0　前言

　　1998年1月，国务院以国函［1998］5 号文批复了国家环保局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》。批复中对火电厂二氧化硫(SO2)排放提出了严格要求，主要是：到2000年排放SO2的工业污染源达标排放；除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区及近郊新建燃煤火电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施；现有燃煤含硫量大于1%的电厂，在2000年前采取减排SO2措施，在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其它具有相当效果的减排措施。国函5号文的出台是我国政府控制大气污染物排放的重大举措，将促进我国火电厂SO2控制跃上一个新台阶。但国函5号文对电力行业产生的影响、存在的问题及解决办法，都值得认真研究和深入探讨。

　　1　火电厂SO2控制量预测

　　1.1　电力发展简况

　　1998年底，全国装机总容量277.29 GM，发电量1 157.7 TW.h，其中火电装机209.89 GM，发电量938.8 TW.h。国家电力公司全资及控股装机容量124.76 GM，发电量588.6 TW.h，其中火电装机95.60 GM，发电量499.4 TW.h，分别占全国装机容量、发电量和火电装机容量、发电量的49.1%、51.9%和49.7%、54.0%。“两控区”内国家电力公司全资及控股的火电厂装机总容量约58.98 GW，发电量约324.2 TW.h，分别占国家电力公司全资及控股的火电装机容量和发电量的61.7%和64.9%。

　　1.2　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的工业污染源达标排放，并实行总量控制；到2010年，SO2排放总量控制在2000年排放水平内。对于总量控制，虽然国函5 号文未明确2000年具体控制水平，但在实际操作过程中，国家环保总局是按1995年的水平执行的，具体做法是把总量控制指标下达到省、自治区和直辖市。由于未给行业分配总量指标，因而把区域总量控制的普遍要求直接用于电力行业不科学。

　　从电力发展与环境保护的辩证关系分析电力行业SO2总量控制的可行性，首先是我国一次能源以煤炭为主，今后相当长的时期内仍以煤炭发电为主，“以电力为中心，以煤炭为基础”的能源政策成为我国能源发展的必然选择。电力发展提高了煤炭转换为电力的比例，同时电力燃煤增加了SO2排放量，特别是其比例显著提高，对环境影响相对很大。电力比例的提高必将促进全社会的发展，特别是改善了目前我国煤炭低效率燃烧造成的煤烟型污染，从总体看对环境影响减小。因而过多地限制电力行业排放，到2000年把电力行业排放总量限制到1995年的水平不适宜。其次，国务院和国家环保总局并未对电力行业提出具体总量控制指标，若地方政府将其现有总量分配到电力行业并层层分解，容易使总量“切条、切丝、切末”，结果造成再先进的火电厂因其规模大，SO2排放量相对大，难以满足切成了“末”的总量要求，使得“集约型”大企业难以发展，相反扩大了“粗放型”小企业的发展空间。再次，从投入产出最优化角度分析，电力行业对环境影响最大的是超期服役的小火电机组和不能达标排放的机组，解决这些机组问题是当务之急。因此，对火电厂SO2的控制应主要按是否满足排放标准和国函5 号文要求衡量，对于总量平衡可考虑在污染严重的重点大城市或省、自治区和直辖市大范围内进行，不宜用局部总量进行平衡。

　　1.3　SO2控制量预测

　　国函5 号文是1998年1月下达的，从其要求上分析，1997年可作为“两控区”总量控制的基准年，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”内SO2排放量为417 万t，初步估计全国可能在900 万t左右。按国函5 号文和《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)初步测算，以1997年作为基准年，国家电力公司2000年约需削减SO2 170 多万t，约需在7 GW机组上安装脱硫装置；2001～2005年约需削减SO2 80 多万t，在10 GW机组上安装脱硫装置；2006～2010年约需削减SO2 100 多万t，在11 GW机组安装脱硫装置。初步估算，全国电力行业到2000年约需削减SO2 300 万t，安装脱硫机组容量12 GW；2001～2005年约需削减SO2约150 万t，安装脱硫机组容量20 GW；2006～2010年约需削减SO2 200 万t，安装脱硫机组容量20 GW。

　　2　SO2防治措施

　　2.1　SO2防治措施现状

　　电力部门从本世纪70 年代开始研究SO2控制问题；80 年代中期加大了脱硫试验的研究力度，在四川白马电厂建立了旋转喷雾工业试验装置；90 年代首次在重庆珞璜电厂2 台360 MW机组上，安装了石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。目前已投入运行和正在建设的脱硫机组规模已达3.365 GW，主要脱硫项目列于表1。

　　2.2　“两控区”的SO2防治措施

　　根据国函5 号文和现行环保法规，结合电力行业排放SO2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%电厂的SO2排放；采用调整电源结构、停运小火电机组、加快技术改造、燃用低硫煤与装设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，强化监督管理，保证SO2综合防治目标的实现。

表1已投入运行及正在建设的主要脱硫项目

　　国家电力公司拟通过采取关停小火电机组、建设脱硫设施、换烧低硫煤，并辅之以限制超标电厂利用小时数等措施，实现国家电力公司“两控区”的控制目标。关停小火电机组、建设脱硫设施、换烧低硫煤削减的SO2排放量分别占规划削减总量的13.6%、66.6%和19.8%。有些超标电厂即使从现在立即着手开展脱硫工作，在2000年底前脱硫设施也不能投入运行，因此还要首先通过限制利用小时数控制其SO2排放量，保证到2000年底年平均小时SO2排放量满足国家标准规定的允许排放量要求。

