· 本周重点事件回顾与分析
(一)火电排污进入“一证式”监管时代
根据第七十号主席令,全国人民代表大会常务委员会关于修改《中华人民共和国水污染防治法》的决定于6月27日正式通过。其中,多处围绕排污许可制度专门作出补充性规定,不仅提出“国家对重点水污染物排放实施总量控制制度”,还进一步明确了排污许可证申请的主体范围、应载明事项、基本义务,及违法行为的法律责任等核心内容。
作为环保管理的核心制度,排污许可制度首先在火电、造纸等行业展开试点。按环保部统一要求,上述两行业须在6月30日前率先完成排污许可证核发工作,并于7月1日起实行持证排污。排污单位的申领情况如何?对于持证企业,排污许可证将发挥哪些作用?下一步工作怎样开展?近日,本报记者就此进行了走访。
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“排污许可证分为正、副本,过去的副本只是一张纸,现在足足有40多页,像本书!”江苏省南通市如东县协鑫环保热电有限公司(以下简称“如东协鑫”)副总经理刘吉林兴奋地告诉记者。5月26日,他代表企业领取了经由环保部审核的排污许可证,这也是国家实施控制污染物排放许可制度改革以来,江苏省核发的首张新版排污许可证。
包括如东协鑫在内,全国的火电、造纸及部分地区的钢铁、水泥高架源行业均须实现“一企一证”,从7月1日起进行持证排污。排污许可证成为企业生产运营期排污的唯一许可,环境监管由此进入“一证式”管理时代。
1800多家企业申获排污许可
按照《排污许可证管理暂行规定》,排污单位需根据环保部制定的行业技术规范,依法申报排放污染物种类、浓度、排放量等指标,及产排污环节、污染防治设施等信息。除核发机关外,同时接受公众监督,面向社会公开不少于5天。严格的要求、详实的内容、严谨的程序,让申领并非易事。
3个月时间、10余次修改、多次专家指导、4轮模拟填报……谈起申领过程,北京华电北燃能源有限公司(以下简称“华电北燃”)董事长李亚中记忆犹新。“6月13日,环保部门完成全部审批;14日,通州区环保局来到企业进行了现场颁证。”他介绍。
6月27日,本报记者在华电北燃看到了这份北京市首张排污许可证。其正本印有企业名称、地址、法人等基本信息,排放重点污染物及特征污染物种类、证件编码、有效期限等关键内容。长达37页的副本,载明了污染物许可事项及环境管理要求,涵盖企业产品及产能、主要原辅材料和燃料、产排污节点、污染治理设施、及大气、水污染物排放的许可条件、总许可量、排放浓度等指标。
值得一提的是,正本右下角还印有一个二维码,扫码即可在线查看正副本中全部内容。这些信息也可在国家排污许可信息公开系统中进行查询。“既督促企业做好台账记录,也便于公众随时查询监督,日后还可为污染源精细化管理及精准治污提供数据支撑。”北京市环保局污染源管理处副处长杨红宇向记者解释称。据悉,北京市共有14家火电企业已申领成功,并于7月1日开始持证排污。
记者从国家排污许可信息公开系统获悉,截至6月30日17时,全国1800多家火电企业已获取排污许可证,另有部分企业正在进行最后的信息公示。
“要我守法”到“我要守法”
在火电、造纸等行业完成发证的基础上,石化等13个重点行业的排污许可证核发工作将于年内完成;到2020年,将覆盖所有固定污染源的排污许可证核发。而此背后,排污许可制度在我国已酝酿多年。
“这一工作,还要追溯到上世纪80年代的地方试点。”环保部环境工程评估中心副主任邹世英告诉记者,从1985年上海产生第一张排污许可证到新证出台前,各地共向约24万家企业发放了许可证,28个省市出台了地方法规、规章或规范性文件。
