与此相应，日前据环保部有关人士透露，环保部与五大电力集团签署“十二五”脱硝责任书，明确五大电力集团氮氧化物减排的具体目标责任，不排除再次运用“区域限批”手段进行处罚的可能。火电行业节能减排能否跑赢大气治污“时间表”依旧悬而未决。

　　与时间赛跑

　　“今年新出台的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》对发电企业脱硫脱硝提出了新要求，要在2014年全面完成脱硫脱硝改造面临很大的困难。”在6月8日举行的全国火电脱硫系统优化及氧化风机节能技术研讨会上，中电联科技开发服务中心副主任罗勇如是说，目前发电央企在节能环保工作上的决心和力度都很大，2013年五大发电央企各自将完成脱硝脱硫改造工程的机组都接近100台左右，节能减排工作推进步伐很快。

　　今年3月5日，环保部发布通知，将在“重点控制区”火电等六大行业以及燃煤锅炉项目执行大气污染物特别排放限值。

　　规定2013年3月1日起，新受理的火电环评项目开始执行特别排放限值，二氧化硫标准由100毫克/立方米升至50毫克/立方米，烟尘排放标准由30毫克/立方米升至20毫克/立方米。2014年7月1日起，重点控制区现有火电行业燃煤机组明确执行烟尘特别排放限值。

　　在此之前，环保部常务会议明确，将原有重点监控的范围扩大至19个省47个地级及以上城市，核心是对火电、钢铁、石化等六大重污染行业实施大气污染物特别排放限值令。

　　已经发布的《重点区域大气污染物防治“十二五”规划》也提出，到2015年,重点区域二氧化硫、氮氧化物、工业烟粉尘排放量分别降低12%、13%和10%,M10、SO2、NOx年均浓度分别下降10%、10%和8%,在京津冀、长三角、珠三角区域,将PM2.5和O3纳入考核指标。

　　事实上，火电企业一直在重压下前行，从“上大压小”到“火电厂大气污染排放标准”，再到今年重点控制区将执行的“大气污染物特别排放限值”，政府相继出台了愈来愈严厉的产业政策和环保标准，企业面临着空前的环保压力与考验。

　　令人欣喜的是，环保部网站4月25日发布的公告显示，目前全国建成燃煤脱硫机组共4659台，总装机容量7.18亿千瓦；燃煤脱硝机组共548台，总装机容量2.26亿千瓦。火电减排进度与“时间表”齐头并进。

　　电企“压力山大”

　　与繁荣的环保设备和服务市场相比，火电企业不得不面对日益高涨的成本压力。即便有专项资金补贴，但对于高昂的改造成本来说，这些补贴只是杯水车薪。

　　在最严标准的“高压”之下，企业达标并不容易，火电厂在节能减排上面临着多重困难，其中资金问题是最大难题。　　 除了购买设备、相关设施改造的一次性投入以及设备升级改造以后，相应的配套设施都需要进行增容改造，厂用电、煤耗都将增加，运行成本会大幅提升。

　　“脱硝补贴8厘钱/千瓦时肯定是不够。”不少业内人士表示，一般30万机组的脱硝成本要在1.2分~1.5分/千瓦时左右，成本补偿缺口最高达到0.7分/千瓦时。加装烟气脱硝装置后，厂用电平均增加约0.2个百分点，相应的材料、人工成本也会增加，目前8厘/千瓦时的脱硝电价难以弥补成本。 针对“投入大，补贴少”的资金困境，专家建议国家进一步加大减排治理专项资金的扶持力度，对老机组低氮技术改造给予一次性投资补贴，缓解企业经营压力。同时按照行政许可法和合理补偿的原则，结合各地区各电厂的实际情况，上调烟气脱硫、脱硝补贴电价，提高企业建设和运行脱硝设施的积极性。

　　除了资金压力，技术、煤源、场地、工期等都是现阶段减排难以突破的瓶颈。催化剂国内几乎没有企业可以完全生产、缺乏稳定可靠的煤源、对原有机组进行技术改造空间不足、工期短工作量大等都是制约火电企业环保建设的难题。

　　“现有的环保公司设计建造能力、催化剂供应能力似乎都没有问题，但要集中在短时间内全面铺开肯定是有问题的，发电企业在选择供应商时，更多地偏重价格因素，不重视产品质量和性能，因此造就了一大批不能正常使用的环保设施，这方面火电脱硫的时候已有深刻教训。”中电联秘书长王志轩此前接受记者采访时表示。目前国内脱硝催化剂供不应求便是很好的例证。