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脱硝则由于技术、政策和补贴等原因，成为我国节能减排领域中急需解决的关键问题
中国是产煤大国，同时煤炭也是我国主要的发电燃料。但在发电厂隆隆的发电机和锅炉响声背后，却是燃煤烟气对大气的严重污染威胁。
虽然中国尚没有一份国家层面的大气污染排放源清单，不过根据统计，煤燃烧排放的烟气中含有硫氧化物SOx（包括SO2，SO3）和氮氧化物NOx（包括NO，NO2，N2O3，N2O4，N2O5）。而SO2、NOx都是一次PM2.5、二次PM2.5的主要前体污染物，因此SO2、NOx的排放增长是PM2.5治理的巨大威胁。数据显示，火电行业、金属加工行业是PM2.5一次颗粒物的主要贡献者，两者加合贡献一半以上；形成二次PM2.5的主要前体物SO2、NOx，电力行业排放分别占47%、58%。
除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx的过程简称脱硫和脱硝。经过多年发展，我国脱硫行业已相对成熟，但脱硝则由于技术、政策和补贴等原因成为我国节能减排领域中急需解决的关键问题。
火电脱硝成趋势
国家为了治理火电对大气的污染，实际上从2008年就开始了。记者了解到，国家要求火电厂上马脱硫脱硝设备，由于原来一些老电厂设备陈旧，无法马上安装脱硝设备，所以最开始是安装脱硫设备，这也是由于脱硫工艺比较简单，比如传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺，采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，工艺设备容易掌握。
但脱硝设备则需要大量的投资，运行过程中也需要较多的耗费。因此即使一些脱硝设备上马了，一些企业为了节约成本，也是时开时闭。而各地的监管部门又不能每天都盯着，所以脱硝的问题一直没有得到解决。
受到华北地区雾霾天气的影响，在2013年两会上，关于治理火电厂氮氧化物的污染的提案成了两会的焦点之一。中央领导在谈及空气污染治理问题时“必须有所作为”的表述，也凸显出高层治理的决心和力度。
2月19日，环境保护部部长周生贤主持召开环境保护部常务会议。会议提出的重点之一是，在重点控制区实施对重点行业的大气污染物特别排放限值。火电、钢铁、石化、水泥、有色、化工等六大重污染行业被点名“入围”。
2013年3月，环保部和国家发改委近日联合印发了《关于加快燃煤电厂脱硝设施验收及落实脱硝电价政策有关工作的通知》。环保部有关负责人表示，自2013年1月1日起，脱硝电价政策由14个省份试点扩大到全国所有省份。记者统计，仅2013年2月以来，环保部等有关部委就陆续发布6项与脱硝相关的政策措施，火电脱硝成为趋势。
据研究报道，火电烟气和汽车尾气是最主要的氮氧化物来源，分别占比56%、36%左右。业内专家介绍说，为了减少火电厂氮氧化物的排放量，目前主要采取两种控制技术：一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低氮燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，还有实际应用较少的液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法和电子束法等。
行业与地区协同治理
