我国的能源消费以煤为主，1995年煤炭产量为12.8亿t。预测到2010年、2020年，我国煤炭产量将分别达到14亿t、23亿t和30亿t。煤炭在为工农业生产和人民生活提供丰富能源的同时，也成为我国环境污染的主要污染源。
燃煤电厂是煤炭的主要用户，由于电能在使用上有比其它能源有无可比拟的优越性，以及从节能的观点出发，应从能源发展战略上考虑将供各种工业和生活锅炉及民用所消耗的煤转化为电能，逐步达到先进产煤国家80%的煤用于发电的水平。据统计，1991年全国SO2排放量1622万t，燃煤电厂排放460万t，占排放总量的28.4%。1995年全国SO2排放量达到2 370万t，燃煤电厂排放的SO2约占排放总量的30%。2000年，预计燃煤电厂煤消费量为5.4亿t，预测排放SO2量为1100万t，全国预测SO2排放总量为2163万t，燃煤电厂排放SO2占总排放量的50.86%。
燃煤电厂带来的大气污染问题是我国可持续发展必须解决的一个现实问题，因此，燃煤电厂的发展要和环境保护密切结合，加快开发煤炭洁净燃烧技术，积极开发可替代煤的清洁能源，例如，核电、水电、太阳能、风能、地热能及生物质能等，特别是发展水电和核电，将会对减少SO2排放作出较大贡献。
二氧化硫的治理可分为燃烧前、燃烧中和燃烧后进行三大类。燃烧前是指对燃料进行处理，如洗煤、气化、液化等；燃烧中是指炉内脱硫，如流化床燃烧脱硫、炉内喷钙脱硫、型煤固硫和利用脱硫添加剂等；燃烧后脱硫即指烟气脱硫，目前国内外采用的脱硫技术中，主要采用的方法仍然是烟气脱硫。
发电用原煤在我国原煤消耗中的比例在1986年之前大致占20%，目前已增加到30%，估计2010年可达40%。发电用煤几乎都是采用煤粉燃烧方式，因为煤粉燃烧方式能使燃烧效率达到98%～99%以上，设备投资相对较小，对煤种适应性强，技术上成熟。
二、脱硫的费用
为了使燃煤发电产生的二氧化硫总量得到控制，就必须对位于酸雨控制区、二氧化硫污染控制区的燃煤电厂，逐步安装脱硫设备。
根据电力工业发展
规划，2000年火电装机容量将达2亿kW，年用煤量将达5.4×108t，届时二氧化硫将达1100万t，预计将有1×107kW左右的机组要安装脱硫设备。1996年电力工业计划投资总规模为962.6亿元，完成大中型投产装机1281.49万kW，平均1kW的投资费为7511.6元。若以安装脱硫设备的投资占电厂总投资10%计，则1×107kW的机组安装脱硫设备需75.12亿元。如每年增加火电装机容量均为1×107kW，则每年增加脱硫设备的投资至少为75.12亿元。除增加脱硫设备的投资外，还有运行费用也很可观：如四川重庆珞璜电厂从日本引进的2×360MW的年运行费为4000万元，而且还使电厂的供电效率下降1个百分点，如以年运行6500计小时，折合为0.0855元/（kW.h）。因而对于发展中国家来说，石灰石/石膏法烟气脱硫系统往往是令人生畏地可望而不可及。即使以运行费用为0.05元/（kW.h），年运行6500小时，每年增加的1×107kW的火电机组的运行费用也高达32.5亿元。如将2000年年发电量1.4亿kW.h，按平均脱硫的运行费0.05元/（kW.h）计算，燃煤发电量为8千亿kWh时，脱硫的运行费就高达400亿元。
三、减少含硫气体排放的途径
1、逐步改变一次能源以煤为主的能源战略
中国、南非、波兰和朝鲜是当今世界上煤炭消耗比重超过70%的4个国家，其它3国正在改变其以煤为主的能源战略。我国在短期内改变以煤为主的能源结构是不可能的，也是不现实的。但从长远发展战略考虑，为了缓解燃煤带来的环境污染，提高国民经济运行的总体效益和人民的生活质量，应有计划有步骤的逐步改变一次能源以煤为主的能源战略。
大力发展水电、核电和风力发电等发电方式是改变以煤为主能源结构的必由之路。
我国水力资源蕴藏量为680 GW，可供开发的为380 GW，居世界首位。水电是无SO2排放、可再生的能源。
用核电来替代燃煤是减少SO2排放的有效途径，对目前人们最担心的核电安全问题，理论和运行实践证明是安全可靠的。中长期将成为我国的主要能源之一。从1980年到1986年，法国总发电量中核电的比例，由24%上升到70%，同期法国发电量增加40%，而SO2排放量减少56%，NOx排放量减少9%，烟尘排放量减少36%，大气质量有明显改善。
2、依靠科技进步，节能降耗，减少SO2排放
以300 MW、600 MW等大型、特大型机组为主，逐步淘汰低效高耗的中低压机组，如1 kW.h的煤耗2000年比1990年降低60 g标准煤，仅此一项可节约标准煤6 600万t左右，减少SO2排放量180万t。
3、煤炭的清洁使用和发展洁净煤技术
我国是一个以煤为主要能源的国家，即使再过半个世纪，煤炭在我国一次能源中的比例仍将不低于40%。因此，煤炭的洁净使用和发展洁净煤技术在未来我国可持续发展中将占有举足轻重的地位。我国是发展中国家，面临经济建设的任务很重，不可能拿出大量的资金用于环境治理。为此，发展洁净煤技术应遵循技术上的可行性与经济上的合理性。
此项主要有煤炭的洗选加工；工业与民用型煤；限制高硫煤开采与使用；煤炭气化、液化；水煤浆；循环流化床燃烧（CFBC）；煤气化联合循环发电（IGCC）；增压流化床联合循环发电（PFBC）等。
4、开发适合我国国情的烟气脱硫技术
5、大力
研究和推广有利于提高我国综合能源利用效率，如峰谷电价、冰蓄冷技术、抽水蓄能、超导电感储能等。
四、二氧化硫排放情况
电力工业是关系国家经济命脉和国家安全的基础工业，同时也是二氧化硫的排放大户。从近五年的发展趋势来看，燃煤电厂二氧化硫排放占全国工业二氧化硫排放的比例由1998年的41.6%上升到2002年的54.9%。因此，严格控制燃煤电厂二氧化硫排放对实现全国二氧化硫总量控制目标至关重要。
据统计，2000年我国发电装机容量和发电量均居世界第二位，但是，我国人均拥有发电装机只有0.25千瓦，人均发电量只有1078千瓦时，均不到世界平均水平的一半，仅为发达国家的1/6-1/10。2005年，预计燃煤电厂装机容量将从2000年的2.38亿千瓦增加到3.23亿千瓦；到2020年，全国总装机容量将达9亿千瓦左右，火电装机容量将达6亿千瓦以上。
我国能源资源以煤炭为主，在未来相当长的时期内，以煤炭为主要能源的格局不会改变，煤炭消耗量将持续增长。电力
行业是燃煤大户，“十五”乃至更长的一个时期内，随着经济的发展，社会对电力的需求将稳步上升，在电源结构方面今后相当长的时间内将继续维持燃煤机组的基本格局，火电耗煤占煤炭消费量比例也将逐步增长。
据统计，2001年和2002年全国燃煤电厂二氧化硫排放量分别为810万吨、654万吨和666万吨，占全国排放总量的40.6%、35.3%和34.6%。但截至2002年底，我国二氧化硫排放总量达到1927万吨，大大超出了环境自净能力，造成我国近1/3国土酸雨污重，燃煤电厂二氧化硫排放量占全国排放总量的34.6%，达到666万吨。按照目前的排放控制水平，预计到2005年，火电排放的二氧化硫将达到1186万吨（按燃煤平均合硫率0.9%核算），要实现《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》和《国家环境保护“十五”计划》提出的到2005年“两控区”二氧化硫排放量比2000年减少20%，全国二氧化硫排放量比2000年减少10%，电力
