施與節能減碳存在一定程度的負相關，要高度重視污染物減排與機組效率和碳減排的協同問題。

三是污染控制邊際成本高的問題。在現階段不考慮碳價格的情況下，燃煤發電比與天然氣發電折合到每千瓦時上網電價上不同地區有0.2元以上人民幣的差價，而煤電超低排放所增加的電價約0.01元左右，這也成為大力推進煤電超低排放的重要理由之一。但是，這樣的比較如果對于一個具體的項目而言具有可比性的話，將其推論到宏觀層面并不合適。原因是天然氣發電與燃煤發電成本差異，是燃料成本差異和用途差異造成，并不是單純地污染控制成本差異造成。在我國天然氣短缺價高的情況下本來就不應當大量用來發電;在大量散燒煤存在并嚴重污染空氣的情況下更應將有限資金用到控制污染的“刀刃上”。總之，環境問題的本質也是經濟問題，不考慮經濟性的環境措施不是好措施。一定要根據環境、經濟、技術綜合要素精細決策，不能盲目采取全國“一刀切”措施，更不能不講全社會效益與效率。

4、火電廠污染物排放標準改革相關建議

一是以新組建的生態環境部為標志的環保體制改革，為新時代實現新目標、新理念、新方略提供了組織保障，在新體制下要加快、加大對不合時宜的環境管理制度進行改革。

二是應建立以火電廠綜合性污染物排放標準為基礎的新時代火電廠污染物排放管理模式，以體現出依法治國和新時代電力污染物高水平治理、綜合控制的要求;以火電廠綜合性污染物放標準為核心協調好各種環境管理制度的關系，更好體現“一證式”排污許可管理制度改革的初心。

三是火電廠煙塵、二氧化硫、氮氧化物三項大氣污染物排放總量，比峰值時下降了85%以上，每千瓦時發電量污染物排放量顯著降低，已經不是霧霾影響的主要因素，在最嚴排放標準和超低排放要求下，對火電廠污染排放監管的方法應與時俱進加以完善。

四是現有火電廠大氣污染物排放特征對環境空氣質量的影響已主要體現為長時間尺度和二次污染特點，而以小時平均濃度作為達標判定依據，已經嚴重影響到企業依法科學控制污染，也影響到政府科學監管。建議在火電廠大氣污染物排放標準的達標判定和超低排放監管中，將以小時濃度均值考核，修改為主要按日均值(或者24小時滾動均值)和月均值考核，并在考核中區分正常工況和非正常工況。

五是火電企業全部配置了在線監測設施(CEMS)，且已成為考核的基礎工具，建議加強對CEMS的可靠性評價和監管，同時淡化或者減少手工監測方式，以減輕監管者和企業負擔。

六是要高度重視采用低濃度氮氧化物排放限值時氨鹽、三氧化硫等對煙氣處理系統的綜合影響和次生污染物排放問題，高度重視污染物減排與機組效率和碳減排的協同問題，高度重視污染物減排邊際成本問題。