　　3　资金平衡

　　按照脱硫设施逐步实现国产化的目标，初步估算了减排SO2费用。其中脱硫设施建设费用按750 元/(kW.h)，脱硫运行成本按脱除SO2 1 元/kg计；含硫量大于2%的机组换烧低硫煤，每台炉改造费按2 000 万元计；关停小机组不计费用。按此估算，国家电力公司系统现有电厂约需脱硫资金70 多亿，换煤资金8 亿多；在建电厂约需脱硫资金16 亿多；规划电厂约需脱硫资金120 多亿。初步预计，2010年前全国建设5 000 多万kW脱硫设施需建设资金400 多亿元。

　　4　存在的问题

　　4.1　控制要求

　　国函5 号文只是一个原则规定，在具体执行中存在一些问题，主要是：(1)“大中城市”、“市区”范围不很清楚，在具体执行过程中问题较多；(2)“除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂”，是否包括采用洁净煤发电技术的燃煤火电厂(如循环流化床等)、“以大代小”技术改造电厂和扩建电厂等；(3)对煤的含硫量规定不具唯一性，如对于发热量29.26 MJ和8.36 MJ的煤，SO2排放量相差3 倍多。又如不同时段的平均含硫量(时、日、年)对选取控制措施有重要影响；(4)要求含硫量大于1%电厂减排，但没有量化指标，难以确定减排措施；(5)“用于重点排污单位专项治理SO2污染的资金比例不得低于90%”，但在执行中还存在着解释的灵活性和操作的难度等。

　　4.2　资金

　　(1)脱硫设施的建设需求资金量大，其主要来源是技改费、基建费、SO2排污费返还和贷款。资金缺口主要为现有电厂脱硫，一是技改费有限，且不能全部用于脱硫；二是脱硫电价不能明确返还，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，且返还用途多样，难以集中和有效使用。(2)脱硫资金筹措有难度。现有电厂建设当初未考虑装设脱硫设施，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，因此贷款有困难。(3)现有电厂脱硫成本无法进入电价。(4)SO2排污费使用办法存在问题，难以有效使用。

　　4.3　技术

　　(1)换烧低硫煤需进行大量的技术工作，锅炉需试烧，以适应新煤质；(2)由于历史原因，现有电厂安装脱硫设施的场地过小或没有，脱硫技术应有针对性，研究具体方案；(3)要实现大规模脱硫，脱硫工艺设计及设备制造应立足国内，要基本达到国产化还需数年时间。

　　4.4　时间

　　2000年底前，通过装设脱硫设施解决超标电厂问题难度较大。一套脱硫设施从计划、设计、招标、安装、调试到投入运行，至少3～5 a时间，若利用国外优惠贷款则时间更长。再如一个电厂同时有2～3 台机组脱硫才能满足达标要求，时间更难以保证。

　　4.5　政策

　　缺乏政策支持，难以调动企业积极性。电力企业正进行深化改革，逐步实行厂网分开、竞价上网，而脱硫将增加企业成本，降低竞争实力，经济利益得不到保证，目前尚无鼓励政策。

　　4.6　自主权

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

　　5　建议

　　5.1出台配套的具体规定。国函5号文提出了原则要求，应在原则要求的基础上进一步细化有关规定，使之可真正操作。

　　5.2　健全技术保证措施，即：(1)发展脱硫产业，积极推进脱硫技术和设备国产化进程。控制SO2的核心是脱硫，关键是烟气脱硫。原电力部已确定了大型火电机组采用湿法烟气脱硫技术的工艺路线，但我国还未有自行研制的、用于商业运行的湿法脱硫技术，而采用国外技术和设备价格昂贵，应通过引进技术推进脱硫国产化。为推进国产化进程，一是要加快脱硫国产化启动项目；二是抓好现有脱硫示范项目的总结及消化吸收工作；三是制定火电厂脱硫设计的有关规定和规范。(2)抓紧进行洁净煤燃烧技术的国产化工作，争取早日建成100 MW等级国产化循环流化床锅炉示范工程和300 MW等级循环流化床锅炉示范工程。(3)抓好低硫煤试烧的各项技术。换低硫煤不仅影响煤炭采购、调运等一系列协调工作，更重要的是存在锅炉能否适用新煤种。煤质改变会引起锅炉燃烧状况改变，进而影响电力安全生产，要认真做好试烧的有关工作。(4)其它减排技术的开发。现有电厂受场地、运行年限、煤种煤质及资金等多种条件限制，必须进一步研究适合不同条件的减排技术。

　　5.3　对装设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。

　　5.4　出台现有电厂脱硫成本进入电价的政策。

　　5.5　为鼓励企业脱硫，将脱硫电价纳入容量电价，脱硫增加电价在全网售电量上消化，提高脱硫电厂竞争力；对脱硫机组和采取洁净煤燃烧方式的机组给予必要的发电量保证，提高企业治理的积极性，并限制高污染电厂运行。

　　5.6　对脱硫设施的制造和从事脱硫产业的企业，实行减免税费的政策，或给予必要的财政补贴，以降低脱硫成本，推进脱硫设备的国产化。对脱硫副产品综合利用应给予优惠政策，同时限制能用脱硫副产品替代的天然矿产资源的开采和使用。

　　5.7　集中一部分SO2排污费，由国家电力公司用于国家重点脱硫项目开发示范和脱硫国产化的推进，不宜低水平、低起点及多头、重复引进和开发。

　　5.8　尽快完善有关配套法规，使火电厂SO2控制能真正做到法制化和制度化，避免人为因素影响和行政干预。国家环保总局可重新调整SO2排放总量分配政策，以电力行业SO2排放划分总量，并由国家或省级政府落实到企业；尽快修改《火电厂大气污染排放标准》。

　　5.9　国家电力公司的小火电机组只占全国范围的40%左右，国家环保总局及国家有关综合部门应加大国家电力公司以外小火电机组的关停力度。