要治理雾霾，需要区域联动。以北京为例，山西、内蒙古、河北等地都是煤炭消耗和产出的重点地区，在气象条件适合的时候，风会将其他地区的污染物带到北京来，就像沙尘暴一样。如果您沿着京石高速公路往南走，可以看到广大的农村地区，而这些地区在冬季基本采取分散的燃煤采暖方式，缺少减排设施，所以，大气污染问题，绝对不是一个行业或几个行业的问题，而是整个我国经济结构和社会结构的集中体现。
“中国一年大约消耗原煤 40 亿吨，其中 50%用来发电。从技术层面上说，火力发电厂的排放物是 PM2.5 的形成原因之一，但不是最主要的原因。”中电投集团公司党组书记、总经理陆启洲说。除电力行业之外，钢铁、冶金、建材等行业都是燃煤大户，但这些行业的排放标准远低于火力发电厂，而这些行业正是剩下50%的煤炭所流向的行业。所以，为了减少二氧化硫、氮氧化物、粉尘的排放，目前各地政府也开始密集出台政策，对火电、钢铁、冶金、建材等行业进行脱硝管控，力求把氮氧化合物的排放提到更高的标准。
石家庄在2013年春节后就提出了要以燃煤污染，扬尘污染，机动车尾气，水泥建材和露天矿山等行业污染治理为重点，年底前，全市日产2000吨及以上水泥熟料生产线要全部安装烟气脱硝设施，年底前将拆除市区剩余的全部155台分散燃煤锅炉。
同样是空气污染重点城市，邯郸市要求2013新建燃煤机组全部安装脱硝设施，推动20万千瓦及以上现役燃煤机组脱硝工程，其他未采用低氮燃烧技术或低氮燃烧效率差的现役燃煤机组进行低氮燃烧改造；现有规模大于2000吨熟料/日的新型干法水泥窑安装脱硝设施，35吨以上的燃煤锅炉全部实现烟气脱硫。而廊坊市确定年内三河电厂和燕新建材完成脱硝工程，力争40家以上农业源减排项目符合国家要求。
补贴不给力，企业很难受
脱硝是火电行业在“十二五”期间面临的重要挑战之一。目前国内火力发电公司分为两类，一是国有发电集团，比如国电、华能、大唐、华电等等，而它们几乎都成立了集团公司所属的环保公司，如国电龙源、大唐科技等；二是一些小型的发电厂，对它们进行脱硝服务的主要是新介入脱硝市场的环保公司，如广州怡地环保、浙江百能、浙江融智等。2013年3月发改委颁布的《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》，将脱硝电价试点范围由14个省扩大到全国，虽然减轻了电厂的环保支出压力，但是很多火电企业依然感到压力重重。
2013年初，山西省环保厅宣布的一则消息则惊动了整个火电业。由于没有完成脱硝任务，山西省环保厅对外公布了2012年度燃煤电厂烟气脱硝建设工程情况，13家燃煤电厂因未按时完成烟气脱硝工程被通报，包括燃煤电厂烟气脱硝建设工程情况，其中国电太原第一热电厂、大唐国际（山西）神头发电有限公司、华能榆社发电有限责任公司、山西漳泽电力河津发电分公司、山西兆光发电有限责任公司等。 而燃煤电厂则是一肚子苦水。据了解，我国电厂烟气脱硝设备的建设成本为100～150元/千瓦左右，运行成本为1分/千瓦时以上。而2011年末颁布的“燃煤发电机组试行脱硝电价政策”已经在全国14个省（区、市）试点实施了一年多，但每千瓦时的补贴只有8厘钱，因此8厘钱/千瓦时的补贴直接导致了我国电厂烟气脱硝行业存在着脱硝企业低价中标严重，设施运转率低；脱硝电价补贴无法弥补电厂建设和运营成本等问题，另外也明显打压了发电企业投资脱硝设施的积极性。
中国电力企业联合会研究室主任潘荔指出，脱硝成本主要有还原剂成本、电费、催化剂更换费用、维修费、折旧、财务费用等。其中还原剂费用、催化剂更换费用、折旧费比重最大。烟气脱硝的成本与机组的规模、还原剂的类型、改造的范围、机组年利用小时等密切相关，成本差距较大。一般来说，现役机组脱硝成本高于新建机组，小机组成本高于大机组，采用尿素作为还原剂的成本高于液氨等。从运行情况看，燃无烟煤的现役机组改造，脱硝成本在2分钱上下；燃烟煤的百万千瓦级新建机组的脱硝成本0.8分钱能够控制得住。