行业二氧化硫排放量比2000年削减10%-20%的目标，我国火电大气污染物的排放控制将面临相当大的压力。
一、电力工业向高效环保型过渡
随着浙江国华二号机组的正式运行，中国电力装机突破5亿千瓦，它标志这中国电力工业发展进入一个新的里程碑。在日前举行的电力装机突破5亿千瓦揭牌仪式及庆典活动上，中电联理事长赵希正表示，中华人民共和国成立初期，中国发电装机仅为185万千瓦，随着中国国民经济的快速增长和人民生活的不断提高，中国电力工业进入快速发展时期，2003年，电力工业新增装机3480万千瓦，2004新增装机5100万千瓦，2005年新增装机超过6000万千瓦，年发电量预计达2.4万千瓦时，中国电力装机容量及发电量稳居世界第二位。据了解，中国在大力发展电力工业的同时，注重高效环保安全节能，向节煤节水低排放高效率环保型发展，随着产业技术不断升级，全国火电单机装机容量由十年前的10万千瓦、20万千瓦为主，上升到现在的30万千瓦、60万千瓦为主。
到今年年底，30万千瓦及以上机组占火电装机容量的42%。与此同时，作为清洁的可再生能源，中国水电用电得到迅速发展。目前水电装机容量突破1亿千瓦，占全国电力总装机容量的1/4跃居世界第一位。火电、水电、核电和风电在电力总装机中的比重分别达到百73.7%、24.5%、1.6%和0.2%。预计，“十一五”期间，中国电力的大机组以及核电、风电的比重还会有较大的提高。
中国国家发改委在其官方网站上刊载文章称，中国电力工业已经进入大机组、大电网、西电东送、全国联网的新的发展阶段。电网运行基本实现了自动化、现代化管理。电力工业正向高效、环保、安全、经济的更高目标迈进。
文章称，中国电力技术装备水平不断迈上新台阶，火电主力机型从改革开放前的5万和10万千瓦，发展到30和60万千瓦；全国电网从省级电网发展到区域电网，并开启了大规模西电东送、南北互济、全国联网的新时代；主网架电压等级也从220千伏提升到500千伏，基本形成较为完备的330/500千伏主网架。
文章写到，三峡工程的建设标志着中国水电工程技术和装备技术达到了国际领先水平。以三峡至常州±500千伏直流工程建设为标志，中国直流输电工程处于世界前列，基本掌握了工程设计、施工、调试技术。西北750千伏电网示范工程启动，为更高电压等级的电网建设奠定了基础。
在超临界、超超临界、环保型火电机组以及燃气轮机等方面，加大了技术开发和技术引进的力度。60万千瓦级超临界火电机组国产化依托工程的建设，以及燃气轮机发电设备和抽水蓄能电站设备对外打捆招标等，为中国电力设备制造业的技术进步创造了条件。
二、电力环保：不能不做的大文章
目前我国火力发电及供热用煤占全国煤炭总产量的51%，产生的灰渣约占全国的70%，火电用水量占工业用水总量的40%，烟尘排放占工业排放的33%。
电力短缺是当前一大社会热点。其实，电力对环境的压力同样是需要社会关注的大问题。
近20年来，我国在电力环境保护方面做了大量工作，中国电力企业联合会提供的数据表明：从1980年到2003年的23年间，尽管火电装机容量增加了5.2倍，但烟尘排放总量基本持平；供电标准煤耗每千瓦时由448克下降到380克，与1980年的指标相比，2003年电力
行业相当于年节约标准煤1.2亿吨；与上世纪90年代中期相比，每千瓦时发电量二氧化硫排放量下降了20%左右。
但是，从全局和长远看，电力对环境的压力仍然巨大。据统计，目前我国火力发电及供热用煤占全国煤炭总产量的51%，产生的灰渣约占全国的70%，火电用水量占工业用水总量的40%，烟尘排放占工业排放的33%，二氧化硫排放占工业排放的56%。电力是名副其实的排放大户。
与发达国家比较，当前我国电力
行业的污染控制水平仍然比较低，如烟气脱硫的容量不到火电机组的10%（美国约为40%），供电煤耗与世界先进水平仍然相差约50克每千瓦时。
由此可以看出，我国的环境质量要想整体改善，电力
行业进一步提高环保指标是大有文章可做的。而且到了2020年，我国燃煤机组容量将再增加一倍，达到6亿千瓦左右，如果再不抓紧进行环保改造，电力对环境的压力将日益凸显。
2、电力企业缺乏降低排放的积极性
作为专门从事和
研究电力环保及资源节约方面的专家，中电联环保与资源节约部部长王志轩认为，环境问题可能会成为制约电力发展的主要因素，甚至是永恒制约因素，不解决这个问题，电力难以实现可持续发展。
但是，现实的情况却是，目前多数电力企业在效益与环保两者之间依然是更注重前者，普遍对电厂应该承担的环保社会责任缺乏积极性，更谈不上紧迫性。
比如，当前电力环保最紧迫的是解决二氧化硫的排放控制问题。目前，电力企业的二氧化硫排放量已经占我国排放总量的一半多，随着火电厂建设步伐的加快，电力排放二氧化硫的比例将越来越高。然而，火电厂控制二氧化硫排放的费用较高，据专家计算，一台30万千瓦机组的脱硫装置不仅平均约需投资1亿元，而且年运行费用高达2000万元。投资和运行的高成本，影响了企业对二氧化硫排放治理的积极性。据某发电设备制造商透露，近三年来他们提供的上千万千瓦的发电机组中，配套脱硫设备的只有两台机组。更不乐观的是，据他们跟踪调查，这仅有的两套设备还几乎没有使用过，基本成为摆设。
火电厂对脱硫的态度尚且如此，对更高的如除尘标准、氮氧化物排放控制、电厂灰场的扬尘、灰渣综合利用问题、水电建设的生态保护、输变电建设的电场和磁场及电磁场的影响、城市电厂的噪声超标等环保问题，也就更难引起真正足够的重视。
从某种意义上，只有发电企业通过各种手段，消化掉环保的投入和运营成本，企业才能长远地尽到环保的社会责任和义务，电力环保问题才能根本改善。
3、电力环保要综合治理
针对电力
行业的环保压力和企业环保意识的现状，有关专家认为，要彻底解决问题，必须进行综合治理。
首先，必须完善与电力环保相关的法律法规。我国有关环保、资源节约、清洁生产方面的法规不少，但其间的系统性、配套性不够。如1998年以来，仅国家层面就出台了30多个与控制火电厂二氧化硫排放相关的法规、政策和文件，这些文件本身存在相互交叉、矛盾的现象。法规的混乱直接影响到脱硫工作的执行。
其次，要出台优惠的财政、金融、税收政策以及合理的电价政策，形成国家、社会和企业共同治理电力污染的局面。据专家介绍，对于火电厂脱硫，目前国家对新建电厂已明确了电价政策，同时，也利用国债贴息补助建设了示范工程，促进了火电厂脱硫产业化。但就全国而言，大部分需要脱硫的现有电厂还没有明确的电价政策，建设资金筹措和运行费用都没有解决。此问题不解决，大量老电厂二氧化硫排放就难以降低。
此外，电力工业自身也要依靠科技进步，努力降低煤耗。而政府则要鼓励企业积极开发新技术，采用高效节能、节水机组，提高单机容量。从某种意义上说，只有发电企业通过各种手段，消化掉环保的投入和运营成本，电力环保问题才能得到根本解决。
三、中国火电环保建设的最新成果
