火电厂二氧化硫排放控制难题待解-北极星电力新闻网

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　　不能把排放与环境好坏挂钩

　　我国已成为世界上二氧化硫排放量最大的国家，其中燃煤电厂二氧化硫排放量已达到总排放量的５０％以上。２００５年全国二氧化硫排放量为２５４９万吨，其中火电厂二氧化硫排放量约为１３００万吨左右（中电联分析数）。

　　控制二氧化硫排放的目的是为了改善环境质量和减缓酸雨的影响，根据国家环境状况公报数据分析，可以得出以下结论：一是"十五"期间二氧化硫排放量增长较快，但是与"十五"初相比，"十五"末环境质量总体好转，颗粒物是主要污染物；二是二氧化硫排放总量是明显升高的，但二氧化硫环境质量总体持平，在城市略有好转；三是酸雨范围基本稳定，污染程度有所加重。这也充分说明了，单从环境空气质量讲，二氧化硫排放总量与环境中二氧化硫的浓度并不呈线性关系，关键是要看二氧化硫排放总量增加的部分是电力高架源排放还是其他工业的低架源排放，而且与排放量布局有很大关系。这些结论，对于"十一五"二氧化硫的控制有非常重要的意义，不能把控制二氧化硫的排放总量的多少，简单的与环境质量好坏挂钩；控制电力二氧化硫的排放，关键是为了解决酸雨的问题，要想使城市环境空气二氧化硫地面浓度下降，重点还是要控制低矮源二氧化硫的排放。

　　控制排放的主要措施

　　我国煤炭的平均含硫量较低，而且从总的分布看，中低硫煤占绝大部分。不论从资源情况看，还是从商品煤、电煤情况看，平均含硫量都为１％左右。近年来，由于电力供需形势紧张且煤质下降，与２００１年相比，我国２００４年电煤收到基热值下降了１１％，灰分、硫分分别上升了１７％、１５％。美国电煤中的平均含硫量（机组加权平均）在１９８５年、１９９０年及２０００年，分别为１．９％、１．８７％、２．２３％。美国电煤的平均含硫量比中国高一倍左右。"十五"期间主要是采取换烧低硫煤、关停小火电机组和降低煤耗等综合性措施大幅度减排二氧化硫。"十五"后两年，烟气脱硫成为控制火电厂二氧化硫排放的主要手段，减排约１３０万吨。包括各种减排措施，到２００５年底，全年二氧化硫减排量约２７０万吨。烟气脱硫装机容量由２０００年的５００万千瓦，达到２００５年底的５０００万千瓦左右，具有了约２３０万吨的年减排能力。

　　但是，与发达国家比较，我国综合控制、经济控制二氧化硫的排放还有很大潜力可挖。

　　在结构调整、节能降耗、控制其他行业的二氧化硫排放的效果上与发达国家还存在较大差距；排污交易有很大空间。从日本削减二氧化硫的做法看，在初期主要是通过产业结构调整，后期仍是多种措施并举，美国则是采用更换燃料、获得排污权等多种方式。据测算：我国在实现同等环境效果的前提下，采用排污权交易方式，可使投资及烟气脱硫的运行费用下降一半，可节省静态投资４００亿元～５００亿元，年运行费用可节约１５０亿元～２００亿元。通过对中、美两国燃煤脱硫机组进行比较可以得出以下结论：按机组进行加权计算，我国脱硫机组燃煤含硫量为１．２３％，美国脱硫机组燃煤含硫量为２．２６％；美国高硫煤机组的脱硫明显高于我国，而我国的低硫煤机组的脱硫明显高于美国；我国大于９０％脱硫效率的脱硫机组明显高于美国。由于脱除每千克二氧化硫成本，低硫煤装置大于高硫煤装置、过高效率的脱硫装置大于中高效率的脱硫装置（片面追求过高的效率，必然增大更多的能耗和物耗）。因此，在同比条件下，我国的脱硫成本大于美国。我国在经济控制火电厂二氧化硫方面有很大的差距。

　　相关政策亟待完善

　　一是污染物排放的基础数据十分薄弱，如二氧化硫的宏观排放量数据还难以做到基于污染源准确监测的基础上获得。二是污染物排放对全国宏观环境影响的科学分析远远不够，如二氧化硫和氮氧化物对我国酸雨影响和区域分布特点，缺乏在新的产业布局下的精细分析。实行多年的二氧化硫总量控制是盲目性和行政性的"目标总量"控制，而不是科学性的"容量总量"控制。"一刀切"式的环境管理现象仍普遍存在。

　　控制排放突出行业管理

　　"十一五"规划纲要把全国二氧化硫排放总量减少１０％作为刚性约束性指标。根据纲要，国务院已批复了全国二氧化硫总量控制任务，其中电力行业在２０１０年二氧化硫排放要控制在９５１．７万吨。如果加上用于排污权交易的４７．７万吨，则为９９９．４万吨。与２００５年排放约１３００万吨比较，除了抵消新建机组增加的排放量以外，还要减少３００多万吨。

　　二氧化硫总量控制突出行业管理，除对电力行业有要求外，对中央所属五大发电集团公司与国家电网公司共６家企业集团要求签订减排二氧化硫责任书。

　　国务院在有关决定中提出了要推进二氧化硫的排污权交易试点，有关部门也鼓励电力企业跨行政区域、跨电力集团公司进行二氧化硫排污交易。

　　现有电厂装设烟气脱硫设施的，其上网电价每千瓦时可以增加１．５分的电价政策出台。

　　根据以上要求和政策，"十一五"期间我国火电厂烟气脱硫将会飞速发展。从目前进行的燃煤电厂烟气脱硫规划研究的初步结果看，到２０１０年，具有烟气脱硫装置机组（不包括循环流化床）容量占燃煤机组总容量的比例将由２００５年１３．５％，提高到６０％左右。火电厂二氧化硫排放总量可以控制在国务院要求的排放总量之内。

　　减少法规政策的不协调

　　清理、整顿现行二氧化硫控制的相关的法规政策，减少法规政策间的不协调、交叉和矛盾的现象。依据环境质量和控制酸雨的要求，结合经济能力和最佳可用技术，制定不同地区、不同燃料、不同机组、不同投产时间的火电厂二氧化硫的排放标准和总量控制要求，并参照美国、欧盟等国家和地区的法规形式予以颁布，以避免政出多门、权威性不够、法规交叉、操作性差、企业难明白等问题。

　　法规政策的制定，要坚持促进清洁生产和采取综合控制二氧化硫排放措施，坚持经济治污，不片面追求脱硫高效率和高的烟气脱硫比率。从宏观层面上大力推进电力行业二氧化硫排污权交易，研究并出台引导低成本控制二氧化硫排放电价政策。配套和改革与市场经济发展相适应的环境审批制度，真正做到由企业依法自主决策、自担风险，将选择污染治理设备和方法的权力真正交给企业，而不是由政府或政府部门审批决定。

　　改革现行的排污收费制度。对排污收费的目的、作用进行重新定位，并将排污收费制度与推进资源性产品价格改革、建立和完善生态补偿责任机制等结合起来统筹改革；在改革的过渡期，应采取对于达标排放不收取费用，对于超标排放加倍收取，或阶梯收费办法。

　　王志轩（作者系中国电力企业联合会行业发展与环境资源部主任）

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