1、附：    現有燃煤電廠二氧化硫治理“十一五”規劃              國家發展和改革委員會國家環境保護總局 目    錄前言. 2一、燃煤電廠二氧化硫治理狀況. 3（一）法規標準不斷完善. 3（二）政策逐步得到落實. 4（三）脫硫產業快速發展. 4（四）污染治理取得成效. 5（五）存在的主要問題. 5二、燃煤電廠二氧化硫治理面臨的形勢與任務. 6三、指導思想、原則和治理

2、目標. 7（一）指導思想. 7（二）基本原則. 7（三）主要目標. 8四、重點項目. 8（一）項目規模. 8（二）投資需求分析. 9五、保障措施. 10（一）完善二氧化硫總量控制制度. 10（二）強化政策引導. 10（三）加快脫硫產業化發展. 11（四）充分發揮政府、行業組織和企業的作用. 12六、現有燃煤電廠“十一五”煙氣脫硫重點項目. 13  前言國民經濟和社會發展第十一個五年規劃綱要（以下簡稱綱要）提出，到2010年，二氧化硫排放總量削減10%。為貫徹落實綱要精神，實現“十一五”二氧化硫總量削減目標，推動現有燃煤電廠煙氣脫硫工程建設，特制定本規劃。本規劃主要針對200

3、5年底以前建成投產的現有燃煤電廠，以中華人民共和國大氣污染防治法、火電廠大氣污染物排放標準（GB132232003）和國務院關于“十一五”期間全國主要污染物排放總量控制計劃的批復（國函200670號）、電力工業發展“十一五”規劃為依據，提出了現有燃煤電廠“十一五”期間二氧化硫治理的思路、原則、目標、重點項目和保障措施。本規劃既是落實綱要的配套性文件，也是國家對現有燃煤電廠實施煙氣脫硫改造給予優惠政策的重要依據。     一、燃煤電廠二氧化硫治理狀況二氧化硫排放是造成我國大氣污染及酸雨不斷加劇的主要原因，燃煤電廠二氧化硫排放量約占全國二氧化硫排放量的50。

4、國家一直高度重視燃煤電廠二氧化硫排放控制，十多年來，尤其是“十五”期間”出臺了一系列的法律、法規、政策，促進了煙氣脫硫產業化的快速發展，使燃煤電廠的二氧化硫排放控制能力得到明顯提高，污染治理取得成效，為“十一五”大規?？刂贫趸蚺欧诺於藞詫嵒A。（一）法規標準不斷完善“十五”期間，國家進一步加強了二氧化硫控制的法規建設，修訂并實施了大氣污染防治法和火電廠大氣污染物排放標準，頒布了國家環境保護“十五”計劃、兩控區酸雨和二氧化硫污染防治“十五”計劃，出臺了排污費征收使用管理條例和相關配套規定，對二氧化硫排放控制要求進一步趨嚴。主要體現在：一是對火電廠二氧化硫排放采取排放濃度、排放速率和年排放總

5、量的三重控制要求。二是嚴格控制新建燃煤電廠二氧化硫排放，在大中城市及其近郊，嚴格控制新（擴）建除熱電聯產外的燃煤電廠，除燃用特低硫煤的坑口電廠外，必須同步建設脫硫設施或者采取其他降低二氧化硫排放量的措施。三是要求現有超標電廠在2010年底前安裝脫硫設施，其中投產20年以上或裝機容量10萬千瓦以下的，限期改造或者關停。（二）政策逐步得到落實在法規要求不斷趨嚴的同時，相關二氧化硫排放控制的約束性和激勵性政策相繼出臺。在約束性方面，實施了排污即收費政策，規定每排放1公斤二氧化硫收費0.63元，同時要求收取的排污費資金納入財政預算，作為環境保護專項資金管理，用于環境污染防治。在激勵性方面，有關促進企業

