序

1998年1月，国务院以国函[1998]5号文件批准了国家环保总局制定的酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的划分方案。批复中对火电厂二氧化硫(SO2)排放提出严格要求，主要是:排放SO2的工业污染源到2000年达标排放；除固定用电的火电厂外，大中城市市区和郊区禁止新建燃煤电厂；新建和改建含硫量大于1%的燃煤电厂必须建设脱硫设施；燃煤含硫量大于1%的现有电厂应在2000年前采取措施减少二氧化硫排放量，在2010年前分期建设脱硫设施或采取其他有效措施减少二氧化硫排放量。国函5号文的颁布是中国政府控制大气污染物排放的重要举措，将推动中国火电厂SO2控制迈上新台阶。但是，国函5号文对电力行业的影响、存在的问题以及解决办法，都是值得认真研究和深入探讨的。

1.火电厂SO2控制量的预测

(1)电力发展简介

1998年底，全国总装机容量277.29万千瓦，发电量1 157.7万千瓦小时，其中火电装机容量209.89万千瓦小时，发电量938.8万千瓦小时。国家电力公司全资和控股的装机容量124.76万千瓦小时，发电量588.6万千瓦小时，其中火电装机容量95.60万千瓦小时，发电量100万千瓦小时。“两控区”内，国家电力公司全资控股的火电厂总装机容量约58.98 GW，发电量约324.2 TW.h，分别占国家电力公司全资控股的火电厂总装机容量和发电量的61.7%和64.9%。

(2)控制目标值的确定原则分析

国函5号文确定的“两控区”工业污染源控制的主要目标是:到2000年，排放SO2的工业污染源达标，实行总量控制；到2010年，二氧化硫排放总量将控制在2000年的排放水平以内。关于总量控制，虽然国函5号文没有规定2000年的具体控制水平，但在实际操作中，国家环保总局按照1995年的水平执行，具体做法是将总量控制指标下达到各省、自治区、直辖市。因为总量指标没有分配到行业，就把区域总量控制的总要求直接套用到电力行业是不科学的。

从电力发展与环境保护的辩证关系出发，分析了电力行业SO2总量控制的可行性。首先，煤炭是中国的主要一次能源，在未来很长一段时间内，煤炭仍将是主要的发电来源。“以电为中心，以煤为基础”的能源政策已成为中国能源发展的必然选择。随着电力的发展，煤转化为电力的比例增加了。与此同时，二氧化硫的排放量增加，特别是其比重明显增加，对环境的影响比较大。电比的提高必将促进整个社会的发展，特别是改善我国低效燃煤造成的烟尘污染，减少对环境整体的影响。因此，过分限制电力行业的排放量，到2000年将电力行业的排放总量限制在1995年的水平是不合适的。其次，国务院和国家环保总局并没有对电力行业提出具体的总量控制指标。如果地方政府把现有的总量分给电力行业，层层分解，很容易把总量切成条、碎、碎。这样一来，先进的火电厂由于规模大，SO2排放量比较大，很难达到削减总量进入“末端”的要求，“集约型”的大企业很难发展，反而扩大了“粗放型”。再次，从投入产出优化的角度来看，超期服役的小火电机组和不能达标排放的小火电机组是电力行业影响最大的因素。解决这些问题势在必行。因此，火电厂SO2的控制应主要根据是否达到排放标准和国函5号文的要求来衡量。对于总量平衡，可以考虑在污染严重的重点城市或省、自治区、直辖市大范围内进行，不宜与地方总量平衡。

(SO2控制量预测

国函5号于1998年1月发行。根据其要求，1997年可作为“两个控制区”总量控制的基准年，并在此基础上确定2000年和2010年的总量控制目标。1997年，国家电力公司系统“两控区”SO2排放量为417万吨，初步估算全国可能在900万吨左右。根据国函5号文和《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)，初步估算，以1997年为基准年，2000年国家电力公司需减排SO2 170多万吨，并在7 GW机组上安装脱硫装置。从2001年到2005年，要减少二氧化硫80万吨以上，并在10 GW机组上安装脱硫装置。从2006年到2010年，要减少SO2 100万吨以上，11 GW机组安装脱硫装置。初步预计，到2000年，全国电力工业需减排SO2 300万吨，安装脱硫装置12gw；；从2001年到2005年，应削减约150万吨SO2，脱硫装置的容量应为20吉瓦；。从2006年SO2 200开始，应削减约200万吨SO2，脱硫装置的容量应为20 GW。