广东国华粤电台山发电公司1号燃煤发电机组烟气脱硫工程经过168小时试运行后，日前正式投入商业运营。作为我国首台60万千瓦燃煤发电机组石灰石湿法脱硫工程，它的成功投运标志着我国火电厂环保建设迈上了一个新台阶。该工程由北京博奇电力科技公司承建，试运行期间脱硫效率达到96%以上。
我国烟气脱硫工程已投入运行的火电厂装机容量日前只有510.5万千瓦，仅占全国火电厂装机容量的2.1%。为了控制日益严峻的二氧化硫大气污染，国家环保总局在2002年批准发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，提出新建、扩建和改建燃煤电厂，必须在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，以满足二氧化硫排放总量控制的要求。
结合我国实际情况，北京博奇电力科技公司以台山电厂和定州电厂两个项目为依托，从日本引进了千代田CT—121鼓泡塔和川崎重工喷淋塔湿法脱硫技术。台山电厂选用的CT—121鼓泡塔湿法脱硫技术被美国《能源》杂志称为“开创了洗涤脱硫技术的新纪元”，其脱硫效率根据用户需要可达到99%。该技术首次在我国成功应用，为未来脱硫领域的技术选型和扩展提供了可对比的技术指标和运行数据，对我国脱硫市场的成熟起到了有力的推动作用。该工程模型已被国家电力科技展示中心收藏。
以新技术的应用和推广壮大实力，目前北京博奇电力科技公司已培育出一大批高素质的专业和管理人才，在两年多的时间里发展成为具有系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理综合服务能力的一流环保高科技术企业。承接了21台60万千瓦等级和2台30万千瓦等级的脱硫项目，居国内60万千瓦机组烟气脱硫市场占有率第一位。
四、我国电厂脱硫技术应用现状
我国是一个以煤炭为主要能源的国家，约占全国一次能源总产量的74%，在相当长的时间内燃煤火力发电仍将在我国发电领域占主导地位，由于燃煤电厂所排放的烟气中含有大量的二氧化硫和粉尘，对环境造成污染。1996年国家环保局颁布修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB-1996），对二氧化硫排放浓度及排放量提出了较严格的要求，1998年国务院批文确定了酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的划定范围及控制目标，并对今后新建、改造电厂凡燃煤含硫量大于1%的必须建立脱硫设施，现有电厂亦要分期分批建立脱硫设施或采取其他具有相应效果的减排二氧化硫措施。
目前我国已采用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有以下几种：
1、湿法脱硫技术
它是目前世界上应用最多，技术最为成熟的脱硫方式，具有脱硫效率高（可达90%以上），适用范围宽，吸收剂利用率高等优点。缺点是投资大，运行费用高，并有腐蚀、结垢等问题，湿法脱硫技术中以石灰石——石膏法最为常用。我国现已投入商业运行的最大容量烟气脱硫装置为重庆珞璜电厂一期工程2×360MW机组全容量湿法烟气脱硫装置，由日本三菱公司设计并供货，1992年投运。现二期2×360MW机组亦已安装完毕，正逐步投运中。此外使用石灰石——石膏湿法脱硫技术的还有北京第一热电厂2×100MW级锅炉、重庆电厂2×200MW和浙江半山电厂2×125MW机组。由于我国对该技术
研究开发较晚，目前尚依赖进口，现正进行设计技术的引进、吸收和消化工作。
2、旋转喷雾干燥法脱硫技术
这种技术属于半干法烟气脱硫技术，多数采用旋转喷雾器，用生石灰作为吸收剂，利用喷雾干燥的原理，将石灰浆液以雾状形式喷入吸收塔内，吸收剂雾粒在与烟气中的二氧化硫发生化学反应过程中，又不断吸收烟气中的热量使雾粒中水份蒸发干燥，最后完成脱硫后的废渣以干态灰渣形式排出。我国在八十年代初在四川白马电厂建立了一套处理烟气量70000m³/h（相当于25MW）旋转喷雾半干法烟气脱硫中试装置，于1991年投运至今，各项技术指标均满足设计要求。1993年与日本合作，在山东黄岛电厂搞了一个旋转喷雾半干法脱硫项目示范工程。处理烟气量300，000 m³/h，脱硫效率大于70%（钙硫比1.4），已于1999年2月通过了国家电力公司的验收。现在我国已基本掌握了半干法烟气脱硫工艺的设计和设备制造技术。具备了设计、制造100MW级机组烟气脱硫技术的能力。
3、炉内喷吸收剂加尾部增湿活化脱硫技术
为寻求有中等脱硫效率、投资和运行费较低的工艺，提出这种工艺方法。通过直接在炉内喷吸收剂（石灰石）脱硫，节省设备，为了克服喷吸收剂后，烟尘比电阻升高，影响除尘效果及脱硫效率不够高的弊端，芬兰IVO公司开发了炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫技术，即在锅炉尾部烟道上安装活化反应器，将烟气增湿，延长滞留时间，使剩余的吸收剂和二氧化硫发生反应。提高脱硫效率。我国现已在江苏下关电厂安装一套由芬兰IVO公司生产制造的125MW设备，投入运行。
4、海水烟气脱硫技术
这是一种投资省、运行费用低，易管理的脱硫工艺，脱硫效率达90%以上，因而已在国外建成了20多套装置，它适用燃煤含硫量不高，并以海水为循环冷却水的电厂。作为试点我国已在深圳西部电厂2号300MW机组安装一套由挪威引进的300MW机组海水脱硫装置，1998年底已投入运行。福建漳州后石电厂2台600MW机组海水脱硫装置，由日本富士公司承包，现正在建设中。
5、电子束烟气脱硫技术
这是一种不产生二次污染并能实现资源综合利用的脱硫技术，主要特征为：（1）能同时脱硫、脱硝，脱除率分别可达90%和80%以上，而目前任何一种其它方法一次只能脱除其中一种。影响脱硫、脱硝的主要原因是辐射剂量和烟气湿度；（2）处理过程为干法，不产生需进一步处理的废水、废渣；（3）副产品硫铵、硝铵可作为化肥使用；（4）流程简单、运行可靠、操作方便、无堵塞、腐蚀和泄漏等问题，对负荷变化的适应能力较强；（5）处理后的烟气可直接经烟囱排放。本工艺由烟气冷却、氨添加、电子束照射反应和副产品收集处理等部分组成，主要设备有冷却塔——冷却水喷射式完全蒸发型；反应器——卧式侧面3级照射方式；电子束发生器——800KV×2台；副产品回收装置——干式电除尘器；副产品处理装置——钢管干燥回转式冷却器（见图1）。该项技术最早由日本荏原公司开发成功，并和我国合作，在成都热电厂一台200MW燃煤机组（对其一半烟气量进行处理）上建立了电子束脱硫工业示范装置。现已投运。
此外，在山西太原市第一发电厂还建立了一套200MW级烟气量的简易湿法脱硫装置，其他还有许多烟气脱硫装置正在招标或审查批准中。如广东粤连电厂，石洞口电厂，赣城第二发电厂等。现将已建或在建的主要脱硫项目列在下表中。
已投入运行及正在建设的主要脱硫项目
五、国外脱硫技术在中国畅销
目前国外脱硫技术仍是国内脱硫装置的主要技术来源。安装脱硫装置会给企业增加负担，削弱其竞争优势，如有更多合乎要求的国产设备应用到脱硫装置中，就能有效降低脱硫工程的造价，减轻燃煤电厂安装脱硫装置的生产成本.