6、裝設煙氣脫硫裝置的電價政策逐步落實，2004年出臺的標桿電價政策規定，新投產的安裝有脫硫設施的機組比未安裝脫硫設施的上網電價每千瓦時高0.015元人民幣。2006年6月出臺的電價政策進一步明確新建和現有脫硫機組上網電價每千瓦時均提高1.5分人民幣。（三）脫硫產業快速發展“十五”期間，國家加大了煙氣脫硫產業化發展的步伐，出臺了火電廠煙氣脫硫產業化發展的相關政策，促進了產業化水平的明顯提高。目前，我國已有石灰石-石膏濕法、煙氣循環流化床法、海水脫硫法、脫硫除塵一體化法、旋轉噴霧干燥法、爐內噴鈣尾部煙氣增濕活化法、活性焦吸附法、電子束法、氯堿法等十多種工藝的脫硫裝置投入商業化運行或進行了工業示范；脫

7、硫設備國產化率已達到90%以上；我國擁有自主知識產權的30萬千瓦級火電機組的煙氣脫硫技術已通過商業化運行的檢驗；煙氣脫硫工程總承包能力已可以滿足火電廠工程建設的需要；新建大型燃煤機組的煙氣脫硫工程千瓦造價已由“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”期間，通過采取燃用低硫煤、關停小火電機組、節能降耗和推進煙氣脫硫等綜合措施，二氧化硫排放量控制取得重要進展。關停了原國家電力公司所屬5萬千瓦及以下純凝汽式小火電機組約1300萬千瓦，相應減排約63萬噸；“以大代小”、節能降耗技術改造，使發電煤耗逐年下降，相應減排約75萬噸；煙氣脫硫裝置投運，減排約82萬噸；10萬千瓦

8、及以上循環流化床鍋爐減排約23萬噸。在各種措施的共同作用下，減排二氧化硫243萬噸。到2005年底，已建成的煙氣脫硫機組容量達到5300萬千瓦，與2000年相比，增長了10倍。（五）存在的主要問題煙氣脫硫技術自主創新能力仍較低。截止目前，我國只有少數脫硫公司擁有30萬千瓦及以上機組自主知識產權的煙氣脫硫技術，大多數脫硫公司仍需采用國外技術，而且消化吸收、再創新能力較弱。對脫硫市場缺乏有效監管。近幾年，脫硫市場急劇擴大，一批從事脫硫的環保公司應運而生，但行業準入及監管相對滯后，對脫硫公司資質、人才、業績、融資能力等方面無明確規定，脫硫公司良莠不齊，一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質量不過關。另外，

9、對煙氣脫硫工程招投標的監管不力，部分工程招標存在走過場現象。部分脫硫設施難以穩定運行，減排二氧化硫的作用沒有完全發揮。一是有些脫硫公司對國外技術和設備依賴度較高，沒有完全掌握工藝技術，系統設計先天不足，個別設備出現故障后難以盡快修復；二是資金扶持政策未完全到位，如現有電廠脫硫成本計入電價的機制沒有完全落實，二氧化硫排污費不能足額使用；三是對脫硫設施日常運行缺乏嚴格監管；四是部分電廠為獲經濟利益，故意停運脫硫設施。二、燃煤電廠二氧化硫治理面臨的形勢與任務綱要第一次把全國二氧化硫排放總量減少10%作為“十一五”規劃目標的約束性指標，并對現有燃煤電廠明確提出了加快脫硫設施建設，增加脫硫能力的要求；對

10、新建燃煤電廠提出了必須根據排放標準安裝脫硫裝置的要求。根據綱要精神，國務院已向各省、自治區、直轄市人民政府下達了“十一五”二氧化硫總量控制計劃，其中明確了電力二氧化硫控制總量，即到2010年，全國二氧化硫排放總量控制目標為2294.4萬噸，其中，電力為951.7萬噸。2005年全國火電廠排放二氧化硫遠高于國家環境保護“十五”計劃提出的電力行業減少1020%的控制目標。造成這種狀況的主要原因有四個方面：一是電力發展速度大大超過了“十五”計劃速度，裝機比原計劃的3.9億千瓦增加了1.27億千瓦，且增加的主要是煤電機組；二是由于煤炭供需矛盾加劇，使煤炭發熱量降低，硫份增高；三是燃用高硫煤的現有燃煤機

