在新政策出台的两年半时间内，需将全国8亿千瓦的火电机组改造完毕，时间紧。
按照老标准建设的脱硫设备寿命一般15年，企业为执行新标准，只用了5年的设备，需提前退休，或者额外增加新的补充设备，成本巨大。
新标准带动的环保治理和设备制造行业的市场规模2600亿元左右，后面还有巨大的运营服务市场。
低氮燃烧脱硝和SCR脱硝两者配合使用，催化剂的效率可达70%~80%，排放可以达到100毫克/立方米以下
“抱歉，您的问题暂时我们业务部门都不太想回答……”这是记者在问及现有机组能否按期稳定达到新标准时中国华电集团公司的回复。
距离新修订的《火电厂大气污染物排放标准》最后执行期限还有3个月，此次修订后的新标准被称为“史上最严火电排放标准”，与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等发达国家现行标准不相上下。
企业在执行新标准的过程中到底情况如何?两年半的改造时间全国火电企业究竟完成了多少机组改造?时至今日，记者采访的几家大型火电企业仍是“犹抱琵琶半遮面”。
新标准并非高不可及
采取合理控制技术可达标，低氮燃烧与SCR结合效果较好
近年来我国NOx排放量不断增加，酸雨污染已由硫酸型向硫、硝酸复合型转变，城市大气环境形势依然严峻，区域性大气污染问题日趋明显。此外，NOx的排放控制要求与发达国家及地区相比差距较大，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(欧盟现行的NOx排放限值为200mg/m3，美国为135mg/m3~184mg/m3，日本为200mg/m3)。现行排放标准已无法适应当前及未来一段时期内火电行业环境保护要求，提高排放控制要求，控制火电 NOx 排放迫在眉睫。
业内一位电力专家表示，如果仍然采用旧标准中的限值，则在2012年~2020年(或更长)的期间内仍然只能达到发达国家2002年的水平，落后发达国家10年。
新标准大大加严了排放限值，但事实上，新标准也不是一项高不可及的标准。华能北京热电厂的燃煤锅炉，早在2007年就采用当时国内技术的脱硫、脱硝和电除尘装置，做到二氧化硫<15mg/m3，二氧化氮<50mg/m3，粉尘<15mg/m3，达到了新标准规定的最严格的重点地区排放特别限值。
“我们在制定每一项标准之前，都会进行大范围的调研和测算。这次新标准在制定前我们也参考了北京市的地区性标准。”环境科学研究院环境标准所所长武雪芳表示，“标准的制定就是要通过不断提高指标来推进整个行业的前行，要通过不断地提高标准来淘汰那些落后的设备和工艺。如果制定出的新标准每个企业都能达到，那这个标准也就没有存在的必要了。”
据了解，我国脱硝技术已取得一定突破。目前火电厂应用的脱硝手段有3种：低氮燃烧脱硝、选择性催化还原法(SCR)脱硝和非选择性催化还原法(SNCR)脱硝。“低氮燃烧脱硝目前在300兆瓦以上新建机组都有应用，但脱除效率比较低，低氮燃烧技术能使电厂烟气中氮氧化物的浓度达到300~400mg/m3，在这种情况下，再利用统一SCR脱硝就可以达到100mg/m3以下。”中国工程院院士、清华大学环境系教授郝吉明表示，“两者配合使用，催化剂的效率可达70%~80%，对于实现新标准的限值是比较可行的。”
在我国的电力结构中，火电约占电力装机的78%。由于光伏、风电等新能源的发展仍存在一定问题，我国在短时间内淘汰煤电几无可能。据统计，2012年，我国火电行业排放的二氧化硫、氮氧化物约占全国二氧化硫、氮氧化物排放总量的42%、40%;火电行业还排放了烟尘151万吨，约占工业排放量的20%~30%。作为大气排放的重头，面对近来频频发生的“雾霾天”，提高火电行业排放标准也就顺理成章了。
改造进度为何缓慢?
