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。”

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

不過，上海漕涇電廠由于投產運行了百萬機組，補貼得以彌補大部分成本。上海電力安全與環境保護監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，對發電企業的支持力度不小。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，大機組發電效率高、發電量大，環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、煤源、場地、工期等都是現階段減排難以突破的瓶頸。

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

“脫硫技術上確實還有一定的難度，按照國家規定，200 mg/Nm3的標準對于煤質比較好的地方問題不大，但對于煤質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過很多的程序才能達到200 mg/Nm3標準，技術要求很強。

說到煤質問題，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上漲，煤質在不斷下降。“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，對環保設施也是不小的負擔。”

對此，徐小明也表示，缺乏穩定可靠的煤源是當前火電企業的困擾之一。“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。以前的發電廠都節約用地，煙囪到主廠房的距離越短造價越少?，F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”加重了企業負擔。根據國家新標準要求，脫硝改造的“大限”是2014年6月底。機組脫硝技術改造的同時，還要保證正常發電，給電廠帶來嚴峻挑戰。“比如一個省，3000萬的裝機，大家都需要改造，發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，與此同時，6臺10萬千瓦燃煤機組將逐步被淘汰。“廠里現在有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。