0　前言

　　1998年1月，國務院以國函［1998］5 號文批復了國家環(huán)保局制定的《酸雨控制區(qū)和二氧化硫污染控制區(qū)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(yè)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(qū)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(yè)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(fā)展簡況

　　1998年底，全國裝機總容量277.29 GM，發(fā)電量1 157.7 TW.h，其中火電裝機209.89 GM，發(fā)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(fā)電量588.6 TW.h，其中火電裝機95.60 GM，發(fā)電量499.4 TW.h，分別占全國裝機容量、發(fā)電量和火電裝機容量、發(fā)電量的49.1%、51.9%和49.7%、54.0%。“兩控區(qū)”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(fā)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(fā)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(qū)”工業(yè)污染源控制的主要目標是：到2000年，排放SO2的工業(yè)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(huán)?？偩质前?995年的水平執(zhí)行的，具體做法是把總量控制指標下達到省、自治區(qū)和直轄市。由于未給行業(yè)分配總量指標，因而把區(qū)域總量控制的普遍要求直接用于電力行業(yè)不科學。

　　從電力發(fā)展與環(huán)境保護的辯證關系分析電力行業(yè)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(fā)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(fā)展的必然選擇。電力發(fā)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(huán)境影響相對很大。電力比例的提高必將促進全社會的發(fā)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(huán)境影響減小。因而過多地限制電力行業(yè)排放，到2000年把電力行業(yè)排放總量限制到1995年的水平不適宜。其次，國務院和國家環(huán)?？偩植⑽磳﹄娏π袠I(yè)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(yè)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(guī)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(yè)難以發(fā)展，相反擴大了“粗放型”小企業(yè)的發(fā)展空間。再次，從投入產出最優(yōu)化角度分析，電力行業(yè)對環(huán)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(qū)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(qū)”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(tǒng)“兩控區(qū)”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(yè)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(yè)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(guī)模已達3.365 GW，主要脫硫項目列于表1。

　　2.2　“兩控區(qū)”的SO2防治措施

　　根據國函5 號文和現行環(huán)保法規(guī)，結合電力行業(yè)排放SO2特點，“兩控區(qū)”SO2防治措施的指導思想是：以達標排放為重點，優(yōu)先解決“兩控區(qū)”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(yè)化進程，加大治理資金投入，強化監(jiān)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(qū)”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(guī)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(guī)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(tǒng)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(guī)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(guī)定，在具體執(zhí)行中存在一些問題，主要是：(1)“大中城市”、“市區(qū)”范圍不很清楚，在具體執(zhí)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(qū)及近郊區(qū)新建燃煤火電廠”，是否包括采用潔凈煤發(fā)電技術的燃煤火電廠(如循環(huán)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(guī)定不具唯一性，如對于發(fā)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(zhí)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(huán)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(guī)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(yōu)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(yè)積極性。電力企業(yè)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(yè)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(yè)缺乏購煤自主權。一些地方政府出于穩(wěn)定煤礦工人和考慮地方利益，干預企業(yè)煤炭采購，企業(yè)難以自主穩(wěn)定購低硫煤炭。

　　5　建議

　　5.1出臺配套的具體規(guī)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(guī)定，使之可真正操作。

　　5.2　健全技術保證措施，即：(1)發(fā)展脫硫產業(yè)，積極推進脫硫技術和設備國產化進程?？刂芐O2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(yè)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(guī)定和規(guī)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(huán)流化床鍋爐示范工程和300 MW等級循環(huán)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(xié)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(fā)。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(yè)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(yè)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(fā)電量保證，提高企業(yè)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(yè)的企業(yè)，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(yōu)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(fā)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(fā)。

　　5.8　盡快完善有關配套法規(guī)，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(huán)?？偩挚芍匦抡{整SO2排放總量分配政策，以電力行業(yè)SO2排放劃分總量，并由國家或省級政府落實到企業(yè)；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(huán)?？偩旨皣矣嘘P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。