煤电清洁发展面临的问题

　　（1）煤电大气污染物减排的边际成本增大

　　2014年7月1日，现役燃煤电厂开始实施《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）；同年4月，环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造；9月12日，发改委、环保部、能源局印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，要求燃煤电厂达到燃机排放水平。仅2014年，对燃煤电厂污染物排放要求就有三次变化，致使大量燃煤电厂环保设施重复改造，边际成本增大。

　　初步分析，目前烟气治理2.7分/千瓦时的环保电价对应的煤质污染物排放浓度限值为：烟尘20毫克/立方米、二氧化硫100毫克/立方米（一般含硫量）、氮氧化物100毫克/立方米（高挥发份煤）。多个超低排放改造项目的成本体现在电价上，是在现行2.7分/千瓦时基础上再增加0.5~2分/千瓦时甚至更高，即在低硫、低灰和高挥发份煤的条件下，比起特别排放限值规定，烟尘再降10毫克/立方米、二氧化硫降65毫克/立方米、氮氧化物降50毫克/立方米，致使超低改造的污染物控制边际成本过高，且能耗增加。降低每千克污染物的排放量的代价为12~60元。如果仅烟尘治理需增加0.5分钱的话，则去除每千克烟尘的代价为100元以上，而全社会的治理成本约为2元。

　　低成本超低排放技术还需突破。2014年，有数家电厂燃煤机组超低排放（比特别排放限值的要求排放还少）改造后投入运行。采取的主要措施：一是对已有技术和设备潜力（或者裕量）进行挖掘、辅机改造、系统优化；二是设备扩容，增加新设备；三是研发采用创新性技术；四是对煤质进行优化。总体来看，采用设备扩容（如增加脱硫塔）、增加新设备（如采用湿式除尘器）的方法较多，而采用创新性低费用的技术较少。在面对超低排放改造新要求时，大量煤质难以保障、场地受限、技术路线选择困难的电厂实现超低排放改造的困难很大。