到２０１０年燃煤电厂二氧化硫排放治理规划

　　《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》（以下简称《纲要》）提出，到2010年，二氧化硫排放总量削减10%。为贯彻落实《纲要》精神，实现“十一五”二氧化硫总量削减目标，推动现有燃煤电厂烟气脱硫工程建设，特制定本规划。

　　本规划主要针对2005年底以前建成投产的现有燃煤电厂，以《中华人民共和国大气污染防治法》、《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）和《国务院关于“十一五”期间全国主要污染物排放总量控制计划的批复》（国函［2006］70号）、《电力工业发展“十一五”规划》为依据，提出了现有燃煤电厂“十一五”期间二氧化硫治理的思路、原则、目标、重点项目和保障措施。

　　本规划既是落实《纲要》的配套性文件，也是国家对现有燃煤电厂实施烟气脱硫改造给予优惠政策的重要依据。

　　一、燃煤电厂二氧化硫治理状况

　　二氧化硫排放是造成我国大气污染及酸雨不断加剧的主要原因，燃煤电厂二氧化硫排放量约占全国二氧化硫排放量的50％。国家一直高度重视燃煤电厂二氧化硫排放控制，十多年来，尤其是“十五”期间”出台了一系列的法律、法规、政策，促进了烟气脱硫产业化的快速发展，使燃煤电厂的二氧化硫排放控制能力得到明显提高，污染治理取得成效，为“十一五”大规模控制二氧化硫排放奠定了坚实基础。

　　（一）法规标准不断完善

　　“十五”期间，国家进一步加强了二氧化硫控制的法规建设，修订并实施了《大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》，颁布了《国家环境保护“十五”计划》、《两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划》，出台了《排污费征收使用管理条例》和相关配套规定，对二氧化硫排放控制要求进一步趋严。主要体现在：一是对火电厂二氧化硫排放采取排放浓度、排放速率和年排放总量的三重控制要求。二是严格控制新建燃煤电厂二氧化硫排放，在大中城市及其近郊，严格控制新（扩）建除热电联产外的燃煤电厂，除燃用特低硫煤的坑口电厂外，必须同步建设脱硫设施或者采取其他降低二氧化硫排放量的措施。三是要求现有超标电厂在 2010年底前安装脱硫设施，其中投产20年以上或装机容量10万千瓦以下的，限期改造或者关停。

　　（二）政策逐步得到落实

　　在法规要求不断趋严的同时，相关二氧化硫排放控制的约束性和激励性政策相继出台。在约束性方面，实施了排污即收费政策，规定每排放1公斤二氧化硫收费0.63元，同时要求收取的排污费资金纳入财政预算，作为环境保护专项资金管理，用于环境污染防治。在激励性方面，有关促进企业装设烟气脱硫装置的电价政策逐步落实，2004年出台的标杆电价政策规定，新投产的安装有脱硫设施的机组比未安装脱硫设施的上网电价每千瓦时高0.015元人民币。 2006年6月出台的电价政策进一步明确新建和现有脱硫机组上网电价每千瓦时均提高1.5分人民币。

　　（三）脱硫产业快速发展

　　“十五”期间，国家加大了烟气脱硫产业化发展的步伐，出台了火电厂烟气脱硫产业化发展的相关政策，促进了产业化水平的明显提高。目前，我国已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法、氯碱法等十多种工艺的脱硫装置投入商业化运行或进行了工业示范；脱硫设备国产化率已达到90%以上；我国拥有自主知识产权的30万千瓦级火电机组的烟气脱硫技术已通过商业化运行的检验；烟气脱硫工程总承包能力已可以满足火电厂工程建设的需要；新建大型燃煤机组的烟气脱硫工程千瓦造价已由“九五”末的500元左右，降至200元左右。

　　（四）污染治理取得成效

　　“十五”期间，通过采取燃用低硫煤、关停小火电机组、节能降耗和推进烟气脱硫等综合措施，二氧化硫排放量控制取得重要进展。关停了原国家电力公司所属5万千瓦及以下纯凝汽式小火电机组约1300万千瓦，相应减排约63万吨；“以大代小”、节能降耗技术改造，使发电煤耗逐年下降，相应减排约75万吨；烟气脱硫装置投运，减排约82万吨；10万千瓦及以上循环流化床锅炉减排约23万吨。在各种措施的共同作用下，减排二氧化硫243万吨。到2005年底，已建成的烟气脱硫机组容量达到5300万千瓦，与2000年相比，增长了10倍。

　　（五）存在的主要问题

　　烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术<