随着氮氧化物排放污染的日趋严重，国家于“十二五”期间加大了对火电厂氮氧化物排放的控制力度。而脱硝作为减少氮氧化物排放的主要手段，成为“十二五”期间火电企业面临的首要任务。虽然2011年以来，国家发改委、环境保护部及地方政府均出台了相关促进政策措施，但总体来看，目前，我国脱硝改造进展缓慢，电厂建设运营脱硝设施积极性依旧不高。因此，为有效促进火电脱硝设施建设、改造与运营，在对火电脱硝电价补贴政策逐步进行完善的基础上，还需加强部门协作，并出台相关配套措施。

　　一、火电脱硝背景概述

　　氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物之一，近年来，随着国民经济的发展、人口不断增长和能源消费量的增加，我国氮氧化物排放量持续增长。统计数据显示，1980年我国氮氧化物排放量为486万吨，2000年增至1177万吨；2008年我国氮氧化物排放量达到2000万吨，成为世界第一氮氧化物排放国；2010年我国氮氧化物排放量攀升至2273.6万吨。若不采取有效控制措施，氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给我国大气环境带来严重威胁。

　　图1 我国氮氧化物化物持续增长

　　我国氮氧化物排放主要来自火电、交通部门及工业部门。其中，火电是我国氮氧化物的第一排放源，并随着电力行业的发展而呈现不断增长的趋势。据中国环保产业协会组织发布的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》显示，2003年火电厂排放的氮氧化物总量为597.3万吨；2007年增至840万吨，比2003年增长了40%左右；2010年火电厂排放的氮氧化物总量达909万吨；随着我国工业化、城镇化进程加快和消费结构升级，“十二五”时期电力需求仍将保持快速增长，预计到“十二五”末，全国火电装机总量将达10亿千瓦，氮氧化物年排放量预计将增加到1262万吨；预计2020年，火电行业氮氧化物排放量将达到1452万吨，占比提高至48%。

　　图2 火电厂氮氧化物排放量快速增长

　　随着氮氧化物排放污染的日趋严重，国家于“十二五”期间加大了对火电厂氮氧化物排放的控制力度。而脱硝作为减少氮氧化物排放的主要手段，成为“十二五”期间火电企业面临的首要任务。国务院印发的《“十二五”节能减排综合性工作方案》规定，2015年，全国氮氧化物排放总量控制在2046.2万吨，比2010年的2273.6万吨下降10%；并要求，加强电力行业节能减排，“十二五”期间，新建燃煤机组全部安装脱硫脱硝设施；单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。

　　二、火电脱硝相关促进政策

　　为推动火电行业排放强度降低并减少污染物排放，加快转变火电行业发展方式和优化产业结构，2011年，环境保护部出台了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）（简称“新《标准》”），并自2012年1月1日起正式实施。新《标准》收紧了污染物排放限值，提高了新建机组和现有机组氮氧化物、烟尘、二氧化硫等污染物的排放控制要求。根据新《标准》，自2012年1月1日开始，新建火电机组氮氧化物的排放限值为100毫克/立方米；自2014年7月1日起，现有火电机组氮氧化物排放限值均为100毫克/立方米。据测算，实施新标准后，到2015年，电力行业氮氧化物排放可减少580万吨。

　　表1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值表

　　单位：mg/立方米（烟气黑度除外）

　　注：（1）位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。

　　　　（2）采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。

　　　　（3）重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表中规定的大气污染物特别排放限值，但具体地域范围、实施时间，有国务院环境保护行政主管部门规定。

　　为提高火电企业脱硝的积极性，国家发改委还相继出台了火电脱硝电价补贴政策，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂，每千瓦时补贴0.8分钱，并要求于2011年底开始在北京、山西、山东、江苏等14个省（自治区、直辖市）开展试点。

