14．节能目标实现是SO₂减排目标实现必要但不充分的前提条件。分析发现，在年均GDP增长10％的情景方案下，实现20％节能目标所减少的二氧化硫就相当于二氧化硫动态总减排量的45％。假设“十一五”期间能源消费结构不变，年均GDP增长率为10％，不采取任何污染减排措施，完全依靠节能降耗来实现二氧化硫总量减排10％的目标，那么 “十一五”期间万元GDP能耗需要下降44％。显然，这是一个几乎不能实现的节能目标。研究认为，在经济增长10％的情况下，如果节能目标只实现15％～16％，则SO₂排放将新增103.5万吨，基本接近SO₂减排规划能力的极限；如果连15％的节能目标也不能完成，那么SO₂减排目标也则无法实现。因此，如果节能和节水指标不能真正完成，要完成SO₂和COD削减10％的目标是极其困难的。

15.节能降耗目标实现存在一定的变数，增加了污染减排目标实现的风险性。结构调整因素通常是驱动节能的正向因素，但2002年以来中国进入新的一轮产业结构调整阶段，迅猛的重化工发展势头则反而使结构调整因素成为能耗增加的驱动因素，增加了节能降耗目标实现的难度。而2006年污染减排方案中的GDP增长与节能目标的假设条件都没有如期实现，又增加了“十一五”后期污染减排难度。如果20％节能目标每降低1个百分点，那么SO₂排放量将增加20.7万吨；如果能源结构中煤炭比重提高1个百分点，那么SO₂排放量也将增加17.2万吨。研究认为，“十一五”期间，GDP增速若保持10％，则需要经济运行质量、节能、减排、治污投入、管理和政策制定与实施等经济、社会、环境诸环节所有因素均达到理想的设计要求，才有可能实现污染减排目标，在现有的发展格局和模式下，增速超过10％，污染减排目标实现的可能性不大。

A.5 现有减排方案不能精确保证实现减排目标

16.城市污水管网建设滞后严重阻碍COD削减。目前，全国城镇污水处理设施建设存在任务过于繁重、投资需求很大、建设周期长等问题。配套管网设施建设严重滞后，制约了已建成污水处理厂的正常运行。要达到新增城市污水日处理能力4500万吨规划目标，至少要新建、改建污水管道长度16余万公里，而截止2004年全国已有的污水管道总长度才有7.8万公里。可见，能否靠新增城市污水日处理能力4500万吨减排300万吨COD的减排，将直接影响全国COD削减目标的实现。

17．城市污水处理污泥问题没有得到重视。COD减排方案未充分重视污泥的处理处置，这是中国城市污水处理十分薄弱的环节之一。污泥量通常为污水处理量的0.3％～0.5％（按体积计算）或1％～2％（按干物质量计算）。污水深度处理产生的污泥量还会增加0.5～1倍。“十一五”期间新增城市污水日处理能力4500万吨，意味着每日至少要增加45万吨的污泥量。这些污泥得不到有效处理处置，COD则多从水相转移到泥相，必然造成二次污染，不能真正实现减排目标。

18．工业企业COD减排任务未落实、难操作。由于行业相对分散，且不存在类似电力行业的上下直属层次结构，造纸、化工等重点水污染行业的减排任务不落实。《节能减排综合性工作方案》要求实现工业污染减排目标278万吨，其中的50％减排要靠产业结构调整。根据“九五”和“十五”的经验，通过产业结构调整淘汰落后产能，往往遭遇地方保护，造成时紧时松、屡关屡停、关而不停、僵而不死、极易反复的局面。另外140万吨工业减排任务要靠企业清洁生产和末端治理。但是，长期以来纳入环境统计的污染源以达标排放率较高的大中型工业企业为主，而那些COD贡献率较高、稳定达标保证程度低、治理技术低下甚至没有治理设施、通常处于失控状态的小型工业企业，则未被纳入总量控制与考核范畴。加之涉水工业部门种类繁多分散、污水成分复杂，不易找到比较好的COD减排切入点。《节能减排综合性工作方案》在末端治理实现减排方面还需进一步细化，提高可操作性。

19.二氧化硫减排方案过分依靠火电厂脱硫工程。规划“十一五”期间3.55亿千瓦机组脱硫，其中新建燃煤电厂同步投运脱硫机组1.88亿千瓦，现有燃煤电厂投运脱硫机组1.67亿千瓦，共形成590万吨二氧化硫削减能力，占《节能减排综合性工作方案》提出的所有措施减排能力的70％左右。预计2010年中国火电机组的脱硫率将达到64％，加上10％左右无法改造的装置，燃煤火电厂的脱硫潜力将不大。而对关乎改善局地区域环境质量的非火电行业，目前仅泛泛地提出原则性要求，无具体手段、目标、措施、政策。另外，关停小火电的二氧化硫减排量也存在一定的重复计算因素。过分依靠火电厂脱硫工程的SO₂总量削减方案设计刚性过强、偏脆易断。

