今年環保部將大規模地推行現役電廠和干法水泥生產線的脫硝改造工程，并于近期頒布實施修訂后的《火電廠大氣污染物排放標準》。由環保部牽頭制定的這一標準已經在上個月月中定稿并在環保部內部過會，有望在近期出臺。據了解，這可能是“世界上最嚴格”的火電排放標準，有望大規模啟動電力脫硝市場。
    據悉，中國曾經先后四次頒布實施有關火電廠大氣污染物的排放標準，最近的一次是2003年。2003年標準的出臺曾創造了中國二氧化硫(SO2)排放大幅下滑的突出成績，而將要出臺的新標準將“劍指”氮氧化物(NOx)減排。
按照環保部此前的《火電廠大氣污染物排放標準》的二次征求意見稿，新的污染物排放標準將在以往控制煙塵、二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)三類排放物質的基礎上，增加對汞及其化合物的減排控制。同時是氮氧化物的減排標準嚴格程度被提升到了一個新水平。
結合此前四次排放標準的發布來看，中國對NOx排放的研究控制總體起步較晚。在2003年的標準中，中國對火電廠NOx的控制標準中第三時段的排放濃度為450~1100毫克/立方米，制定該標準的依據主要是低氮燃燒技術。
所謂低氮燃燒技術，旨在減少煤粉在鍋爐燃燒過程中的NOx排放，這項技術在新建的、大容量的發電燃煤鍋爐中應用比較普遍。
    在新標準的二次征求意見稿中，燃煤鍋爐氮氧化物的排放濃度最嚴格的限值已經大幅下調。即從2012年1月1日開始，所有新建火電機組NOx排放量要達到100毫克/立方米；從2014年1月1日開始，重點地區所有火電投運機組NOx排放量要達到100毫克/立方米，而非重點地區2003年以前投產的機組達到200毫克/立方米。
按照環保部當時對意見稿的編制說明，制定這一標準的首要原因在于防控污染的迫切需要。近年來我國NOx排放量不斷增加，酸雨污染已由硫酸型向硫酸、硝酸復合型轉變，城市大氣環境形勢依然嚴峻，區域性大氣污染問題日趨明顯。但NOx的排放控制要求與發達國家和地區相比差距較大。2003年標準中NOx的濃度限值為450～1100毫克/立方米，而發達國家和地區的NOx排放限值一般在200毫克/立方米以下。
另一個原因在于脫硝技術較幾年前成熟了很多。所謂脫硝，就是對含有NOx的煙氣實施還原，將其分解為氮氣(N2)和水(H2O)。這是在依靠低氮燃燒技術控制NOx排放仍不能滿足要求時，通過在鍋爐上加裝脫硝裝置所實施的降低NOx排放的措施。
目前，市場上主要有兩類脫硝技術。一類是選擇性催化還原法(SCR)，一類是選擇性非催化還原法(SNCR)。前者是利用催化劑促使NOx還原，技術裝置較為復雜，但脫硝效率最高能超過90%，適用于新建機組，也是當前脫硝市場的主流技術；后者是不使用催化劑、在850℃～1100℃范圍內還原NOx的方法，該裝置安裝相對簡單，但對窗口溫度要求嚴格，脫硝效率只有30%~50%，較SCR要低，更適用于老火電機組的改造。
如果未來新標準實施之后，大多采用SCR技術，那么將啟動龐大的催化劑市場，因為催化劑在SCR裝置的投入成本中占到30%～50%。
按照環保部的測算，新標準實施后，到2015年，需要新增煙氣脫硝容量8.17億千瓦，若都以安裝高效低氮燃燒器和SCR計算，共需脫硝投資1950億元。
而截至2010年底，我國催化劑產能只達到60000m3/年，僅可滿足7500萬千瓦的煙氣脫硝催化劑容量。整個脫硝市場前景廣闊。
亟須明確補貼鼓勵企業投資
在2003年的指標推動下，中國火電企業SO2的排放控制已經獲得了令人滿意的結果，其中占中國全部發電裝機容量一半左右的五大發電集團(華能、大唐、華電、國電、中電投)更是居功至偉。
雖然環保部門希望在“十二五”的脫硝工作中重現脫硫的輝煌，國務院國資委也在近期給五大發電集團下達了“十二五”的節能減排目標，但企業承受能力是政府需要考量的主要問題。
一位五大發電集團的相關人士接到國資委的減排指標后表示，目前完成NOx削減難度相對完成脫硫指標要小，因為現在大部分的機組還沒有開展脫硝，一旦開展，大多數的企業還是能夠完成。
但他同時也提及企業當前節能減排方面的成本壓力，特別是火電大虧損下的成本壓力。