　　与此同时，多个省份也就火电脱硝及电价问题出台了相关政策和规划，不断加大政策执行力度。其中，山西省要求11台未完成2011年脱硝任务的机组停产整治；上海市将燃煤电厂脱硝项目列入2012年上海市重大工程；山东省此次将获准脱硝电价补贴的机组最低容量定为30万千瓦；辽宁省将国家要求的脱硝机组从30万千瓦的标准提升到20万千瓦；另外，湖北、江苏、重庆等省市也纷纷出台了严格的政策规定。

　　表2 部分省市火电脱硝相关政策

　　三、火电脱硝存在的问题

　　一方面，目前我国脱硝改造的进展缓慢，火电脱硝机组总体比例严重偏低，“十二五”期间我国火电脱硝设施新建、改造时间紧、任务重。国家电监会2012年1月发布的《关于脱硝电价政策的研究和建议》调研报告显示，当前，全国火电脱硝机组占比约为15%，按全国火电装机容量7亿千瓦来算，仍有6亿多千瓦火电机组需要进行脱硝改造。另外，报告还显示，截止2011年8月份，7家中央发电集团已投运的脱硝机组容量为7306万千瓦，仅占其燃煤机组容量的17%。

　　另一方面，我国目前开始试行的每度电0.8分钱的火电脱硝电价补贴只能在一定程度上缓解火电企业成本上涨压力，但并不能全额弥补脱硝成本。国家电监会调研报告显示，根据重点调研省份的数据进行初步测算，同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.13分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.33分/千瓦时。可以看出，现行的火电脱硝电机补贴标准与燃煤电厂的脱硝成本还存在一定差距，因此在火电企业经营形势持续恶化的情况下，因脱硝成本无法疏导，电厂建设运营脱硝设施积极性不高。

　　另外，不容忽视的是，燃煤火电机组脱硝改造需要火电设备停止运营，从而打破了原有机组的合理检修周期，不仅降低了火力发电企业的发电量和经济效益，对电力安全有序供应产生重要影响；同时大规模密集的环保改造，也有可能导致设备改造设计、制造、施工资源紧张。与此同时，许多待改造的燃煤火电机组已经运行十几年，由于建设初期并没有脱硝方面的要求，所以在机组设计、建设时都没有考虑预留脱硝装置的安装场地，直接导致施工安装难度增加。

　　四、火电脱硝相关建议

　　在脱硝电价方面，为充分发挥价格政策的引导作用，有效促进火电脱硝设施建设和改造，保障脱硝设施全面投运，鼓励企业不断提高运营水平和减排效率，从短期来看，电脱硝电价补贴还应适当提高。从中长期来看，应该对脱硝电价补贴政策逐步进行完善。一方面，可根据具体项目逐年到位实现加价；同时，还可根据煤种以及项目类型是新建还是改造脱硝设施，来制定不同的电价补贴。此外，除通过价格政策给予一定收入补贴外，还可通过氮氧化物减排降低排污费等成本支出，利用价格政策与环保收费政策共同补偿企业脱硝成本。

　　在配套措施方面，为促进火电脱硝工作顺利推进，还应出台相关配套措施。首先，对于目前普遍存在的脱硝工程改造、建设及运行资金缺口较大问题，除通过价格政策逐步进行解决外，还可通过环保专项补助资金、排污权有偿调剂、脱硝电价优惠政策等多种方式予以解决，也可考虑对脱硝机组在电量指标、银行贷款利率、税收等方面给予发电企业一定的政策优惠。其次，还需加强火电脱硝监管，可借鉴脱硫电价经验，将脱硝设施在线监测系统同步接入环保部门和电力监管机构。再次，加大对脱硝关键技术研发的支持力度，鼓励技术创新和自主化。

　　另外，火电脱硝工作的推进还需要发改委、电力行政主管部门与环保行政主管部门加强协调，进一步分析测算新的排放标准对电力工业乃至整个社会的影响，完善排放标准使之科学合理；对可能出现的由于大量机组停机改造造成的电力平衡问题提出应对措施；适当放宽老机组脱硝改造时间，合理安排检修计划保障现有机组安全稳定供电。