20．非电行业煤炭消费量增长估算偏小，燃煤工业锅炉煤炭消费量难以保证不增长。以节能目标实现、GDP增速10％为基础，预测2010中国能源消费需求量将达到28.2亿吨原煤，五年增长6.52亿吨。本研究对煤炭新增量进行了部门分解预测。到2010年，全国火力发电装机量将达到6.2亿千瓦，发电量将从2005年的2.04万亿千瓦时增加到3.16万亿千瓦时，新增火力发电用煤量4.77亿吨原煤。按照现有产业发展规划和能源规划，保守估计钢铁、建材、合成氨等工艺用煤将新增1.7亿吨原煤。火力发电和工艺用煤新增将达到6.47亿吨原煤，几乎等于全部预测增量。这意味着节能目标的实现是以“十一五”期间非电工业煤炭消费量增长1.7亿吨、燃煤工业锅炉用煤零增长为前提，这种情景考虑显然过于乐观。实际上，2005年非电行业煤炭消费总量占燃煤总消费量的55％，钢铁、建材、化工三个非电行业的煤炭消耗年增率为9％，燃煤工业锅炉燃煤量从2000年的3.2亿吨增加到了2005年的4.58亿吨，年增长率为7.8％，考虑“十一五”期间节能等因素后燃煤工业锅炉的燃煤需求将新增加1.26亿吨。若维持现有发展规划和格局、非煤能源增长趋势，预测2010年中国能源总消费量将达到30.2亿吨标煤，2010年万元GDP能耗将比2005年仅降低16％。若考虑非电行业新增量，现有规划的二氧化硫减排能力基本没有富余量。总之，在GDP增速达到10％时，要实现节能降耗、污染减排目标，必须采取更有力的补充措施，遏制高耗能产业发展势头，在非电行业控制和减排上做足文章。

21．没有关注二氧化硫减排中的洗煤措施。研究表明，洗选1亿吨动力煤可以减排60-70万吨二氧化硫，并可以节约100亿吨公里运力，提高燃烧效率10-15％，具有显著的环境效益和社会经济效益。供需平衡问题使部分煤炭企业重产轻质，工业窑炉和洗煤厂技术改造、煤炭分装分运分贮等配套措施没有跟上，价格导向作用不明显，投资引导不足，这些因素使中国洗选煤长期没有得到应有的重视。中国洗选煤工艺吨煤成本在12元～15元之间（高于先进国家7元～8元），煤炭缺乏标准化分型，煤炭准入环境标准没有严格执行。2005年中国生产煤炭21.9亿吨，入选原煤仅7.03亿吨，入选率仅为32.1％（其中动力煤入选比重不到14％），远低于国外（2005年德国入选率55％，澳大利亚75％，加拿大95％，英国75％），商品煤灰分20.5％。尤其是中国发电用煤占50％，煤的洗选滞后对于非电行业节能减排是不利的。如炼焦用精煤灰分每降低1％，焦炭的灰分可以降低1.33％，煤铁的焦炭耗量可减少2.66％，煤铁高炉的利用系数可提高3.99。

22．以煤为主的能源结构优化调整难度大。能源排放的SO₂占SO₂排放总量的90％左右。目前，在中国的一次能源消费结构当中，煤占了69％(2005年)的比重，比世界平均水平高42％。近年来，中国水电、核电以及其它新能源开发逐步加快，但火电装机容量更连年保持较高的增长速度。根据电力工业最新发展规划，火电为主的电力结构仍难有大的调整和改善，以煤为主的能源结构也不可能改变，推进能源结构的优化调整并促进二氧化硫污染减排的措施和成效需要进一步强化。

23．二氧化硫减排测算不确定因素过大。《酸雨规划》SO₂处理能力的确定是利用物料平衡法进行估算的，并设定燃煤硫转化系数为0.8、煤的平均含硫率为0.8％。有研究表明，中国含硫率低于1％的低硫煤只占20％，而含硫率随着煤炭开采深度而逐步上升。近几年六大电力公司的火电厂燃煤的平均含硫率均超过1％，新建燃煤机组硫转化系数目前一般可以达到0.8～0.95。因此，仅燃烧效率和煤炭含硫率变化这两项不确定性因素所带来的SO₂产生量至少增加400万吨（考虑火电机组脱硫后排放量还将增加100万吨左右），加大了实现减排目标的风险。