昨日，被称为“史上最严”的火电排放标准——新《火电厂大气污染物排放标准》最后执行期限如约而至。为实现蓝天愿景，新火电排放标准排放门槛大幅提高，堪称“全球最严”，其对包括江苏沿江8市在内的重点地区提出的“特别排放限值”，比任何其他国家的标准都要严苛。
为此，大火电将全力转向“清洁型”，小热电部分关停在所难免，我国的能源结构决定了在今后相当长的时间内，燃煤机组装机容量还将不断增长，火电厂排放的大气污染物若得不到有效控制，将直接影响我国大气环境质量的改善，以及电力工业的可持续发展。从技术和经济角度看，新标并非不可企及的“空中楼阁”，只要企业真下决心，“跳起来还是可以够到的”。
在“史上最严”火电排放标准开始施行当日，能源局公布《电力企业大气污染防治驻点河北监管报告》，其中包括河北省89家30万千瓦级以下燃煤机组(含自备电厂)，并对电网企业节能减排相关情况进行监管的数据报告，并指出部分发电企业存在个别时段大气污染物超标排放问题的四个原因，以下为通报全文：
电力企业大气污染防治驻点河北监管报告
根据《国家能源局关于近期重点专项监管工作的通知》(国能监管〔2013〕432号)要求，国家能源局市场监管司会同局内有关专业司、华北能源监管局以及地方能源、环保部门组成工作组，对河北省电力企业大气污染防治工作情况开展驻点专项监管。根据驻点监管情况，形成本报告。
一、基本情况
(一)专项监管重点内容及工作情况
本次专项监管重点为河北省30万千瓦级以下燃煤机组(含自备电厂)，并对电网企业节能减排相关情况进行监管。列入本次专项监管范围的电力企业共计89家，其中：省级电网企业2家，即国网河北省电力公司(以下简称“河北南网”)和国网冀北电力公司(以下简称“冀北电网”);拥有30万千瓦级以下燃煤机组的统调电厂33家，自备电厂22家;此外，河北省环保厅向工作组提供了32家地调电厂的环保排放数据。
工作组在对河北省电力企业数据收集分析以及对14家电力企业驻点调研的基础上，赴15家电力企业进行了现场检查，其中：地市级供电企业3家;统调电厂8家、非统调电厂4家，共计装机容量535.1万千瓦，占全省火电装机容量的13.3%，2013 年累计发电量268.85亿千瓦时，占全省全年社会用电量的8.3%。现场检查共发现问题102个，其中节能方面问题45个，减排方面问题57个。
(二)发电企业节能减排指标情况
截至2013年底，河北省装机5219万千瓦，其中火电装机4030万千瓦。据河北省环保厅统计，2013年河北省电力行业二氧化硫、氮氧化物排放量分别为27.53万吨、57.99万吨，分别占全省排放量的21.4%、35.1%，与2012年相比分别消减14.6%、14.6%。
本次专项监管范围内的发电企业(以下简称专项监管发电企业)共计87家，机组196台、装机2546.8万千瓦，占河北省火电装机容量的63.2%;2013年发电量1224.2亿千瓦时，较2012年基本持平，供热量17800.8万吉焦，同比增加5.2%(详见附表1)。
从供电煤耗情况看，专项监管发电企业中，统调电厂2013年平均供电煤耗323.1克/千瓦时，较非统调电厂342.5克/千瓦时低19.4克/千瓦时;10万千瓦及以下机组平均供电煤耗高达384.5克/千瓦时。
从污染物减排情况看，专项监管发电企业中，专项监管发电企业2013年二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别为12.87万吨、27.89万吨和2.56万吨，其中统调电厂污染物排放量显著下降，同比下降分别为26.8%，17.8%和23.3%。而地调电厂同比有上升趋势，10万千瓦及以下机组同比下降不明显(详见附表2)。
大部分统调机组通过推进节能环保技改项目建设，加强运行维护，排放绩效较2012年有所改善。但地调电厂、小型自备电厂的各项污染物排放绩效远远高于统调机组，其环保装置平均效率和排放达标率明显低于统调机组(详见附表3、附表4)。
(三)电网企业节能减排指标情况
2013年，河北南网售电量完成1421亿千瓦时，同比增长4.7%，综合线损率7.88%，同比下降0.32%;冀北电网售电量完成1362亿千瓦时，同比增长7.82%，综合线损率5.78%，与上年基本持平(详见附表5)。