11、組中建成的脫硫裝置較少；四是由于各種原因，建成的脫硫裝置投運率不高。“十一五”期間，我國新建燃煤電廠的規模仍然較大，即使采取脫硫措施，二氧化硫排放量仍然會繼續增長。在此情況下，要完成“十一五”二氧化硫排放削減目標，就必須大幅度削減現有燃煤電廠二氧化硫排放量。根據火電廠大氣污染物排放標準和國務院關于“十一五”期間全國主要污染物排放總控制計劃的批復，以及地方政府下達的電力二氧化硫控制指標進行測算，約有2.17億千瓦現有燃煤機組需進行二氧化硫治理，占2005年煤電機組容量的57.8%。由于現有燃煤機組既有安全生產的壓力，也受到實施煙氣脫硫的技術和場地等條件的制約，同時還面臨資金籌措難、運行成本相比新

12、建機組高等實際困難，因此現有燃煤電廠煙氣脫硫是二氧化硫控制的重點和難點。三、指導思想、原則和治理目標（一）指導思想。全面落實科學發展觀，以完成綱要確定的二氧化硫排放總量減少10%為目標，以煙氣脫硫為主要手段，加快技術進步、突出重點項目、完善政策措施、強化監督管理，全面完成火電廠二氧化硫控制任務。（二）基本原則。堅持采取淘汰純凝汽式小機組、合理使用低硫煤、節能降耗改造等綜合性措施控制二氧化硫排放總量；堅持優先安排位于“兩控區”、大中城市、燃用高硫煤且二氧化硫超標排放的燃煤電廠實施煙氣脫硫；堅持繼續發展煙氣脫硫主流工藝技術，積極推進使用符合循環經濟發展要求的其他工藝技術；堅持完善經濟激勵政策，鼓勵

13、開展排污交易試點；堅持建立健全監督機制，嚴格執法管理。（三）主要目標。到2010年底，現有燃煤電廠二氧化硫排放達標率達到90%；年排放總量下降到502萬噸；屆時，脫硫機組投運及在建容量將達到2.3億千瓦（不包括循環流化床鍋爐，下同）。到2010年底，全國燃煤電廠二氧化硫排放績效指標由2005年的6.4克/千瓦時下降到2.7克/千瓦時，下降57.8%。四、重點項目（一）項目規模。“十一五”期間，安排221個重點項目，約1.37億千瓦現有燃煤機組實施煙氣脫硫（以下簡稱重點項目）。重點項目中，包括了國家環?？偩峙c省政府及國家電網公司和五大電力集團公司簽定的“十一五”二氧化硫總量削減目標責任書中的現有

14、燃煤電廠脫硫技術改造項目11303.5萬千瓦。重點項目分年度實施。為了充分考慮電力安全生產、脫硫工程實施能力以及達標排放、形成明顯的減排效果等因素，在“十一五”前三年，安排開工建設脫硫裝置1.24億千瓦，約占重點項目容量的90.6%（見表1）。表1現有燃煤機組“十一五”煙氣脫硫改造年度計劃年份20062007200820092010開工容量（萬千瓦）5760.53747.42874.61277.90占“十一五”開工比例（%）42.227.421.09.40 在重點項目中，基本涵蓋了所有超標排放的單機10萬千瓦以上的電廠，基本不包括燃煤含硫量小于0.5%的電廠；30萬千瓦及以上機組約0

15、.95億千瓦，占重點項目的69.6%（見表2）。表2現有燃煤機組“十一五”煙氣脫硫改造機組分布情況單機容量（萬千瓦）10以下10(含)-2020(含)-3030(含)-6060及以上脫硫機組容量（萬千瓦）201685.324447104.12407占總脫硫機組容量比例（%）0.212.317.952.017.6 在重點項目中，國家電網公司和5大發電集團公司脫硫容量約7634.15萬千瓦，占55.9%，地方及其他電力公司占44.1%（見表3）。表3現有燃煤機組“十一五”煙氣脫硫改造公司分布情況電力公司脫硫機組容量（萬千瓦）占總脫硫機組容量比例（%）國家電網公司736.855.4華能集團

