11月30日，国家发改委发布通知，12月1日起，在全国范围内对发电用煤实施临时价格干预措施，试行阶梯电价制度，适当提高火电企业上网电价、核定和调整部分水电企业上网电价，以及调整跨省、跨区域送电价格。将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱，全国销售电价将平均每千瓦提高3分钱左右。同时，值得关注的是，自从不久前火电厂最新排污标准公布以来，一直备受各相关行业期待的火电脱硝补贴电价政策也一并公布。发改委通知中称，将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。这一补贴政策的出台，意味着我国火电厂“十二五”期间大规模脱硝改造行动即将正式展开，而脱硝改造相关市场也将随之迎来巨大发展空间。
电企成本压力有望缓解
根据国务院8月底印发的《“十二五”节能减排综合性工作方案》，到2015年，全国氮氧化物排放总量将控制在2046.2万吨，比2010年的2273.6万吨下降10%。同时要求“十二五”期间新建燃煤机组全部安装脱硫脱硝设施，不能稳定达标排放的要进行更新改造，单机容量30万千瓦及以上燃煤机组将全部加装脱硝设施。而在9月21日最新公布的《火电厂大气污染物排放标准》中，大幅度提高了火电厂污染物排放要求，并对氮氧化物执行非常严格的排放标准，要求全国火电企业现役和新建火电机组在2014年前排放的氮氧化物上限值达到200毫克/立方米。因此，据环保部预测，火电厂大气污染物排放新标准实施后，到2015年，全国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。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。大规模的需求将为脱硝设备、原料和服务市场带来良好的发展空间。
然而，由于近年来火电企业受到电煤价格持续上涨等原因影响，行业大面积亏损，生产经营困难，环保排放标准的提高所需要的大量资金和成本将难以消化。有不少电厂都面临着虽然已经规划了火电脱硝方案，但由于资金短缺，无法实施改造的局面。从国内火电脱硝市场的现状来看，约有6.1亿千瓦装机容量的已建燃煤机组尚未安装脱硝设备，同时“十二五”期间还将新增2.6亿千瓦火电机组，目前仅有13.7%的火电机组投产脱硝项目。也就是说，脱硝市场尽管有着发展潜力，但在资金限制下并未大规模启动。而随着电价上调和脱硝电价补贴政策的出台，火电企业将有望摆脱亏损困境。中国电力企业联合会统计部主任薛静表示，如果电煤价格干预措施顺利实施，保证煤价稳定，目前电价上调的2.6分钱将为火电企业每年增加600亿元-700亿元收入，能够一定程度上弥补电厂的亏损局面，缓解煤电价格矛盾。同时脱硝补贴也将减轻火电企业的成本压力，电企脱硝进程将进一步加快并拉动脱硝设备产业链的发展，火电脱硝相关市场也有望在近两年出现快速增长。
设备及催化剂市场同时发展
记者了解到，目前我国脱硝采用的技术主要包括前段的炉内脱硝(低氮燃烧)技术和后端的尾部脱硝(烟气催化还原法)两大类。根据环保部2010年《火电厂氮氧化物防治技术政策》的要求，对火电机组实施烟气脱硝时，倡导前段和后端脱硝措施结合的方式。合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施。低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。同时，据有关专家测算，采用炉内降氮技术和后端催化还原技术联合脱硝的设施，比单独使用其中一项技术脱硝效率更高，成本也相对比较低廉。
据悉，� | 