這位人士表示說，在環保部征求意見期間，該集團曾經參考環保部的減排控制指標進行了測算，其結果是，不算汞及其化合物的排放，僅是煙塵、SO2和NOx的減排投入，會從“十一五”不到100億元增加到近300億元，這些資金從何而來？
中國電力[1.87 0.00%]企業聯合會秘書長王志軒此前對火電脫硝曾有過測算，如果要實現標準二次征求意見稿的要求，現役7.07億千瓦火電機組中，約有94%、80%和90%的機組需分別進行除塵器、脫硫和脫硝改造，改造費用共約2000億~2500億元。考慮“十二五”新增火電機組2.5億千瓦，環保設施因標準提高增加年運行費用約900億~1100億元，如果不含現有的0.015元/千瓦時脫硫電價補貼，折算電價應增加0.02~0.025元/千瓦時。
為彌補這2毛多的運營成本，比照此前國家給予的脫硫補貼政策，業界預計政府也會在火電脫硝過程中提供脫硝電價補貼。
    環保部曾經在二次征求意見稿的說明中測算的假設標準就是每度電脫硝運行費用為0.015元，那么最終政府出臺的補貼標準也將同這個值接近。據媒體新近披露的情況，根據初步方案，“十二五”期間火電煙氣脫硝電價或享受每度補貼0.012元。
不過，同脫硫政策的執行相仿，不同的機組安裝脫硝裝置的成本有很大差異。一旦補貼不到位，企業是無法繼續開展脫硝改造的。電監部門應該在脫硝政策實施后強化脫硝補貼政策的落實。
能否切實使用還需政策鼓勵
盡管有了國家資金支持，能否讓脫硝裝置切實使用還需要政府的進一步政策落實。比如，在國家新標準出臺的前后，企業對是否需要讓所有機組都裝置脫硝設施就有疑問。
另一位來自五大發電集團負責節能減排工作的人士就提出，集團內部有一些機組在最近幾年面臨著關停，一些新并購的機組也涉及到關停，對于這樣的機組，恐怕不能馬上上脫硫或脫硝的裝置，否則會造成國有資產的浪費。
在脫硝裝置建設方面，缺乏系統性的技術規范和安全運營規范也是脫硝產業面臨的挑戰。王志軒此前還指出，脫硝裝置幾乎是鍋爐的一部分，也應是電力安全生產管理的對象，脫硝市場雖然剛剛起步，但也發現了同脫硫產業中相似的問題，一是脫硝裝置重復引進，不利于資源優化配置；二是脫硝市場一開始就出現了低價競爭的局面，為日后穩定運行埋下隱患；三是招投標方面不規范，給不公平競爭提供了機會；四是缺乏火電廠脫硝市場的準入要求。
火電生產的特性在于，因不同的生產環境、不同的燃料成分，NOx在通過催化劑時的氣流、溫度和濃度分布都會不同。中國當前的SCR工程大多采用項目合作或者是技術引進的方式，我國目前還無法掌握核心的技術，特別為完全掌握流場設計的核心模擬技術。在實際建設中，盲目參考國外標準容易使脫硝裝置的減排能力達不到目標設計值，會造成使用上的浪費。
同脫硫相似，在實際運營中，企業能否堅持使用脫硝設施也是挑戰。無論是脫硫裝置還是脫硝裝置，雖然是減排的，但本身卻是耗能的，而且增加企業成本。當前中國火電的虧損面高達50%以上，1~5月，中國五大發電集團火電業務虧損121.6億元人民幣，較去年同期增虧78.6億元。在企業深度虧損的情況下，少數企業可能放松對脫硫、脫硝裝置運行監管。
國家電監會在2010年的節能減排專項行動中就發現，部分燃煤電廠存在脫硫設施運行不正常、投運率和脫硫效率不高等問題。為防止企業擅自停運脫硝裝置，一些地方的電監部門就要求，電力企業煙氣脫硝設施應與發電主設備同步管理，并設置專人維護管理，同時建立在線監測系統。
一些學者也建議，在國家節能減排調度的政策上，對實施了脫硝措施的發電企業可以適當增加發電利用小時，鼓勵企業上脫硝裝置的積極性。
雖然脫硝是減排的重要舉措，但使用催化劑脫硝過程中，還需注意，中國的電煤灰量大、種類多，運營過程中需要考慮氨氣逃逸對生產人員帶來的威脅，同時要注意脫硝過程中高壓容器的安全。
盡管電力行業是空氣污染排放的主要行業，但當前五大發電集團在SO2的綜合脫硫效率已經達到了70%～80%，未來綜合脫硝效率可能也會接近70%。在這個基礎上進一步強化電力減排強度，企業會遇到較大難度。而中國的鋼鐵、水泥等綜合脫硫率只有20%～30%，減排空間巨大。為保證全社會的減排目標，政府在出臺了嚴格的火電排放標準后或許也需注重其他工業行業的減排要求。