中国酸雨污染日益严重，已引起中外环保企业的关注。由国家环境保护总局和科技部联合主办的“2004中国国际脱硫脱硝技术与设备展览会暨技术研讨会”日前在北京拉开帷幕。会议的主题是中国酸雨污染的防治。
最新调查显示，中国是世界耗煤第一大国，煤炭消费量占一次能源消费总量的70%左右。而且煤的含硫量偏高，主要用于火力发电燃煤锅炉。由于大部分火电厂未对燃煤排气中的二氧化硫、氮氧化物采取措施脱除，因此造成对环境的污染越来越严重。成为国民经济和社会可持续发展的制约因素之一。专家估计，中国酸雨污染的年直接经济损失超过1100亿元，占国内生产总值的2%至3%。
在展会上，加拿大康世富科技环保有限公司是国际上少数拥有成熟脱硫脱硝技术企业之一。该公司副总裁柯林-莱恩先生说，“康世富来了世界领先的可再生胺液脱硫技术，希望康世富技术能为中国的酸雨防治和绿色GDP助一臂之力”。他表示，与目前通用的石灰石-石膏法相比，康世富技术具有脱硫效率高（99%以上）、投资合理、综合运营成本低、占地少、节水节能、脱硫胺液可循环使用7至10年、无二次污染等优点。他相信，这个技术进入中国后，很快能找到合作伙伴。
据悉，中国政府近年来颁布了控制二氧化硫及氮氧化物排放的相应标准，最近又制订了一系列诸如火电厂同步安装脱硫设施、提高脱硫电厂上网电价、提高排放收费标准、重点排放
行业试行排放许可证制度等，使排放治理工作取得了成效，但与发达国家相比仍有一定差距。本次会议共吸引了300多个中外设备技术厂家，是一个很好的技术合作交流机会。
尽管2004年的产销都创造了企业的历史新高，尽管到2006年也不一定能完成预定的生产任务，但像济南锅炉集团、济南重工股份公司这些正在为电站配套项目而消化着订单的企业却并没有感到轻松，而是纷纷开始寻找新的发展途径，另攀高枝。
1、从电站配套到电厂脱硫的攀越
这些企业探求新途的动作始于2004年年中，国家宏观调控的政策使他们嗅到了一种不安的气息，而2004年国务院32号文件的发布证实了这种不安并非空穴来风。接踵而来的2005年1月18日国家环保总局叫停30个违规建设项目，这些都给国内电力建设市场2005年甚至更长时间定了调子。一些行动快一拍的电站配套设备制造企业在暗自庆幸之余，目光都落到了电力环保尤其是电厂脱硫这根结实的树枝之上。
2003年7月1日颁布执行的《排污费征收使用管理条例》对二氧化硫排污费的交纳做了明确规定，全国各大中型电厂如果不尽快上马烟气脱硫装置以减少硫化物的排放将会受到重罚。根据这项条例的限制和国内环保检测力度的进一步加大，在未来数年内，至少有4000万千瓦以上火电装机容量需安装烟气脱硫装置。国家环保总局对电厂环保的强硬态度更使得这块大市场有了稳定的政策支撑，剩下的问题就是电站配套设备制造企业如何以巧妙的角度切入这块业务，毕竟争抢这块“肥肉”的也是强手如林。
2、从“出口”出手
济南重工股份公司是从控制二氧化硫的“出口”入手的，瞄准的是火电厂煤粉燃烧后烟气脱硫必备的湿式球磨机。公司董事长王伯之判断，我国烟气脱硫国产化的目标是，到2005年末湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上，到2010年，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%，而全国用于烟气脱硫的投资费用将达到3300亿元，每年投入资金约470亿元，用于发电厂烟气脱硫的资金约280亿元，其中设备费用每年约90亿元，制浆系统的设备费用近7亿元。制浆系统设备中球磨机的价值占45%左右，每年市场需求约3亿元。
市场定位准了，企业自身有无与市场对接的能力就成为关键。济南重工由于以前产品定位不准，每次遇到国家宏观政策调整就会显得有些无所适从，但是这次却从容了许多，王伯之将原因归为两条，首先是有成熟的产品和技术，其次是提前做了准备。
脱硫项目用湿式球磨机与目前济南重工主导产品钢球磨煤机、湿式球磨机的结构恰好相同，从磨煤机转为脱硫用球磨机从结构上和工艺上变化不大。公司主管该项目的市场开发部负责人陆洪书介绍说，2004年，济南重工仅在该产品上就实现销售收入4000万元，2005年估计将达到8000万元，以后每年至少在1亿元以上。这个产品的提前研制和适时推出使济南重工迅速切入脱硫业务获得先机。
3、从“入口”入手
与济南重工不同，济南锅炉集团从“入口”解决脱硫问题，因为济锅的主导产品循环流化床锅炉，只要在燃料中加入生石灰，便可从源头控制二氧化硫的排放，济锅找到了自己的比较优势。集团董事长仲联元认为，产品既具有节能环保特点，又符合国家发展建设标准，是企业的最佳选择。济锅虽然在研制节能环保产品循环流化床锅炉方面具有领先优势，但以前主要面向中、小型电厂用户，在中、小火电项目被划入受限之列后，实现循环流化床锅炉大型化以适应市场变化成为济锅的重要战略决策。
由于电站锅炉的交货期比较长，因此济锅在大型化产品的开发中并不显得匆忙。此前，围绕实现循环流化床锅炉大型化，公司已先期投巨资使产品全部实现CAD辅助设计。在自行研制的具有自主知识产权的、完全国产化的130t/h和240t/h高温高压循环流化床锅炉成功投运之后，又多次中标大型循环流化床锅炉设备，迈过了13.5万小火电机组的门槛，进入了大电站锅炉制造企业的行列。与此同时，小型循环流化床锅炉的出口力度也进一步加大。
与许多企业面对国家宏观调控束手无策相比，济南重工和济锅集团却在原领域内顺利地找到了自己的方向。没有对政策、市场和企业战略性、前瞻性的统筹
规划，要做到这一点是不可能的。
一、电荒与环保矛盾难平衡
据电力部门的统计显示，在所有的电能消耗主体中，工业企业用电最为突出。2004年，中国工业用电更是达到总用电量的78%，部分
行业的电费成本已成为继原材料、人工成本之后的第三大开支。资料显示，目前，中国经济总量在世界排名第7，而电力消耗却仅次于美国，居世界第二位。电耗过大已经成为企业发展面临的一个突出问题。
有专家指出，经济增长过快与电力建设滞后是导致电力短缺的一个重要因素，但是，能源的低效利用与单位产值的高能耗更是影响电力形势不可忽视的关键因素。据了解，目前，我国许多工矿企业使用的设备和工艺还是几十年前的老旧设备和工艺，工业产品能源的利用率只有32%—34%，有的甚至更高，这是造成“电荒”的症结所在。在多重因素的作用下，电荒已经成为阻碍经济发展的一大瓶颈。
要想从根本上改变能耗过快的现状，节电是关键。美国在节能上的一些做法与中国的做法不同，在美国加州，政府就通过自愿节能和一系列电力需求侧管理 DSM 政策和激励措施，帮助加州居民更加高效地用电。去年，加州政府只花费了8.5亿美元取得了570万千瓦削峰效益。花很少的钱却取得很高的收益，美国的做法或许会对缓解中国能源危机有一定的借鉴作用。
中国企业要想突破电能钳制，必须走节约电力、保护环境的可持续发展之路。但是，很多人对节能的认识停留在随手关灯或者是将水龙头拧紧这个层面，这还远远不够。其实，电能消耗过快的罪魁祸首是“待机耗电”和“电源污染”，而节电的关键就在于消除用电设备的这一部分消耗。
近年国内涌现的仅从事于节电器生产的厂家就有300余个。但产品基本上以变频器为主，它们只具有一般意义上的节电功能，变频器产生大量谐波污染，殃及系统中其他设备，使他们增加“殃及电耗”，因此企业经常是节电不省钱。而代表目前全球节能技术最高水平的复合式实时滤波、半导体瞬流控制、远程跟踪诊断技术等，在国内产品中很难看到。日前，中国节电市场明显呈现出技术支撑不足的局面。再加上整个节电产业没有衡量节电技术产生的节电率和节电效益统一认证以及欠缺规范性管理等原因，节电市场李鬼肆虐。
