火电脱硝不仅是环境问题，更是经济问题。
从今年1月1日起，《火电厂大气污染物排放标准》开始实施。为了提高火电企业脱硝的积极性，国家发展改革委相继出台了火电脱硝电价补贴政策，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂，每千瓦时加价0.008元。今年一季度已经过去，据《发电周刊》了解，各地火电企业的脱硝工作已开启大幕。
多省出台政策促脱硝
近期，我国多个省份的环保厅都就本省火电脱硝及电价问题出台了相关政策和规划。
山东省物价局按照 《国家发展改革委关于调整华北电网电价的通知》等文件规定，对省内安装并运行脱硝装置，且经过国家环保部验收合格的4家企业试行脱硝电价。这也是山东省核准的首批试行脱硝电价项目。
江苏省在3月份实施电价补贴政策，省内13.5万千瓦及以上发电机组只要脱硝达标排放即能享受到每度电0.008元的电价补贴。
辽宁省下发了《辽宁省“十二五”期间电力企业脱硝计划》，表示要从环保专项补助资金、省政府采取贴息等方式支持企业贷款、开展排污权有偿调剂并用新建项目的总量调剂资金建立减排专项资金、让脱硝企业尽快享受到脱硝电价优惠政策4个方面来“研究解决问题”。
政策严格力度加大
国家电监会 《关于脱硝电价政策的研究和建议》的调研报告显示，在电监会重点调研的多个省份中，脱硝设施投运率高低不一，实际脱硝效率与环保部所提目标相差不少。再加上减排目标已经被纳入各省的评价考核当中，各省今年火电减排的政策严格力度不可谓不大。
江苏省今年3月份执行的脱硝补贴电价规定，按照脱硝实绩来考核，以发电机组的投运率为准，扣除氮氧化物排放超出的时间内实际发电量的脱硝补贴电价，再将一个月的考核累计相加，最终按照机组达标排放期间的实际发电量来兑现补贴电价。
湖北省则将11台需要进行脱硝建设的机组名称及脱硝工程最后期限明确公示。
山西省更是要求11台未完成2011年脱硝任务的机组停产整治。
上海市将燃煤电厂脱硝项目列入2012年上海市重大工程，山东省此次将获准脱硝电价补贴的机组最低容量定为30万千瓦，辽宁省将国家要求的脱硝机组从30万千瓦的标准提升到20万千瓦；此外，重庆、青海、河北等省也纷纷出台了严格的政策规定。
补贴只可缓解成本压力
大唐黄岛发电有限公司是此次山东省首批核准脱硝电价4家公司之一，《发电周刊》第一时间采访到了该公司的总工程师孙德金。
他说，“2008年由于当时烟气脱硝在我国还属于起步阶段，主要技术和关键设备都依赖进口，脱硝投资成本较高。作为山东省第一家建设安装脱硝系统的电厂，我们两台机组脱硝装置共投资1.66亿元，占节能减排总造价的25%，按照现在脱硝催化剂的价格测算，脱硝成本在1.23分/千瓦时，以目前脱硝电价的水平不能持平脱硝带来的成本支出。”随后，孙德金向记者算了一笔账。
“如果机组运行按年利用小时数5500小时计算，脱硝机组年上网电量约为70亿千瓦时，按脱硝90%投入率计算，脱硝电价收入约为4300万元，而因脱硝投入增加成本支出约为6600万元，差额2300万元。虽然国家已开始试行每度电0.008元的脱硝电价补贴，因此目前试行的脱硝电价水平尚不能全额弥补脱硝成本。”有专家指出，通过综合考量火电机组加装脱硝设施的建设成本和运营成本两部分因素初步测算，同步建设脱硝设施的单位总成本约为1.13分/千瓦时，技改加装脱硝设施的单位总成本约为1.33分/千瓦时。这显然与发改委提出的0.8分/千瓦时的补贴标准相差不少。
脱硝达标仍需加大支持
据《关于脱硝电价政策的研究和建议》的报告称，我国目前火电装机容量大约是7亿千瓦，其中脱硝机组约1亿千瓦。尚有6亿多千瓦机组需要进行脱硝改造。其重点调研省份已投运脱硝机组容量为5565万千瓦，占燃煤机组装机比例仅为16.15%，平均实际脱硝效率在70%左右。
对于减排的压力，孙德金表示，“在当前发电企业经营困难的时期，较高的成本使得发电企业不堪重负，脱硝设施的投入更是增加了发电企业负担。”“氮氧化物减排任务不仅是国家节能减排的要求，也是发电企业履行社会责任的光荣使命，目前脱硝电价补贴虽不能与脱硝成本持平，但至少弥补了企业65%的脱硝成本，脱硝电价政策的实施可有效地促进节能减排工作更好的开展，企业节能减排工作的积极性也可以进一步提高。”孙德金补充道。
业内专家建议，未来应该对脱硝电价补贴政策进行完善，例如可根据具体项目逐年到位实现加价，而非一次性加价；同时，应区分煤种以及项目类型是新建还是改造脱硝设施，来制定不同的电价补贴。在具体的电价补贴标准上，报告建议，未来同步建设脱硝设施机组加价1.1分/千瓦时，而技改加装脱硝设施加价1.3分/千瓦时。
此外，除通过价格政策给予一定收入补贴外，还应通过氮氧化物减排降低排污费等成本支出，利用价格政策与环保收费政策共同补偿企业脱硝成本。