二、SO2防治措施

(一)SO2防治措施的现状

电力部门在20世纪70年代开始研究SO2控制。20世纪80年代中期，脱硫试验研究得到加强，四川白马电厂建立了旋转喷雾工业试验装置。20世纪90年代，重庆珞璜电厂两台360 MW机组首次安装了石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。目前，已投产和在建的脱硫装置规模已达3.365 GW，主要脱硫项目如表1所示。

表已投产和在建的主要脱硫项目

项目名

发电厂一期

第一发电厂

供热和发电厂

它于1997年投入运行

电厂二期

(2)“两控区”二氧化硫防治措施

根据国函5号文和现行环保法律法规，结合电力行业SO2排放特点，“两控区”SO2防治措施的指导思想是:以达标排放为重点，优先解决“两控区”城市火电厂超标排放问题，逐步控制燃煤含硫量大于1%的电厂SO2排放；采取调整电源结构、关停小火电机组、加快技术改造、燃用低硫煤、安装脱硫设施等多种对策；依靠科技进步，积极推进脱硫设备产业化进程，加大治理资金投入，加强监督管理，确保SO2综合防治目标的实现。

国家电力公司计划通过关停小火电机组、建设脱硫设施、改烧低硫煤、限制超标电厂利用小时等措施，实现“两控区”的控制目标。关停小火电机组、建设脱硫设施和燃用低硫煤减少的SO2排放量分别占计划减排总量的13.6%、66.6%和19.8%。一些超标电厂即使现在立即启动脱硫工作，也无法在2000年底前将脱硫设施投入运行。因此，他们应该首先通过限制使用时间来控制二氧化硫的排放，以确保二氧化硫的年均小时排放量在2000年底达到国家标准规定的允许排放要求。

三。资金余额

按照逐步实现脱硫设施国产化的目标，初步估算了SO2减排成本。其中，脱硫设施建设费用按750元/(kW·h)计，脱硫运行费用按脱除SO2元/kg计；含硫量大于2%的机组更换为低硫煤，每炉改造费用按2000万元计算；免费关闭小单元。按此估算，国家电力公司系统现有电厂需要脱硫资金70多亿，煤炭替代资金8亿多；在建电厂需要16亿多脱硫资金；拟建电厂需要120多亿脱硫资金。初步估计，在2010年之前，中国5000多万千瓦脱硫设施的建设需要400多亿元。

四。存在的问题

(a)控制要求

国函5号文只是一个原则，在具体执行中存在一些问题，主要表现在:(1)“大中城市”和“市区”的范围不是很明确，在具体执行过程中存在很多问题；(2)“除火电厂外，大中城市市区和郊区禁止新建燃煤电厂”，是否包括采用洁净煤发电技术的燃煤电厂(如循环流化床)，通过“以大代小”技术改造电厂、扩建电厂等。(3)煤的硫含量不是唯一的。例如，对于热值为29.26 MJ和8.36 MJ的煤，SO2排放量相差三倍以上。例如，不同时期的平均硫含量(小时、天、年)对控制措施的选择有重要影响；(4)要求含硫量大于1%的电厂减排，但没有量化指标，难以确定减排措施；(5)“重点排污单位二氧化硫污染专项治理资金使用比例不得低于90%”，但在执行中仍存在解释弹性和操作难度。

(2)资金

1.建设脱硫设施需要大量资金，资金来源主要有技术改造费、基建费、返还SO2排污费和贷款。资金缺口主要用于现有电厂的脱硫。一是技改费用有限，不能全部用于脱硫；二是脱硫电价无法明确归还，不具备还贷能力；三是SO2排污费返还分散，返还比例难以保证，返还用途多样，难以集中有效利用。2.很难筹集脱硫资金。当初，现有电厂建设没有考虑安装脱硫设施。而脱硫设施只有环境效益，不产生经济效益，不具备还贷能力，很难获得贷款。3.现有电厂的脱硫费用不能进入电价。4.SO2排污费使用存在问题，难以有效使用。

