火电排放新标准明年有望出台
脱硝将成约束性指标  污染物排放限额更趋严格
　　“《火电厂大气污染排放标准（第三阶段）》草案已经初步制定完成，目前处在征求意见阶段。按照环保部的要求，修订后的标准有望在２０１０年出台。具体来说，新标准对粉尘、二氧化硫和氮氧化物都有了更为严格的排放限额，尤其对氮氧化物将实施强制性控制。”６月１５日，参与该标准修订讨论工作的西安热工研究院苏州分院院长杨恂向记者透露。
　　
　　６月３日，在第十一届国际环保产业展览会暨环保产业报告会上，国家发展改革委环资司环保处处长赵鹏高透露：国家正在研究烟气脱硝的经济政策和电价政策，并于今年开展试点。
　　
　　综合今年３月２３日国家环保部下发的《２００９～２０１０年全国污染防治工作要点》文件提出的“全面开展氮氧化物污染防治”，可以推断出，强制性脱硝将成为电力行业又一约束性指标，当前已经进入如何操作和标准制定的层面。
   
　　１９１９新标准接近发达国家水平
   
　　尽管《火电厂大气污染排放标准（第三阶段）》草案还未正式公布，各种数据不得而知，但据杨恂透露，草案在控制氮氧化物排放上，划分重要地区和非重要地区，各项污染物排放指标较以前有更加严格的要求，接近发达国家的水平。
　　
　　在２００３年修订的《火电厂大气污染排放标准》里，对第三阶段规定的排放标准为４５０～１１００毫克／立方米；而在欧盟、美国等发达国家，氮氧化物的排放标准为２００毫克／立方米。 　　业内专家普遍认为，重要地区氮氧化物排放浓度定位在２００毫克／立方米，非重要地区定位为４００毫克／立方米将会是新标准确定的大致范围。
　　
　　那么如何界定重要地区和非重要地区呢？根据国家环保部《２００９~２０１０年全国污染防治工作要点》，京津冀、长三角和珠三角地区的电厂为控制氮氧化物排放的重要地区。一些专家认为，坑口电厂则会进入非重要地区行列。
　　
　　记者注意到，我国许多城市自行制定的氮氧化物排放标准实际上就已经达到或严于发达国家２００毫克／立方米的标准。例如，北京市《锅炉大气污染物排放标准》规定，所有锅炉一律执行１００毫克／立方米标准；上海市《锅炉大气污染物排放标准》规定，新建机组执行２００毫克／立方米标准，但现役机组执行的是４５０～６５０毫克／立方米标准。
　　
　　一旦在电力行业大范围进行脱硝，脱硝设备和材料的产业化进程能不能满足企业需要呢？
　　
　　中国电力企业联合会副秘书长王志轩告诉记者：“环保产业公司是当前推进火电企业烟气脱硝的一股强大力量。据这些公司负责人统计，如果把现有产能全部发挥出来，是可以满足电力行业需要的。但我觉得还是应该通过科学的方法进行评估，到底脱硝有多大的产能，能不能大规模产业化，都是需要认真考虑的。”
　　
　　有专家表示，当前在脱硝上，尽管国内企业已经具备了一定的能力和技术，但一些核心技术依然掌握在国外企业手里，如果大规模脱硝，国内环保企业还需加大自主研发力度。
   
　　现有脱硝机组容量偏小
   
　　数据表明，在我国，氮氧化物排放量主要来自火电、交通部门及工业部门，其中，火电排放量占全国氮氧化物总排放量的约４０％。据国家电站燃烧工程技术研究中心李振中预测，２０１０年以后的５～１０年中，氮氧化物的排放总量将超过二氧化硫，成为电力行业的第一大酸性气体污染排放物。
　　
　　赵鹏高透露，２００７年电力行业氮氧化物排放是８４０万吨，比２００３年增加了４０％，已经到了需要防控的地步。
　　
　　王志轩告诉记者：“氮氧化物的大量排放，一是增加了空气中氮氧化物的浓度，导致城市或区域灰霾、光化学烟雾等复合型空气污染加重；二是增加了酸雨的污染程度，这几年随着二氧化硫排放量的减少，我国酸雨中硫酸根比例在减少，但硝酸根比例在增多；三是通过干、湿沉降的作用，加重了水体富营养化的影响。诸多因素，坚定了国家进行脱硝的决心。”
　　
　　而另一方面，在我国，现有脱硝机组容量严重偏小。来自中电联的数据显示，截至２００８年年底，全国已投运的烟气脱硝机组约１９６２万千瓦，占煤电机组容量的３．４％；而在美国，２００４年烟气脱硝机组便达到１．５亿千瓦，占其煤电机组容量的４５％。王志轩告诉记者，目前正在规划在建的烟气脱硝机组已超过１亿千瓦。
　　
　　《２００９～２０１０年全国污染防治工作要点》显示，今后在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，２０１５年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。
　　
　　但由于当前电厂发电成本不断增加，利润空间一再压缩，许多发电企业对脱硝有一定的抵触情绪，都期待政府能出台政策给予补贴。
   
　　脱硝补贴每千瓦时或提高１．５分
   
　　赵鹏高表示，电力行业能积极脱硫，与国家出台电价优惠政策分不开，因此，国家发展改革委和环保部也考虑通过相应的经济杠杆继续推进电力行业脱硝。
　　
　　由此可见，一旦强制性脱硝，政府将会出台政策对电企进行补贴。
　　
　　那么，如果安装运行脱硝设施，会给企业增加多少成本呢？在电价上又该如何对经营压力日趋增加的发电企业进行补贴呢？
　　
　　目前，在控制氮氧化物排放上主要有两种方式：一是低氮燃烧技术，即在燃烧过程中控制氮氧化物的生成，使用较多的是ＬＮＢ技术；二是烟气脱硝技术，即使生成后的氮氧化物还原，包括选择性催化还原技术（ＳＣＲ）和选择性非催化还原技术（ＳＮＣＲ）。
　　
　　据杨恂介绍，根据目前国内的脱硝改造案例统计，采用ＬＮＢ技术进行脱硝，成本较低，设备投资３０元／千瓦～４０元／千瓦，脱硝效率约为４０％～５０％，氮氧化物只能控制到３５０毫克／立方米～４００毫克／立方米。而采用ＳＣＲ改造，脱硝效率可以达到８０％～９０％，氮氧化物可控制到２００毫克／立方米，但设备投资达到８０元／千瓦～１６０元／千瓦。根据环保部编制的“火电厂氮氧化物防治技术政策”，ＬＮＢ将是未来脱硝的首选技术。
　　
　　杨恂告诉记者：“通过对成本的测算和对十几个电厂脱硝改造进行的可行性研究，我们认为，在现行上网电价基础上每千瓦时提高１．５分钱应该能满足企业在脱硝上的投入。”
　　
　　王志轩也基本认同提高１．５分钱可满足脱硝需要的说法，但他认为，电价补贴只是一种措施，而且从电价上进行补贴的做法应当避免“一刀切”。
　　
　　“有的电厂氮氧化物浓度较低，本身排放的污染物也少，需要的成本和材料也就少，而有的电厂则相反。如果统一在电价上补贴，对一些电厂不公平。但如果根据污染物的排放总量来进行政府补贴，则可以有效杜绝这一问题，而且由政府埋单的话，也不会将增加的成本传导到下游电价上，不至于再增加用户的用电成本。”