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我国火电行业污染减排面临挑战及其对策
2013年1月以来，我国中东部地区发生了有史以来规模最大（超过100万平方公里）、持续时间最长的灰霾天气，作为耗煤大户和污染物排放大户的火电行业如何控制污染备受关注。
一、面临的挑战
（一）减排空间越来越小
“十二五”期间，火电装机新增约3.3亿千瓦，相应增加约4.5亿吨原煤，比“十一五”末增加20％以上。因此，燃煤电厂大气污染物排放控制的任务非常艰巨。即使新增火电机组全部安装脱硫设施，二氧化硫排放量仍将增加约80万吨/年。
火电行业大规模脱硝受多种因素影响和制约。为实现氮氧化物总量控制目标，“十二五”期间我国电力行业脱硝装机容量比例需达到70％以上(包括新增机组)，这将大于“十一五”期间二氧化硫的脱硫装机容量。此外，脱硝还原剂氨的需求量将很大，脱硝装置中的催化剂也未实现国产化，以及催化剂失效后的处理等都将加大电力行业氮氧化物减排的难度。
我国供电标准煤耗已达到世界先进水平，低于美国和澳大利亚，煤耗再继续下降的空间已经非常有限。
（二）技术难题亟待突破
一是除尘技术问题亟待解决。目前，我国静电除尘技术已处于国际领先水平，应用比例约94％。由于我国燃煤灰份较高，煤质和负荷多变，要稳定达到30mg/m3的烟尘排放限值，需采用6电场以上的电除尘器。现役机组多以4电场为主，绝大多数没有增加电场的空间，须采用布袋除尘技术、电袋复合除尘技术或移动电极、高频电源等新工艺。从运行效果看，部分布袋(含电袋)除尘器存在较大技术不稳定性，出现了多起短期运行布袋破损的情况。妥善处置及布袋滤料国产化等都是问题。
二是脱硫设施面临改造。新标准实施要求火电厂提高脱硫装置性能，脱硫效率超过95％的高效烟气脱硫装置将成为市场主流，尤其是石灰石—石膏湿法脱硫装置将获得更大市场空间。而一些因技术局限性无法在脱硫效率上得到突破、排放不能满足要求的工艺将面临被洗牌的命运。几乎所有循环流化床锅炉炉内脱硫的电厂都将面临新增炉外烟气脱硫的改造。
煤质保证也非常关键，以实际长期连续稳定运行的脱硫效率最好水平95％计，如排放限值达到50mg/m3，燃煤含硫量须低于0.4％；达到100mg/m3，燃煤含硫量须低于1.0％。
据统计，京津冀、长三角、珠三角地区燃煤机组容量超过两亿千瓦，根据国内的电煤供应形势，难以保证全部机组长期稳定燃用含硫量小于0.4％的特低硫煤。同时，新建机组也无法保证全部燃用含硫量小于1.0％以下的电煤。
三是脱硝技术有待突破。电力行业大规模脱硝受多种因素影响。目前，我国尚未彻底解决脱硝催化剂原料的技术瓶颈问题，脱硝催化剂及其原料(钛白粉)需要大量进口(国外也无法完全满足要求)。此外，电厂脱硝还原剂氨的需求量加大，对于脱硝还原剂(液氨、尿素)紧俏地区，可能会催生一批能耗高的小化肥厂。生产液氨和尿素不但要消耗很多石油、天然气和优质煤，还伴随更多的环境污染和安全问题。催化剂失效后的处理也需予以重视。
四是汞排放控制技术。目前，我国对火电厂汞排放的数量、对环境质量的影响范围和强度等尚不明确，对不同燃煤的汞含量情况也未掌握，汞排放的控制技术和监测技术尚不成熟，薄弱的技术基础无法支撑火电厂烟气汞排放控制。
（三）新增的资金压力大
初步估算，要满足新标准要求，现役机组中分别有94％、80％和90％的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用约2000亿元～2500亿元。考虑“十二五”新增火电机组约3.3亿千瓦，环保设施因标准提高增加年运行费用约900亿元～1100亿元，折算电价应增加0.02～0.025元/千瓦时(不含现有的0.015元/千瓦时脱硫电价)。
我国脱硫机组容量已逾5亿千瓦，其中90％以上是近5年建成投产的。近年来，受电煤质量变差、含硫量普遍升高的影响，电力企业已消耗巨资对不能达标的脱硫装置进行了不同程度的技术改造。由于排放限值大幅加严，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，势必又将开展新一轮的现役机组脱硫改造，部分设施甚至要推倒重建，火电企业资金压力巨大。
（四）运行效率不高
根据“十一五”期间的调研和普查，不少电厂环保设施运行状况不够理想，与设计要求尚有差距，尤其是中西部地区的电厂，其环保功能未得到充分发挥。
以脱硫设施为例，根据《2010年环境统计年报》，2010年纳入重点调查统计范围的电力企业2386家，共安装了3266套脱硫设施，二氧化硫去除率仅为69.5％。同样，脱硝设施也存在这些问题，尤其是低负荷时候，脱硝效率大幅度降低，导致脱硝效果很不理想。
二、对策建议
（一）到2020年将我国火电占比控制到60%以下
随着国家节能减排力度不断加大，电力行业节能减排空间越来越小，难度越来越大，成本越来越高。尤其是从电力行业的发电、输电等单纯环节来看，都在不断向节能减排的“极限”靠近。但从系统优化来看，如电源电网协调