今年环保部将大规模地推行现役电厂和干法水泥生产线的脱硝改造工程，并于近期颁布实施修订后的《火电厂大气污染物排放标准》。由环保部牵头制定的这一标准已经在上个月月中定稿并在环保部内部过会，有望在近期出台。据了解，这可能是“世界上最严格”的火电排放标准，有望大规模启动电力脱硝市场。
    据悉，中国曾经先后四次颁布实施有关火电厂大气污染物的排放标准，最近的一次是2003年。2003年标准的出台曾创造了中国二氧化硫(SO2)排放大幅下滑的突出成绩，而将要出台的新标准将“剑指”氮氧化物(NOx)减排。
按照环保部此前的《火电厂大气污染物排放标准》的二次征求意见稿，新的污染物排放标准将在以往控制烟尘、二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)三类排放物质的基础上，增加对汞及其化合物的减排控制。同时是氮氧化物的减排标准严格程度被提升到了一个新水平。
结合此前四次排放标准的发布来看，中国对NOx排放的研究控制总体起步较晚。在2003年的标准中，中国对火电厂NOx的控制标准中第三时段的排放浓度为450~1100毫克/立方米，制定该标准的依据主要是低氮燃烧技术。
所谓低氮燃烧技术，旨在减少煤粉在锅炉燃烧过程中的NOx排放，这项技术在新建的、大容量的发电燃煤锅炉中应用比较普遍。
    在新标准的二次征求意见稿中，燃煤锅炉氮氧化物的排放浓度最严格的限值已经大幅下调。即从2012年1月1日开始，所有新建火电机组NOx排放量要达到100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，重点地区所有火电投运机组NOx排放量要达到100毫克/立方米，而非重点地区2003年以前投产的机组达到200毫克/立方米。
按照环保部当时对意见稿的编制说明，制定这一标准的首要原因在于防控污染的迫切需要。近年来我国NOx排放量不断增加，酸雨污染已由硫酸型向硫酸、硝酸复合型转变，城市大气环境形势依然严峻，区域性大气污染问题日趋明显。但NOx的排放控制要求与发达国家和地区相比差距较大。2003年标准中NOx的浓度限值为450～1100毫克/立方米，而发达国家和地区的NOx排放限值一般在200毫克/立方米以下。
另一个原因在于脱硝技术较几年前成熟了很多。所谓脱硝，就是对含有NOx的烟气实施还原，将其分解为氮气(N2)和水(H2O)。这是在依靠低氮燃烧技术控制NOx排放仍不能满足要求时，通过在锅炉上加装脱硝装置所实施的降低NOx排放的措施。
目前，市场上主要有两类脱硝技术。一类是选择性催化还原法(SCR)，一类是选择性非催化还原法(SNCR)。前者是利用催化剂促使NOx还原，技术装置较为复杂，但脱硝效率最高能超过90%，适用于新建机组，也是当前脱硝市场的主流技术；后者是不使用催化剂、在850℃～1100℃范围内还原NOx的方法，该装置安装相对简单，但对窗口温度要求严格，脱硝效率只有30%~50%，较SCR要低，更适用于老火电机组的改造。
如果未来新标准实施之后，大多采用SCR技术，那么将启动庞大的催化剂市场，因为催化剂在SCR装置的投入成本中占到30%～50%。
按照环保部的测算，新标准实施后，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，若都以安装高效低氮燃烧器和SCR计算，共需脱硝投资1950亿元。
而截至2010年底，我国催化剂产能只达到60000m3/年，仅可满足7500万千瓦的烟气脱硝催化剂容量。整个脱硝市场前景广阔。
亟须明确补贴鼓励企业投资
在2003年的指标推动下，中国火电企业SO2的排放控制已经获得了令人满意的结果，其中占中国全部发电装机容量一半左右的五大发电集团(华能、大唐、华电、国电、中电投)更是居功至伟。
虽然环保部门希望在“十二五”的脱硝工作中重现脱硫的辉煌，国务院国资委也在近期给五大发电集团下达了“十二五”的节能减排目标，但企业承受能力是政府需要考量的主要问题。
一位五大发电集团的相关人士接到国资委的减排指标后表示，目前完成NOx削减难度相对完成脱硫指标要小，因为现在大部分的机组还没有开展脱硝，一旦开展，大多数的企业还是能够完成。
