案例共享回顾2012，通过指标层层分解落实，配套政策频出，国家节能减排部署已全面铺开。负重前行的电力企业克服重重困难，节能减排成效显著。然而问题依然存在，政府对企业的各种要求不一，支撑性政策不到位，技术选择困难…唯有从政策法规、经济环境、监管措施等方面及时修正，用最小的经济代价达到最好的环境效益，才能真正以环境质量为本，体现科学发展的和谐之美。
“十一五”以来，“节能减排”在我国国民经济和社会发展“五年规划纲要”中被赋予了特定的内涵，成为国家规划中的约束性指标。节能减排约束性指标通过国务院和有关部委被分解到地方政府和有关企业集团，再层层落实到具体企业。
在“十二五”期间，分解到电力行业的节能减排指标要求包括火电厂供电煤耗、火电厂厂用电率、电网综合线损、二氧化硫排放总量、氮氧化物排放总量和淘汰小火电机组规模及火电厂大气污染物控制措施。从广义讲，节能减排除了约束性指标之外，还有专门针对火电厂大气污染、水污染、固体废物污染、噪声污染、电磁影响等控制的法规、强制性排放标准以及节能、节水、节地、节油、废物综合利用等的资源节约要求和低碳发展要求，因此，广义上的电力行业节能减排更具有广泛性和复杂性。本文主要回顾规划纲要，确定和引申出来的约束性指标。
2012年是“十二五”规划实施的第二年。一方面，规划纲要确定的节能减排总目标通过国务院、有关部委及各级政府，基本上以目标分解、专项规划制订等措施层层落实到企业，节能减排工程建设进入了全面实施阶段。另一方面，一些节能减排的支撑性激励性经济政策、技术路线及基础规范等依然存在较大差距。尽管受宏观经济下行等因素影响，火电产能收缩，火电企业积累亏损严重，电力企业通过积极努力，仍然十分艰难地完成着难以完成的工作，从总体效果来看，受产能收缩带来的污染物相对减少影响以及节能减排措施的发挥作用，2012年节能减排效果显著。
国家节能减排部署基本完成
政府对节能减排的部署从内容上主要包括强制性、引导性和监管性要求，从形式上主要通过国务院和有关部委以及地方政府配套规划或文件来体现。2012年，新出台的对电力行业有重要影响的国务院或部委的行政性文件超过20项。具体内容体现在以下几个方面：
目标性要求——
2012年，国务院首次印发了《节能减排“十二五”规划》（以下简称“节能减排规划”），对电力节能减排目标提出的要求是：火电供电标准煤耗由2010年的333克/千瓦时降低到2015年的325克/千瓦时；火电厂厂用电率由6.33%降低到6.2%；电网综合线损率由6.53%降低到6.3%；二氧化硫排放量由2010年的956万吨下降到2015年的800万吨，下降16%；氮氧化物排放量则由1055万吨下降到750万吨，下降29%。
此外，对节能减排任务的要求是：共淘汰2000万千瓦的机组，包括大电网覆盖范围内单机容量在10万千瓦及以下的常规燃煤火电机组，单机容量在5万千瓦及以下的常规小火电机组，以发电为主的燃油锅炉及发电机组（5万千瓦及以下）以及设计寿命期满的单机容量在20万千瓦及以下的常规燃煤火电机组；完成5056万千瓦现役燃煤机组脱硫设施配套建设，对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造，2015年燃煤机组脱硫效率达到95%；完成4亿千瓦现役燃煤机组脱硝设施建设，对7000万千瓦燃煤机组实施低氮燃烧技术改造，单机容量30万千瓦及以上的燃煤机组、东部地区和其他省会城市单机容量20万千瓦及以上的燃煤机组，均要实行脱硝改造，综合脱硝效率达到75%以上。
2012年，环保部、发改委和财政部联合发布了《重点区域大气污染防治“十二五”规划》（环发[2012]130号），对重点区域大气污染防治进行了明确规定，对电力行业的具体要求包括区域限建电厂、强化配套高效环保设施、加快淘汰落后产能，加大二氧化硫、氮氧化物、烟尘控制力度以及开展燃煤电厂大气汞排放控制试点。在提出的重点工程项目中，电力行业二氧化硫治理项目126项，电力行业氮氧化物治理项目531项，燃煤电厂除尘设施改造项目86项。提出确保燃煤电厂综合脱硫效率达到90%以上，综合脱硝效率达到70%以上，燃煤机组重点控制区烟尘按照20毫克/立方米标准的要求。