英福特节能科技2005年推出了几款新产品，其中Pyra mid9000为第三代更新产品，比起前一代产品除在节能效果和质量上有所提高外，还增加了集成式激活元件，使产品具有了热保险功能。另外一款产品是Superior A1系列，内置的微电脑能够对系统的运行进行监测，能够实时记录系统受到冲击的强度和次数。另外还有“需求侧电源监测管理系统”，其主机采用量子技术，硬件部分能够对整个企业的电能进行实时监测，软件部分可通过互联网对工况进行及时的深入
分析。
中国节电市场上企业技术已成为市场竞争的命脉所在，“保护知识产权，以技术出击市场”将成为中国节电市场的突出特征，中国的节电产业可能会遭遇一次重新洗牌。
二、影响火电脱硫项目进度的因素
用电频频告急，火电项目纷纷上马，由此带来的二氧化硫排放问题也越来越严重。为减少二氧化硫危害，国家要求电厂新上项目必须上马烟气脱硫设施，老项目也要限期治理。然而由于投资较大，目前火电厂脱硫设施的建设、运营情况并不理想。
1、火电脱硫项目建设进度缓慢
2004年江苏省列入省及国家脱硫计划的70多个火电厂项目中，总共还有34个至今未开工。“目前脱硫项目建设进度最慢的就是这些火电厂。”江苏省环保厅污控处有关人士坦言，列入该省“十五”计划的脱硫项目共121项，其中火电厂有70多个；在37个至今尚未动工的项目中，34个都是火电厂，其中包括不久前被国家环保总局点名的望亭发电厂和徐州发电有限公司。
据介绍，火电厂是二氧化硫排放量最大的“大户”，占了总量的近50%。按省政府要求，到2005年底，全省“两控区”内二氧化硫排放量比2000年减少20%，其他地区二氧化硫排放量减少10%。然而到2003年全省二氧化硫排放量达124万吨，与2000年相比，不但没有减少，反而增长了4万吨；虽然2004年的数据尚未统计出来，但从已掌握的资料来看，不会比上一年少。
2、二氧化硫污染危害不可小觑
据监测，随着用煤量的迅速增加，江苏二氧化硫排放量和酸雨发生率均呈增长趋势。目前已有徐州、无锡两座城市出现二氧化硫超标现象，而“九五”期间所有城市均在控制标准内；城市酸雨发生率也达到了三分之一，最严重的南通已超过60%，无锡、常州和南京等地紧随其后。
以无锡为例，近年来无锡地区空气中的二氧化硫浓度在逐年上升，2002年比2001年上升2%，2003年比2002年上升3.5%，2004年比2003年上升27%，年均值达到0.074毫克/立方米，首次超过国家二级标准。二氧化硫的增多带来了酸雨的增多，去年该市酸雨的频率已超过30%，酸雨造成GDP的损失达3%。
而据毒理学专家介绍，过量吸入二氧化硫会对人体造成不小的伤害。慢性二氧化硫中毒，表现为长期小剂量接触空气中的二氧化硫，会导致嗅觉迟钝、慢性鼻炎、支气管炎、肺通气功能和免疫功能下降等。急性二氧化硫中毒可引起眼、鼻、黏膜刺激症状，严重时可引起肺水肿、窒息、昏迷甚至死亡。1952年伦敦持续4天的“烟雾事件”，曾使4000多人死于二氧化硫。
3、三大因素绊住企业治污建设
据了解，江苏省在火电厂上马脱硫项目上给予了不少经济优惠：脱硫电厂上网电价每度提高0.015元；环保厅还拿出专项资金补贴企业建设脱硫装置，去年已拿出5000万元，这些举措在全国都走在前列。
为何在如此优惠的政策扶持下，火电厂还是行动迟缓？“一是认识问题，二是资金问题，三是政策问题。”江苏省环保厅污控处处长黄友璋认为，目前许多火电厂尚未意识到脱硫的重要性和紧迫性，而且建设脱硫设施的投入也确实比较大，同时一些优惠政策还不够明朗和到位，这些都影响了火电厂上马脱硫设施的积极性。当然，最关键的还是资金。
污控处副处长徐学农算了笔账，上马一个30万千瓦机组电力项目配套脱硫装置，差不多要1.2亿元，而且这钱花了并没有直接经济回报；另外，日常的运行费用也很高，处理1公斤二氧化硫的运行成本在35元，而目前企业缴纳的排污费每公斤仅6毛，因此，不少企业情愿“认罚”。
三、电厂脱硫障碍的原因
火电厂脱硫工作进展缓慢，是造成广东省酸雨污染未能得到有效控制的“罪魁祸首”。为防治二氧化硫污染，我国大气污染防治法规定，新建、扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施。在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内，属于已建企业超过规定的污染物排放标准排放大气污染物的，应当限期治理并罚款。2000年2月，广东省人民政府颁布实施的《广东省蓝天工程计划》也明确规定，全省范围内严禁新建单机容量小于12.5万千瓦的燃煤、燃油机组，在珠江三角洲地区和酸雨控制区城区、近郊区不再
规划布置新的燃煤、燃油电厂；对新、扩、改建燃煤含硫量大于1%或燃油超过规定的二氧化硫排放量的电厂，必须建设脱硫设施；现有使用燃料含硫量大于1%或超过二氧化硫排放总量的燃煤燃油电厂，要逐步配套脱硫设施或采用清洁燃烧技术。但是，纳入《广东省蓝天工程计划》的二氧化硫项目45项，到2001年底只完成了7项；其中，属电厂烟气脱硫项目23项，到2001年底只有深圳西部电厂4号机组和连州粤连电厂机组完成了烟气脱硫。全国最大的火电厂——东莞沙角电厂的A厂的5号机组，按省政府要求必须在2001年完成脱硫工程，却迟迟未上马。与此同时，一些大型火电新机组（许多未配套脱硫设施）相继上马，使二氧化硫排放总量进一步增大。如果不采取有效措施，广东省酸雨控制区二氧化硫排放量到2005年还将增加48万吨/年，实际排放量将达到139万吨/年，远远超过《国家环境保护“十五”计划》规定的80万吨/年的指标。
四、火电厂脱硫的几点困难
一些火电厂对脱硫治污工作重视不够，仍存在等待观望情绪，这是导致广东省火电厂脱硫治污工作进展缓慢的主观原因。脱硫工程投资巨大，对于火电厂来说又几乎无经济效益，火电厂自然不愿干；另外，许多火电厂还抱着“电老大”的思想，要上脱硫工程就要等上面拨款，等环保治理资金，否则不干。对此，广东省人大副主任张凯指出，火电厂必须端正思想认识，依法脱硫治污。因为脱硫治污虽然投资巨大，但是等到污染对环境的危害到了“积重难返”的时候再来治理，要花费更大的代价，并且难以恢复环境原状，因此，国家必须引导企业走经济与环境协调发展之路。事实上，脱硫治污也不再是企业愿不愿意的事，而是贯彻执行国家法律和政策的行动。为维护国家法律和政策的权威，该治理的就必须治理，特别是要贯彻落实国家的
产业政策，淘汰污染严重的小火电机组，严格新、扩、改建排放二氧化硫项目审批，坚决反对低水平的重复建设。另外，当前火电
行业的效益仍然较好，如东莞沙角电厂A厂的税后利润约为5亿元，但因思想认识不到位，脱硫工作进展缓慢。张凯认为，根据“谁污染，谁负责”的原则，企业应当负治污责任。火电厂的脱硫成本必须自我消化，二氧化硫排污费也要有偿使用。
