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王忠渠以国电集团为例算了一笔帐：按年利用小时5000和最低脱硝成本测算，扣除目前补贴后，国电现有脱硝机组(指3082万千瓦)每年需要自身消化的运行成本高达6.1亿元;预计到2015年，每年增加的运行成本将达到18亿元。

津能热电副总经理席爱民提出，国家给予的燃煤脱硫脱硝方面的补贴只反映在电量上，用于供热的燃煤脱硫脱硝并没有补贴。“去年供热的烟气处理量占整个烟气处理量的18%左右，这部分是没有补贴的，无论是脱硫还是脱硝。”

电厂的经营收入受限于煤价、电价和热价，但保障供应是硬任务，节能减排也是硬任务。据介绍，津能热电厂目前的环保投入基本上依靠银行贷款，且银行在此方面并没有优惠政策。

不过，上海漕泾电厂由于投产运行了百万机组，补贴得以弥补大部分成本。上海电力安全与环境保护监察部副主任徐小明在接受采访时说：“上海市政府对脱硫和脱硝改造的建设费用补贴约占企业投入成本的四分之一，目前正在制定除尘改造的补贴政策，对发电企业的支持力度不小。就上海电力而言，脱硫电价补贴相对于脱硫成本，100万机组在满负荷情况下可能还会稍微盈利，60万机组打平，30万以下机组是不行的。”他解释道，大机组发电效率高、发电量大，环保投资成本折合到每度电就小，因此机组越大越“划算”。

除了资金压力，技术、煤源、场地、工期等都是现阶段减排难以突破的瓶颈。

“最困难的还是技术。”华电淄博热电总经理王立波告诉记者，催化剂国内几乎没有企业可以完全生产，都需要从国外进口原材料在国内进行加工，脱硫的核心技术大都依赖国外。

“脱硫技术上确实还有一定的难度，按照国家规定，200 mg/Nm3的标准对于煤质比较好的地方问题不大，但对于煤质比较差的地方难度还是很大的。”王忠渠介绍说，含硫量高的煤需要经过很多的程序才能达到200 mg/Nm3标准，技术要求很强。

说到煤质问题，王忠渠显得很无奈。由于煤电价格传导机制不畅，多年来电煤价格持续上涨，煤质在不断下降。“我国的煤含硫量、含灰量要比国外的高好几倍，国外很多煤烧完看不到灰，但我们的含灰量有的达到50%。这种煤烧起来对设备破坏性很大，对环保设施也是不小的负担。”

对此，徐小明也表示，缺乏稳定可靠的煤源是当前火电企业的困扰之一。“设计煤种都是很贵的，我国煤炭供应比较多元化，和设计煤种有一定差距，因此机组都是偏离运行。”

他还提到，对原有机组进行技术改造最大的难题在于场地的限制。“这是历史原因造成的。以前的发电厂都节约用地，烟囱到主厂房的距离越短造价越少。现在老厂就没有足够大的空间，会造成流场不均匀。日本在三十年前就开始注意到这个问题，后造的电厂一步到位。”

此外，“工期短，工作量大”加重了企业负担。根据国家新标准要求，脱硝改造的“大限”是2014年6月底。机组脱硝技术改造的同时，还要保证正常发电，给电厂带来严峻挑战。“比如一个省，3000万的装机，大家都需要改造，发电的任务就会非常紧，那样我们只有先将不停机的外围工作干完，尽量压缩工期。”王忠渠介绍。

火电厂“减排革命”带来的人员安置问题也十分突出。高井热电厂按照计划，2013年底3台35万千瓦的燃汽轮机将投产，与此同时，6台10万千瓦燃煤机组将逐步被淘汰。“厂里现在有1300多员工，燃气轮机自动化程度高，最多150个人就够。所以新机上来后，很多人的饭碗成问题。”林永文说。

原标题：火电离节能减排还有几道坎儿

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