2012年，继2000年补充修订后，我国《环境空气质量标准》（GB3095-2012）又一次修订并颁布，规定自2016年1月1日起在全国实施，同时提出，在全国实施之前，根据国务院有关文件要求在部分地区提前实施，各省级人民政府也可根据实际情况和当地环境保护的需要提前实施。《环境空气质量标准》是环境标准体系中的顶层“标准”，不仅对我国环境管理思路、环境法治建设、环境管理体制、污染控制机制、环保产业发展等都将产生重大影响，而且对促进经济结构和消费结构调整将产生直接影响。其中还对推进北京等联防联控区域现有燃煤电厂的改造提出了更加严苛的要求，会加快这些地区火电厂以气代煤的步伐。
2012年，国家环保部在27号公告《“十二五”主要污染物总量减排目标责任书》中公布了与国网、华能、大唐、华电、国电、中电投等主要电力企业集团签订的二氧化硫、氮氧化物治理项目责任书。国家发改委在10号公告《“万家企业节能低碳行动”企业名单及节能量目标》中公布了各地区包括电厂在内的工业企业所分解落实到的“十二五”节能量目标，责任具体到电厂。
配套的主要支持性政策及规定——
在“节能减排规划”中明确了要加大中央预算内投资和中央节能减排专项资金对节能减排重点工程和能力建设的支持力度，同时提出了要完善促进节能减排的经济政策，如深化资源性产品价格改革，理顺煤、电、油、气、水、矿产等资源类产品价格关系，建立充分反映市场供求、资源稀缺程度以及环境损害成本的价格形成机制；完善差别电价、峰谷电价、惩罚性电价，尽快出台鼓励余热余压发电和煤层气发电的上网政策，全面推行居民用电阶梯价格；严格落实脱硫电价，研究完善燃煤电厂烟气脱硝电价政策等。
国家发改委发布了《关于开展燃煤电厂综合升级改造工作的通知》（发改厅[2012]662号），提出了以下措施：支持发展，即对煤耗指标领先、积极实施燃煤电厂综合升级改造并取得显著成效的企业，相应增加业主单位所在企业集团火电建设规模，用于该企业集团全国范围内规划建设的火电项目；奖励资金，即对纳入国家燃煤电厂综合升级改造项目年度实施计划的项目，中央财政根据实际改造成果给予奖励，并鼓励地方积极给予支持；优惠贷款，即经国家开发银行同意，并纳入国家燃煤电厂综合升级改造项目年度实施计划的项目享受优惠信贷支持，原则上贷款利率在基准利率基础上下浮10%，期限10年以上，鼓励其他金融机构给予优惠贷款支持；优先调度，即对完成综合升级改造的机组，省级有关部门要会同电网公司，根据相关规定及时调整节能发电调度序位；未实行节能发电调度的地区，要加大计划电量支持力度。相应的，国家能源局、财政部印发了《燃煤电厂综合升级改造机组性能测试有关规定的通知》（国能电力[2012]280号），明确了机组的性能测试管理细则、性能测试技术要求、性能测试报告（提纲）和性能测试暨实施效果报告（提纲）等。
监管性要求——
国家电监会成立了节能减排监管领导工作协调小组，并出台了（2012年电力行业节能减排监管工作方案），制定了《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》标准，决定督查电网企业线损变化情况、节能发电调度和信息披露情况，跨省跨区电能交易、发电权交易、合同电量优化工作开展情况，可再生能源电量全额收购情况，电力需求侧管理情况等。督查供电煤耗、厂用电率等指标变化情况、二氧化硫等污染物排放及减排情况、脱硫（脱硝）设施建设运行情况，粉煤灰、石膏等处理及综合利用情况等。
《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》开始实施，标准中明确了发电机组供电标准煤耗等多项指标，电力监管机构每年将对监管范围内的发电企业上年度供电标准煤耗予以公布，并提出监管意见；同时，对电网企业的综合线损率等指标也作了规定，以促进电力企业降低能源消耗率，保证设备安全、可靠和经济运行。
标准规范——