大唐国际（山西）神头发电有限公司介绍，两台50万千瓦的机组安装脱硝设备的费用是1.9亿多。测算的补贴每千瓦时1.2分才够。此外，目前最成熟的脱硝技术为SCR（选择性催化还原）系统，其核心是催化剂，而这种催化剂价格昂贵，占总成本的40%，一台60万千瓦燃煤机组需要600立方米左右的催化剂，而催化剂的使用寿命只有3年左右，而催化剂的再生技术尚在探索中。
2012年，国电环境保护研究院相关专家在《能源技术经济》上撰文指出，至2015年，如果我国燃煤电厂烟气脱硝全部采用SCR技术，则脱硝投资费用将达到925.83亿元，年运行费用为362.07亿元；如果600MW以下机组采用SNCR-SCR脱硝技术，600MW及以上机组采用SCR脱硝技术，则脱硝投资费用将达到780.72亿元，年运行费用为344.32亿元。巨大的脱硝投资费用让很多企业在脱硝问题上一拖再拖。
除了补贴不给力，另外一个问题就是脱硝电价的“一刀切”——没有考虑到机组类型、脱硝工艺和煤质的划分。由于煤质、机组类型等方面的差异，火电企业脱硝成本差距很大，在中电联的测算中，1.5～1.9分/千瓦时的运行成本都是存在的。潘荔说，“我们寄希望于政府相关部门在脱硝电价制定中不是‘一刀切’，而是根据煤质、机组类型、工艺等划定不同范围，这样的价格补贴才更科学。但是，这也会带来管理成本的增加。”
企业发力，技术攻关
据统计，电力行业占国内氮氧化合物排放总量的近六成。《火电厂大气污染物排放标准》要求在2014年7月，现役火电机组必须全部达到环保部《火电厂大气污染物排放标准》公布的排放标准。但是2012年前期，由于自身利润低迷，火电环保投入一直不达预期。数据显示到2012年上半年，平均脱硝率仅40%。实际上这其中的原因不仅是脱硝的补贴问题，技术问题也是摆在企业面前的一道难关。
目前脱硝市场存在着两种类型企业：一类是脱硫脱硝烟气处理企业及设备提供企业，如龙源技术、燃控科技、永清环保、九龙电力、凯迪电力、龙净环保、科林环保、菲达环保等；另一类是国内脱硝催化剂生产厂家，如重庆远达、成都东方凯特瑞、江苏龙源、江苏万德、瑞基科技、九龙电力等。我国的相关企业虽多，但是目前已建或拟建的脱硝工程几乎均以购买欧美和日本技术使用权为主。
在各种脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是目前世界上最成熟的、脱硝效率最高的一种脱硝技术，脱硝效率可达到80%以上，但要实现更高的脱硝效率，则需要技术上的创新。另外，由于脱硫脱硝一体化的要求，联合脱硫脱硝和同时脱硫脱硝技术也经常被提上日程。这主要是分体脱硫脱硝需要安装较多的设备，占地面积也较大，所以，目前相关企业为了赢得市场都在积极地推动相关技术的发展。2012年，华能集团公司自主研发的新型烟气脱硝装置、FCS165现场总线技术等9项技术装备，在40多家单位得到应用。
此外，中电投远达环保、清华大学、国电龙源环保、浙江大学、蓝天环保设备、上海碧科能源等都在进行新型脱硝技术的研究和推广，力图降低其中设备和催化剂的价格，延长其使用寿命，比如SNRB、NFT、DESON2OX、活性炭脱硫脱硝技术、钙基同时脱硫脱硝技术、NOXSO、电子束法、电晕放电法等技术等。