补贴电价可以弥补脱硝成本，但任务重、时间紧、资金使用集中
事实上，我国从“十一五”期间就开始了脱硫改造工作，由于标准相较于之前提高了一倍，在新政策出台后，电厂需要对脱硫设备进行二次改造;而对于脱硝而言，由于之前安装脱硝机组比例低，也就意味着在新政策出台的两年半时间内需将全国8亿千瓦的火电机组改造完毕。
“对火电企业而言，国家已经出台脱硫脱硝和除尘电价政策，不管是否可以全部弥补治理成本，发电企业都在积极开展相应的工作。”中国华能集团公司相关负责人表示，“从实施的情况看，脱硫、脱硝、除尘等环保改造安排过于集中，规模大，工期紧，任务重，实施的范围广，协调难度大，改造投资大，资金使用集中，且承包单位的工作量相当饱满，加上受当地网调发电等因素影响，造成部分环保改造项目的设计、供货、施工进度等工作均受影响，对生产经营、安全管理等的影响也非常大。”
以脱硫为例，排放标准从400mg/m3到30mg/m3，只用了5年左右时间，但是按照老标准建设的脱硫设备寿命一般都是15年，企业为执行新标准，需要让还在服役期的设备提前退休，或者额外增加新的补充设备，成本巨大。新标准开始实施后，脱硝成为火电行业的必修课，新建机组开始执行100mg/m3的氮氧化物排放限值，现有机组必须进行脱硝改造。
《〈火电厂大气污染物排放标准〉编制说明》中，对脱硝设备改造和运行的经济成本有过预测：对新建和 2004 年 1 月 1 日~ 2011年12月31日期间环境影响评价文件通过审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实施烟气脱硝，对2003年12月31日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，若都安装高效低氮燃烧器和SCR，以老机组改造每千瓦脱硝装置投资为280元，新机组加装每千瓦脱硝装置投资为150元计，共需脱硝投资1950亿元。以每台机组年运行5000小时，每度电脱硝运行费用为 0.015元计，2015年需运行费用612亿元/年。到 2020 年，需要新增烟气脱硝容量 10.66亿千瓦，共需脱硝投资2328 亿元，2020 年需运行费用 800 亿元/年。
而在电价方面，2011年11月30日，国家发改委出台了《国家采取综合措施调控煤炭和电力价格》，明确指出自2011年12月1日起，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。根据测算，一台60万千瓦机组，安装后端脱硝装备，给予0.8分钱/千瓦时脱硝电价补贴，脱硝设施回收期约7年~8年，毛利率约12.5%。“火电厂还是有利润的。”一位电力行业人士表示。
“根据我们的预测，新标准带动的环保治理和设备制造行业的市场规模在2600亿元左右，后面还会有一个巨大的运营服务市场。”一位业内人士表示，“如果电厂的脱硫设施已经建成，基本格局已经确定，再进行改造，就会面临场地空间等问题。而对于一些环保设施设计有缺陷的电厂，可能会面临推倒重来式的改造。”
电厂为何缺少选择权?
五大集团改造工程往往内部消化，缺乏充分市场竞争，环保公司良莠不齐，改造质量难保证
火电排放新标准一发布，市场普遍预测，火电厂新排放标准的出台以及国家“十二五”减排力度的加大，将使2011年~2013年脱硝行业出现爆发式增长，从而给相关设备生产企业、服务企业、脱硝催化剂生产企业带来利好。有业内人士预测，新标准将利好脱硝市场，到2020年，中国电力行业的环保市场将达5000亿元。
大批环保公司如雨后春笋般纷纷成立，其中难免良莠不齐。五大发电集团旗下的环保工程公司，纷纷招兵买马，组建自己的脱硝队伍，或从原先脱硫事业部调派人员，或进行社会招聘。从事火电厂环保工作的企业，在这一浪潮中，都赚得盆满钵满。但面临着新标准执行最后期限的日趋临近，抓进度、赶工期的现象开始显现。
“由于时间的紧迫性，多少会在质量上打折扣，造成工程质量下降。”记者采访的多家电厂负责人，均有如此担忧。
此外，相对民营电厂而言，处于集团管控尤其是五大电力集团控股的电厂，除了追赶工期的压力外，脱硫、脱硝改造工程还存在自主选择权较弱的问题。这是业内知而不宣的事实。
按照市场化的原则，电厂既然已经付出成本，原则上当然希望将自己的项目交由施工水平过硬、设备质量好的环保工程公司来做。“但是将工程交给自己旗下的环保公司这一内部规定，就让我们没有了选择权，即使明知兄弟环保工程单位的水平不行，也只能按照集团领导意见被迫选择。”一电厂负责人表示。
另一方面，2013年媒体曾报道，称多家火电厂排放数据造假，不仅没有达到新标准提出的要求，甚至骗取脱硫补贴。
2013年下半年环境保护部组织完成了2012年度各省、自治区、直辖市和8家中央企业主要污染物总量减排核查工作，其中，有15家企业因为脱硫监测数据弄虚作假，被开出罚单，其中主要是火电厂。
按照国家的规定，对使用脱硫设施的电力企业给予1.5分钱的脱硫电价，比如一个60万千瓦的机组，国家给予的补贴大概为每年4000万元~5000万元。对此，环境保护部人士表示，不仅要把脱硫补贴扣回来，还要对上述企业予以处罚，最高罚金为补贴金额的5倍。
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