国家能源局发布了《火电企业清洁生产审核指南》（DL/T 287-2012）、《电力企业节能降耗主要指标的监管评价》（GB/T 28557-2012）、《火电厂烟气脱硫装置可靠性评定导则》（D12T 1158-2012）、《火电厂烟气脱硫装置经济性评价导则》（DL/T 1159-2012）、《燃煤电厂能耗状况评价技术规范》（DL/T 255-2012）等十余项标准规范类文件，从不同方面推动了电力节能减排工作的标准化。
电力企业节能减排成效显著
2012年，各电力企业积极贯彻落实国家要求，尤其是各大电力集团公司都制定了节能减排规划，明确了公司的节能减排目标、措施和重点工作，通过加强领导、健全组织、增加投入、加大技改、强化管理等措施，使行业节能减排取得明显成效。根据国家电监会的监管报告以及中电联和企业的相关资料，主要体现在以下几个方面：
一是高效环保机组利用小时不断提升。1-9月，河南、重庆、江西等19个省区60万千瓦及以上统调大容量常规燃煤机组的利用小时数高于30万千瓦及以下机组，其中，河南60万千瓦及以上统调大容量常规燃煤机组的利用小时数比30万千瓦及以下机组高536小时。淘汰落后产能工作力度持续加强，1-9月，华能、大唐、华电、国电和中电投等发电集团累计关停小火电机组174.2万千瓦，相当于节约标准煤179万吨。
二是推进技术创新和节能改造，电力企业主要能耗指标继续降低。电力企业加大资金投入，持续提高自主开发、创新节能减排新产品、新技术的能力，大力推进节能减排技术更新改造，有效降低了能耗指标。1-9月，全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗为325克/千瓦时，比2011年同期降低4克/千瓦时；国家电网公司综合线损率5.72%（不含趸售县），比2011年同期（同口径）降低0.1%；南方电网公司通过结合水火互济和电力辅助服务补偿机制等市场手段，优化电网运行方式等措施，加大水电等西电东送力度，总体节能降耗效果显著。
三是推进脱硫脱硝设施建设，减排设施投运率和污染物达标排放率持续提升。截至9月底，华能、大唐、华电、国电和中电投等集团公司已投运脱硫机组容量3.9亿千瓦，脱硫设施平均投运率达到98.97%，较2011年同期提高0.5个百分点；已投运脱硝机组容量9022万千瓦，同比增加41.1%。1-9月，华能、大唐、国电、中电投集团二氧化硫达标排放率在97.5%以上，华能、大唐、国电集团氮氧化物达标排放率在95.4%以上。
从以下一组数据可以看出主要发电集团公司节能减排的成效：截至2012年10月底，华能集团供电煤耗317.87克/千瓦时，厂用电率为5.48%，二氧化硫、氮氧化物排放总量同比下降10.9%和7.8%。大唐集团供电煤耗320.76克/千瓦时，厂用电率为4.84%，二氧化硫完成64.1万吨，同比减排3万吨，氮氧化物排放总量同比减排1.4万吨，烟尘排放达标率、废水排放达标率基本实现了100%，火电机组脱硝容量占火电机组容量的19%，火电机组脱硫装备率达到100%。华电集团供电煤耗319.2克/千瓦时，厂用电率为5.21%，已累计投运在役脱硫机组占集团公司煤电装机容量的96%，累计投运脱硝机组占在役火电机组装机容量的17%，所有在役燃煤机组均有除尘设施。国电集团供电煤耗320.2克/千瓦时，厂用电率为5.1%，投运脱硫机组装机容量占燃煤机组总容量的94.6%，投运脱硝机组装机容量占燃煤机组总容量的23%。中电投集团供电煤耗319.66克/千瓦时，脱硝机组占火电装机容量的23.35%，1-9月集团25台脱硝机组平均脱硝投入率为85.32%，脱硝效率为55.08%，综合脱硝效率达46.99%。神华集团供电煤耗322克标准煤/千瓦时，预计到2012年底脱硫机组占比接近100%，二氧化硫排放总量控制在46.57万吨以内；脱硝机组占比达到37%，氮氧化物排放总量控制在73.48万吨以内。
存在的主要问题
一是政府对企业的各种要求不一，电力企业无所适从。“十二五”规划纲要与国务院节能减排综合性工作方案、国务院节能减排规划、国务院环保规划、新修订的火电厂大气污染物排放标准等对火电厂二氧化硫、氮氧化物减排目标不完全一致，如以排放标准测算的电力二氧化硫排放总量要降低48.9%，氮氧化物降低68.8%，大大高于“节能减排规划”对电力提出的16.3%和29%的要求。通过简单测算可知，如果全国其他行业不增加排放量，仅电力一家通过排放标准要求的减排作用，二氧化硫和氮氧化物分别约是全国减排量的1.3倍和3.5倍。