正是由于脱硝技术难度大，核心技术（特别是催化剂）仍未实现国产化，而引进技术存在着技术使用费高、可升级性差等突出难题，国内11家烟气脱硝领域内产、学、研单位组成了气脱硝产业技术创新战略联盟。这个联盟包括了中电投远达环保、清华大学、国电龙源环保、浙江大学、中国标准化研究院、西安热工研究院、蓝天环保设备、南京理工大学、上海交通大学、重庆大学、上海碧科能源等。目前，该联盟承担了国家863计划“高效低成本燃煤电站烟气SCR脱硝催化剂开发与示范”项目，有望在近期将国产化、高效低成本的蜂窝式催化剂以及适合宽温度范围的脱硝催化剂及其生产技术推向市场。目前国内脱硝催化剂总产能大概在15万立方米左右，而我国催化剂市场需求空间大概为65万立方米，因此，联盟所带动的技术上的突破在一定程度上可解决我国一直以来的催化剂原材料依赖进口，脱硝成本较高等问题。
为了在2014年7月1日前达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定的排放浓度限值，一些地区，如湖北省在2013年3月末已经开始部署电力行业脱硫脱硝工作，强力推进火电脱硝工程建设；同时湖北省规定2014年6月底前未能建成投运的火电脱硝改造项目，省级减排专项资金将不再给予奖励，同时环保部门将按国家环保法律法规和新标准要求加大排污费征收和行政处罚力度。在这样的政策驱动下，火电企业的压力会更大，但也会让脱硝市场更加活跃，脱硝技术的生命力也会更持久。
中国是产煤大国，同时煤炭也是我国主要的发电燃料。但在发电厂隆隆的发电机和锅炉响声背后，却是燃煤烟气对大气的严重污染威胁。
虽然中国尚没有一份国家层面的大气污染排放源清单，不过根据统计，煤燃烧排放的烟气中含有硫氧化物SOx（包括SO2，SO3）和氮氧化物NOx（包括NO，NO2，N2O3，N2O4，N2O5）。而SO2、NOx都是一次PM2.5、二次PM2.5的主要前体污染物，因此SO2、NOx的排放增长是PM2.5治理的巨大威胁。数据显示，火电行业、金属加工行业是PM2.5一次颗粒物的主要贡献者，两者加合贡献一半以上；形成二次PM2.5的主要前体物SO2、NOx，电力行业排放分别占47%、58%。
除去或减少燃煤过程中的SO2和NOx的过程简称脱硫和脱硝。经过多年发展，我国脱硫行业已相对成熟，但脱硝则由于技术、政策和补贴等原因成为我国节能减排领域中急需解决的关键问题。
火电脱硝成趋势
国家为了治理火电对大气的污染，实际上从2008年就开始了。记者了解到，国家要求火电厂上马脱硫脱硝设备，由于原来一些老电厂设备陈旧，无法马上安装脱硝设备，所以最开始是安装脱硫设备，这也是由于脱硫工艺比较简单，比如传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺，采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，工艺设备容易掌握。
但脱硝设备则需要大量的投资，运行过程中也需要较多的耗费。因此即使一些脱硝设备上马了，一些企业为了节约成本，也是时开时闭。而各地的监管部门又不能每天都盯着，所以脱硝的问题一直没有得到解决。
受到华北地区雾霾天气的影响，在2013年两会上，关于治理火电厂氮氧化物的污染的提案成了两会的焦点之一。中央领导在谈及空气污染治理问题时“必须有所作为”的表述，也凸显出高层治理的决心和力度。
2月19日，环境保护部部长周生贤主持召开环境保护部常务会议。会议提出的重点之一是，在重点控制区实施对重点行业的大气污染物特别排放限值。火电、钢铁、石化、水泥、有色、化工等六大重污染行业被点名“入围”。
2013年3月，环保部和国家发改委近日联合印发了《关于加快燃煤电厂脱硝设施验收及落实脱硝电价政策有关工作的通知》。环保部有关负责人表示，自2013年1月1日起，脱硝电价政策由14个省份试点扩大到全国所有省份。记者统计，仅2013年2月以来，环保部等有关部委就陆续发布6项与脱硝相关的政策措施，火电脱硝成为趋势。