但他同时也提及企业当前节能减排方面的成本压力，特别是火电大亏损下的成本压力。
这位人士表示说，在环保部征求意见期间，该集团曾经参考环保部的减排控制指标进行了测算，其结果是，不算汞及其化合物的排放，仅是烟尘、SO2和NOx的减排投入，会从“十一五”不到100亿元增加到近300亿元，这些资金从何而来？
中国电力[1.87 0.00%]企业联合会秘书长王志轩此前对火电脱硝曾有过测算，如果要实现标准二次征求意见稿的要求，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用共约2000亿~2500亿元。考虑“十二五”新增火电机组2.5亿千瓦，环保设施因标准提高增加年运行费用约900亿~1100亿元，如果不含现有的0.015元/千瓦时脱硫电价补贴，折算电价应增加0.02~0.025元/千瓦时。
为弥补这2毛多的运营成本，比照此前国家给予的脱硫补贴政策，业界预计政府也会在火电脱硝过程中提供脱硝电价补贴。
    环保部曾经在二次征求意见稿的说明中测算的假设标准就是每度电脱硝运行费用为0.015元，那么最终政府出台的补贴标准也将同这个值接近。据媒体新近披露的情况，根据初步方案，“十二五”期间火电烟气脱硝电价或享受每度补贴0.012元。
不过，同脱硫政策的执行相仿，不同的机组安装脱硝装置的成本有很大差异。一旦补贴不到位，企业是无法继续开展脱硝改造的。电监部门应该在脱硝政策实施后强化脱硝补贴政策的落实。
能否切实使用还需政策鼓励
尽管有了国家资金支持，能否让脱硝装置切实使用还需要政府的进一步政策落实。比如，在国家新标准出台的前后，企业对是否需要让所有机组都装置脱硝设施就有疑问。
另一位来自五大发电集团负责节能减排工作的人士就提出，集团内部有一些机组在最近几年面临着关停，一些新并购的机组也涉及到关停，对于这样的机组，恐怕不能马上上脱硫或脱硝的装置，否则会造成国有资产的浪费。
在脱硝装置建设方面，缺乏系统性的技术规范和安全运营规范也是脱硝产业面临的挑战。王志轩此前还指出，脱硝装置几乎是锅炉的一部分，也应是电力安全生产管理的对象，脱硝市场虽然刚刚起步，但也发现了同脱硫产业中相似的问题，一是脱硝装置重复引进，不利于资源优化配置；二是脱硝市场一开始就出现了低价竞争的局面，为日后稳定运行埋下隐患；三是招投标方面不规范，给不公平竞争提供了机会；四是缺乏火电厂脱硝市场的准入要求。
火电生产的特性在于，因不同的生产环境、不同的燃料成分，NOx在通过催化剂时的气流、温度和浓度分布都会不同。中国当前的SCR工程大多采用项目合作或者是技术引进的方式，我国目前还无法掌握核心的技术，特别为完全掌握流场设计的核心模拟技术。在实际建设中，盲目参考国外标准容易使脱硝装置的减排能力达不到目标设计值，会造成使用上的浪费。
同脱硫相似，在实际运营中，企业能否坚持使用脱硝设施也是挑战。无论是脱硫装置还是脱硝装置，虽然是减排的，但本身却是耗能的，而且增加企业成本。当前中国火电的亏损面高达50%以上，1~5月，中国五大发电集团火电业务亏损121.6亿元人民币，较去年同期增亏78.6亿元。在企业深度亏损的情况下，少数企业可能放松对脱硫、脱硝装置运行监管。
国家电监会在2010年的节能减排专项行动中就发现，部分燃煤电厂存在脱硫设施运行不正常、投运率和脱硫效率不高等问题。为防止企业擅自停运脱硝装置，一些地方的电监部门就要求，电力企业烟气脱硝设施应与发电主设备同步管理，并设置专人维护管理，同时建立在线监测系统。
一些学者也建议，在国家节能减排调度的政策上，对实施了脱硝措施的发电企业可以适当增加发电利用小时，鼓励企业上脱硝装置的积极性。
虽然脱硝是减排的重要举措，但使用催化剂脱硝过程中，还需注意，中国的电煤灰量大、种类多，运营过程中需要考虑氨气逃逸对生产人员带来的威胁，同时要注意脱硝过程中高压容器的安全。
尽管电力行业是空气污染排放的主要行业，但当前五大发电集团在SO2的综合脱硫效率已经达到了70%～80%，未来综合脱硝效率可能也会接近70%。在这个基础上进一步强化电力减排强度，企业会遇到较大难度。而中国的钢铁、水泥等综合脱硫率只有20%～30%，减排空间巨大。为保证全社会的减排目标，政府在出台了严格的火电排放标准后或许也需注重其他工业行业的减排要求。