河北省电网企业在满足“三公”调度前提下，结合发电权交易等市场手段，优化调度方式，提高消纳可再生能源发电能力，尽量发挥节能环保高效机组作用。
2013年河北省内火电发电形势相对较好，火电机组发电利用小时数5527，高出全国平均值515个小时。由于新投产机组中大容量机组比例较大，河北南网30万千瓦及以上机组利用小时数同比略减，60万千瓦级利用小时数为5681，同比下降约240小时;冀北电网除30万千瓦级纯凝机组利用小时数同比增加外(冀北电网调度的单机最大容量机组为30万千瓦级机组。)，其他机组利用小时数有所下降(详见附表6)。
2013年，河北省消纳可再生能源发电180.7亿千瓦时，同比增长16.1%，占河北省全社会用电量的5.6%，其中风电装机785万千瓦，发电量144.7亿千瓦时，同比增长13.3%,机组平均利用小时为2001小时(详见附表7)。
2013年，河北南网完成发电权交易电量39.4亿千瓦时，节约标准煤24.1万吨;冀北电网完成发电权交易电量28.8亿千瓦时，同比增加87.4%，节约标准煤14.73万吨。
(四)燃煤机组烟气在线监测系统建设情况
从烟气在线监测系统(CEMS)安装、运行情况看，绝大部分专项监管发电企业按照要求安装了烟气在线监测系统，实现与环保部门的联网运行，且由独立的第三方环保服务公司运行维护。统调电厂基本实现在线监测信号与电网企业联网。河北南网已与61台主力机组烟气在线监测信号实现联网;冀北电网与16家统调电厂的烟气在线监测信号实现联网。
二、存在问题
(一)部分发电企业存在个别时段超标排放现象
检查发现，部分发电企业存在个别时段大气污染物超标排放问题。原因有：一是机组环保设备建设时间早、技术路线选择不当、技术标准低或设备存在缺陷等原因，造成环保设备运行稳定性差;二是电厂环保设备运行规程不健全，生产过程控制不严格，巡检或在线监测跟踪、运行调整不到位，管理疏忽导致超限排放;三是电厂CEMS设备参数设定不规范、数据折算不符合国家规定、设备维护及标定不及时、信号传输易受干扰等原因，影响测量的准确性;四是电厂对燃煤质量控制不力，硫份长期偏高，或煤质与设备选型不匹配，导致个别时段超标排放。
专栏1：
1、唐山开滦东方发电有限责任公司：循环流化床炉内脱硫效果不稳定，排放浓度难以满足新的国家标准，需对环保设施改造进行论证;现场CEMS表计的维护管理和标气管理不规范，两台机组烟气含氧量值CEMS和DCS均存在较大偏差;2号机组二氧化硫折算浓度与氧量脱钩;烟气量数据测量数据为坏点。节能减排统计管理有明显疏漏。
2、河北永新纸业有限公司：锅炉二氧化硫排放浓度值经常在500 mg/m3以上，与其他同类型机组相比指标明显偏高;脱硫装置未能实现DCS(PLC)集中控制;环保人员不熟悉相关设备情况，对减排工作不利。节能减排统计管理有明显疏漏。
3、河北大唐保定热电厂(保定华源热电厂)：2013年发电机组排放污染物个别时段存在超标现象;10号、11号机组2013年全年平均实际燃煤硫份值为1.4%左右，明显高于设计值;11号脱硫设施投运率、平均效率分别为98.49%、88%，相对较低。
4、石家庄炼化分公司自备电厂：2013年的二氧化硫、氮氧化物、烟尘均存在超标排放现象;未能按照河北省环境保护厅要求完成脱硫旁路拆除工作;现场检查期间脱硫设施旁路挡板开度均为4.7%左右，且旁路烟道温度为93.7℃，表明烟气旁路未有效隔断;CEMS数据与脱硫DCS数据相差较大;未能提供燃煤煤质检测记录。
5、河北华电石家庄裕华热电有限公司：1号、2号机组炉型完全相同、燃煤基本相似，1号机无脱硝设施，2号机脱硝设施2013年10月投运，报送数据显示2013年1号、2号机氮氧化物排放绩效分别为2.07克/千瓦时、1.07克/千瓦时，相差近一倍，不符合逻辑;受氧量测点影响,CEMS台帐中数据存在超标现象。
6、河北衡丰发电有限责任公司(衡水恒兴发电有限责任公司)：燃煤煤质2013年全年平均硫份值为1.34%，部分时段超过1.5%;2013年1至5月氮氧化物有超标排放现象;4号炉低氮燃烧器运行不稳定;3号机组氮氧化物排放浓度存在排放超标现象。
所属频道: 火力发电 关键词: 火电机组电力企业火电排放标准