火电厂脱硫工程投资大、运行费用高、国产化水平低，是导致广东省火电厂脱硫治污工作进展缓慢的重要障碍。脱硫工程投资动辄数亿元（如深圳西部电厂30万千瓦机组和连州粤连电厂25万千瓦机组脱硫工程的投资均在2亿元），一些电厂的脱硫工程的成本甚至占了电厂总投资的1/3。按照《广东省蓝天工程计划》，全省重点工业污染源废气治理项目投资需要约39.326亿元（包括除烟尘、除粉尘项目）。其次，脱硫工程技术水平较高，国产化水平低，也造成了电厂脱硫工程投资巨大。目前，我国绝大多数已建的和在建的火电厂脱硫项目都是从国外引入，国内虽有清华同方、武汉凯迪等不少大型脱硫治污公司，但许多关键设备还依赖进口。因此，努力提升脱硫的科技水平、逐步实现设备国产化、降低成本，是推动电厂脱硫治污工作进展的必由之路。国家已把火电厂脱硫技术和设备国产化项目列入国家计委的国债项目。按照《广东省蓝天工程计划》，省政府将拨款3000万元用于火电厂脱硫脱氮设备国产化研制与开发。集中优势力量，积极
研究、开发和推广成熟、低廉、适合广东省省情的技术：石灰石——石膏法烟气脱硫、旋转喷雾干燥法烟气脱硫和建立一批相关的示范工程。如深圳西部电厂5号、6号机组续建工程中，配套的海水脱硫项目就要求必须国产化建设。
未能建立有效的激励和约束机制，是导致广东省火电厂脱硫治污工作进展缓慢的制度因素。广东省自1995年全面开征二氧化硫排污费以来，收费标准一直是0.15元/公斤。而实施二氧化硫排污费征收试点的其他地方多为0.20元/公斤，北京市目前的标准为1.20元/公斤。近年来的实际运行情况表明，现行排污费收费标准偏低，远远低于治污成本，电厂宁愿交排污费也不愿建设脱硫设施，治污的积极性未能调动起来。因此，按照“排污费高于污染治理成本”的原则，要不断完善排污收费制度，尽快提高二氧化硫排污费收费标准。另外，由于电厂实行竞价上网，电厂脱硫增加了成本，处于不平等的地位，有必要制定有利于推进脱硫的经济政策，为火电厂脱硫创造公平的竞争环境。据悉，为推动现役火电机组脱硫，国家拟制定优惠政策，包括制定不同地区发电环保折价标准、对电厂脱硫项目给予资金支持、争取脱硫电厂优先上网等等。
随着我国对电力工业发展计划的调整和《国家环境保护“十五”计划》的实施，预期到2010年我国火电厂的装机容量将超过5.6亿千瓦，此时，要达到电力
行业到2005年SO2排放量比2000年削减10～20%的目标，这就要求：燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配置烟气脱硫设施；新、扩、改燃煤电厂应在建设的同时，配置建设烟气脱硫设施，实现达标排放。
烟气脱硫是国际上广泛采用的控制SO2的成熟技术，也是我国控制燃煤电厂SO2排放的主要途径。为使燃煤电厂锅炉配置的烟气脱硫工程在建设时有章可循，并在使用中发挥出应有的效能，国家环保总局科技标准司与污染控制司要求中国环保产业协会在组织编制火电厂“石灰石——石膏法”和“烟气循环流化床法”烟气脱硫技术规程的同时，对我国火电厂烟气脱硫技术和装备的发展情况开展调查。调查报告认为，当前在火电厂烟气脱硫
行业发展中存在以下主要问题。
1、多头重复技术引进的现象甚为普遍，并有继续发展之势。
此次共调查了我国18家单位的技术引进情况，结果发现有17家脱硫工程公司分别从日本、德国、美国、意大利、奥地利等国的12家公司中引进了石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫技术。在引进的这些技术中最主要的区别是吸收塔型式和内部结构的不同，如喷淋塔、带托盘的喷淋塔、液柱塔、鼓泡塔等，而就其工艺和性能来说大致是相同的，主要技术指标差异也不大。
2、缺乏拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术和一些关键设备的制造技术。
目前我国大型火电厂机组上所采用的烟气脱硫工艺技术都是从国外引进的。尽管有些从事烟气脱硫工程的骨干公司已向其他脱硫工程公司提供了技术支持，并具备独立完成30万千瓦及以下机组烟气脱硫工程的设计、施工、设备成套、调试等总承包能力，但从技术层面看，并不拥有自主知识产权。对设备的引进仅仅停留在购置设备上，没有引进设计和制造技术，致使一些关键的配套设备如湿法脱硫中的搅拌器、除雾器、真空皮带脱水机、干法脱硫中的斜槽调节阀及检测仪器中的传感件等制造技术国内尚未掌握，个别设备即使能生产，其产品质量、性能与国外同类产品相比也有一定差距。
3、以企业为主体的脱硫工程的创新体系尚未形成，自主研发的技术难以实现规模化生产。
目前我国烟气脱硫技术的开发力量，主要依靠专业院校和科研院所，由于受资金和生产场所等条件的限制，绝大部分自主开发的新技术仅停留在小试或中试阶段，难以投入大型火电厂机组烟气脱硫工程上应用。国内脱硫工程公司在近几年来业务上虽已取得较大发展，在资金、技术等方面也已具有一定基础，因忙于应付承接脱硫工程的实施，现有的技术力量尚未投入到技术开发工作去，对开发所需的资金未能做出适当安排，造成核心工艺技术和一些关键设备仍然依赖于国外公司的引进，限制了脱硫成本的进一步降低，同时，由于以脱硫工程公司为主体的技术开发和创新体系尚未形成，各公司采用工艺技术和设备只能沿用国外的，不但直接影响到我国烟气脱硫技术的发展，而且将价格竞争作为市场取胜的主要手段，最终只能是“赔本赚吆喝”，阻碍了企业和
行业的持续健康发展。
4、烟气脱硫国产化依托工程的落实有一定难度。
造成这个问题长期以来得不到解决的主要原因是：由于国产化依托工程需要不断地进行试验
研究、改进完善，又不能对用户带来直接经济效益，只有财力和人力的投入，用户大多不愿承担国产化的风险。另外，国产化设备往往没有经过实际应用，国产化设备在质量、性能、售后服务等方面存在一些问题，不同程度地挫伤了一些企业使用国产化设备的积极性，加之某些脱硫工程招投标工作中，要求需采购一定比例的国外设备，更加剧了国产化工程落实的难度。
5、公平、公开、公正竞争的烟气脱硫工程的市场环境尚在萌芽之中。
近二三年来电力
行业的烟气脱硫市场吸引了不少企业进入这个领域。从长远看，这对烟气脱硫技术和市场的发展是有利的，但其中不少公司为在竞争中分得一杯羹，在不具备技术力量和承接火电厂烟气脱硫工程资质的情况下，竞标中采用低于成本价方法来中标。有的地方和集团在招标工作中，不允许外地或非集团内脱硫公司进入；有的电厂采取各种限制，变相要求脱硫工程承建公司购置指定企业所提供的产品或者当地企业生产的产品。加之工程设计施工、设备成套、运行调试等方面无技术规范可循；工程造价无规范的核算定额，对标出的评估也有待规范等。上述问题亟待解决，以防止脱硫市场的无序、恶性竞争局面的进一步发展。
调查报告还指出，未来5～10年，火电厂烟气脱硫将处于大发展时期，不仅新建燃煤电厂需要安装烟气脱硫装置，对已建老的燃煤电厂的需求量也很大。随着我国加入WTO相关规则的实施，国外公司进入、抢占市场份额的趋势将会愈来愈激烈，为使在未来激烈市场竞争中不被淘汰并取得优势，希望国家有关部门支持一批烟气脱硫关键技术与设备国产化示范项目。应在政策上、资金上、项目上继续支持和组织实施30万千瓦燃煤机组石灰石——石膏湿法烟气脱硫完善化示范项目，重点解决工艺设计、设备成套化和运行规范化等问题，示范验证国产除雾器、真空皮带脱水机和循环浆液泵等在工程上的应用；组织实施60万千瓦燃煤机组石灰石——石膏湿法烟气脱硫国产化示范工程，形成独立完成工艺设计和设备成套化的能力；组织实施20万千瓦及以下机组烟气循环流化床脱硫、喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、氨法脱硫等不同工艺的国产化示范工程，重点解决具有自主知识产权的工艺技术，实现工艺技术和关键设备的国产化，验证不同工艺技术的应用范围和条件，为真正实现烟气脱硫产业化创造条件。培育和扶持有实力的脱硫工程公司。通过国产化示范项目的组织实施使脱硫工程公司在系统设计、设备成套、施工安装、调试和运行管理等方面逐步接近或达到国际先进水平，形成具有自主知识产权的工艺技术，成为燃煤电厂烟气脱硫产业化的龙头企业。
