0　前言

　　1998年1月，國務院以國函［1998］5 號文批復了國家環保局制定的《酸雨控制區和二氧化硫污染控制區劃分方案》。批復中對火電廠二氧化硫(SO2)排放提出了嚴格要求，主要是：到2000年排放SO2的工業污染源達標排放；除以熱定電的熱電廠外，禁止在大中城市城區及近郊新建燃煤火電廠；新建、改造燃煤含硫量大于1%的電廠，必須建設脫硫設施；現有燃煤含硫量大于1%的電廠，在2000年前采取減排SO2措施，在2010年前分期分批建成脫硫設施或采取其它具有相當效果的減排措施。國函5號文的出臺是我國政府控制大氣污染物排放的重大舉措，將促進我國火電廠SO2控制躍上一個新臺階。但國函5號文對電力行業產生的影響、存在的問題及解決辦法，都值得認真研究和深入探討。

　　1　火電廠SO2控制量預測

　　1.1　電力發展簡況

　　1998年底，全國裝機總容量277.29 GM，發電量1 157.7 TW.h，其中火電裝機209.89 GM，發電量938.8 TW.h。國家電力公司全資及控股裝機容量124.76 GM，發電量588.6 TW.h，其中火電裝機95.60 GM，發電量499.4 TW.h，分別占全國裝機容量、發電量和火電裝機容量、發電量的49.1%、51.9%和49.7%、54.0%。“兩控區”內國家電力公司全資及控股的火電廠裝機總容量約58.98 GW，發電量約324.2 TW.h，分別占國家電力公司全資及控股的火電裝機容量和發電量的61.7%和64.9%。

　　1.2　控制目標值的確定原則分析

　　國函5號文確定的“兩控區”工業污染源控制的主要目標是：到2000年，排放SO2的工業污染源達標排放，并實行總量控制；到2010年，SO2排放總量控制在2000年排放水平內。對于總量控制，雖然國函5 號文未明確2000年具體控制水平，但在實際操作過程中，國家環保總局是按1995年的水平執行的，具體做法是把總量控制指標下達到省、自治區和直轄市。由于未給行業分配總量指標，因而把區域總量控制的普遍要求直接用于電力行業不科學。

　　從電力發展與環境保護的辯證關系分析電力行業SO2總量控制的可行性，首先是我國一次能源以煤炭為主，今后相當長的時期內仍以煤炭發電為主，“以電力為中心，以煤炭為基礎”的能源政策成為我國能源發展的必然選擇。電力發展提高了煤炭轉換為電力的比例，同時電力燃煤增加了SO2排放量，特別是其比例顯著提高，對環境影響相對很大。電力比例的提高必將促進全社會的發展，特別是改善了目前我國煤炭低效率燃燒造成的煤煙型污染，從總體看對環境影響減小。因而過多地限制電力行業排放，到2000年把電力行業排放總量限制到1995年的水平不適宜。其次，國務院和國家環保總局并未對電力行業提出具體總量控制指標，若地方政府將其現有總量分配到電力行業并層層分解，容易使總量“切條、切絲、切末”，結果造成再先進的火電廠因其規模大，SO2排放量相對大，難以滿足切成了“末”的總量要求，使得“集約型”大企業難以發展，相反擴大了“粗放型”小企業的發展空間。再次，從投入產出最優化角度分析，電力行業對環境影響最大的是超期服役的小火電機組和不能達標排放的機組，解決這些機組問題是當務之急。因此，對火電廠SO2的控制應主要按是否滿足排放標準和國函5 號文要求衡量，對于總量平衡可考慮在污染嚴重的重點大城市或省、自治區和直轄市大范圍內進行，不宜用局部總量進行平衡。

　　1.3　SO2控制量預測

　　國函5 號文是1998年1月下達的，從其要求上分析，1997年可作為“兩控區”總量控制的基準年，在此基礎上確定2000年和2010年的總量控制目標。1997年國家電力公司系統“兩控區”內SO2排放量為417 萬t，初步估計全國可能在900 萬t左右。按國函5 號文和《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-1996)初步測算，以1997年作為基準年，國家電力公司2000年約需削減SO2 170 多萬t，約需在7 GW機組上安裝脫硫裝置；2001～2005年約需削減SO2 80 多萬t，在10 GW機組上安裝脫硫裝置；2006～2010年約需削減SO2 100 多萬t，在11 GW機組安裝脫硫裝置。初步估算，全國電力行業到2000年約需削減SO2 300 萬t，安裝脫硫機組容量12 GW；2001～2005年約需削減SO2約150 萬t，安裝脫硫機組容量20 GW；2006～2010年約需削減SO2 200 萬t，安裝脫硫機組容量20 GW。