据研究报道，火电烟气和汽车尾气是最主要的氮氧化物来源，分别占比56%、36%左右。业内专家介绍说，为了减少火电厂氮氧化物的排放量，目前主要采取两种控制技术：一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低氮燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，还有实际应用较少的液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法和电子束法等。
行业与地区协同治理
要治理雾霾，需要区域联动。以北京为例，山西、内蒙古、河北等地都是煤炭消耗和产出的重点地区，在气象条件适合的时候，风会将其他地区的污染物带到北京来，就像沙尘暴一样。如果您沿着京石高速公路往南走，可以看到广大的农村地区，而这些地区在冬季基本采取分散的燃煤采暖方式，缺少减排设施，所以，大气污染问题，绝对不是一个行业或几个行业的问题，而是整个我国经济结构和社会结构的集中体现。
“中国一年大约消耗原煤 40 亿吨，其中 50%用来发电。从技术层面上说，火力发电厂的排放物是 PM2.5 的形成原因之一，但不是最主要的原因。”中电投集团公司党组书记、总经理陆启洲说。除电力行业之外，钢铁、冶金、建材等行业都是燃煤大户，但这些行业的排放标准远低于火力发电厂，而这些行业正是剩下50%的煤炭所流向的行业。所以，为了减少二氧化硫、氮氧化物、粉尘的排放，目前各地政府也开始密集出台政策，对火电、钢铁、冶金、建材等行业进行脱硝管控，力求把氮氧化合物的排放提到更高的标准。
石家庄在2013年春节后就提出了要以燃煤污染，扬尘污染，机动车尾气，水泥建材和露天矿山等行业污染治理为重点，年底前，全市日产2000吨及以上水泥熟料生产线要全部安装烟气脱硝设施，年底前将拆除市区剩余的全部155台分散燃煤锅炉。
同样是空气污染重点城市，邯郸市要求2013新建燃煤机组全部安装脱硝设施，推动20万千瓦及以上现役燃煤机组脱硝工程，其他未采用低氮燃烧技术或低氮燃烧效率差的现役燃煤机组进行低氮燃烧改造；现有规模大于2000吨熟料/日的新型干法水泥窑安装脱硝设施，35吨以上的燃煤锅炉全部实现烟气脱硫。而廊坊市确定年内三河电厂和燕新建材完成脱硝工程，力争40家以上农业源减排项目符合国家要求。
补贴不给力，企业很难受
脱硝是火电行业在“十二五”期间面临的重要挑战之一。目前国内火力发电公司分为两类，一是国有发电集团，比如国电、华能、大唐、华电等等，而它们几乎都成立了集团公司所属的环保公司，如国电龙源、大唐科技等；二是一些小型的发电厂，对它们进行脱硝服务的主要是新介入脱硝市场的环保公司，如广州怡地环保、浙江百能、浙江融智等。2013年3月发改委颁布的《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》，将脱硝电价试点范围由14个省扩大到全国，虽然减轻了电厂的环保支出压力，但是很多火电企业依然感到压力重重。
2013年初，山西省环保厅宣布的一则消息则惊动了整个火电业。由于没有完成脱硝任务，山西省环保厅对外公布了2012年度燃煤电厂烟气脱硝建设工程情况，13家燃煤电厂因未按时完成烟气脱硝工程被通报，包括燃煤电厂烟气脱硝建设工程情况，其中国电太原第一热电厂、大唐国际（山西）神头发电有限公司、华能榆社发电有限责任公司、山西漳泽电力河津发电分公司、山西兆光发电有限责任公司等。 而燃煤电厂则是一肚子苦水。据了解，我国电厂烟气脱硝设备的建设成本为100～150元/千瓦左右，运行成本为1分/千瓦时以上。而2011年末颁布的“燃煤发电机组试行脱硝电价政策”已经在全国14个省（区、市）试点实施了一年多，但每千瓦时的补贴只有8厘钱，因此8厘钱/千瓦时的补贴直接导致了我国电厂烟气脱硝行业存在着脱硝企业低价中标严重，设施运转率低；脱硝电价补贴无法弥补电厂建设和运营成本等问题，另外也明显打压了发电企业投资脱硝设施的积极性。
