近年来，全球电力行业的排放问题备受关注，尤其是二氧化碳（CO?）排放，因其在全球气候目标和碳核算框架中的核心地位而成为焦点。根据独立能源智库Ember发布的2024年《全球电力评论》，全球电力部门在2024年创下146亿吨CO?排放的纪录，尽管低碳发电占比自1940年代以来首次突破40%。然而，电力生产的日常环境与健康影响不仅限于CO?，还涉及硫氧化物（SO?）、氮氧化物（NO?）、颗粒物（PM）、汞以及逸散甲烷等污染物。这些污染物受各国监管差异影响，正因电网可靠性、环境法规和政策变化的压力而重新受到关注。2025年，氨共燃、布袋除尘升级和碳捕集技术改造等进展显著，但执法延迟、煤炭回潮和监管回滚为行业发展蒙上阴影。
美国：监管波动引发行业不确定性
2025年上半年，美国电力行业的监管环境剧烈波动。6月，特朗普政府领导的美国环境保护署（EPA）正式提议废除拜登政府针对现有化石燃料电厂的碳排放标准（依据《清洁空气法》第111条款）以及2024年修订的《汞和空气毒物标准》（MATS）。EPA认为，碳捕集和氢混烧技术作为“最佳减排系统”缺乏可行性依据，法律权限被过度解读。而MATS的修订被指缺乏显著健康效益，且成本高昂，尤其是其要求电厂安装连续排放监测系统（CEMS）的规定被认为过于严苛。
4月，特朗普政府通过行政命令将MATS的合规期限推迟两年，豁免了超过60个发电单元。环保组织随即提起诉讼。EPA估算，若废除提议通过，2028至2037年间可节省10亿美元的合规成本。然而，政策的不确定性让发电企业陷入诉讼、规划周期和技术投资的多重困境。
欧盟：排放控制持续收紧
与美国形成鲜明对比的是，欧盟正稳步收紧其电力行业排放控制框架。2024年8月修订的《工业排放指令》（IED）要求成员国在2026年7月前达到合规，标志着监管执法、技术要求和覆盖范围的进一步升级。IED作为欧盟控制大型工业设施污染的主要工具，以“最佳可用技术”（BAT）为基础，依托2017年《大型燃烧设备最佳可用技术参考文件》（LCP BREF），为NO?、SO?、颗粒物和汞等污染物设定了排放范围（BAT-AELs）。这推动了选择性催化还原（SCR）、烟气脱硫（FGD）和高效布袋过滤器的广泛应用。LCP BREF还引入了强制性汞控制措施，超过100兆瓦热功率的电厂需配备连续排放监测，煤和褐煤电厂则需每年监测汞排放。
得益于FGD等污染控制技术的普及，欧盟大型燃烧设备的SO?和颗粒物排放自2004年以来分别下降94%和73%。虽然IED不直接监管CO?，但欧盟排放交易体系（ETS）通过碳价上涨（2024年达每吨65欧元）推动电力行业CO?排放较2005年减少约50%。2024年IED修订还新增了数字化报告、转型计划以及“工业转型与排放创新中心”（INCITE）等义务，为行业绿色转型注入新动力。
中国：双控机制与技术突破并举
中国在“十四五”规划（2021-2025）收官之际，持续收紧排放控制，同时平衡经济与能源安全需求。2024年5月发布的《2024—2025年节能降碳行动方案》设定了更宏大的目标，要求电力和工业部门在2024和2025年每年减少1.3亿吨CO?排放。这一措施标志着碳排放“双控”机制的首次过渡，并将在“十五五”期间（2026-2030）全面实施。全国碳排放交易系统已覆盖电力行业，台州50万吨/年的后燃烧碳捕集项目稳定运行一年，为“十五五”期间扩建至400万吨/年奠定了技术基础。
在污染物控制方面，中国的NO?和SO?排放持续下降，煤炭电厂的超低排放标准要求NO?和SO?分别控制在50毫克/标立方米和35毫克/标立方米。SCR、FGD和CEMS的部署进一步扩大，受到“蓝天保卫战”政策的推动。同时，中国通过全面排查汞排放热点，确定了优先干预区域。独立研究机构CREA指出，2025年初煤电占比下降4个百分点，工业电气化推进显著，助力污染与碳排放“双减”。
在新兴技术领域，2024年7月，国家发展改革委发布氨共燃战略，要求现有煤电厂（尤其是剩余使用寿命较长的电厂）在2027年前实现至少10%的可再生氨或生物质共燃能力，目标是将煤电整体排放量较2023年降低50%。
印度：选择性合规与技术试点
2024年，印度热电厂面临严格的空气排放要求，政策制定者和公用事业公司通过选择性合规、技术试点和脱碳计划应对。2024年12月，印度环境部保留了颗粒物和NO?排放上限，但2025年7月撤销了十年前的SO?控制要求，仅要求位于人口超百万城市10公里范围内的“A类”煤电厂在2027年12月前安装湿法FGD系统。79%的煤电厂因位于非限制区域而永久豁免SO?控制。截至2025年中，仅39个煤电单元（约11%需合规容量）完成FGD系统安装，整体进度受限于供应商短缺、平均每兆瓦1200万卢比（约13.95万美元）的高资本成本以及物流和许可延误。
NO?控制仍遵循2015年的宽松标准，旧机组可达450毫克/标立方米，新机组则需满足100毫克/标立方米。CEMS自2024年起强制覆盖3100多家工厂和5700个烟囱，加强了颗粒物审计，多数电厂依靠升级的静电除尘器（ESP）和布袋除尘器满足30-100毫克/标立方米的颗粒物限值。汞排放上限为0.03毫克/标立方米，主要通过ESP和FGD的协同效益实现。
印度于2024年7月推出的《碳信用交易计划》（CCTS）覆盖电力等九大高耗能行业，2025年4月发布首个温室气体基准通知，为2025-2026财年合规奠定基础。NTPC的4.8吉瓦Vindhyachal超级火电厂启动了碳捕集试点，探索将CO?转化为甲醇，而其350兆瓦Kayamkulam燃气轮机则签约展示甲醇共燃，显示出对低碳共燃燃料的兴趣。
日本：绿色转型与氨共燃试验
日本通过“绿色转型”（GX）战略和2025年5月启动的强制性排放交易系统，加速电力行业脱碳。2025年2月修订的《全球变暖对策计划》重申了2040年温室气体减排73%的目标，并设定2035年60%的中期目标。第七次战略能源计划要求火电厂通过氢、氨共燃及碳捕集、利用与封存（CCUS）技术实现“近零CO?排放”。
主要公用事业公司如JERA积极响应技术投资，2024年6月在碧南火电厂完成全球首次20%氨共燃商业示范，NO?排放保持基线水平，SO?降低20%。然而，2025年6月，亚洲研究与咨询集团（ARE）警告，氨共燃仅带来约10%的CO?减排，且若使用化石源氨，成本高昂且存在生命周期排放风险，需制定严格的绿色氨标准以避免低效脱碳。
全球电力行业的排放控制正处于关键转折点。技术进步如氨共燃和碳捕集为行业提供了新路径，但成本、政策稳定性以及绿色燃料供应链的成熟度仍是关键挑战。未来，全球电力行业需在能源安全、环境合规和经济可行性之间找到平衡，以实现真正的绿色转型。
原文链接：
https://www.powermag.com/delays-rollbacks-and-diverging-paths-the-global-state-of-power-plant-emissions-controls/
作者：Sonal Patel
本文已进行编译。
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