研究和制定避免脱硫技术和设备重复引进，建立脱硫市场公平竞争以及对承建国产化脱硫项目的公司给予鼓励和风险补偿的政策措施。加强对脱硫技术从国外引进的管理，避免多头重复引进与低水平引进。有关部门对脱硫工程进行全过程监督，试行工程后评估制度，对建成优质脱硫工程，并坚持长期可靠运行的电厂给予“脱硫费用进电价”政策，调动业主脱硫的积极性。制订切实可行的全国火电厂SO2控制与治理
规划，避免“一窝蜂”、“一刀切”，区别情况，分类指导，使脱硫资金发挥最大的投资效益。发挥中国环保产业协会及其下属的锅炉炉窑脱硫除尘技术专业委员会桥梁和服务作用，促进火电厂烟气脱硫
行业的有序竞争和共同发展。
第五节 电力环保今后发展对策
一、当今我国电力环保工作的要点
作为“环保风暴”刮吹的主要对象，电力企业在2005年的环保工作更加引人瞩目。日前，中电联公布了今年在电力环保与资源节约工作方面的重点工作。
中电联表示，将
研究现有电厂烟气脱硫成本对发电企业的影响，向有关部门提出报告，促进现有火电厂烟气脱硫的电价明确出台；
研究制定《电力
行业环境保护管理办法》；在政府指导下，建立火电厂烟气脱硫技术协作网，并积极推进火电厂烟气脱硫工程的后评估试点工作。
此外，中电联也将继续跟踪
研究《可再生能源法》、《水资源收费办法》、《排污许可证条例》等法律法规的制定情况，及时反馈
行业意见；完成国家发改委委托的电力清洁生产指标体系的
研究，并开展创建清洁生产企业的试点工作；
研究建立《中电联环保与资源节约专业委员会》以及完成好政府委托的《现有火电厂二氧化硫“十一五”治理
规划研究》、《社会节电
规划研究》等工作。
中电联同时表示，环保与资源节约已为电力发展的瓶颈制约因素。当前，在加快电力建设的同时，一方面以煤炭、水等为突出矛盾的资源供给能力不足，已成为电力发展的资源制约因素，并直接影响到国民经济的增长；另一方面，我国当前电力结构不尽合理，技术管理水平有待进一步提高，发展尚未走出高投入、高成本、低效益的传统增长方式，进一步加剧了我国资源短缺局面。
二、电力与环保同步建设
电力与环保协调发展经济要发展，电力需先行；人类要和谐，环保理当先。我国经历56年的建设，国民经济取得了较大的发展，尤其是改革开放以来，我国的经济建设、人民生活水平、物质与文化建设、国家综合实力等各方面都取得了突飞猛进的进步。目前，国民经济仍然保持着较高速度的增长，电力呈现出快速发展状态，各行各业也呈现出与世界强手拼搏竞争的形势，环保事业也取得了有效的治理，但是，从目前的统计和整治情况来看，我国电力
行业对环保的影响也最大，因此，如何实现电力与环保的协调发展对我国“十一五”及后的
规划与发展至关重要。
建议：总体原则是加大力度开发新型无污染能源，如：太阳能、生物能、水能、气能、风能、海洋能等；重点
研究电能的储存问题。1、在已经运行的电厂方面：加大脱硫、脱氮、脱CO、除尘等大气污染物的治理，并给予电价方面的优惠政策引导。2、在建或拟建电站方面：对于采用新型环保技术或环保型设备的电站，国家应单独给予政策，鼓励并优先建设。如：已经进入
规划的具有环保功能的白马循环流化床（集中脱硫、脱氮等多重功能）后续项目可以优先建设，对这一批项目可以只备案或边建设边备案；对已经有
规划的地区，国家只核定总量尤其是环境容量总量，由地方政府进行招标安排建设地点和建设时序。3、对新建电力项目应建立环保后评估制度；对地方性污染严重的小机组应该坚决拆除（不能只关停），对这些小机组的处理应该有坚定的措施，国家应该成立非官方的机动的或不定期的检查组进行暗查。4、电力改革固然重要，但具有地方政府性质的集团（或投资公司）明显拥有比其他（投资）公司更多的特权，建议国家应该把地方政府性质的集团（或投资）公司归并到中央国有企业控股经营，使大家同站在一条起跑线上。5、对环保国家应该实行政府行政首长问责制和业绩考评制。
三、国家重点限制排污大户
鉴于目前我国二氧化硫和酸雨污染防治形势依然严峻，环保总局开始重点“锁定”排污大户——火电企业，要求各地环保部门严格按照新修订的《火电厂大气污染物排放标准》审批新建、改建和扩建火电项目，制订现有机组达标排放方案，切实加强对火电机组的监督管理。
近年来，由于经济的迅速发展和能源需求的不断增长，我国酸雨和二氧化硫污染防治面临巨大压力。环保总局不久前公布的有关评估报告显示，2003年我国二氧化硫排放量达2220万吨左右，比上年增加290多万吨，超过环境容量的81%；酸雨覆盖国土面积已达1/3左右，部分地区酸雨污染呈恶化趋势。
为此，环保总局有关负责人强调，自2005年1月1日起，2004年1月1日以前建设的火电机组达不到排放标准的，在其限期治理项目实施前，环保部门不得审批机组所属企业的新、改、扩建火电项目。对2005年1月1日以后仍达不到排放标准的火电厂，环保部门应依据大气污染防治法的有关规定进行处罚，并采取限期安装脱硫设施、更新除尘器或改装低氮燃烧装置等治理措施。限期治理后仍不能达标的，应限产限排或关停。
四、将烟气脱硫成本计入电价
我国目前是世界上最大的二氧化硫排放国之一，年排放量超过千万吨。电力部门在二氧化硫控制方面占有举足轻重的地位，这是因为在我国的电力构成中，火力发电占了75%，而火电中有90%以上是用煤做燃料。目前火电厂排放的二氧化硫 占全国排放总量的1/3，预计到2010年，将占到2/3以上。
1998年1月，国务院对电力
行业减排二氧化硫提出了明确的要求：“除了以热定电的热电厂外，禁止在大中城市及近郊新建燃煤火电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施；现有燃煤含硫量大于1%的电厂，要在2000年前采取减排二氧化硫的措施，在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其他有效措施。
对于削减二氧化硫，国家电力公司正在采取多种措施：一是关停那些煤耗高、效益低、设备老化、污染控制水平低的小火电机组；二是电厂改烧低硫煤，三是电厂实行烟气脱硫。对于关停小火电机组，国家电力公司这几年正加紧实施，小火电机组被关停，关停的对象主要是5万千瓦以下的凝汽式机组。烧低硫煤是电厂优先选择的脱硫方法，但是电厂能不能使用低硫煤，还要受多种条件的制约，比如煤炭的运输成本，燃料是否适合电厂的锅炉以及是否能满足排放标准等等，因此在我国，火电厂二氧化硫控制的根本途径还是烟气脱硫。
国家电力公司环境保护办公室主任王志轩说，从世界上火电厂烟气脱硫的历史看，火电厂脱硫的动力主要取决于法规的要求，而不是企业环境意识的提高。对于火电厂来说，烟气脱硫需要很大的一次性和持续性投入，却没有相应的利润回报，产生的效益主要是环境效益和社会效益，而且由于发电成本增高使电力与其它能源的竞争力下降。因此，没有法规的强制性要求就没有火电厂的烟气脱硫。制约火电厂烟气脱硫的另一个主要因素是电价问题。
