我国火电厂脱硫工作起步较早，但由于经济、技术多方面的原因，进展缓慢，已投入运行的脱硫工程容量仅占火电厂装机容量的2％。制约我国火电厂脱硫的问题比较复杂，综合起来主要为以下几方面。

    · 火电厂脱硫投资和运行费用高昂

    “十五”期间预计有3000万千瓦机组需要脱硫，如采用高效湿法脱硫工艺，一般造价在500～800元／千瓦，仍需资金150亿～240亿元。每年还需数十亿运行费用，除社会效益、环境效益外，电力企业无任何经济效益，这样一大笔资金无法承受。

    国内脱硫产业刚刚起步、尚不具备大型脱硫装置建造能力

    目前，我国尚不具备大型火电机组烟气脱硫装置工程设计和成套建造业绩和能力，已引进的国外先进脱硫技术尚处于消化吸收过程中，完成脱硫国产化示范工程建设并形成产业化能力至少还需要2－3年的时间，部分脱硫关键设备还需进口。30万千瓦及以上容量清洁煤燃烧设备，如循环流化床锅炉，国外九十年代后期才能制造，相关技术引进和消化吸收工作刚刚开始，短期内国内尚不能制造。

    脱硫经济政策不配套

    （1）目前的贷款政策没有给治理SO2 工程以倾斜。国外，如日本OECF贷款，德国KFW银行货款中，对脱硫都实行低息（0.75％）、长期（25-40年）贷款。但国内银行却没有任何鼓励治理SO2 的金融政策。

    （2）按照现行电价政策，现有电厂进行脱硫技术改造，其投资和运行费用不能进电价。对于总装机100万千瓦火电厂，如全部配备脱硫设施，仅投资费用就高达5亿以上，年运行费用约1个亿，相当于电厂每度电发电成本约增加0.03元，如此高的费用如不能在电价中消化，电力企业根本无法承受。

    （3）现行竟价上网政策缺乏对脱硫洁净电量的保护措施。脱硫机组发电成本比不脱硫机组高，在竟价上网的市场经济中必处于劣势，由于没有对脱硫洁净电量给予倾斜的保护性政策，电力企业没有安装脱硫设施的积极性。

    （4）没有鼓励治理二氧化硫的减免税收政策。

    · 专家建议

    (1) 根据修订后的《大气污染防治法》，建议国家尽快出台符合我国经济技术条件的大气污染物排污收费办法和《火电厂大气污染物排放标准》。
    (2) 建议国家重新调整二氧化硫排放总量分配政策，单独划分电力二氧化硫排放总量，将电力企业上缴的二氧化硫排污费集中返还其所属的发电公司，统筹用于重点脱硫项目建设和脱硫国产化示范工程。
    (3) 建议国家出台科学合理的电价政策，将脱硫电价纳入容量电价，脱硫机组和洁净煤发电机组优先于其它火电机组上网发电，限制超标电厂发电时间。
    (4) 建议国家对脱硫装置建设给予低息或贴息贷款支持，对脱硫设备制造和成套企业，建议在税收上给予优惠政策扶持。