16、公司1762.412.9大唐集團公司1811.913.3華電集團公司9346.8國電集團公司1355.69.9中電投集團公司1033.47.6地方電力公司等6026.2544.1 （二）投資需求分析?！笆晃濉逼陂g，221個項目約需建設資金342億元人民幣。按開工計劃，20062010年每年分別需要建設資金144、94、72、32、0億元。建設資金主要來源于企業自籌、排污費補助等渠道，運行費用通過脫硫電價政策基本可以得到落實。五、保障措施（一）完善二氧化硫總量控制制度。依法控制燃煤電廠二氧化硫排放，是實現規劃治理目標的根本性措施，也是貫徹落實科學發展觀和依法治國要求的具體體現。要依據

17、大氣污染防治法規定的大氣污染物總量控制區劃分原則和“公開、公平、公正”核定企事業單位排放總量、核發許可證的原則，進一步依法完善二氧化硫總量控制制度。（二）強化政策引導。進一步完善電價形成機制。現有燃煤機組脫硫技術改造涉及廠內拆遷、過渡和配套工程改造，工程投資和運行費用一般要高于新建機組，應研究和逐步實施根據現有燃煤機組脫硫改造的實際投資和運行成本核定脫硫電價的方法。要加快電價改革步伐，逐步將二氧化硫治理效果而不是治理措施與電價掛鉤。要繼續推進污染物排放折價標準的制訂和實施。對火電機組進行優化調度。對于安裝了脫硫裝置，且脫硫裝置達到設計指標要求，并能夠連續穩定運行的火電機組優先安排上網，優先保障

18、上網電量。二氧化硫排污費優先用于現有燃煤電廠二氧化硫治理。各級政府的相關部門要加強對二氧化硫排污費收繳、使用的監督與管理，規范環保專項資金的申請和使用辦法，并對重點項目所需建設資金中利用排污費的部分逐年納入財政預算，以確保二氧化硫排污費優先用于重點項目。對于重點項目中的有利于推進自主知識產權、有利于國產化、有利于推進循環經濟發展的煙氣脫硫示范性項目，要給予中央預算內資金（國債）支持。對脫硫關鍵設備和脫硫副產品綜合利用繼續給予免稅支持，引導環保產業健康發展。積極推進燃煤電廠二氧化硫排污權交易。鼓勵電力企業間按規定實施跨地區的排污權交易，以實現低成本下的總量控制目標。（三）加快脫硫產業化發展。大力

19、推進技術創新。燃煤電廠煙氣脫硫工藝應選擇經濟有效、安全可靠、資源節約、綜合利用的技術路線。加強脫硫項目可行性研究，有針對性地選擇和優化脫硫工藝。積極推動污染控制成本低、能源和資源消耗少、副產品能有效利用、二次污染小的脫硫工藝技術的研發和試點示范，加大對擁有自主知識產權的煙氣脫硫技術和設備產業化的扶持力度。根據技術發展狀況的變化情況，及時發布鼓勵、限制、淘汰的煙氣脫硫工藝技術路線和設備的指導性文件，促進技術水平的不斷提高。進一步推動煙氣脫硫副產品綜合利用工作。組織建材、農林、電力、科研等部門對脫硫副產物，尤其是脫硫石膏的綜合利用進行深入研究，提出各種利用途徑的指導性意見。組織實施脫硫副產物綜合利

20、用示范工程，適時出臺脫硫副產物綜合利用強制性措施和相關的優惠政策。繼續整頓煙氣脫硫市場。根據國家有關法規，不斷完善煙氣脫硫產業市場準入制度，加強市場監管；規范脫硫工程招投標文件的編制、完善評標方法、加強對招投標全過程的監督，打破地方和行業（企業）保護，維護一個開放、有序、公平競爭的煙氣脫硫市場環境，促進公平競爭。（四）充分發揮政府、行業組織和企業的作用。燃煤電廠二氧化硫控制是一項巨大且具有長期性的系統工程，必須充分發揮政府、企業、行業組織的作用，確保認識到位、責任到位、措施到位、投入到位。政府部門要堅持依法行政，確保政策落實到位。加強對煙氣連續監測系統的管理，對煙氣脫硫設施進行有效監測和監督，