此外，减排措施要求也不完全一致，如排放标准所要求基本上不论是新建还是改造都要建设烟气脱硫、脱硝设施；而“纲要”、“工作方案”及“环保规划”区分了新建和现有30万千瓦及以上机组的不同要求，且“节能减排规划”还区分了东部地区20万千瓦及以上机组的不同要求，并明确了综合脱硝效率要达到75%（尽管综合脱硝效率的提法仍有待商榷）。
二是支撑性政策不到位，电力企业负重前行。由于火电厂大气污染物控制目标需要由相应的电价政策支撑才能实现，但脱硝电价现只在部分省市进行0.008元/千瓦时的试点，既没有覆盖全部脱硝机组，也不能覆盖全成本。部分脱硫脱硝企业尤其是供热电厂，热价中也难以充分体现脱硫脱硝成本。从各级政府要求的脱硝机组完成改造的时间看也存在不协调，地方政府的要求更加急迫，违反合理工期要求，企业难以完成。另外，采取严格污染物控制措施后，排污费促进治理的作用已失效。采取了强制性的治理措施后再收排污费，在理论上讲不通，在实践中也无意义，只是为收而收，增加了环保行政成本和收费人员寻租空间。
在“万家企业节能低碳”行动实施过程中，地方政府“一刀切”，要求进入到“万家企业”的电力企业“十二五”期间能耗都需下降15%（或更高），对于已经达到一流能耗水平的企业，已难有这么大幅度的下降空间。
三是电力企业存在技术选择难的困局。在技术选择方面，部分火电厂二氧化硫和氮氧化物控制难以达到火电厂排放标准的要求。在火电厂排放标准与总量控制的双重要求下，火电厂除尘、脱硫、脱硝的要求全面提升，对烟气系统的协同设计、联合控制提出更高要求。
由于脱硝、除尘、脱硫设备串联在排烟系统上，其中任何一个设备都会对另外的设备产生影响。脱硝作为上游设备，其催化剂选择、流场优化对脱硫除尘系统及风机系统的选择和可靠性产生影响，反之，下游的除尘或脱硫设备的阻力等变化也会波及到上游。三个设备的运行对机组调峰也产生较大影响，尤其是脱硝设备需在催化反应的温度范围内运行，为了保障反应所需的烟气温度范围，会降低10%左右甚至更高的机组调峰性能。而新建的脱硝装置由于电力企业还未有运行相关经验，对机组的安全可靠性及脱硝效率都有不同程度的影响。
再从煤质上看，一是我国电煤平均灰份是欧、美、日、澳等国家地区燃煤的2-3倍，增加了除尘系统负荷，使得在同等的除尘技术条件和设备条件下，即使有同样除尘效率，烟尘排放浓度也高于这些国家；或者要使烟尘排放浓度相同，则需要更高的除尘效率。
二是从2005年以来，我国燃煤硫份逐年增加，不断加重已建成的脱硫装置的负担，个别电厂的脱硫装置已经改造了三次，且随着国家在洗选煤方面的力度越来越大，洗选后含硫量相对较高的煤泥（矸石）越来越多地用于电力行业，对现有脱硫装置的影响较大。
三是电煤稳定性差。美、日、欧等国家和地区电厂燃煤稳定《电厂与煤矿签长期协议》，而我国大部分电厂燃煤煤质变化大（硫份、灰份、发热量波动大），严重影响发电效率和除尘、脱硫装置运行稳定性，更不利于低氮燃烧技术的发挥。
四是在一些地区，电煤中无烟煤、贫煤、占有较大比例，氮氧化物控制即便利用SCR系统，也难以达到排放标准要求。
五是短时间集中大规模的脱硝改造，使得脱硝催化剂在短期供不应求，形成“萝卜快了不洗泥”的状况，电力企业也难以根据烟气成分等科学选择催化剂，催化剂生产商短期内大起大落的生产供应形势也不可避免，对脱硝产业的健康发展造成很大伤害。
总之，对火电厂大气污染物排放控制的超严要求，已经背离了***可行技术的技术路线，不仅对电力行业产生较大影响，而且过严要求的部分，其成本效益（包括经济和环境效益）较低。相对于发达国家的排放标准，我国的排放标准未对部分情况作出弹性机制规定，如GGH的泄漏、低负荷时的脱硝装置运行启停机、设备故障、不可抗力等临时性操作时都是无法满足排放标准的，加之政府强制电力企业拆除烟气旁路，既不科学，无谓增加过多的成本，也加大了电力系统的安全风险。
相关建议