7、邢台(国泰)电厂：10号、11号机组CEMS小间标气无检验标志;CEMS合格证过期。
8、冀中能源章村矿矸石热电厂：CEMS数据不稳定，没有校验记录;脱硫设备石膏浆液直接外排，未脱除石膏;脱硫系统PH值偏高，易造成设备内部结构堵塞;净烟气、原烟气没有温度测点(有旁路)，不符合环保部要求;脱硫设备的除雾器无法监控压差;CEMS在线监测设备合格证过期。
9、国电邯郸热电厂：脱硫系统仅进行了除雾器、GGH吹灰器等改造，对提高脱硫效率影响较小，满足新的排放标准存在不确定性;上传电网公司的CEMS运行不稳定;CEMS标气合格证未及时更换。
10、大唐马头发电厂：7号、8号露天煤场没有实施改造;CEMS在线监测设备合格证过期;9号、10号机组脱硫效率偏低。
11、冀中能源邯矿集团云宁矸石热电公司：CEMS小间标气、CEMS合格证均未及时更换;2号炉南、北两个出口的在线监测设备数据显示不稳定，且不能打印报表。
(二)发电企业节能工作仍存在较多薄弱环节
部分发电企业节能管理工作不规范，相关制度、标准不齐备且执行力差，发电能耗偏高。主要表现为：一是节能降耗技改不及时，或实施技改后对节能效果缺乏有效分析;二是节能统计工作不规范，节能数据填报随意性大，报送数据自相矛盾或与现场检查核算的情况明显不符;三是节能管理薄弱，主管人员业务生疏，专业技术人员缺失。
专栏2：
1、河北大唐国际唐山热电有限责任公司：供热煤耗率指标没有分机组报送;部分能耗指标数据异常，如2012年1、2号机组供电煤耗率相差9.46克/千瓦时，但从机组性能、供热量及负荷率等方面分析，两台机组性能差异不大。
2、唐山开滦东方发电有限责任公司：2013年度供电煤耗371.24克/千瓦时，远高于设计值;部分能耗指标数据异常，如2013年供热煤耗率同比上升11%，推算同期锅炉效率提高近10%，与实际不符。
3、河北永新纸业有限公司：统计上报数据中发电量与利用小时数不匹配，根据年利用小时数核算的机组发电量与上报值偏差3418万千瓦时;未按实际值填写供热煤耗指标;供电煤耗330克/千瓦时，考虑机组年均热电比270%因素，机组能耗较高;锅炉效率低于80%，低于设计值约10个百分点。
4、河北大唐保定热电厂(保定华源热电厂)：供电煤耗、供热煤耗数据异常。提供材料显示，2013年厂用电率降低，热电比同比增加，但2013年供电煤耗完成336.32克/千瓦时，比2012年升高3.08克/千瓦时。
5、石家庄炼化分公司自备电厂：现场检查中发现该自备电厂未建立节能管理体系，未按要求开展节能技术监督工作。
6、河北华电石家庄裕华热电有限公司：节能量按照完成指标统计为1.06万吨标准煤，同比减少4.08万吨标准煤，与上报数据出入较大。
7、河北衡丰发电有限责任公司(衡水恒兴发电有限责任公司)：节能量、供电煤耗和供热煤耗等关键能耗指标，没有做到分机组统计计量;2013年飞灰可燃物偏高，对锅炉效率影响较大。
8、兴泰(国泰)发电有限责任公司：目前8号、9号机组处于关停的临界状态，但对减排总量仍构成影响，节能降耗管理有待进一步加强。
9、冀中能源章村矿矸石热电厂：节能技改投入不足，机组供电煤耗偏高。热电比为36.56%，供电煤耗532克/千瓦时，供热煤耗39千克/吉焦;矿上用电也作为厂用电计算，造成厂用电率高达32.26%，不符合相关规定。
10、国电邯郸热电厂：未单独编制企业节能、环保管理标准，部分合同能源管理项目缺乏科学合理的经济效益评价。
11、大唐马头发电厂：月度分析会未能体现出对节能工作的指导作用;有关节能指标数据统计管理不完善。
12、冀中能源邯矿集团云宁矸石热电公司：节能管理制度不健全，节能管理记录少;节能环保改造计划、资金落实不到位，如3台锅炉环保改造计划要求是2014年6月底前完成，但2014年资金投资计划只反映了2台改造计划，季度检修计划中只安排了1号炉的环保改造计划。
(三)烟气在线监测系统尚不完备
火电机组烟气在线监测系统一般由电网企业和发电企业自筹资金建设，能源监管派出机构通过在线监测系统监测燃煤机组排放情况。从检查情况看，对燃煤电厂烟气在线监测工作尚未引起电网企业的足够重视，对进一步完善烟气在线监测系统的积极性不高，系统升级改造停滞。目前仍有部分发电厂脱硫、除尘信号还未接入，脱硝信号接入迟缓，电厂环保设备技改后的测点信号也未重新接入。个别情况下由于发电厂运行维护不到位，造成接入电网企业的数据失真或与环保部门的监测数据相差较大。