探索30多年的排污许可制度,如今为何要大刀阔斧进行改革?邹世英坦言,多地自行管理的同时,也带来排污许可制度基础核心地位不突出、发证范围和种类不全、企业环保主体责任不明晰、缺乏统一规定及统一管理等问题。“因涉及多头监管,不少环境管理制度交叉重复,未能实现有效衔接,监管多靠‘出现场、抓现行’。同时,出现了证照空乏、重证轻管、许可内容单一等情况,企业对治污要求不落实、难落实。不同地区的发证对象、许可要求、有效期等各不相同,难以统一公平。”
环保部环境规划院副院长王金南也指出,排污许可制度是发达国家普遍实行并证明行之有效的点源管理制度,主要针对固定点源采用综合性、一证式管理,并以完善的立法、监测、监督体系给予支撑。在我国,尽管环境统计口径内的大部分点源已发放排污许可证,却仍存在制度缺陷与技术难点,未能树立排污许可制度的核心地位。
近几个月的核发管理工作中,杨红宇对此深有体会。“以环境改善为直接目的,这对于环保部门而言,是管理的改革、制度的融合;对于企业,则通过法律的形式明确各项排污管理,从而实现生产运营的全过程管控,倒逼企业从‘要我守法’到‘我要守法’。”
将开展排污许可专项执法
“发证仅仅是个开始,后续依证监管才是排污许可制度实施的关键。”杨红宇进一步向记者表示。
邹世英也称,按照“谁核发、谁监管”的原则,监管部门需重点核查许可事项和管理要求的落实情况,核实排放数据和报告的真实性。“企业须承诺按证排污,自行监测、定期报告和主动公开,并对排污数据的真实性负责。否则一旦被查到,将实行严厉处罚。”
以北京地区为例,下一步,北京市环保局将开展排污许可专项执法行动,依法严处无证排污、违证排污等行为,公布违法排污单位名单及其法人代表、责任人名单,并记入企业信用信息公示系统。针对有违规记录的企业,将提高检查频次,并把现场检查的时间、内容、结果及处罚决定记入排污许可证管理信息平台。“除全面监查,后期还将采取‘双随机’方式,随机抽取检查对象、随机选派执法人员跟进抽查。”杨红宇表示。
而“持证排污、自证守法”的要求,同样让不少企业切实感受到压力。“我们虽是县级企业,但环保方面的年均花费达2000多万,为配合完成排污许可证相关要求,这一投入将继续增加。”刘吉林表示,企业不仅把排污设施纳入主设备范畴,派专人实时监控其运转,还形成了从前期防范到后期处罚的闭环监管措施,确保良性运转。
李亚中介绍,华电北燃将不断强化产排污环节治理,通过引入先进的烟气、污水、脱硝等处理设施,首先确保污染物达标排放。同时,综合自行监测加第三方监测,将严格科学记录污染物排放情况,留存真实、有效、足量的数据台账,以接受相关部门、社会公众、环保团体、甚至同行的监督。
另据邹世英透露,石化等行业的排污单位自行监测技术指南现正在编制中,环境管理台账及排污许可执行报告技术规范也将于近日发布。
(二)可燃冰试开采创多项世界纪录
7月9日,由国土资源部中国地质调查局组织实施的南海天然气水合物试采工程全面完成预期目标,第一口井的试开采产气和现场测试研究工作取得圆满成功,并正式实施关井作业。自5月10日试气点火以来,已连续试开采60天,累计产气超过30万立方米,取得了持续产气时间最长、产气总量最大、气流稳定、环境安全等多项重大突破性成果,创造了产气时长和总量的世界纪录。
