燃煤电厂烟气中的三氧化硫主要来源于烟气中二氧化硫的燃烧氧化和SCR装置的催化氧化，排放到大气中后，它与氨和其他物质反应生成硫酸盐，它是PM2.5的重要前体物和“有色烟羽”的主要来源，逐渐成为火电行业新的治理重点。

1. 工业建设和运行

   建设开发进度明显放缓，装机和发比重逐年下降。2015年以后，由于政策调控和经济下行影响，火电装机大幅下降。截至2019年年底，火电装机约11.9亿千瓦，首次占电力总装机的60%以下；火电发电量50465亿千瓦时，首次占电力总装机的70%以下。

   结构调整取得显著成效，资源能源利用率逐步提高。按照相关政策要求，火电行业继续加强结构调整力度，提高资源能源利用效率。2019年，共关停淘汰火电小机组约2000万千瓦，30万千瓦及以上机组装机比例由2015年的77.8%提高到80.5%。平均供电煤耗由2015年的315克/千瓦时下降到306.4克千瓦时，平均发电水耗由2015年的1.40千克/千瓦时下降到1.21千克/千瓦时。据全年发电量测算，该行业煤炭消费量约占全国煤炭消费总量的49.8%，首次低于50%以下。

我国电力装机容量与发电量变化情况

2.行业主要污染物排放情况

   深入实施煤电超低排放改造，促进烟气污染物排放量和排放强度“双降低”。截至2019年底，超低排放燃煤机组已建成约8.9亿千瓦，约占我国燃煤发电总装机的86%。工业累计排放烟尘、二氧化硫、氮氧化物18万吨、89万吨、93万吨，分别占全国相应污染物排放总量的2.40%、10.81%和7.85%。排放性能分别为0.036克/千瓦时、0.176克/千瓦时和0.184克/千瓦时，继续保持国际领先水平。

   废水污染治理和固体废物综合利用情况良好，通过节能减排减少二氧化碳排放。到2019年底，火电行业废水排放强度为0.054千克/千瓦时，与去年同期基本持平。粉煤灰和脱硫石膏的综合利用率分别为72%和75%，同比略有提高。通过将煤炭消耗行业二氧化碳排放强度由2015年的850克/千瓦时降至838克/千瓦时，累计减少二氧化碳排放约36.78亿吨。

3.行业环境管理情况

   排放许可实现“全覆盖”，企业主要分布在中东部地区，部分地区进一步收紧了行业大气污染物排放要求。截至2019年底，共发放火电行业排污许可证2223个。企业主要分布在山东、江苏、浙江、内蒙古、山西和河北，占比近50%。共涉及大气污染物主要排放口(烟囱)1315个和废水排放口75个，主要分布在山东、江苏、浙江和河北4个地区，占比近40%。2015年以来，河北、上海、河南、天津、浙江、陕西、山西、山东、辽宁等省（区）相继出台了火电厂大气污染物地方排放标准，部分地区提出了比“超低排放”更严格的排放要求。

   烟气污染物自动监测设施建设运行状况良好，氮氧化物、二氧化硫、烟尘小时浓度达标率逐年提高。到2019年底，火电行业已全部安装烟气污染物在线监测设施，整体数据传输效率保持在90%以上。研究表明，2015年以来，行业粉尘、二氧化硫、氮氧化物自动监测数据1小时平均浓度达标率不断提高，2019年均高于97.7%。

4.烟气三氧化硫排放与控制

   火电行业烟气中三氧化硫等非常规污染物的排放控制已成为“后超低时代”环境管理的重点。燃煤电厂烟气中的三氧化硫主要来源于烟气中二氧化硫的燃烧氧化和SCR装置的催化氧化。排放到大气中后，与氨和其他物质反应生成硫酸盐是PM2.5的重要前体物，是“有色烟羽”的主要来源，逐渐成为火电行业新的治理重点。

   燃煤电厂现有超低排放治理设施可以协同去除三氧化硫。全国不同地区290台燃煤机组测试结果显示：现有超低排放设施对烟气三氧化硫协同去除率在70%以上，三氧化硫排放浓度平均值约8.86毫克/立方米，而超低排放之前，三氧化硫排放浓度平均值在30至40毫克/立方米。经估算，超低排放改造前后火电行业三氧化硫减排幅度接近60%。若按照美国、新加坡等发达国家和我国北京、浙江杭州、上海等地区对燃煤锅炉三氧化硫的控制限值进行管控(10毫克/立方米和5毫克/立方米)，火电行业烟气三氧化硫年排放量有望控制在20万吨和10万吨以内。