　　2　SO2防治措施

　　2.1　SO2防治措施現狀

　　電力部門從本世紀70 年代開始研究SO2控制問題；80 年代中期加大了脫硫試驗的研究力度，在四川白馬電廠建立了旋轉噴霧工業試驗裝置；90 年代首次在重慶珞璜電廠2 臺360 MW機組上，安裝了石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置。目前已投入運行和正在建設的脫硫機組規模已達3.365 GW，主要脫硫項目列于表1。

　　2.2　“兩控區”的SO2防治措施

　　根據國函5 號文和現行環保法規，結合電力行業排放SO2特點，“兩控區”SO2防治措施的指導思想是：以達標排放為重點，優先解決“兩控區”城市火電廠超標排放問題，逐步控制燃煤含硫量大于1%電廠的SO2排放；采用調整電源結構、停運小火電機組、加快技術改造、燃用低硫煤與裝設脫硫設施等多種對策；依靠科技進步，積極推進脫硫設備產業化進程，加大治理資金投入，強化監督管理，保證SO2綜合防治目標的實現。

表1已投入運行及正在建設的主要脫硫項目

　　國家電力公司擬通過采取關停小火電機組、建設脫硫設施、換燒低硫煤，并輔之以限制超標電廠利用小時數等措施，實現國家電力公司“兩控區”的控制目標。關停小火電機組、建設脫硫設施、換燒低硫煤削減的SO2排放量分別占規劃削減總量的13.6%、66.6%和19.8%。有些超標電廠即使從現在立即著手開展脫硫工作，在2000年底前脫硫設施也不能投入運行，因此還要首先通過限制利用小時數控制其SO2排放量，保證到2000年底年平均小時SO2排放量滿足國家標準規定的允許排放量要求。

　　3　資金平衡

　　按照脫硫設施逐步實現國產化的目標，初步估算了減排SO2費用。其中脫硫設施建設費用按750 元/(kW.h)，脫硫運行成本按脫除SO2 1 元/kg計；含硫量大于2%的機組換燒低硫煤，每臺爐改造費按2 000 萬元計；關停小機組不計費用。按此估算，國家電力公司系統現有電廠約需脫硫資金70 多億，換煤資金8 億多；在建電廠約需脫硫資金16 億多；規劃電廠約需脫硫資金120 多億。初步預計，2010年前全國建設5 000 多萬kW脫硫設施需建設資金400 多億元。

　　4　存在的問題

　　4.1　控制要求

　　國函5 號文只是一個原則規定，在具體執行中存在一些問題，主要是：(1)“大中城市”、“市區”范圍不很清楚，在具體執行過程中問題較多；(2)“除以熱定電的熱電廠外，禁止在大中城市城區及近郊區新建燃煤火電廠”，是否包括采用潔凈煤發電技術的燃煤火電廠(如循環流化床等)、“以大代小”技術改造電廠和擴建電廠等；(3)對煤的含硫量規定不具唯一性，如對于發熱量29.26 MJ和8.36 MJ的煤，SO2排放量相差3 倍多。又如不同時段的平均含硫量(時、日、年)對選取控制措施有重要影響；(4)要求含硫量大于1%電廠減排，但沒有量化指標，難以確定減排措施；(5)“用于重點排污單位專項治理SO2污染的資金比例不得低于90%”，但在執行中還存在著解釋的靈活性和操作的難度等。

　　4.2　資金

　　(1)脫硫設施的建設需求資金量大，其主要來源是技改費、基建費、SO2排污費返還和貸款。資金缺口主要為現有電廠脫硫，一是技改費有限，且不能全部用于脫硫；二是脫硫電價不能明確返還，不具備還貸能力；三是SO2排污費返還分散，返還比例難以保證，且返還用途多樣，難以集中和有效使用。(2)脫硫資金籌措有難度。現有電廠建設當初未考慮裝設脫硫設施，而脫硫設施只有環境效益，不產生經濟效益，不具備還貸能力，因此貸款有困難。(3)現有電廠脫硫成本無法進入電價。(4)SO2排污費使用辦法存在問題，難以有效使用。