天然气水合物俗称可燃冰。本次试开采作业区位于广东珠海市东南320千米的神狐海域。3月28日第一口试开采井开钻,5月10日14时52分点火成功,从水深1266米海底以下203—277米的天然气水合物矿藏开采出天然气。截至7月9日14时52分,最高产量达3.5万立方米/天,甲烷含量最高达99.5%。获取科学试验数据647万组,为后续的科学研究积累了数据资料。
通过两个多月的试验探索和科学研究,我国取得了一些新的成果和认识。一是防砂技术先进,方法可靠,持续有效发挥作用,保障产气通道状态良好。二是在举升方式等多方面实现创新,提高产量效果显著。三是调控产能平稳有效,气流稳定,持续时间已达到生产性试开采要求,为产业化发展奠定了坚实的基础。四是海水及周边大气等甲烷浓度无异常,环境无污染。五是井壁和地层稳定,未发生地质灾害,实现了安全可持续生产。六是试采理论、技术、工程和装备领跑优势不断扩大。
此次试开采成功是世界首次成功实现资源量占全球90%以上、开发难度最大的泥质粉砂型天然气水合物安全可控开采。经过近20年不懈努力,我国取得了天然气水合物勘查开发理论、技术、工程、装备的自主创新,实现了历史性突破。下一步中国地质调查局将加大天然气水合物资源勘查力度,为产业化提供资源基础;加大理论、技术、工程、装备研究力度,为产业化提供技术准备;依靠科技进步保护海洋生态,为产业化提供绿色开发基础;研究勘探开发管理规范性文件和产业政策,为产业化提供相关保障。加强依靠科技进步,保护海洋生态,促进天然气水合物勘查开采产业化进程。
· 本周重点政策跟踪分析
(一)政策解读|控制劣质煤≠限制煤炭进口
中国自7月1日起禁止省级政府批准的二类口岸经营煤炭进口业务,但国务院批准的口岸不受该禁令影响。报道中提到的“知情人士”没有说明该禁令是短期临时措施,还是长期禁令。
消息一出,立刻引起了多方关注。如果仅从这一政策本身来看,禁止二类口岸的煤炭进口业务对中国整体的煤炭进口影响似乎并不大。
这里有必要对二类口岸和国务院批准的口岸进行解释和区分。按批准开放的权限划分,口岸可以分为一类口岸和二类口岸。一类口岸是指国务院批准开放的口岸,包括中央管理的口岸和由省、自治区、直辖市管理的部分口岸,也就是消息中所说的不受禁令影响的口岸;而二类口岸主要是指由省级人民政府批准开放并管理的口岸。
二者最大的区别在于一类口岸允许中国籍和外国籍人员、货物、物品和交通工具直接出入国(关、边)境,而二类口岸只允许中国籍的人、货、物及交通工具出入国境。一般较为熟悉的大型煤炭进口港口秦皇岛、防城港、湛江港、汕头港等都是一类口岸。
而根据上海钢联煤焦事业部的调查结果,此次被禁止进口煤炭业务的码头主要包括福建可门港、宁德港、东吴港和海南乐东港,所属电厂分别是华电、大唐、国电和华能。以上码头年进口量达到1500万吨左右,假设下半年禁止卸货,将影响750万吨左右的量。
2016年中国煤炭进口量超过了2.5亿吨,这样,受影响的量只占去年进口量的3%左右,如果从整个煤炭市场来看,这个量大概占去年35亿吨煤炭产量的0.2%。
因此,对二类口岸煤炭进口业务的调整,对几大发电集团和整个煤炭市场来说,影响微乎其微。之所以消息引起了大家的重视,在于这一调整似乎传递了政府限制煤炭进口的决心和信号。
市场认为近期政府一直着手于对煤炭进口的限制。今年5月政府提出要坚决控制劣质煤进口,通过进一步提高商品煤质量检测标准,对进口动力煤和进口炼焦煤从热值、灰分、挥发分、硫分等指标进行更加严格的限制,有效控制煤炭进口规模。
随后,国家发改委在发布的《2017年煤炭去产能实施方案》中提到,要严控劣质煤生产流通和进口使用,认真落实《商品煤质量管理暂行办法》,严格进口检验标准和程序。据说有关部门正在讨论修改《关于严格控制劣质煤炭进口有关措施》,进一步从量上限制劣质进口煤。