党的“十八大”提出建设“生态文明”和“美丽中国”的要求，同时提出了牢牢把握“五个统筹”，体现了科学发展的和谐之美。党和国家提出的加大对污染控制的要求无疑是非常正确的，但是，在具体的执行过程中，如何体现出用最小的经济代价达到最好的环境效果，使有限（或者充沛）的资金达到最好的环境和社会效益，才是科学环境管理的真谛，不顾实际情况一味求严、蛮干并不是正确的做法。如在污染控制思路上不是以环境质量为本，而是只盯着“总量”，把污染控制措施当成污染控制目的；在目标上不是使环境与经济效益相协调，而是只顾其一；在手段和做法上不是依法控制，而是过多地通过行政手段，忽视经济政策和市场规则的作用，则过犹不及，事倍功半。
2013年是“十二五”时期承上启下的关键一年，电力行业的节能减排工作应在以下几个方面有新的突破：
一是要逐步理顺政府部门出台的法规政策标准之间的关系，遵循协调发展及重点地区环境优先发展的原则，完善节能减排的要求。在制修订相关配套技术性、基础性标准时，要充分考虑污染控制设施在设计、建设、运营等环节的特点，系统加以配套，避免政（规）出多门。还应对火电厂大气污染物排放标准再次适当修订，修订不科学、标准过严的部分，坚持国家排放标准是最低要求的原则，对于跨区的环境问题，由国家排放标准细划区域、机组等差别，而地方排放标准根据各地的实际情况进一步细化。
如欧盟最新出台的《工业排放指令》（IED）中按机组等级、讨段区别了排放限值，并在执行中针对大容量电站、供热电厂、分布式系统排放实施弹性机制，就很值得我们借鉴。应当对相关规定中要求企业不合理的过度节能进行修正。在节能减排监管中应逐步做到依法监管、科学监管和有效监管，并寓监管于服务之中，协助企业解决好在达标改造中的各种实际困难。
二是落实促进电力环保健康发展的经济政策。政府应加快出台脱硝电价政策，依据机组的特点有所分类，并全额、及时落实电价，尤其是对亏损的燃煤电厂应尽快补偿到位。要积极有效推进排污权交易，虽然对火电厂二氧化硫实行了近百分之百的脱硫要求，实际上已无排污权交易的条件，但对氮氧化物来说还存在一定的交易.空间，应积极促进企业开展排污权交易，并在排污权交易中杜绝政府收费，否则，脱硝装置全部建成之后，又堵死了交易的空间。同时，还应研究取消向采取了严格环保措施的电力企业征收二氧化硫、氮氧化物排污费。
三是国家应加强对电力环保产业，特别是脱硫、脱硝产业的监管。要严格查处、打击伪劣设备产品，防止出现类似于“十一五”时期脱硫设施反复改造、资源浪费的现象。同时，电力环保公司也应讲求信誉，树立长期健康经营的思想。
四是建议政府考核企业时，以电力企业与国家部委签订的节能环保责任状为依据，企业也据此安排环保与节能工程改造工期。有关部委应出面与地方政府协调解决目标要求与措施要求不一致的矛盾。
五是电力企业应加强对污染控制设备质量的管理。要充分借鉴“十一五”大规模建设脱硫设施的经验教训，对于环保设施的技术方案应结合电厂的实际情况进行充分论证；要系统考虑脱硝、除尘、脱硫等的分别要求和相互之间的影响，不可简单套用已有案例；要避免环保公司的低价竞争、恶性竞争，确保系统布置合理，关键设备、材料的质量达到要求。尤其是在烟气脱硝方面，应充分借鉴运行经验、催化剂市场行情、电网运行的特点、机组特点和烟气特性等，合理选择脱硝催化剂，优化烟气流场，确保工程建设质量，加强系统调试，实现科学运行管理。
六是电力企业应高度重视，慎重对待旁路烟遭的拆除问题。旁路烟道是电厂安全设备而不是环保设备，要不要建或者要不要拆取决于生产安全和电能（热能）供应安全的需要，即使要拆也应当是由安全监管部门决定的事。防止通过旁路烟道“偷排”污染物的行为其本质是环保监管的有效性问题，不是旁路烟道本身的问题。正如不能因为一些车辆占用了防火通道，干脆不建防火通道一样。要综合考虑技术、经济、安全要求等因素，尤其是对位于负荷中心、承担重要任务、安全性要求高以及供热任务很重的电厂，更要慎重决策。由于拆除旁路对电厂安全运行有很大影响，也涉及到相关电力建设规范的执行，因此，拆除烟道旁路并不应由环境保护部门一家说了算，行业协会和企业应通过调查研究，向主管电力、建设的政府主管部门、安全监管部门和环境保护部门反映，争取得到协调处理。
