当前所呈现的各类数据，均证明雾霾污染区与煤炭消费区高度重合，要控制雾霾，就必须控制煤炭消耗并使之高度清洁化。我国煤炭消费总量全球第一，每年消耗量超过其他国家总和。的二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放总量分别占全国总量的%、%和%左右，PM2.5的50-60%，是雾霾产生的最主要原因。从区域分布看，煤炭消费主要集中在京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区和部分煤炭资源型省市，中东部地区单位国土面积煤炭消费强度超过美国4倍，局部地区甚至达到10倍以上。如此高强度的煤炭消费，必然要求采取超常规的治理措施。
尽管能源结构清洁化是解决雾霾问题的终极途径，但综合考虑我国巨大的能源消费总量基础、经济社会持续发展面临的刚性增长需求、国内缺油少气的能源资源禀赋特征以及国家能源安全等因素，煤炭在我国一次能源构成中的主导地位短期内难以动摇。未来规模小、相对分散的终端燃煤可能被优先替代，煤炭消费将进一步向发电、钢铁、水泥等主要高耗能部门集中，以便发挥规模效益，提高煤炭利用效率，提升污染治理经济性，增进环境管理便利。而燃煤电厂消费了近50%煤炭，其污染物排放的控制水平对雾霾治理具有决定性作用。
在此形势下，实施更为严格的大气污染物排放标准，开发并使用世界上最高效的污染物排放控制技术，是改善我国大气环境的必由之路。今年7月，新修订后的《火电厂大气污染物排放标准》开始执行;9月，国家发改委、环保部、国家能源局三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划》。新政策对燃煤电厂的二氧化硫、氮氧化物和颗粒物排放提出了更高要求，可谓恰逢其时。新政策的出台也招来了一些反对声音，认为新排放标准“世界最严”，将大幅提高发电企业减排成本。事实是否真是如此?
烟尘作为电力部门污染控制最先关注的污染物，其排放量直接影响PM2.5的浓度。我国现行《火电厂大气污染物排放标准 GB13223-2011》要求的燃煤电厂烟尘排放浓度限值是30mg/m3，适用于重点地区的特别排放限值是20mg/m3;《煤电节能减排升级与改造行动计划》提出东部地区新建燃煤发电机组和改造机组的烟尘排放浓度低于10mg/m3。与之相比，欧洲正在制定的《大型燃烧源最佳实用技术》中提出，新建电厂的烟尘日均排放浓度限值在4 mg/m3至10 mg/m3之间，现役电厂的烟尘日均排放浓度限值在4 mg/m3至20 mg/m3之间。可见，我国现行的排放标准远比欧洲的要求宽松，《煤电节能减排升级与改造行动计划》提出的排放限值也仅仅与欧洲要求的下限相当。
从控制实践来看，我国燃煤电厂的烟尘排放控制水平与发达国家相比同样有明显差距。在美国、德国、日本等国家，已经有大量的电厂达到了10mg/m3或更优的排放控制水平，如德国鲁尔区的Scholven电厂，在上世纪70年代的机组上，常年保持了烟尘排放浓度低于7 mg/m3的排放控制水平。到目前为止，我国仅有屈指可数的电厂通过技术改造和优化，把烟尘排放浓度控制到10 mg/m3以下。
横向对比排放标准中对几种污染物控制的要求，可以发现我国对氮氧化物和二氧化硫的控制要求已经走到了欧美国家的前面，但是对烟尘的控制仍然滞后，因此除尘技术性能的提高，应该是电力部门大气污染物排放控制的重点内容。
我国脱硫和脱硝产业的发展历史表明，严格的排放控制要求，是促进我国环保产业发展的重要动力;环保产业的进步，企业的污染物排放控制成本。诚然，我国的燃煤电厂除尘技术和发达国家有所差距，但是我们只有正视差距，提高对自身的要求，才有可能推动我国燃煤电厂除尘技术逐渐赶上国际先进水平，并逐渐提高烟尘排放控制的经济性。可喜的是，我们已经看到国内的环保企业走出了自主研发的道路，并有成功案例，如北京华能达公司开发的径流式电除尘器(2011年取得国家发明专利，同时申请了美国、欧盟的专利保护)，实现了把细微颗粒物(PM2.5)去除效率控制在90%以上，并且对汞等危害性重金属具有较高的捕集效果。总的投资和运行成本仅相当于袋式除尘器的2/3，能够以较为经济的投入，产生极大的环境效益。
风靡网络的“APEC蓝”，反映了全民共同美丽蓝天梦，对业界也是一种警醒——治理雾霾需要真正的积极有为。要重视因霾而起的民生民瘼，以更严格的排放标准引导煤电除尘技术的发展进步;相关决策者和参与者对市场、对改革还要有更深的认知解读和积极心态，杜绝利用垄断地位刻意抬高门槛，护佑内部缺乏竞争实力成员的现象发生，切实推动先进技术真正使用。我们相信，环保要求的提高，将成为我国煤电除尘技术创新发展的契机，也将在“圆我蓝天梦”的同时，带动我国环保产业走向世界。