虽然控制劣质煤不等于限制煤炭进口,但很容易让人将其理解为是限制煤炭进口的开始。由于国内煤炭产能严重过剩,是这轮能源供给侧改革的重中之重。
除了执行历史上最严厉的“去产能”政策,政府从去年4月份开始推行的煤炭企业276天工作日制度,通过控制生产天数的方式来限制产能。政府发布了《关于进一步规范和改善煤炭生产经营秩序的通知》规定,要求全国煤矿自2016年起全年作业时间不超过276个工作日,相当于现有合规产能的基础上乘以0.84的系数作为新的合规生产能力。276天工作日制度的实施,人为极大地改善了2016年煤炭行业的供需状况和市场信号,使煤炭迅速达到供需平衡。
由于2016年煤炭需求回暖,导致煤炭价格大幅提高(接近60%的上涨)。从去年10月到今年5月,煤炭价格都维持在600元每吨的高位。而国内煤炭价格的上涨,直接造成了价格更为低廉的进口煤炭大幅增加,去年煤炭进口提高了四分之一,绝对量超过了2.5亿吨。
如果国内煤炭“去产能”和限制煤炭产量的结果是大量国外劣质煤炭涌入,当然有悖于“去产能”初衷,也增加了“去产能”难度,从环境保护的角度说,也的确有必要对劣质煤炭进口进行限制,但是政策不宜演变为对煤炭进口的限制,因此政策措施需要谨慎,而且现实中实施起来也比较困难。
首先最重要的是“北出南进”一直是中国煤炭进出口基本格局,这个是由于煤炭大宗运输成本所决定的。即使当初中国还是煤炭净出口国时,就是“北出南进”,这种由运输成本和煤炭资源分布条件所造成的约束,现在并没有改变。
其次,进口煤炭一直是稳定国内煤炭市场和价格的一股力量,对平衡国内煤炭供需缺口有一定意义,对国内煤炭价格的过快和过高上涨有一定抑制作用,尤其在华东及东南沿海地区,作用更加明显。
因此,限制煤炭进口不利于稳定国内煤炭价格。并且,进口煤炭量增加常常是国内煤炭价格上涨的直接后果,如果进口煤炭价格更便宜,用煤企业选择价格低的进口煤炭似乎无可非议。因此进口煤炭有利于提高国内煤炭企业的效率和竞争力,也是煤炭市场化所需要的。中国目前能源系统煤炭依然举足轻重,而历史上煤炭价格大幅度上涨带来的种种宏观经济问题,以及煤电产业之间的矛盾,我们都记忆犹新。
最后,限制煤炭进口是否能有效起到减少排放的作用?此次禁令的一个主要目的就是限制劣质进口煤的流入,主要是通过增加中间环节,压缩劣质进口煤的利润空间来实现。但如果限制进口,却不限制国内同类煤炭每天的生产和使用,的确会使人对政策目的及后果产生疑虑,究竟是为减少排放还是为限制进口?实际上,这种做法相当于多绕了一环。如果直接在生产终端进行控制或对排放征税,通过税收倒逼用煤企业选择高热量、低排放的煤炭,而不是区分低质煤炭的来源,显然更公平、更有效率。
· 本周聚焦
(一)海水抽蓄电站首单或落南网,投资成本、防腐蚀、稳定性等问题仍待解
国家能源局不久前发布的海水抽水蓄能电站资源普查成果显示,我国海水抽水蓄能资源站点达238个,其中近海站点174个,岛屿站点64个,总装机容量为4208.3万千瓦。
“未来将通过示范工程形式研究海水抽水蓄能电站。”一位参与海水抽水蓄能研究的业内人士对本报记者表示。
研究具前瞻性
“海水抽水蓄能电站是抽水蓄能电站的一种新形式,有研究价值,相关研究具有前瞻性。”上述业内人士对记者表示,世界建设海水抽水蓄能电站的国家只有日本,而日本仅建设了一个电站,这也是我国要研究海水抽水蓄能电站的原因之一。
还有业内专家认为,建设海水抽水蓄能电站示范工程的目的,是填补我国在此领域的空白,提升海岛多能互补、综合集成能源利用模式。
