环保总局：电力行业成为二氧化硫削减主战场

2006-12-22 11:19:41 来源：

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电力18讯：
针对国家环保总局近日发布的《二氧化硫总量分配指导意见》(以下简称《指导意见》)中关于电力行业与非电力行业二氧化硫总量控制指标的不同规定及之所以不同的原因等问题，国家环保总局污染控制司大气处的刘炳江博士日前答了疑解了惑。

记者：《指导意见》如何保证总量分配的科学性、可操作性？

刘炳江：《指导意见》是在课题组进行了大量艰苦卓绝的研究后起草的，各省级环保局基本上都参与了，多次召开片会，在方方面面的意见基础上多次修改后确定的。内蒙古、河北、山西、山东、江苏、广东和贵州等省级环保局以及五大电力集团公司多次用自己的数据测算分配方法的科学性。此次的分配公开、公平和透明，基本上建立国家分机组的电力污染物排放数据库，并与各省建立了良好的互动，环境统计也相应更改，为数据库的更新提供了保证。《指导意见》的分配方法在理论上是没问题的，但通过实践检验，方能回答是否科学，但无论如何，将为“十二五”的分配提供很好的借鉴。《指导意见》的可操作性普遍得到各省和电力公司认可，各省根据本辖区机组和其他污染源排放情况，依照《指导意见》的指标，自下而上计算该得多少，国家环保总局核实后，再自上而下下达，改变了过去的自上而下的直接下达方法。国家环保总局制订分配方法，在各省都同意的情况下，总量在公开透明的环境下分配，减少了人为因素干扰。分配的准确与否，取决于各地基础工作是否扎实。

国家环保总局在制订分配方法时，充分考虑各地环境容量(酸沉降临界负荷)、各种减排措施的可行性、目标可达性和已有政策的连续性。这是为什么电力行业减排既要分区又要分时段，非电力行业减排既要分空气质量又要分不同方法的原因。超环境容量的，其周边省份排放量大，方法计算得出的削减量就多；而有环境容量的，不但不需要削减，反而可以增加。

记者：电力行业与非电力行业二氧化硫总量控制指标的规定为何不同？

刘炳江：目前，电力行业排放的二氧化硫约占全国的50％以上。除造成城市空气二氧化硫污染外，还形成了酸雨、细颗粒和能见度下降等区域性环境问题。由于我国电厂排放二氧化硫地理分布不合理，空间分布呈现6个高值区:以贵州为中心的西南区、以长三角为中心的华东区、以珠三角为中心的华南区、冀鲁豫地区、两湖地区。位于这些高值区内的中心城市重庆、广州、上海、北京和天津的电厂都要上脱硫设施。这不是简单地在数量上完成10％的削减目标，而是在完成10％的前提下，解决区域性的环境问题。

将电力行业单独分出，主要是由于电力行业排放二氧化硫造成的环境问题决定的，也是为制订电力行业二氧化硫排污交易政策留下伏笔。根据电力行业的绩效值，2010年二氧化硫总量控制在1000万吨。

“十一五”期间，削减二氧化硫排放量的主战场在电力行业。电力行业承担二氧化硫削减任务的主要是20万千瓦的大容量燃煤机组，这既是科学的要求，也是经济的要求。大容量机组安装脱硫设施技术可靠、费用相对低。“十一五”期间，对电力行业二氧化硫排放总量实行“计划单列”，将二氧化硫总量指标分配到每个机组，同时在电力行业开展二氧化硫排放有偿取得和排污交易试点。从而使绝大部分的大机组有一定量的二氧化硫余额，实现经济上有利可图，使大部分小机组因完不成总量要求而承受较大的经济负担，少发电或关停，实现优化电源结构的目的，达到全社会削减二氧化硫费用最少化的结果。

非电力行业(包括民用)排放的二氧化硫主要影响城市大气环境质量。而解决城市空气质量的主要技术措施包括清洁燃料替代煤炭、城区污染源外迁或关停、主导风向的高架源安装治理设施。这是国际通用的措施，而且在我国许多城市已得到实践应用，北京、重庆、徐州、沈阳等城市就是很好的实例。虽然各地纷纷要求国家环保总局制订类似电力绩效的方法分配，但由于科研和时间上的限制，国家环保总局在对非电力污染源总量的分配方法上主要采取达标排放对应值，各地可以确定适合本辖区的分配方法。但非电力行业的绩效方法是个方向。

记者：严格按《指导意见》的要求执行，是否就能保证完成到“十一五”期末二氧化硫排放量在2005年的基础上减少10％的目标？

刘炳江：严格按《指导意见》的要求执行只是完成10％削减目标的必要条件之一。2010年二氧化硫总量削减目标完成要求每台燃煤机组达到二氧化硫总量指标，非电力工业要求全部达标排放，简称为“电力源达量、其他源达标”。10％削减目标的完成还取决于基础数据是否准确、经济增长是否得到控制、节能指标是否完成和环境投资是否到位等因素，关键是新建项目能否做到“增产不增硫”。严格执行《指导意见》，可确保达量企业有经济利益、未达量企业承受较大的经济负担，形成公平合理的激励和惩罚机制。实际上，完成10％的削减目标，主要通过“工程减硫”、“结构减硫”和“管理减硫”3条措施。

1.以实施国家燃煤电厂脱硫工程和以烧结机头烟气脱硫示范工程作为削减二氧化硫排放量的根本保障，实现“工程减硫”。按照与各省(自治区、直辖市)和六大电力公司签订的“十一五”二氧化硫总量削减目标责任书中确定的现役燃煤机组脱硫项目，将形成脱硫能力600万吨。考虑到一批脱硫机组在2010年投产，形成能力但达不到实际削减，以及工程质量和其他原因，按脱硫能力的80％作为实际减排量，2010年保守估计可削减480万吨二氧化硫排放量；同时以钢铁烧结机烟气为主的39个非电力重点治理项目，二氧化硫削减量约30万吨。两项合计已形成510万吨的削减量，可实现减排的目标。

2.以逐步淘汰小火电机组和分期分批淘汰能耗高、污染重的各类生产设备和落后的生产技术与工艺作为减少二氧化硫排放量的基础保障，实现“结构减硫”。淘汰小火电有利于实现“十一五”期间减少10％的目标。由于小机组煤耗高和环保治理措施效率低，单位发电量的污染物排放量是大容量节能环保机组的几倍，甚至几十倍。按照关闭10万千瓦以下纯燃煤凝汽机组3800万千瓦一项，其发电量由节能环保大机组所发电量顶替，二氧化硫排放量可减少125万吨，对2010年全国二氧化硫排放量削减10％目标贡献率达到20％左右。国家发改委正在核实关停小火电机组名录，并将与各省签订关停小火电机组目标责任书。

3.以改变电量调度方式让节能、脱硫机组多发电或实施排污交易作为降低二氧化硫排放量的重要保障，实现“管理减硫”。通过改变传统的电量调度方式，按“节能、环保、经济”原则确定调度机组电量优先次序，可间接地降低二氧化硫排放量。

我国目前已有35~480吨/小时不同蒸发量的循环流化床锅炉2000多台投入运行，总装机容量达到3000万千瓦，其中蒸发量在410吨/小时以上的高压和超高压中间再过热循环流化床锅炉已有100多台运行。我国已成为世界上循环流化床锅炉台数最多、总装机容量最大的国家。然而，由于技术和监管的问题，大部分循环流化床锅炉炉内脱硫没有实质性地削减二氧化硫排放量。“十一五”期间，通过加强监督管理，可削减一定量的二氧化硫排放量。

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