電廠煙氣二氧化硫控制水平的比較除了從排放標準的寬嚴、脫硫裝機占總裝機的比例、每千瓦時電量二氧化硫排放量等以外，國土面積大小、能源結構、煤電裝機、煤的含硫量等也是可比因素。從排放標準的世界比較來看，我國與發達國家的標準基本持平；其它方面，我國與美國具一定的可比性。據美國能源署的數據，美國電力工業二氧化硫排放2000年為1130萬噸（全國約1480萬噸），2005年為1034萬噸。美國脫硫機組的比例在2006年大致為30％，我國為33％，到2010年我國的脫硫機組將到60％以上，大大超過美國。我國每千瓦時電量的二氧化硫排放量目前也基本與美國持平。相對美國的經濟實力，我國電力工業的二氧化硫標準氣控制水平應當是較高的。美國空氣中的二氧化硫濃度要比我國低得多，進一步說明了我國非電力工業的二氧化硫控制將成為今后的關鍵。 電力行業二氧化硫控制的法制化管理還存在哪些差距 2000年修訂的《大氣污染防治法》第三十條明確規定：新建、擴建火電廠，超排放標準或者總量控制指標的，必須建設配套脫硫裝置或者采取其他控制二氧化硫排放的措施；在酸雨控制區和二氧化硫污染控制區內，屬于已建企業超過排放標準的要限期治理。“十一五”規劃綱要要求，“加快現有燃煤電廠脫硫設施建設，新建燃煤電廠必須根據排放標準安裝脫硫裝置”，“增加現有燃煤電廠脫硫能力，使90％的現有電廠達標排放”。顯然對新建、擴建電廠和老電廠，超標排放與超總量排放，是否位于總量控制區以及采用何種措施等是有所區別的。再從火電廠控制二氧化硫排放的歷史看，從1973年開始，國家綜合性強制排放性標準中就對火電廠二氧化硫提出排放限值要求；1991年就頒布了以滿足環境質量為目的控制電廠二氧化硫排放總量的《火電廠大氣污染物排放標準》，此標準經過1996年和2003年的修訂，增加了濃度控制和區域總量控制以及裝設自動監測系統等要求，而且如北京、廣東等部分省市也頒布了專門的火電廠大氣污染物排放標準，應當說火電廠二氧化硫控制問題完全能夠在法規的框架下進行。但在實際操作過程中，對火電廠二氧化硫控制要求卻政出多門，與火電廠二氧化硫控制相關的僅部委級以上的文件就有30多個。法規要求是對不同的環境功能區、不同時間段建設的機組、不同的排放方式采用不同的環保要求，而大部分的文件規定則往往是抹平或者調整了這些差別，并存在將定量要求變成定性要求，明確要求變成模糊要求，把企業做的事當成政府做的事，把手段當成目的，將引導性變成強制性等問題，甚至簡單成所有火電廠都要上脫硫裝置的一刀切式的要求。因此，依法推進火電廠的二氧化硫治理仍然是當前值得關注并加以改進的重要工作。 電力行業二氧化硫排污權交易為何難以實施 國務院的決定以及國務院節能減排綜合性工作方案中都提出要推進二氧化硫的排污權交易，而且國務院分配的二氧化硫總量中還留出了47.1萬噸用于二氧化硫的排污權交易，但為什么在實際推進中進展緩慢？美國的研究表明，在一定的二氧化硫總量控制目標下，在完全競爭市場、限制排放交易、不可交易、強制安裝脫硫裝置的不同條件下，二氧化硫控制的總成本分別為14.7億、25.9億、33.4億、38.3億美元，即強制安裝脫硫裝置的成本是完全競爭市場成本的2.6倍。我們的研究也表明，如對含硫量0.3％與3％的煤進行脫硫，二氧化硫脫除成本前者比后者要高出10倍以上，如果在全國實現同等脫硫量，采用排污權交易方式可使二氧化硫治理的投資費用及脫硫裝置運行費用下降一半，可節省靜態投資約400億～500億元，節約年運行費用約150億～200億元。但非常遺憾的是排污權交易遲遲難以從制度上推進，其主要原因有五個方面：一是對電力二氧化硫控制要求政出多門且有互相矛盾之處，一刀切式地要求幾乎所有新建電廠都脫硫，失去排污交易的基礎。二是低硫煤與高硫煤脫硫電價尚未拉開差距。三是排污收費影響，交易所得的二氧化硫排污權排放時是否繳排污費以及如何繳費沒有明確。四是中央與地方政府以及地方政府間排污權轉移和排污收費轉移的矛盾。