王志轩说，根据我国目前的情况，要全面推进火电厂的烟气脱硫，需要国家出台一些配套的政策来扶持这项事业。因为烟气脱硫是需要巨额资金投入的，这笔钱对企业来说是一个沉重的经济负担。脱硫的成本大约是每度电3分钱，一个30万千瓦的中型火电厂，一天就得为脱硫支付大约20万元，这将会大大影响企业的经济效益。要解决这个问题，必须将脱硫成本计入电价，让用户来负担这笔钱，这样就合理了。但是，电价现在是由国家统一控制的，不能随便提价。从另一方面来说，即使电厂的电价可以提高，但随着竞价上网政策的推行，采取烟气脱硫的电厂势必由于电价高而在竞争中处于不利的地位，因为他们要比非“两控区”的电厂多付出高昂的脱硫代价，从而失去竞争优势，这样会使企业对脱硫产生很大的抵触情绪，使脱硫难以推行。看来，脱硫的成本无论摊入电价与否，实行脱硫的火电厂都面临困境。如果摊入电价，脱硫的火电厂的电价比人家高，势必在激烈的市场竞争中处于劣势；如果不摊入电价，企业难以承担巨额的脱硫费用。怎么解决这个难题呢？有关专家建议，是否可将“两控区”内的火电厂脱硫费用摊入整个区域电网。这样做的好处是，既解决了上述的难题，又使得电价上涨的幅度不致过大，一度电只提价几厘钱，广大电力用户也可以承受。况且，每个人，每个单位，只要你消耗了电能，就有责任为消除电厂的污染支付费用。区域电网涨价后多收的钱由综合经济管理部门统一支配，分别返还给那些实行烟气脱硫的火电厂，这样，就形成了良性循环，火电厂的脱硫就不再是一件老大难的事。
五、排污费涨价督促企业脱硫
广东省每年因酸雨污染造成的经济损失约40亿元，而其中一半二氧化硫是电力
行业排放的。该不该对广东电厂提高二氧化硫排污费，并向电厂征收脱硫附加费？对此，广东省物价局明确答复，将企业二氧化硫排污费提高33.33%是必然的，但现在需要向国家计委、财政部报批。征收脱硫附加费没有体现“谁污染，谁治理”的原则，广东不宜开征这种新的附加项目。
据悉，在2002年广东省政协八届五次会议上，曾有15位政协委员认为，广东现行二氧化硫排污费征收标准为0.15元/公斤，低于国家规定的0.2元/公斤的标准。他们建议，将二氧化硫排污费提高到0.2元/公斤，充分利用经济杠杆推动企业脱硫。同时，他们建议，以0.01元/千瓦时向电厂征收脱硫附加费，集中建立火电厂脱硫专项资金，用于火电厂脱硫设施的建设。
他们建议，必须严格控制燃煤质量，凡排放总量超标的，必须在2005年前配备脱硫设施，否则，责其停产治理。严格控制新火电厂的立项，禁止新建单机容量12.5万千瓦以下的燃煤燃油机。珠江三角洲地区及大中城市的城区和近郊区不再新建燃煤电厂。
对此，广东省计委、省环保局答复，完全同意推进火电厂脱硫设施的建设。省计委对新建的火电项目均严格要求，在项目立项和可行性
研究阶段均要求同步上报脱硫设施建设方案，并要求同步建设、同时投运。目前正在组织实施沙角A电厂5号机烟气脱硫项目，计划年内开工建设。其他电厂的脱硫改造将逐步开展。
六、加强自主烟气脱硫技术发展
众所周知，环境保护已经成为我国的一项基本国策。随着城市建设的发展速度加快，城市空气污染防治已刻不容缓。国家环保总局完成了全国二氧化硫控制的
规划，提出：到2005年有137个城市空气二氧化硫年均值达到国家标准；到2010年所有"两控区"城市空气二氧化硫年均值都应达到国家标准。
现在我国煤炭一年的产量和消费量高达12亿吨，二氧化硫的年排放量为2000多万吨，是世界上二氧化硫排放量最大国。预计到2010年，我国的煤炭消费量将达到18亿吨，如果不采取控制措施，二氧化硫的排放量将会达到3300万吨。按照脱硫专家的估算，每削减1万吨的二氧化硫的费用大约在1亿元左右，那么到2010年，我们要保持现在的二氧化硫排放量，也要投资近千亿元。如果要进一步降低排放，投资将更大。
烟气脱硫在国外早有成熟的技术，然而由于国外技术的昂贵和中国国力有限，造成我国的烟气脱硫的进程还在科研和示范工程阶段。因此借鉴国外的技术，发展具有自主知识产权的脱硫技术是必由之路。
国产脱硫技术的最大难题是脱硫设备的结垢堵塞和设备的腐蚀问题，中国的脱硫专家在这两个问题上做了大量的试验和
研究工作。尤其是清华大学热能工程系煤清洁燃烧技术国家重点实验室和煤清洁燃烧国家工程
研究中心，经过10多年的努力，已经在脱硫技术上获得突破性的进展，并获得了两项国家专利：液柱喷射烟气脱硫技术和干式烟气脱硫技术。这两项技术很好地解决了堵塞和腐蚀的两大难题，达到国际的同等技术水平，而造价只有发达国家同类技术造价的2/3甚至是1/2。
目前，清华同方股份有限公司已经成为煤清洁燃烧技术国家重点实验室和煤清洁燃烧国家工程
研究中心在脱硫技术
研究、开发和实施的唯一合作伙伴，并成功地组建了清华同方能源环境公司，以独立法人的形式具体运作具有自主产权的烟气脱硫技术。
在沈阳化肥厂的工程实例中得到了日本同行的充分肯定。该项目是我国第一次利用国外资金而使用国内技术，并由清华同方能源环境公司组织实施的烟气脱硫工程，标志着国产脱硫技术已经达到了国际的先进水平，也标志着清华同方所拥有的脱硫技术是国内最先进的脱硫技术。清华同方能源环境公司在南宁市冶炼厂实施的另一个烟气脱硫工程已经设计完毕，将在年底投运。
在中国对二氧化硫的治理才刚刚起步，借鉴国外的技术是我们的必经之路，但发展中国自己的技术是解决烟气污染的根本保证。实践已经证明，烟气脱硫初始投资大、运行费用高，是多项高新技术的集成，这就要求燃煤大户本着实事求是的精神，采用确实有效的脱硫治理技术，不能一味追求低成本，导致最终达不到脱硫效果。同时，国家要出台相应的财政和税收政策，积极鼓励烟气脱硫的工程的实施。清华同方能源环境公司将在这一领域进行更加深入的
研究和技术创新。
2005年8月18日，我国第一套“863”活性焦可资源化烟气脱硫技术工业示范装置在贵州宏福总公司通过了专家鉴定，标志着我国获得一项具有完全自主知识产权、适合我国国情的干法脱硫技术。同一天，贵州省发改委正式对这一先进技术成果进行产业化推广。
由宏福总公司投资1700多万元，与华电集团南京电力自动化设备总厂、中国煤炭科学总院北京煤化工分院三家共同承担建设的这套烟气脱硫技术工业示范装置，于2004年3月开工建设。今年1～4月，该装置先后进行3次实验运行，均达到了预期效果。这套装置每小时可处理烟气量20万立方米，通过测试，脱硫率超过95%，具有十分优异的脱硫性能。今年6月下旬，有关部门对其进行了测试，证明其运行情况良好，各项指标符合要求，完全可以投入产业化生产。该技术装置目前在结构方面获“活性焦移动解吸装置”等3项发明专利，在活性焦生产方面获“一种制备活性炭的方法”等两项发明专利。最近，国家科技部也正式对该技术进行了结题验收。
我国是世界上以煤为主要能源的国家。据了解，目前我国燃煤中的二氧化硫占总排放量的85%以上。因二氧化硫生成的酸雨，各项污染每年对我国造成的损失高达1100亿元。同时，我国也是硫资源短缺，需要大量进口的国家。攻克烟气脱硫这一难题，既是环保的需要，也是发展循环经济的要求，有着十分重要的意义。
参加技术成果鉴定和产业化推广的专家认为，活性焦可资源化烟气脱硫技术具备宽谱净化功能。由于在脱硫过程中基本不使用水，因而无“废水、废渣、废气”等二次污染排放。该项技术与国外已有脱硫技术相比更具先进性，且脱硫后的副产品可变废为宝，通过现有的成熟化工工艺，几乎可以生产所有市面上的含硫化工产品。这一技术的产业化推广，可在解决我国长期存在的二氧化硫污染方面起到巨大的推动作用。
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