王忠渠以國電集團為例算了一筆帳：按年利用小時5000和最低脫硝成本測算，扣除目前補貼后，國電現(xiàn)有脫硝機組(指3082萬千瓦)每年需要自身消化的運行成本高達6.1億元;預計到2015年，每年增加的運行成本將達到18億元。

津能熱電副總經(jīng)理席愛民提出，國家給予的燃煤脫硫脫硝方面的補貼只反映在電量上，用于供熱的燃煤脫硫脫硝并沒有補貼。“去年供熱的煙氣處理量占整個煙氣處理量的18%左右，這部分是沒有補貼的，無論是脫硫還是脫硝。”

電廠的經(jīng)營收入受限于煤價、電價和熱價，但保障供應是硬任務，節(jié)能減排也是硬任務。據(jù)介紹，津能熱電廠目前的環(huán)保投入基本上依靠銀行貸款，且銀行在此方面并沒有優(yōu)惠政策。

不過，上海漕涇電廠由于投產(chǎn)運行了百萬機組，補貼得以彌補大部分成本。上海電力安全與環(huán)境保護監(jiān)察部副主任徐小明在接受采訪時說：“上海市政府對脫硫和脫硝改造的建設費用補貼約占企業(yè)投入成本的四分之一，目前正在制定除塵改造的補貼政策，對發(fā)電企業(yè)的支持力度不小。就上海電力而言，脫硫電價補貼相對于脫硫成本，100萬機組在滿負荷情況下可能還會稍微盈利，60萬機組打平，30萬以下機組是不行的。”他解釋道，大機組發(fā)電效率高、發(fā)電量大，環(huán)保投資成本折合到每度電就小，因此機組越大越“劃算”。

除了資金壓力，技術(shù)、煤源、場地、工期等都是現(xiàn)階段減排難以突破的瓶頸。

“最困難的還是技術(shù)。”華電淄博熱電總經(jīng)理王立波告訴記者，催化劑國內(nèi)幾乎沒有企業(yè)可以完全生產(chǎn)， 都需要從國外進口原材料在國內(nèi)進行加工，脫硫的核心技術(shù)大都依賴國外。

“脫硫技術(shù)上確實還有一定的難度，按照國家規(guī)定，200 mg/Nm3的標準對于煤質(zhì)比較好的地方問題不大，但對于煤質(zhì)比較差的地方難度還是很大的。”王忠渠介紹說，含硫量高的煤需要經(jīng)過很多的程序才能達到200 mg/Nm3標準，技術(shù)要求很強。

說到煤質(zhì)問題，王忠渠顯得很無奈。由于煤電價格傳導機制不暢，多年來電煤價格持續(xù)上漲，煤質(zhì)在不斷下降。“我國的煤含硫量、含灰量要比國外的高好幾倍，國外很多煤燒完看不到灰，但我們的含灰量有的達到50%。這種煤燒起來對設備破壞性很大，對環(huán)保設施也是不小的負擔。”

對此，徐小明也表示，缺乏穩(wěn)定可靠的煤源是當前火電企業(yè)的困擾之一。“設計煤種都是很貴的，我國煤炭供應比較多元化，和設計煤種有一定差距，因此機組都是偏離運行。”

他還提到，對原有機組進行技術(shù)改造最大的難題在于場地的限制。“這是歷史原因造成的。以前的發(fā)電廠都節(jié)約用地，煙囪到主廠房的距離越短造價越少。現(xiàn)在老廠就沒有足夠大的空間，會造成流場不均勻。日本在三十年前就開始注意到這個問題，后造的電廠一步到位。”

此外，“工期短，工作量大”加重了企業(yè)負擔。根據(jù)國家新標準要求，脫硝改造的“大限”是2014年6月底。機組脫硝技術(shù)改造的同時，還要保證正常發(fā)電，給電廠帶來嚴峻挑戰(zhàn)。“比如一個省，3000萬的裝機，大家都需要改造，發(fā)電的任務就會非常緊，那樣我們只有先將不停機的外圍工作干完，盡量壓縮工期。”王忠渠介紹。

火電廠“減排革命”帶來的人員安置問題也十分突出。高井熱電廠按照計劃，2013年底3臺35萬千瓦的燃汽輪機將投產(chǎn)，與此同時，6臺10萬千瓦燃煤機組將逐步被淘汰。“廠里現(xiàn)在有1300多員工，燃氣輪機自動化程度高，最多150個人就夠。所以新機上來后，很多人的飯碗成問題。”林永文說。