参与海水抽水蓄能电站课题组研究的中国水力发电工程学会副秘书长张博庭接受本报记者采访时表示,建设海水抽水蓄能示范电站的目的是摸索建设和机组抗腐蚀等经验。“将来解决不了大规模储能问题时,为海岛发展抽水蓄能做准备。”
但也有业内人士认为,海水抽蓄前景黯淡,花巨资研究意义不大。而接受采访的大部分人士对海水蓄能电站发展表现出乐观态度。东海证券曾预计,海水抽水蓄能装机会迅猛发展。按抽水蓄能单位千瓦投资7000元计算,4208.3万千瓦装机资源量的投资接近3000亿元。
一位能源行业人士对记者表示,利用海水建抽水蓄能电站的最大优势是无须建下水池。“特别是大多数核电站都设在沿海地区,加之人口多,用电量需求大,在沿海的大型电源附近建设海水抽水蓄能具有极重要的意义。”
不过,也有研究人士认为,海水抽水蓄能条件与陆地抽水蓄能相比条件差。离大陆近的海岛,通过海底电缆等形式已经架好输电通道。从需求来讲,离大陆较远的海岛人少,电量需求不大,所以较远的海水抽水蓄能电站规模普遍偏小。
首单或落南网
据了解,海水抽水蓄能电站示范工程具体地址还在筛选中。“最初推荐浙江省,考察后发现浙江不适合建设。”上述业内人士认为,“海水抽水蓄能电站试点示范工程地址可能会选择福建或广东。无论选择哪里,均可积累建设、运行、管理、技术等各方面经验。”
之所以选择福建或广东,是因为国家能源局发布的普查结果显示,海水抽水蓄能资源最丰富的地方主要集中在广东、浙江、福建3省,分别占海水抽水蓄能电站资源总量的27.2%、21.8%、25.1%;辽宁、山东、海南3省分别占资源总量的2.9%、5.6%和13.4%;江苏、广西资源站点相对较少。
“参加了广东、浙江、福建3省的海水抽水蓄能电站考察,最终哪里还没确定。”张博庭对本报记者表示,“按照海水抽水蓄能电站示范工程建设计划,南网、国网各建设一个。”
目前,国网建设海水抽水蓄能电站暂无音信。国内海水抽水蓄能试验首单很有可能花落南网。
在国家能源局公布的8个典型资源站点里,广东占了3个,分别为汕头南澳岛、珠海万山岛和江门上川岛,装机容量分别为5万千瓦、2万千瓦、3万千瓦,调节库容分别为69万立方米、42万立方米、58万立方米。
诸多问题待解
在8个典型资源站点里,浙江省舟山龙潭海水抽水蓄能电站的静态投资最少,需要2.21亿元。投资最多的是舟山青天湾抽水蓄能电站静态投资需12.48亿元。广东的3个站点,汕头南澳岛抽水蓄能电站静态投资最多,需要11.2亿元。
“未来建设海水抽水蓄能电站,首先需要面临的问题是投资成本。同样规模的海水抽水蓄能电站,如果海岛落差大,机组就小,投资就少;海岛落差小,投资较大。”上述业内人士对记者表示。
“对于实验性海水抽水蓄能电站建设,国家会拿出一部分经费,剩下企业自筹。”张博庭说。
其次需要研究的是如何防止水道或者水轮机被腐蚀,这也是建设海水抽水蓄能电站需要解决的最大难题。腐蚀有两方面,一种是化学腐蚀,海水含盐对抽水蓄能电站机组有腐蚀性;另一种是海洋生物的腐蚀,海洋生物吸附在机组表面并不断增生。上述这些腐蚀将影响海水抽水蓄能电站的发电和抽水效率。
除此以外,还需要确保放水口在大风浪条件下仍然稳定地发挥作用。张博庭表示,要建设海水抽水蓄能电站,需要解决包括技术攻关、设备研发、海洋生物和珊瑚礁对机组影响等一系列关键问题。
(二)首批光热示范项目遭遇先行者困惑
国家能源局公布首批20个光热发电示范项目至今已经过去了大半年,这些项目进展是否顺利?推进过程中遇到了哪些波折?如何才能真正起到示范意义?