　　4.3　技術

　　(1)換燒低硫煤需進行大量的技術工作，鍋爐需試燒，以適應新煤質；(2)由于歷史原因，現有電廠安裝脫硫設施的場地過小或沒有，脫硫技術應有針對性，研究具體方案；(3)要實現大規模脫硫，脫硫工藝設計及設備制造應立足國內，要基本達到國產化還需數年時間。

　　4.4　時間

　　2000年底前，通過裝設脫硫設施解決超標電廠問題難度較大。一套脫硫設施從計劃、設計、招標、安裝、調試到投入運行，至少3～5 a時間，若利用國外優惠貸款則時間更長。再如一個電廠同時有2～3 臺機組脫硫才能滿足達標要求，時間更難以保證。

　　4.5　政策

　　缺乏政策支持，難以調動企業積極性。電力企業正進行深化改革，逐步實行廠網分開、競價上網，而脫硫將增加企業成本，降低競爭實力，經濟利益得不到保證，目前尚無鼓勵政策。

　　4.6　自主權

　　一些企業缺乏購煤自主權。一些地方政府出于穩定煤礦工人和考慮地方利益，干預企業煤炭采購，企業難以自主穩定購低硫煤炭。

　　5　建議

　　5.1出臺配套的具體規定。國函5號文提出了原則要求，應在原則要求的基礎上進一步細化有關規定，使之可真正操作。

　　5.2　健全技術保證措施，即：(1)發展脫硫產業，積極推進脫硫技術和設備國產化進程。控制SO2的核心是脫硫，關鍵是煙氣脫硫。原電力部已確定了大型火電機組采用濕法煙氣脫硫技術的工藝路線，但我國還未有自行研制的、用于商業運行的濕法脫硫技術，而采用國外技術和設備價格昂貴，應通過引進技術推進脫硫國產化。為推進國產化進程，一是要加快脫硫國產化啟動項目；二是抓好現有脫硫示范項目的總結及消化吸收工作；三是制定火電廠脫硫設計的有關規定和規范。(2)抓緊進行潔凈煤燃燒技術的國產化工作，爭取早日建成100 MW等級國產化循環流化床鍋爐示范工程和300 MW等級循環流化床鍋爐示范工程。(3)抓好低硫煤試燒的各項技術。換低硫煤不僅影響煤炭采購、調運等一系列協調工作，更重要的是存在鍋爐能否適用新煤種。煤質改變會引起鍋爐燃燒狀況改變，進而影響電力安全生產，要認真做好試燒的有關工作。(4)其它減排技術的開發。現有電廠受場地、運行年限、煤種煤質及資金等多種條件限制，必須進一步研究適合不同條件的減排技術。

　　5.3　對裝設脫硫裝置的電力企業給予低息或貼息貸款，解決現有電廠脫硫資金來源。

　　5.4　出臺現有電廠脫硫成本進入電價的政策。

　　5.5　為鼓勵企業脫硫，將脫硫電價納入容量電價，脫硫增加電價在全網售電量上消化，提高脫硫電廠競爭力；對脫硫機組和采取潔凈煤燃燒方式的機組給予必要的發電量保證，提高企業治理的積極性，并限制高污染電廠運行。

　　5.6　對脫硫設施的制造和從事脫硫產業的企業，實行減免稅費的政策，或給予必要的財政補貼，以降低脫硫成本，推進脫硫設備的國產化。對脫硫副產品綜合利用應給予優惠政策，同時限制能用脫硫副產品替代的天然礦產資源的開采和使用。

　　5.7　集中一部分SO2排污費，由國家電力公司用于國家重點脫硫項目開發示范和脫硫國產化的推進，不宜低水平、低起點及多頭、重復引進和開發。

　　5.8　盡快完善有關配套法規，使火電廠SO2控制能真正做到法制化和制度化，避免人為因素影響和行政干預。國家環保總局可重新調整SO2排放總量分配政策，以電力行業SO2排放劃分總量，并由國家或省級政府落實到企業；盡快修改《火電廠大氣污染排放標準》。

　　5.9　國家電力公司的小火電機組只占全國范圍的40%左右，國家環保總局及國家有關綜合部門應加大國家電力公司以外小火電機組的關停力度。