7月份已經來臨，離新版《火電廠大氣污染物排放標準》所要求的現有火電廠執行新的煙塵、二氧化硫、氮氧化合物排放限值的日期（2014年7月1日），還有整整一年時間。該新標準在過去的一年半的執行期間內，脫硝改造進度緩慢，一直為人們所關注。事實上，該標準一經推出，便因其嚴格程度而被冠以“史上最嚴”，而隨后出臺的0.8分/千瓦時的電價補貼標準，則被廣泛認為是“標準太低”。而據介紹，熱電聯產企業因其同時生產熱力和電力，與純發電機組存在較明顯差異，也一直存在希望得到補貼標準及減排政策相應傾斜的聲音。

脫硝改造進度慢

“目前我國制定的脫硝標準由于過于苛刻，在可執行性方面，各類電廠面臨不小困難。”據福建省東鍋節能科技有限公司總經理方桂平介紹，當地大型電廠已經陸續動工進行脫硝改造，“但在小型電廠方面，仍然只是相關部門在催工，電廠方面還未普遍開展起來。”

而據一位黑龍江熱電行業人士介紹，該省熱電行業的脫硝工作，進展同樣緩慢。“大型電廠在脫硫脫硝等環保改造方面走在了前頭，而多數小型電廠還只是在進行相關脫硫改造，脫硝改造工作還未開始實施。”

標準嚴格，熱電脫硝成本驟增

據江蘇連云港亞邦供熱有限公司總經理屈紅彬介紹，目前機組的脫硝主要采用選擇性非催化還原（SNCR）和選擇性催化還原(SCR)技術。其中，SNCR是將脫硫藥劑直接噴入鍋爐，相對簡單且便宜，而SCR則需要安裝改造其他設備，同時需要增加催化劑，所以成本較高。

另據了解，熱電企業原本就多采用循環流化床鍋爐（CFB），這種鍋爐本身就是低氮燃燒的。但是目前的排放標準限值定得太低，例如，我國絕大部分地區火電廠執行的氮氧化合物排放標準為100毫克/立方米，所以在采用SNCR方法時，電廠不能滿足排放要求。

對此，方桂平表示：“如果排放限值略微提升一點，例如達到150毫克/立方米的話，那么電廠只要采用CFB與SNCR的組合，便能輕松達到排放要求。由于目前標準為100毫克/立方米，所以為了能達到排放要求，電廠只能采用SCR技術。因為SCR多了一個催化藥劑，其脫硝效率能在80%以上，能滿足排放要求，但這也使得脫硝成本驟增。”

理應獲得更高脫硝補貼

另據介紹，熱電行業的主要特征之一便是“以熱定電”，首先需要確定的是供熱量，在此基礎上確定發電量。熱電聯產的主營業務應該是熱力，而電力只是副產品，占熱電聯產企業產出的很小比例。然而脫硝補貼卻只補貼電力生產部分，而不補貼熱力生產部分，所以該政策存在明顯漏洞。

此外，據中國電機工程學會熱電專委會顧問王振銘介紹，在沒有熱電企業的地方，當地供暖、供汽主要靠小鍋爐。“在許多地方，這種小鍋爐可謂遍地都是。但是這類小鍋爐沒有辦法搞脫硫、脫硝等環保改造，這對于當地環境造成了不小的挑戰。”王振銘說，而熱電廠的出現，則大大緩解了以上情況。

“熱電廠可以取代大量的小鍋爐，并且能源利用效率更高，在提供同樣供熱量的情況下，減少了大量煤炭消耗；同時，熱電廠可以采取除塵、脫硫、脫硝等改造，環保效果好。”王振銘說，“這是一舉多得的能源利用方式，理應得到更多的政策扶持和鼓勵，以使得其充分發揮優勢并得到更好的發展。”

但據王振銘介紹，目前在脫硫脫硝方面，相關部門并沒有給予熱電企業更多的補貼，存在補貼量不到位的情況。事實上，并不只是因為熱電企業表現好，就應該得到更多的補貼作為獎勵，而更主要的是熱電企業確實面對著更高的脫硝改造成本。“與大型純發電機組相比，裝機容量相對小得多的熱電機組，其單位千瓦時的脫硝改造成本要高于大型純發電機組，所以熱電企業期望較高的脫硝補貼的以彌補較高的脫硝成本，這確實有其合理性。”王振銘說。