21、依法對超標排放企業加大處罰力度。發揮行業協會等中介組織的作用，建立有效的中介服務體系和行業自律體系。加快制訂和完善脫硫技術規范，通過對煙氣脫硫設施的先進性、可靠性、經濟性、本地化率等的后評估和行業技術協作和交流機制，不斷完善技術路線，促進脫硫設施的安全、穩定運行。電力企業是實施重點脫硫工程的主體。各電力企業要依法并按照規劃的要求制訂詳細的資金、治理方案計劃，加快技術改造步伐。對于已經建成的脫硫設施，要提高投運率，確保穩定連續運行。六、現有燃煤電廠“十一五”煙氣脫硫重點項目單位：萬千瓦序號電廠名稱合計20062007200820092010總計13660.45760.53747.42874.61

22、277.90國家電網公司736.85224184246.858201馬頭發電廠4401×221×22002秦皇島發電公司70002×201×3003天津大港發電廠3號32.85001×32.85004天津軍糧城發電公司802×2002×20005山西神頭第二發電廠1001×501×500006河南焦作電廠6601×221×221×2207元寶山發電公司6001×600008湖北襄樊發電公司60001×301×3009湖南益陽電廠602×

23、30000010寶雞第二發電廠60002×300011寧夏大壩發電廠601×301×3000012徐州電廠442×220000華能集團公司1762.4780309.4503170013德州電廠13202×6600014威海電廠600002×30015辛店電廠452×22.5000016日照電廠702×35000017淮陰電廠442×22000018南京電廠64002×320019南通電廠140.42×351×35+1×35.400020石洞口二廠1202×

24、60000021石洞口一廠1222×301×30+1×3200022大連電廠140002×352×35023丹東發電廠35001×350024營口發電廠64002×320025包頭第二熱電廠20001×200026海渤灣電廠402×20000027達拉特電廠662×33000028豐鎮電廠80002×202×20029福州電廠140004×350030上安電廠1302×3002×350031沁北電廠1202×60000032楊柳青電廠6

25、02×30000033海南?？陔姀S502×12.52×12.500034榆社電廠2002×10000大唐集團公司1811.9977.5434247153.4035陡河發電廠11502×12.5+2×252×200036馬頭電力公司2001×2000037張家口發電廠2402×302×302×302×30038河北下花園發電廠400002×10+1×20039首陽山電廠6002×3000040洛陽雙源熱電廠332×16.5000041信陽

26、華豫電廠602×30000042三門峽華陽電廠602×30000043許昌龍崗電廠7002×3500044 大唐安陽發電廠20002×100045華銀金竹山電廠5002×12.52×12.50046石門電廠602×30000047株州華銀火力發電公司622×31000048大唐耒陽發電廠102002×21+2×300049陽城國際發電有限責任公司702×35000050神頭發電公司1002×50000051淮南洛河電廠1242×302×32000

27、52托克托發電公司1202×60000053盤山發電公司1202×60000054連城電廠602×30000055蘭西熱電28.40002×14.2056徐塘電廠602×30000057韓城二電廠6001×6000058韓城發電廠12.51×12.5000059灞橋熱電有限責任公司250002×12.5060高井熱電廠202×10000061合山電廠202×100000華電集團公司9345579618299062華電國際鄒縣發電廠1202×60000063華電國際萊城發電廠600

28、60;2×30 064山東濰坊發電廠662×33000065華電國際十里泉電廠602×30000066華電章丘發電有限公司292×14.5000067滕州新源熱電有限公司302×15000068華電蒲城發電有限公司13202×3302×33069中國華電集團公司內江發電總廠402×20000070華電黃桷莊發電有限公司402×20000071中國華電集團公司宜賓發電總廠202×10000072湖北西塞山發電有限公司66001×331×33073黃石電廠20001&#

29、215;200074華電戚墅堰發電有限公司44002×220075華電揚州發電有限公司221×22000076鐵嶺發電有限公司602×30000077華電清鎮發電有限公司402×20000078上海華電電力發展有限公司望亭發電廠3001×3000079華電葦湖梁發電有限責任公司25002×12.50080中國華電集團公司云南昆明發電廠202×10000081石家莊熱電有限公司104×2.50000國電集團公司1355.6516.6312167360082聊城電廠1200002×60083菏澤電廠60002

