编者按：7月份已经来临，离新版《火电厂大气污染物排放标准》所要求的现有火电厂执行新的烟尘、二氧化硫、氮氧化合物排放限值的日期（2014年7月1日），还有整整一年时间。该新标准在过去的一年半的执行期间内，脱硝改造进度缓慢，一直为人们所关注。事实上，该标准一经推出，便因其严格程度而被冠以“史上最严”，而随后出台的0.8分/千瓦时的电价补贴标准，则被广泛认为是“标准太低”。而据介绍，热电联产企业因其同时生产热力和电力，与纯发电机组存在较明显差异，也一直存在希望得到补贴标准及减排政策相应倾斜的声音。
脱硝改造进度慢
“目前我国制定的脱硝标准由于过于苛刻，在可执行性方面，各类电厂面临不小困难。”据福建省东锅节能科技有限公司总经理方桂平介绍，当地大型电厂已经陆续动工进行脱硝改造，“但在小型电厂方面，仍然只是相关部门在催工，电厂方面还未普遍开展起来。”
而据一位黑龙江热电行业人士介绍，该省热电行业的脱硝工作，进展同样缓慢。“大型电厂在脱硫脱硝等环保改造方面走在了前头，而多数小型电厂还只是在进行相关脱硫改造，脱硝改造工作还未开始实施。”
标准严格，热电脱硝成本骤增
据江苏连云港亚邦供热有限公司总经理屈红彬介绍，目前机组的脱硝主要采用选择性非催化还原（SNCR）和选择性催化还原(SCR)技术。其中，SNCR是将脱硫药剂直接喷入锅炉，相对简单且便宜，而SCR则需要安装改造其他设备，同时需要增加催化剂，所以成本较高。
另据了解，热电企业原本就多采用循环流化床锅炉（CFB），这种锅炉本身就是低氮燃烧的。但是目前的排放标准限值定得太低，例如，我国绝大部分地区火电厂执行的氮氧化合物排放标准为100毫克/立方米，所以在采用SNCR方法时，电厂不能满足排放要求。
对此，方桂平表示：“如果排放限值略微提升一点，例如达到150毫克/立方米的话，那么电厂只要采用CFB与SNCR的组合，便能轻松达到排放要求。由于目前标准为100毫克/立方米，所以为了能达到排放要求，电厂只能采用SCR技术。因为SCR多了一个催化药剂，其脱硝效率能在80%以上，能满足排放要求，但这也使得脱硝成本骤增。”
理应获得更高脱硝补贴
另据介绍，热电行业的主要特征之一便是“以热定电”，首先需要确定的是供热量，在此基础上确定发电量。热电联产的主营业务应该是热力，而电力只是副产品，占热电联产企业产出的很小比例。然而脱硝补贴却只补贴电力生产部分，而不补贴热力生产部分，所以该政策存在明显漏洞。
此外，据中国电机工程学会热电专委会顾问王振铭介绍，在没有热电企业的地方，当地供暖、供汽主要靠小锅炉。“在许多地方，这种小锅炉可谓遍地都是。但是这类小锅炉没有办法搞脱硫、脱硝等环保改造，这对于当地环境造成了不小的挑战。”王振铭说，而热电厂的出现，则大大缓解了以上情况。
“热电厂可以取代大量的小锅炉，并且能源利用效率更高，在提供同样供热量的情况下，减少了大量煤炭消耗；同时，热电厂可以采取除尘、脱硫、脱硝等改造，环保效果好。”王振铭说，“这是一举多得的能源利用方式，理应得到更多的政策扶持和鼓励，以使得其充分发挥优势并得到更好的发展。”
但据王振铭介绍，目前在脱硫脱硝方面，相关部门并没有给予热电企业更多的补贴，存在补贴量不到位的情况。事实上，并不只是因为热电企业表现好，就应该得到更多的补贴作为奖励，而更主要的是热电企业确实面对着更高的脱硝改造成本。“与大型纯发电机组相比，装机容量相对小得多的热电机组，其单位千瓦时的脱硝改造成本要高于大型纯发电机组，所以热电企业期望较高的脱硝补贴的以弥补较高的脱硝成本，这确实有其合理性。”王振铭说。
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