当前，已建成运行的脱硫工程中，由于技术适用性差、工程质量不过关，运行故障率、运行的成本居高不下，脱硫石膏处置难等问题具有一定的普遍性。而在运行过程中，由于弄虚作假加上大部分燃煤电厂对脱硫设施还不具备专业的运行、维护能力，业内估计，超过3成的脱硫设施处于非正常运行状态。

  如何切实保证运行效率，提升公司积极性?电监会在通报时指出，应该继续完善脱硫电价补偿机制，对因燃煤硫份高导致脱硫成本高的发电厂应该合理补偿电价，满足成本要求。

  火电脱硝、烧结脱硫面临大量新建设施需求，还面临技术成本多重难题，需要政策资金支持

  2010年污染源普查动态更新多个方面数据显示，火电厂尾气排放氮氧化物占到总量约46%，火电脱硝成为削减氮氧化物的主要战场。作为十二五新进指标，火电行业氮氧化物控制的技术、工艺、人才、管理还都处于探索阶段。而同样的问题也提给了钢铁烧结脱硫。

  在分析上半年，全国氮氧化物不降反升的原因时，电力行业的硫硝不平衡被认为是重要原因。业界的人表示，这和脱硝电价等激励政策尚不明确有直接关系。

  对此，严刚说，十二五建设脱硝设施是燃煤电厂减排氮氧化物主要的手段。现役机组方面，东部地区规定20万千瓦及以上机组一定得安装运行脱硝设施，别的地方则是30万千瓦及以上的机组全部做到脱硝。

  对燃煤电厂现役机组的低氮燃烧改造也是重要的减排途径。业界人士称，低氮燃烧设备有望成为电厂脱硝标准配置。通过低氮燃烧改造，降低尾端SCR系统入口处的氮氧化物浓度，可降低尾端脱硝成本，以此来降低整个燃煤电厂的脱硝成本。

  据严刚介绍，现在的要求是没有低氮设施的要建设，有低氮设施但效果不好的要提标改造。目前，有的厂低氮改造的效果不理想，浓度在四、五百毫克/立方米以上;2003年前的锅炉，也基本没安装低氮设施，这些领域都需要继续改造，提升氮氧化物控制能力。

  对低氮改造的浓度要求，严刚说，按照新出台的《火电厂大气污染物排放标准》，到2014年，除采用W型火焰炉膛锅炉和循环流化床锅炉外，2003年底后通过建设项目环境影响评价的火电机组氮氧化物浓度都要达到100毫克/立方米。按照这一个标准，现有的很多低氮燃烧设施都不能满足规定的要求。他解释说:因为脱硝设施的效率一般为70%~80%，即排放的污染物占1/5到1/3，如果要脱硝后浓度达到每立方米100毫克，低氮燃烧工艺要帮助把烟气最高浓度值降到400毫克以下。高于这个，就不能够做到排放达标了。所以通过排放标准也能倒逼低氮改造，这也是未来的减排空间。

  但从目前情况看，火电企业脱硝设施的建设热情还有待激发。据了解，十一五期间，只有装机容量大概一亿千瓦左右的机组配备了脱硝设施，但运行效果很不理想。除了在技术、工艺、管理上依然还不成熟外，火电企业普遍的等待心理也是重要因素。

  现在业界都将希望的目光投向补贴电价。相关市场分析认为，在目前煤价高涨、火电企业普遍亏损的背景下，脱硝电价的缺位将很难调动火电企业投资脱硝设施的积极性。对此，吴舜泽表示，电是社会公共消费品，电价调整将通过传导机制影响到社会经济生活的每个方面，这一工作比较敏感，国家将会比较慎重。

  钢铁行业也同样有减排新问题。作为仅次于火力发电的第二大排放源，钢铁二氧化硫排放占我国总排放的10%左右，其中烧结工序的排放是大多数来自。根据《方案》，钢铁行业将全方面实施烧结机烟气脱硫，新建烧结机配套安装脱硫脱硝设施。目前，全国共有约1100台烧结机，按相关产业政策，90平方米以下的烧结机将全部被淘汰，90平方米及以上的503台烧结机必须上脱硫设施。

  对此，各地已陆续提出强制措施，如山西省环保厅已经宣布至2012年，省内钢铁企业所有运行的烧结机烟气全部实现脱硫。江苏则将最后期限定在2013年。但这并非易事，同样面临技术不成熟、投入大等问题。在行业利润紧缩的情况下，面临动辄上亿的投资和数千万的运行的成本，国内钢铁企业普遍减排动力不足。业内人士多次呼吁有关部门出台相关激励政策，如减免排污费等补贴方式。

  利用总量控制的倒逼传导机制，促进行业内部调整，以大带小、以新代老、等量置换，提升行业发展水平

  未来5年，电力行业二氧化硫减排空间大多数来源于三个方面:一是部分既有脱硫设施的改造;二是通过取消旁路等管理减排措施;三是新建脱硫设施和淘汰小火电。

  “十一五”期间，只有装机容量大概一亿千瓦左右的机组配备了脱硝设施，但运行效果很不理想。除了在技术、工艺、管理上依然还不成熟外，火电企业普遍的等待心理也是重要因素。

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