为贯彻落实科学发展观，改善我省大气环境质量，促进燃煤电厂脱硫改造和环保产业的健康发展，建设节约环保和生态型电力企业。现就燃煤电厂烟气脱硫工作通知如下：

一、电厂脱硫的必要性

我省是能源消费大省，也是二氧化硫排放大省。2004年全省二氧化硫排放总量为142.8万吨，居全国第二位。目前，电力企业现役机组中绝大多数没有配套建设烟气脱硫设施，成为我省二氧化硫排放的重点行业，排放量为65.2万吨，占全省工业排放总量的53.7％。

随着我省电力建设步伐的加快，全省二氧化硫排放量还将持续增加。到2010年，预计将达到188.8万吨，大大超出国家核定我省的排放指标和环境承载能力。因此，按照“积极引导、分步实施、整体推进”的原则，要进一步加大二氧化硫污染治理力度，促进我省经济社会与资源环境的全面协调发展。

二、电厂脱硫的总体要求

（一）到2010年，全省燃煤电厂单机容量5万千瓦（含5万千瓦）以上机组全部建成烟气脱硫设施；新建、扩建燃煤电厂项目，必须同步配套建设烟气脱硫设施。

燃煤机组在建设脱硫设施时，应同步安装二氧化硫自动监控设施，实施联网自动监测；有条件的燃煤电厂，在建设烟气脱硫设施时，可同时考虑脱氮。

（二）2006年起，对现有燃煤电厂实行二氧化硫排放总量控制和排污许可证制度。按照排污绩效法（GPS）逐台核定机组二氧化硫排放量，确定出每个电厂应获得的排放配额。实际排放量少于配额的，剩余指标由企业储存或者实施排污交易；实际排放量超过排放配额的，将实施限排措施。

（三）到2010年，基本建立起二氧化硫治理费补偿和脱硫机组优先、优价上网等政策体系；推行二氧化硫治理BOT等市场运行模式；建立和完善环境保护资金筹措机制。

三、电厂脱硫工艺选择

（一）燃用煤含硫量大于1%（含1%），容量大于200MW（含200MW）的机组，建设脱硫设施应采用石灰石―石膏湿法脱硫工艺技术，脱硫效率应达到95%以上；单机容量在200MW以上机组采用干法、半干法烟气脱硫工艺技术，需报经省发改委和省环保局同意。

（二）燃用煤含硫量小于1%，容量小于200MW的机组，或剩余运行年限低于10年的老机组以及场地条件有限的现役电厂，在吸收剂来源和副产物处置条件充分落实的条件下，建设烟气脱硫设施应采用干法、半干法或其它一次性投资较低的成熟技术，脱硫效率应达到90%以上。

（三）为降低脱硫造价、支持国内环保企业的发展，燃煤电厂烟气脱硫设施在保证效率和运行可靠的前提下，应优先采用国产脱硫技术和设备。

四、脱硫工艺节水和副产品综合利用

（一）脱硫用水应积极选用城市中水或利用电厂循环水，禁止取用地下水，严格限制使用地表水；坑口燃煤电厂应优先考虑使用矿井疏干水；对水资源特别匮乏地区的燃煤电厂要采用节水的干法、半干法烟气脱硫工艺技术。

（二）为了减少二次污染，燃煤电厂脱硫副产物必须进行综合利用。石灰石―石膏法脱硫副产品宜应用于建筑材料或水泥缓凝剂；干法、半干法脱硫设施的副产品为亚硫酸钙，具有不稳定性，必须采取可靠措施处置，防止亚硫酸钙二次挥发二氧化硫造成的污染。

（三）综合利用配套设施应与脱硫设施同时设计、同时施工、同时投入使用；对于缺少综合利用方案的脱硫工程，将不予备案，不申报国债项目，不安排省级污染防治专项资金。

五、电厂脱硫的鼓励措施

（一）享受脱硫机组电价政策。即在上报电价方案时，对新投产脱硫机组及完成脱硫改造并投入运行的老机组,均按脱硫机组电价政策测算上网电价。

（二）保证上网电量。对于安装烟气脱硫设施并达到规定脱硫效率且能稳定、长期运行的发电机组，优先安排上网并保证其上网电量，根据电网供需情况，较同类型机组年度发电量计划可适当提高，最高不超过年度计划的5%。

（三）享受税收优惠政策。对符合《当前国家鼓励发展的环保产业设备（产品）目录》的国产脱硫设备，经确认后，享受投资抵免企业所得税的优惠政策；对二水硫酸钙含量不低于85%的石膏、浓度不低于15%的硫酸、总氮含量不低于18%的硫酸铵等脱硫副产品，经认定后，享受增值税即征即退的优惠政策。

（四）积极争取国债支持。对于实施脱硫改造的电力企业（包括中央企业），优先争取国债资金支持。

（五）专项资金重点支持。省级污染防治专项资金将集中使用，重点支持燃煤电厂烟气脱硫设施建设。

（六）优先安排新建、扩建项目。对于国家五大发电公司或地方投资公司所属电厂按时完成脱硫计划的，优先安排新建和扩建电源点项目。

六、对实施烟气脱硫措施的电厂，由环保部门会同发改委组织验收合格后，方可享受有关优惠政策；未按规定时间进行脱硫改造，或虽进行脱硫改造，但排放未达标，或不能连续稳定运行的电厂，暂停或取消已享受的有关优惠政策，并按规定进行处罚。