(四)高效环保机组尚未充分发挥优势作用
当前节能发电调度的实施仍受制于计划电量分配机制，基于计划电量形成的电力生产运营模式，在安排机组发电(出力)和机组启停顺序时，未能有效依照机组的能耗水平和大气污染物排放绩效进行调度，从而影响了发电企业主动减排的积极性。同时，在这种生产运营模式下，省内60万千瓦级燃煤机组与30万千瓦级机组发电利用小时数档次未能明显拉开，从而未能发挥60万千瓦级燃煤机组在低煤耗和低排放方面的明显优势。此外，受当前交易机制壁垒影响，河北省发电权交易开展尚不充分，仍存较大空间。以上因素，降低了节能减排效率，不利于全省平均供电煤耗的下降。
此外，新的火电厂大气污染物排放国家标准今年7月1日施行，因发电企业环保技术改造规模巨大，又因当前电网停机检修安排困难、企业资金压力大、环保设备供货和施工队伍紧张等一系列因素影响，按规定期限完成技术改造任务十分艰巨。另外，目前国家出台的脱硫、脱硝和除尘电价补偿政策尚不足以弥补企业的环保投入，发电企业生产经营面临较大压力。特别是中小型发电企业，以热电联产机组为例，盈利能力差(一些电厂机组小、人员多，又因承担供热任务，政府暂不允许其关停)，因环保改造资金落实困难，迟迟不能实施环保技改。
现场检查结束后，有关发电企业已针对发现的问题制定计划，安排资金，着手整改。作为河北省主力电源的大唐集团下属电厂针对现场检查中发现的问题制定了整改计划，并着手实施。河北省冀中能源集团针对下属企业自备电厂节能减排管理薄弱的问题进行研究，督促自备电厂进行整改。河北永新纸业有限公司针对现场检查发现的问题正在进行整改。
三、监管意见
(一)提升综合管理水平，降低燃煤机组排放
发电企业应继续加强节能环保管理，完善工作制度和运行规程，落实岗位责任制。一是加大环保技术改造力度，及时完成环保技改项目，满足新标准排放(特殊限值)要求;二是加强生产过程控制管理，提高环保设备稳定运行水平，杜绝大气污染气体短时超限排放现象发生;三是加强在线监测设备运行维护管理，及时治理在线监测设备缺陷，合规设置在线监测浓度换算相关参数，确保在线监测设备联网运行;四是充实节能减排管理队伍，加强培训，提高专职人员素质和专业技术水平。拥有企业自备电厂的能源集团或重点用能企业集团，应加强所属燃煤机组管理，通过内部机构优化和外部兼并重组，逐步淘汰落后燃煤机组。
(二)完善在线监测系统，优化调度运行
电网企业应认真落实国家有关规定，建立完善烟气在线监测平台，发挥在线监测数据在电力系统生产运行中的节能环保作用。一是完善燃煤机组烟气在线监测平台，定期开展火电企业大气污染物排放统计分析和报告工作;二是探索电力调度交易模式的转变，将在线监测系统指标数据作为日常电力调度交易安排的重要参考，使得电力调度交易计划随发电企业污染物排放绩效、环保设备投运率等指标动态调整，提高电力系统生产运行整体节能减排水平;三是进一步开展发电权交易，提高高效环保机组运行效率，增强电网消纳可再生能源发电的能力。
(三)创新监管方式，促进电力企业大气污染防治
能源监管机构应进一步加大节能减排监管力度，完善和创新监管方式，同时运用市场手段，建立激励机制，发挥闭环监管机制作用，促进节能减排。一是各派出机构加强与电力企业沟通，督促企业完善燃煤机组烟气在线监测系统，将未接入的机组信号及时接入到各派出机构，利用在线监测和现场检查方式开展监管工作;二是结合行业特点和问题监管，强化对中小型燃煤电厂监管，各派出机构会同电力调度部门研究制定雾霾预警天气情况下主要用能企业及其自备电厂生产情况报告制度;三是继续完善发电权交易机制，鼓励发电企业跨集团、跨省区交易，逐步实现发电权交易市场化，进而推动节能发电调度的开展，促进参加生产运行的燃煤机组排放达标;四是发挥闭环监管机制作用，通过扩大发电权交易范围和完善交易规则，提高高效环保机组的利用效率，促进大气污染防治工作顺利有效开展。
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