火电脱硝时间缘何提前？
2011年1月14日，《火电厂大气污染物排放标准》(二次征求意见稿)发布，这是环境保护部针对《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2003)的又一次修订。这一标准草案曾于2009年公开征求意见，与之相比，这一稿中的火电脱硝时间表明显提前，明确要求以火电行业为重点，开展工业NOx污染防治。同时，对火电厂NOx的排放标准也更为严格，减排力度进一步加大。
解读一 火电厂面临哪些环境问题的挑战？
火电厂是烟尘、SO2和NOx等大气污染物排放的主要来源，我国先后4次颁布实施有关火电厂大气污染物的排放标准，现行的标准为《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2003)。
目前，我国的环境形势依然严峻，以煤为主的能源结构导致大气污染物排放总量居高不下，潜在的环境问题不断显现。区域性大气污染问题日趋明显，长三角、珠三角和京津冀地区等城市群大气污染呈现明显的区域性特征，氮氧化物(NOx)的污染问题尚未得到有效控制，酸雨的类型已经从硫酸型向硫酸和硝酸复合型转化。
我国能源资源以煤炭为主，在电源结构方面今后相当长的时间内将继续维持燃煤机组的基本格局。按照我国经济发展的速度，要达到中等发达国家的经济水平，全国平均每人最低需要1个千瓦的装机容量。按照目前的排放控制水平，到2020年，我国火电排放的NOx将达到1234万吨以上。由此可见，火电大气污染物的排放对生态环境的影响将越来越严重。GB13223－2003已难以适应新形势下环境保护工作的要求，提高排放控制要求，控制火电NOx排放迫在眉睫。
解读二 我国脱硝与国际接轨还有多远？
严格排放限值
GB13223－2003对NOx的排放控制要求与发达国家和地区相比差距较大，GB13223－2003中NOx的浓度限值为450～1100mg/m3，而发达国家和地区的NOx排放限值一般在200mg/m3以下。
2009年7月发布的征求意见稿中规定燃煤锅炉的NOx排放重点地区执行200mg/m3，其他地区执行400mg/m3。此次修改后的版本则规定新建、已建脱硝装置和预留脱硝场地的燃煤电厂NOx的排放限值调整为100mg/m3；2003年12月31日前建成的燃煤电厂，因其未预留脱硝场地及机组运行年限已较长，执行200mg/m3排放限值；重点地区的燃煤电厂执行100mg/m3排放限值。这一限值比欧盟现行的《大型燃烧装置大气污染物排放限制指令》(2001/80/EC)中规定的新建大型燃烧装置排放限值(200mg/m3)和美国2005年规定的新源排放限值(1.0lb/MWh，约折合135mg/m3)都严格。
发展脱硝技术
我国火电厂依靠低氮燃烧技术控制NOx排放已不能满足要求，因此需要实施烟气脱硝。目前已在发达国家得到广泛应用的SCR技术，成为我国火电脱硝的主要方法。日本率先于上世纪70年代对SCR技术实现商业化，20世纪90年代福建后石电厂采用日立技术在600MW火电机组上率先建成了我国第一套SCR烟气脱硝装置。截至目前，我国共有约200台套脱硝装置投入运营。
为适应更严格的排放要求，我国已有许多研究机构对SCR工艺、催化剂和相关技术设备开展了全面研究，并已取得了初步的研究进展，但仍在起步阶段。
解读三 新政对行业市场会产生哪些影响？
环境保护部根据测算得出，若对新建和2004年~2011年底期间通过环评审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实施烟气脱硝，对2003年底前建成的火电机组部分实施烟气脱硝，则新标准实施后，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，共需脱硝投资1950亿元，2015年需运行费用612亿元/年。
经济效益预测一经公布，市场马上做出了反应，2011年1月电气设备指数下跌4.26％，有分析师表示，烟气脱硝系统复杂、技术含量高、投资大，核心技术主要掌握在日本日立等外国公司手里。也有专家表示，截至2010年底，我国催化剂产能达到6万m3/年，可满足7500万千瓦的烟气脱硝催化剂容量，未来还有巨大的市场空间，国内脱硝催化剂生产商将成为最大的受益者之一。
环境保护部在新标准的实施建议中提出，在对火电行业NOx排放进行控制的同时，还应同步对机动车和其他工业行业进行控制；国家NOx重点控制区域首先应为长三角、珠三角、京津冀(环渤海)，在改善这些地区区域性大气污染的同时，积累经验、培育脱硝产业发展，在此基础上逐步扩大重点控制区域的范围。
在2011年全国环保工作会议上，周生贤部长在报告中提出了“积极完善有利于减排的政策机制”，明确讲到了“火电行业脱硝电价优惠政策”。新标准中也涉及到了每度电脱硝运行费用为1.5分人民币这样的经济预测。从长远来看，强制性脱硝必然成为电力行业又一约束性指标，此次发布的新标准中NOx的污染控制要求也力求与国家“十二五”NOx污染控制目标相协调，政府也在考虑通过相应的经济杠杆继续推进电力行业脱硝。
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