(3)技术

1.替代低硫煤需要做大量的技术工作，锅炉需要进行燃烧试验以适应新的煤质；2.由于历史原因，现有电厂安装脱硫设施的场地太小或没有，应针对脱硫技术，研究具体方案；3.要实现大规模脱硫，脱硫工艺设计和设备制造要立足国内，基本实现国产化还需要几年时间。

(4)时间

2000年底以前，安装脱硫设施很难解决超标电厂的问题。一个脱硫设施从规划、设计、招标、安装、调试到投产，至少需要3 ~ 5年，如果使用国外优惠贷款，则需要更长时间。如果另一个电厂同时有2 ~ 3台机组脱硫，可以达到标准要求，时间比较难保证。

(5)政策

缺乏政策支持，难以调动企业积极性。电力企业正在进行深化改革，逐步实行厂网分开，上网竞价。但脱硫会增加企业成本，降低竞争实力，经济效益无法保证。目前还没有激励政策。

(6)自主权

一些企业缺乏购买煤炭的自主权。一些地方政府出于稳定煤矿工人和考虑地方利益，干预企业购煤，企业难以自主稳定采购低硫煤。

动词 （verb的缩写）建议

(一)出台配套的具体规定。国函5号文件提出了原则性要求，相关规定要在原则性要求的基础上进一步细化，使之真正具有可操作性。

(2)完善技术保证措施，即:1。发展脱硫产业，积极推进脱硫技术和设备的国产化。SO2控制的核心是脱硫，关键是烟气脱硫。原电力部确定了大型火电机组采用湿法烟气脱硫技术的工艺路线，但国内没有自主研发的商业化运行的湿法烟气脱硫技术，国外技术和设备价格昂贵，应通过引进技术推动国内脱硫。为了推进国产化进程，一是要加快脱硫国产化的启动工程；二是做好现有脱硫示范项目的总结消化工作；第三，制定火电厂脱硫设计的相关规定和规范。2.抓紧洁净煤燃烧技术的国产化，争取尽快建成100 MW国产循环流化床锅炉示范工程和300 MW循环流化床锅炉示范工程。3.特别要重视低硫煤试烧的各种技术。更换低硫煤不仅影响煤炭采购、运输等一系列协调工作，更重要的是锅炉是否适合新煤种。煤质的变化会引起锅炉燃烧状况的变化，进而影响电力的安全生产。要做好试燃工作。4.其他减排技术的发展。现有的电厂受到许多条件的限制，如场地、运行年限、煤质和资金等。因此，有必要进一步研究适合不同条件的减排技术。

(3)对安装脱硫装置的电力企业给予低息或贴息贷款，解决现有电厂脱硫资金来源。

(4)出台现有电厂脱硫费用进入电价的政策。

(5)为鼓励企业脱硫，将脱硫电价纳入容量电价，脱硫增加的电价在全网售电中消化，提高脱硫电厂的竞争力；对脱硫机组和采用洁净煤燃烧方式的机组给予必要的发电保障，提高企业管理积极性，限制高污染电厂运行。

(六)对制造脱硫设施和从事脱硫行业的企业，实施税收减免政策，或给予必要的财政补贴，以降低脱硫成本，促进脱硫设备的国产化。对脱硫副产物的综合利用应当给予优惠政策，对能够被脱硫副产物替代的天然矿产资源的开采和利用应当予以限制。

(7)集中部分二氧化硫排污费，由国家电力公司用于国家重点脱硫工程的开发和示范，推进脱硫国产化。不宜低水平、低起点、多岗位重复引进和开发。

(八)尽快完善相关配套法规，使火电厂SO2控制真正法制化、制度化，避免人为因素和行政干预。国家环保总局可以调整二氧化硫排放总量分配政策，对电力行业二氧化硫排放总量进行划分，由国家或省级政府落实到企业；尽快修订火电厂大气污染排放标准。

(9)国家电力公司的小火电机组仅占全国的40%左右。国家环保总局和国家有关综合部门要加大国家电力公司以外小火电机组的关停力度。