不久前,在杭州举办的中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会上,业内人士基本达成了一个共识:不纠结于项目本身,就是要通过示范项目推进,真正找到制约我国光热发电产业发展的瓶颈,从而为2020年之后的光热大发展奠定基础。
建设进度并不乐观
距2018年底20个光热发电示范项目建成的期限仅剩一年半时间,但项目进度似乎并不乐观。据记者了解,不少项目仍处于前期准备阶段,包括用地、用水、电网、场平等。部分项目主要设备、主要设计开始招标,个别项目已经定标。
或许正是由于首批示范,主管部门对项目的进度情况也盯得很紧。国家能源局2月专门下发《关于报送太阳能热发电示范项目建设情况的通知》,要求每个季度报送20个光热示范项目建设进展情况。
一位业内人士向记者透露,当时规划的示范项目总量是100万千瓦,实际批准的是134.9万千瓦,就是考虑到有些项目可能无法按时完成。“在当前可再生能源补贴资金比较紧张的情况下,给予光热示范项目更大的示范规模,也是希望有更多的项目可以做成,为行业发展探索经验。”该业内人士表示。
面临多种潜在风险因素
实际上,作为首批示范项目,不可避免地要遭遇先行者的困惑。
“光热发电不像常规的火电,火电积累了多年的建设经验,实现了模块化、规范化,干起来比较顺手。光热发电项目开发没有标准,也没有依据,在这个过程当中,更多地需要进行探索,也遇到了很多实际困难。”常州龙腾光热发电工程有限公司总经理李怀普说。
中海阳能源集团股份有限公司副总裁章颢缤认为,光热发电项目开发过程中,会面临成本风险、技术风险、消纳风险和补贴风险等多种风险因素。“土地问题是光热项目开发的一个核心关键性因素,据我所知,20个首批示范项目里至少有5个项目因为土地因素没有办法实施。另外,有的项目土地投资费用太高。”章颢缤说。
浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥表示,光热产业要发展,离不开在税收、土地和绿色信贷等宏观层面的政策配套。他呼吁地方有关部门能够根据国家发改委和国家能源局的文件要求,尽快明了配套政策,给光热发电创造轻松、友好的发展环境。
“光热发电行业要尽快实现产业化,产业化的成果可以影响国家主管部门在规模化上的考量。光热项目必须发挥自身优势,融入到我国现有的电力体系当中去,才能更好的发展。”北京首航艾启威节能技术股份有限公司总经理高峰说,“与此同时,光热发电行业要积极走出国门,开展国际技术交流与合作,为当前遭遇到的困难寻找可供借鉴的国际经验。”
重在打通产业链
“用山东土话说,目前我们光热发电产业链仍是云山雾罩的,哪里行,哪里不行,搞不太清楚。”国家应对气候变化战略研究和国际合作中心原主任李俊峰用带有浓重山东口音的普通话表示,推动首批20个光热示范项目,不着眼于项目本身的成功与失败,而是为了打通产业链。通过首批光热示范项目,可以检验我国的光热发电产业链到底行不行,知道我们的产业链上到底缺什么,应该补什么。从而为2020年后的光热发电的大发展奠定基础。
水电水利规划设计总院新能源部副主任王霁雪参与了首批光热示范项目出炉的全过程。他认为,示范项目有两方面目标:一方面是推动光热产业的规模化,另一方面是形成产业集成的能力。“首批示范项目的推进一定要对行业和产业起到正向的反馈作用,才能够真正起到示范的意义。”王霁雪说。
在中国可再生能源学会原理事长、国务院原参事石定寰看来,相比于光伏系统,光热发电系统更加复杂,虽然西班牙等国早在上世纪70年代就开始光热领域的研究,但总体而言,在世界上光热发电仍处于起步阶段。
“光热行业发展的一个明显短板是基础研究工作欠缺。应该更加重视基础工作,更好地通过产学研结合,推动产业发展。此外,要在创新、长远规划、产业标准化方面扎实推进。”石定寰说,“希望光热发电产业能够吸取光伏产业的教训,尽可能实现平稳发展,避免大起大落。一会儿是春光明媚,一会儿又是严冬难耐,对行业发展是不利的。”
2020年才进入大发展时期
根据国家发改委去年发布的《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》,核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时,并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。
电力规划设计总院副院长孙锐透露,现阶段光热发电项目的工程造价在2.5万-3万元/千瓦之间,未来,光热发电的工程造价和发电成本将随着产业规模的发展大幅下降,这一趋势尤其在产业化初期特别明显,预计到2020年,光热工程造价能降到1.5万元/千瓦以下。届时,上网电价会降低到0.75元/千瓦时以内。
多位专家表示,“十三五”期间是为我国光热发电产业打基础的时期,2020年-2030年这十年才是光热发电的大发展时期。随着产业链贯通、规模化发展、成本大幅下降,未来,光热发电在整个电力系统中将占据一席之地。
一位与会的西班牙光热企业负责人表示,过去,中国不是光热发电主流地区,但未来,在重建全球光热生态的过程中,中国将扮演越来越重要的角色。