《二氧化硫总量分配指导意见》

电力行业成为二氧化硫削减主战场　绝大部分大机组将有利可图，大部分小机组将承受较大的经济负担少发电或关停
蔡美子 2006-12-20

　　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境治理措施效率低，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。

来源：中国环境报

解读《二氧化硫总量分配指导意见》总局规范二氧化硫总量分配方法
蔡美子 2006-12-13


　根据污染问题不同确定不同的分配和控制方法，电力行业分时段确定排放绩效

　

为控制全国二氧化硫排放总量，防治区域和城市二氧化硫污染，国家环保总局近日发布了《二氧化硫总量分配指导意见》(以下简称《指导意见》)，各种排放二氧化硫的污染源有了统一的分配方法，尤其是电力行业采取绩效的统一方法分配。记者日前就《指导意见》发布的背景、特点等一系列相关问题采访了国家环保总局污染控制司大气处刘炳江博士。

　　记者:《指导意见》是在何种背景下，出于何种考虑而制定的？它的发布意味着什么？

　　刘炳江:《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出了削减二氧化硫排放总量10％的目标，是一条具有法律效力的要求。为完成此目标，国务院授权总局与各省地签订“十一五”二氧化硫排放总量削减目标责任书。签订什么内容、各省应削减多少、各省如何进一步向下分、如何落实到污染源等成为急需解决的问题，急需规范的二氧化硫排放总量分配指南。

　　实际上，“九五”和“十五”期间总局均对各省分配了二氧化硫排放总量，采取的基本上是等比例削减方法。总局在总结前十年总量控制的经验和教训基础上，自2003年开始组织课题组研究“十一五”总量分配方法。2005年7月，总局将初步研究的分配方法发文征求五大电力公司征求意见。基于大量科研成果和五大电力公司反馈意见，进一步完善了分配方法，今年7月发文征求各地环保局对《二氧化硫排放总量分配技术指南》(以下简称《分配技术指南》)的意见(环办函〔2006〕283号)。各地提出了60多条意见，一半以上的意见被采纳，最终形成了此《指导意见》。

　　征求意见的《分配技术指南》和正式发文的《指导意见》在上级政府对下级分配时基本一致，各省已基本层层分配完毕，目前各级环保部门正在对污染源排放总量进行分配。

　　《指导意见》的发布规范了如何给污染源分配排放量，意味着各种排放二氧化硫的污染源有了统一的分配方法，尤其是电力行业采取绩效的统一方法分配，电力企业根据此《指导意见》可以计算出自己该得多少指标。也意味着国家在推行电力行业二氧化硫排污交易政策，同时也为即将实施的排污许可证如何定量化，完成了重要的基础工作。总局也将以培训班或研讨会形式，落实这些变化，使上下一致。

　　记者:《指导意见》的突出特点是什么？不同时段的划分依据是什么？

　　刘炳江:《指导意见》的突出特点是电力行业二氧化硫总量计划单列，授权省级环保局直接分配，同时对新建项目的二氧化硫总量指标有了明确的意见。不同高度的污染源排放的污染物传输和扩散的规律是不同的，电力行业的高架源排放会造成区域性的酸雨污染，而低架源主要影响污染源当地的环境质量，污染问题不同，分配方法不同，控制方法和管理手段也应不同。

　　机组时段的划分完全按照《火电厂大气污染物排放标准GB13223－2003》进行。2005年全国火电行业二氧化硫平均排放绩效为6.8克/千瓦时。在今后一段时期内，全国对电能的需求还将稳步增长，发电燃煤的消耗量也将迅速增加，因此要实现2010年二氧化硫排放总量控制目标，全国火电厂的二氧化硫平均排放绩效要降至3.5克/千瓦时。考虑到不同时期建设的发电机组治理条件的差异，实行全国统一的排放控制要求在技术上有难度，经济上也不够合理，结合火电建设项目建成投产或环境影响报告书通过审批的时间，分为3个时段确定排放绩效:

　　Ⅰ时段机组大多是较早时期建设的煤耗高、污染重的落后设备，有些甚至没有脱硫装置用地，要求其通过退役淘汰或减少发电量实现减排，有条件的可以结合设备大修进行脱硫改造。根据I时段机组安装脱硫设施项目和关停分析，2010年东部、中部、西南以及西北地区的排放绩效分别降至4.5克/千瓦时、5.0克/千瓦时、7.5克/千瓦时和6.0克/千瓦时。

　　Ⅱ时段机组除少部分已建或正在建设脱硫装置外，大多预留了脱硫场地，具备脱硫条件。要求东部地区Ⅱ时段机组到2010年全部脱硫，排放绩效不超过1.6克/千瓦时。其他地区机组在“十一五”期间逐步进行脱硫改造，根据燃煤硫分和二氧化硫排放、治理现状，到2010年要求中部地区的排放绩效降至3.0克/千瓦时，西南和西北地区的排放绩效降至5.0克/千瓦时。

　　Ⅲ时段机组主要是单机容量30万千瓦以上的新建机组，按照国家有关政策规定，这部分机组必须配套建设烟气脱硫设施，因此根据各地区燃煤硫分和脱硫条件的不同，按照湿法脱硫技术所能达到的治理效果，对东部、中部、西南以及西北地区的排放绩效要求分别为0.7克/千瓦时、1.0克/千瓦时、2.2克/千瓦时和1.5克/千瓦时。

　　此外，燃用不同种类的燃料，热值、硫分和烟气产生量都有很大差异，二氧化硫排放控制的难易程度也不同。基于这种考虑，对于燃用褐煤、煤矸石这种低热值燃料的机组，适当放宽控制要求，而燃油机组的能源利用效率较高，总量控制要求适当加严。

　　记者:《指导意见》与《分配技术指南》相比，新在哪里？

　　刘炳江:《指导意见》与《分配技术指南》(征求意见稿)明显的区别主要是正式文件《指导意见》对新建项目总量指标的分配提出了明确方法，主要体现在:

　　一、新建非电力项目二氧化硫总量指标为采取先进生产工艺或治理措施后的预测排放量，但必须依据“增产不增排放量”的原则，通过区域替代或其他污染源治理方式获取总量指标。总量指标可在市(地、州)辖区内调剂或交易。

　　二、新、改、扩建常规煤电机组(除热电站供热部分、煤矸石和垃圾焚烧机组外)二氧化硫指标只能从电力行业获取，不得通过其他行业的区域替代获取。这里，要特别强调一下热电联产机组，只有供热对应的二氧化硫排放量可以通过关停小锅炉或其他方式获取二氧化硫总量指标，其发电部分完全等同于常规燃煤机组。

　　对于“十一五”和以后投产机组，分三类情况分配总量指标:

　　1.“十一五”期间建成投产的新建Ⅲ时段机组(新建电源点)，分配的总量为以采取先进生产工艺或脱硫措施后实际排放量。这些机组已经获得环评批复(不论国家还是省批复)，多数二氧化硫总量增加量通过区域削减或省级环保部门直接给定平衡。《指导意见》要求省级环保局直接将总量指标分配给这些机组，脱硫的就按脱硫后的实际排放量分配、不脱硫的就按不脱硫的实际排放量分配。

　　2.“十一五”期间建成投产的扩建Ⅲ时段机组(电厂扩建)分配的总量为以采取先进生产工艺或脱硫措施后实际排放量。如果此类机组的环评批复文件要求“以新带老”，即要求同厂Ⅰ或Ⅱ时段机组采取脱硫措施，则同厂的Ⅰ或Ⅱ时段机组总量指标要等量扣减Ⅲ时段机组总量指标，实际上就是“零绩效”。

　　3.已获环评批复但“十一五”期间未建成投产的煤电机组和今后申报批准环境影响评价文件的新、改、扩建常规煤电机组(除热电站供热部分、煤矸石和垃圾焚烧机组外)，总量指标为采取先进生产工艺或脱硫措施后预测排放量，但必须从具有总量余额指标(按绩效值核定值与2010年实际排放量之差)的Ⅰ或Ⅱ时段机组获取，并明确具体来源。实际上，此类机组全部为“零绩效”。


来源：中国环境报