五是企業有“四怕”：怕有償購買總量指標，且排污收費照收，進一步增加了企業負擔；怕不能真正的體現企業自愿原則的交易，且由于跨地區的排污交易涉及到不同地方干預過多，增加管理成本和消耗大量精力；怕政策會變化，使得總量指標是不是在一個相對長時間內真的歸企業所有；怕賣了指標影響今后發展。 火電機組是否一定要脫硫，脫硫效率是否一定要高 從管理上看，煙氣脫硫只是控制二氧化硫排放量的一個手段而不是目的，而脫硫效率是滿足排放要求前提下并受煤質、煤量等參數影響的動態運行值。是否裝設煙氣脫硫裝置，脫硫效率多高，應該是企業根據法規要求來確定，而不應是由政府硬行規定。另外，從宏觀上看，與溫室氣體影響的全球性范圍不同，二氧化硫對大氣環境質量的影響是局部性的（10多千米范圍內）。因此，簡單提出一個全國性的二氧化硫環境容量概念是不科學的，如果非要給出一個全國環境容量數值的話，也只應是在不同限定條件下（如排放源布局、特定的地形和氣象條件）并考慮了地區間污染物的互相傳輸后不同地區環境容量的相加值，而不是先確定全國總量再分解到各地。因此，對于二氧化硫的控制不應是全國電廠一刀切的都要脫硫。事實上我國法定的二氧化硫控制要求中與絕大多數國家一樣，并沒有提出所有機組非要建設脫硫裝置，而是提出電廠二氧化硫排放濃度限值和電廠年排放總量限值等要求。但在現行的一些文件中、審批要求中和一些領導講話中卻存在一刀切要求脫硫的情況。由于脫硫本身需要消耗大量能源（采用典型濕法對低硫煤機組脫硫，廠用電率增加約1個百分點）和社會資源，對于滿足了環境質量要求的特低硫煤電廠，或者不脫硫也能達到排放要求的電廠硬性上脫硫裝置，從環境、資源節約和經濟上綜合來看是得不償失的。 提高排污收費標準有利于電力行業的二氧化硫治理嗎 回答是否定的。我國排污收費制度設計的邏輯起點是為了治理才收費，收費也要用于治理，所以才有收費標準要提高到治理成本之說。也就是說，只有不治理時，收費是合邏輯的。但是，當電力二氧化硫排放得到治理，滿足了法規的要求后還需排放的少量二氧化硫仍然按照未治理時的成本收費，這就產生了邏輯悖論。從微觀上講，電廠對于達標排放后排放的二氧化硫繼續治理的話，其成本遠遠大于達標排放前的治理成本，提高到治理成本的排污費仍然起不到促進治理的作用；從宏觀上看，如當2010年電力二氧化硫排放全部達標和達到總量控制要求后，電力行業仍然要繳納高達100億元的排污費，這些巨額資金因為已經沒有二氧化硫治理需求也將無法使用。如果將這些資金用于別的行業的二氧化硫治理，一是從邏輯講是不可能的，因為別的企業也是按照高于治理成本的原則收費的，企業應當采取治理措施；二是也違反誰污染誰治理的公平原則。 事實上即使是煤電廠比例相對較高的市場經濟國家，也沒有通過對火電廠二氧化硫收費來促進治理的政策，而我國現有火電廠安裝脫硫裝置的最大動力并不是排污收費而是脫硫電價政策的引導。因此，排污收費應當改革為超標加大處罰，使其違法成本大大高于守法成本，而不超標的應當不收，或者象征性收取。 電力行業的二氧化硫控制還需要做什么工作 一是加強法制化管理，清理、整頓、完善現行的二氧化硫控制法規、政策文件，使二氧化硫控制在法規的軌道中進行，以促進企業依法減排和政府依法監督。二是在加強環保監督的同時，要保障脫硫電價的及時足額到位，并加快出臺考慮了環境成本的電價形成機制。三是摸清在近幾年呈爆炸式發展的煙氣脫硫建設中，由于經驗不足和惡性低價競爭等情況帶來的脫硫設備質量不過關的問題，開展提高脫硫裝置可靠性的研究，制訂相應的技術規定，為依法行政和技術監督提供技術依據。四是加快推進二氧化硫的排污權交易，出臺排污交易實施辦法，促進節約減排和經濟減排。五是加快促進將二氧化硫變廢為寶的有利于循環經濟發展的資源節約型脫硫產業化的發展。六是真正做到以環境要求為目標（而不是以行政要求為目標），以技術條件和經濟條件為約束，修訂排放標準，并逐步做到科學分配各行各業在內的二氧化硫總量指標，以減少鞭打快牛、一刀切或多花錢辦少事的情況發生。七是將污染治理的選擇權和企業減排的管理權真正交給企業，減少不必要的行政干預。八是加強行業自律和公眾監督的作用。（作者系中國電力企業聯合會副秘書長兼行業發展與環境資源部主任）