30、×300084外高橋二廠1800002×90085邯鄲熱電廠402×20000086衡豐電廠601×301×3000087灤河發電廠202×10000088北侖第一電廠1202×60000089諫壁發電廠901×302×3000090天生港發電廠27.62×13.8000091凱里發電廠502×12.52×12.500092安順電廠602×30000093太原第一熱電廠3001×3000094大同第二發電廠6003×2000095石嘴山第二電廠6

31、602×3300096大武口發電廠222×11000097荊門熱電廠201×20000098湖北漢元發電有限公司600002×30099九江電廠701×3501×3500100陽宗海電廠402×200000101小龍潭發電廠2002×10000102蘭州熱電公司22002×1100103靖遠一電廠2101×21000104朝陽發電廠40002×2000105川投白馬電廠201×200000106華鎣山電廠10001×1000107永福發電有限公司272×1

32、3.50000中國電力投資集團公司1033.4478303152.41000108神頭第一發電廠802×202×20000109漳澤發電廠4202×21000110河津發電廠702×350000111姚孟發電公司12101×30+1×312×3000112東方發電公司70002×3500113外高橋發電公司6002×30000114吳涇發電有限公司600002×300115楊樹浦發電廠22.4002×11.200116安徽淮南平圩發電公司1231×60+1×6300

33、00117常熟發電公司1202×302×30000118阜新發電公司402×200000119撫順發電廠4002×20000120清河發電公司400002×200121重慶白鶴電廠602×300000122貴溪發電有限公司602×300000123南昌發電廠252×12.50000神華集團436027616000124三河電廠7002×35000125盤山發電公司10002×50000126綏中電廠160002×8000127準格爾能源有限公司二期6602×33000128國

34、華神木發電有限公司2002×10000129準格爾能源有限公司2002×10000北京能源投資（集團）有限公司40400000130北京京能熱電公司402×200000華潤能源開發有限公司18012060000131江蘇彭城電廠6002×30000132湖北蒲圻電廠602×300000133湖南華潤電力鯉魚江公司602×300000山西國際電力公司1701700000134陽光發電公司1204×300000135河坡發電有限公司302×10+2×50000136柳林電力有限公司202×10000

35、0山東魯能集團公司233.5210.523000137河曲電廠1202×600000138聊城熱電公司512×142×11.5000139萊蕪電廠37.53×12.50000140臨沂電廠252×12.50000上海申能集團公司1200120000141吳涇第二發電公司12002×60000江蘇國信集團公司1314487000142鹽城發電公司2702×13.5000143新海發電公司442×220000144揚州第二發電公司6001×60000安徽省能源集團公司1200606000145皖江發電公司60

36、002×3000146淮北國安電力公司6002×30000浙江省能源集團公司66531211324000147北侖發電有限公司1803×600000148嘉華發電有限公司240004×6000149溫州發電有限公司2702×13.5000150溫州特魯萊發電公司662×330000151鎮海發電有限公司8604×21.5000152臺州發電廠662×330000廣東省粵電公司47939485000153韶關電廠4002×20000154湛江電廠1204×300000155茂名熱電廠2001

37、15;20000156云浮市火力B廠272×13.50000157云浮市火力發電廠252×12.50000158梅縣發電廠B廠2502×12.5000159沙角A電廠901×30+3×200000160沙角C電廠1322×660000深圳能源集團公司1301300000161媽灣電廠602×300000162沙角B電廠702×350000貴州金元電力集團公司34410412012000163習水電廠544×13.50000164黔北發電總廠1704×12.52×302×300

38、0165納雍發電一廠12002×302×3000廣西投資公司25250000166來賓電廠252×12.50000國投電力公司18060060600167國投曲靖發電公司120002×302×300168北部灣發電有限公司602×300000其他2772.75617.91165736.35253.50169河南新中益發電有限責任公司4201×20+1×22000170河南省建投鴨河口發電公司7002×35000171鶴壁萬和發電公司442×220000172焦作愛依斯萬方電力有限公司252×12.50000173河南伊川第二電廠2502×12.5000174南陽方達發電有限公司2502×12.5000175河南禹州電廠7002×35000176豫能焦作電廠440002×220177周口隆達電廠2502×12.5000178商丘裕東發電有限公司60002×