本网记者管永生北京报道

　　有迹象表明，中国的大气污染正在恶化。

　　国家环保总局称，由于2003年全国煤炭消费量陡增到15.8亿吨，比2002年增加2.1亿吨，导致“两控 区”和全国二氧化硫排放量分别上升到1330万和2220万吨左右，比2002年约

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增加181万和293万吨。以燃煤 火电厂为主的高架源排放的二氧化硫总量不断增加，区域性酸雨污染没有得到控制，局部地区有所恶化。

　　有关人士认为，电力治污项目进展缓慢是二氧化硫排放量居高不下的主要原因之一。根据2003年底调查结果，“ 十五”计划安排的279个重点二氧化硫治理项目计划投资409.5亿元，可形成二氧化硫削减能力303.7万吨/年， 但是截止到2003年，已建成的仅有61个，占总项目数的21.9%；在建72个，占25.8%；处于初设、可研、计 划建议阶段的项目89个，占31.9%；未启动项目57个，占20.4%。

　　记者在采访中了解到，电力企业二氧化硫治理进展缓慢确有难言之隐。

　　总量控制法规不健全电力企业无所适从

　　总量控制是将某一控制区域作为一个完整的系统，采取措施将排入这一区域内的污染物总量，要求在一定时间段控制 在一定数量之内以满足区域内的环境质量或环境管理的要求的管理手段。

　　“这句话可以这样理解，大气像人一样，自身有一定的解酒能力，但是，有个量的问题，过量了，必然要醉倒，在这 个量以内还是可能喝一点的。”一位专业人士对记者解释，“对于大气来说，这个量必须要有科学的手段来确定，太宽了，影 响环境，太紧了，浪费资源。” 记者了解到，目前，全国有很多地方已经对二氧化硫排放总量进行了核定，并将指标 落实到企业的头上，但基本上是“信口开河”，没有经过严格的科学计算，相当粗放。

　　事实上，我国已在《中华人民共和国大气污染防治法》中确立了主要污染物总量控制的法律地位，规定“国务院和省 、自治区、直辖市人民政府对尚未达到规定的大气环境标准的区域和国务院批准划定的酸雨控制区、二氧化硫污染控制区，可 以划定为主要大气污染物排放总量控制区。主要大气污染物排放总量控制的具体办法由国务院规定。”然而，四个春秋过去， 这个“具体办法”并未出台。专家指出，这个“具体办法”就是“总量控制标准”。

　　电力环保专家王志轩在接受记者采访时表示，燃煤电厂之所以对“总量控制标准”深深渴望，是因为它能解决燃煤电 厂为什么要脱硫、脱多少硫，由谁决定，由什么程序决定等重要问题。而不是采用行政命令的手段来让燃煤电厂上马脱硫设备 。

　　而现实的情况是，一纸《关于进一步加强燃煤电厂脱硫工作的通知》，使得东中部地区及西部“两控区”内新建、改 建和扩建的燃煤电厂，都要同步配套建设脱硫设施。有专家认为，这样的规定很不科学，因为，只要电厂的二氧化硫排放达到 有关标准要求，或者说电厂已经依法排放，就没有理由让人家上马脱硫设施。就是美国也只有不到30%的燃煤电厂配套建设 了脱硫设备。

　　俗话说，强扭的瓜不甜。这样一来，既使燃煤电厂不敢“抗旨”，安装了脱硫装置，是不是运行仍是个问号。分析人 士认为，这些装置很有可能变成摆设，因为运行这些装置会增加发电成本，而相关问题仍未得到彻度解决。

　　实际上，我国多年来一直是以二氧化硫的浓度控制为主要方法。但是，从环境质量标准的观点来看，在二氧化硫排放 密集的工业区，比如火电基地，尽管各家都能达标排放，但仍难解决空气污染问题。这就像在一个狭小的屋子里抽烟一样，一 个人抽大家可能没什么感觉，十来个人一起抽，空气就会令人窒息。

　　而当务之急是出台“总量控制标准”，按“三公”原则，科学地核定排放总量、核发许可证。这样一来，火力发电企 业就能够根据分配的总量，来决定是不是要安装脱硫装置，或者是不是要运行脱硫装置。

　　王志轩认为，由于总量控制具有区域控制特点，因而可以对一个区域内的行业，如电力行业，实行总量控制，以排污 交易的形式，用较少的经济代价获得控制总量的成功。这远比对一个一个企业的“盯人防守”好得多。美国正是用这种方式使 得二氧化硫的排放量在短时间内迅速减少。同时，限制总量在一定程度上就是限制某一产业在某一地区的发展，尤其是在当前 电源投资偏热的情况下，利用总量控制进行电力结构的调整和布局的调整具有十分重要的意义。

　　脱硫电价新政策难解成本之困

　　有人说，脱硫工程是“贵族项目”。此言不虚，据美国电力研究院对美国121个燃煤电厂烟气脱硫工程的统计，脱 硫设备占电厂总投资的15％左右，运行费用占总额的17%。在中国比例可能会更高，因为，中国的大型机组的脱硫装置主 要依赖进口。再加上去年7月1日开始实施的《排污费征收使用管理条例》，使得燃煤电厂的发电成本每千瓦时增加约近0. 04元。二氧化硫的控制花费已成为燃煤电厂不能承受之重。

　　有专家提出，根据“谁受益，谁补偿”的原则，应该将燃煤电厂的环保成本计入电价。但是我国目前电价依然是国家 掌控着定价大权，实质上是电价出口已经扎死，所以，发电成本越高，利润的空间就越小，燃煤电厂制污的积极性不高也就不 难理解了。

　　不过，目前的政策似乎正在松动。据有关媒体报道，日前，国家发改委发出通知，明确了京津唐电网新投产电厂的上 网电价机制。根据按社会平均成本定价的原则，核定京津唐电网内未安装脱硫环保设施的新投产燃煤机组含税上网电价为每千 瓦时0.305元，已安装脱硫环保设施的新投产燃煤机组含税上网电价为每千瓦时0.32元，此政策自2004年4月1 日起执行。

　　分析人士认为，尽管京津唐电网新的上网电价机制不能完全消化燃煤电厂的脱硫成本，但是，毕竟在政策上有了明确 的体现。发改委表示，将在其他地区陆续推行上述新机制，以充分发挥价格杠杆的调节作用，促进电力工业和国民经济的协调 、健康发展。

　　然而，有专家认为，仅仅出台这样的政策，对整个电力行业的减排问题效果甚微。实际上，目前问题最大的不是新投 产的电厂，而是老电厂。老电厂的机组上网电价本来就低，投资脱硫装置势必要挤占电厂的大块利润空间，甚至决定着燃煤电 厂的生死存亡。据测算，一个30万千瓦的中型火电厂每天用于脱硫的费用近20万元。随着电力市场建设的进一步深化，竞 价上网大势所趋，老机组欲在竞价中立于不败之地，将会面临更大的成本压力。

　　因此，有人建议在当前电价改革处于进行时态之中，要综合考虑电力环保问题，否则，问题多多。

　　电力环保专家王志轩认为：火电厂二氧化硫控制是一项复杂的系统工程，必须采用综合性措施治理。在推进烟气脱硫 中，要制(修)订符合我国技术经济条件以及可以明确操作的排放控制标准，配套与脱硫要求相适应的经济政策，建立、健全 一系列的相关规则和适合中国特点的脱硫技术的综合性评价体系、加强脱硫技术的不断创新、提高企业把握脱硫技术选择的自 主权以及加快形成符合市场经济运行规律的脱硫产业。