中国电力企业联合会研究室主任潘荔指出，脱硝成本主要有还原剂成本、电费、催化剂更换费用、维修费、折旧、财务费用等。其中还原剂费用、催化剂更换费用、折旧费比重最大。烟气脱硝的成本与机组的规模、还原剂的类型、改造的范围、机组年利用小时等密切相关，成本差距较大。一般来说，现役机组脱硝成本高于新建机组，小机组成本高于大机组，采用尿素作为还原剂的成本高于液氨等。从运行情况看，燃无烟煤的现役机组改造，脱硝成本在2分钱上下；燃烟煤的百万千瓦级新建机组的脱硝成本0.8分钱能够控制得住。
大唐国际（山西）神头发电有限公司介绍，两台50万千瓦的机组安装脱硝设备的费用是1.9亿多。测算的补贴每千瓦时1.2分才够。此外，目前最成熟的脱硝技术为SCR（选择性催化还原）系统，其核心是催化剂，而这种催化剂价格昂贵，占总成本的40%，一台60万千瓦燃煤机组需要600立方米左右的催化剂，而催化剂的使用寿命只有3年左右，而催化剂的再生技术尚在探索中。
2012年，国电环境保护研究院相关专家在《能源技术经济》上撰文指出，至2015年，如果我国燃煤电厂烟气脱硝全部采用SCR技术，则脱硝投资费用将达到925.83亿元，年运行费用为362.07亿元；如果600MW以下机组采用SNCR-SCR脱硝技术，600MW及以上机组采用SCR脱硝技术，则脱硝投资费用将达到780.72亿元，年运行费用为344.32亿元。巨大的脱硝投资费用让很多企业在脱硝问题上一拖再拖。
除了补贴不给力，另外一个问题就是脱硝电价的“一刀切”——没有考虑到机组类型、脱硝工艺和煤质的划分。由于煤质、机组类型等方面的差异，火电企业脱硝成本差距很大，在中电联的测算中，1.5～1.9分/千瓦时的运行成本都是存在的。潘荔说，“我们寄希望于政府相关部门在脱硝电价制定中不是‘一刀切’，而是根据煤质、机组类型、工艺等划定不同范围，这样的价格补贴才更科学。但是，这也会带来管理成本的增加。”
企业发力，技术攻关
据统计，电力行业占国内氮氧化合物排放总量的近六成。《火电厂大气污染物排放标准》要求在2014年7月，现役火电机组必须全部达到环保部《火电厂大气污染物排放标准》公布的排放标准。但是2012年前期，由于自身利润低迷，火电环保投入一直不达预期。数据显示到2012年上半年，平均脱硝率仅40%。实际上这其中的原因不仅是脱硝的补贴问题，技术问题也是摆在企业面前的一道难关。
目前脱硝市场存在着两种类型企业：一类是脱硫脱硝烟气处理企业及设备提供企业，如龙源技术、燃控科技、永清环保、九龙电力、凯迪电力、龙净环保、科林环保、菲达环保等；另一类是国内脱硝催化剂生产厂家，如重庆远达、成都东方凯特瑞、江苏龙源、江苏万德、瑞基科技、九龙电力等。我国的相关企业虽多，但是目前已建或拟建的脱硝工程几乎均以购买欧美和日本技术使用权为主。
在各种脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是目前世界上最成熟的、脱硝效率最高的一种脱硝技术，脱硝效率可达到80%以上，但要实现更高的脱硝效率，则需要技术上的创新。另外，由于脱硫脱硝一体化的要求，联合脱硫脱硝和同时脱硫脱硝技术也经常被提上日程。这主要是分体脱硫脱硝需要安装较多的设备，占地面积也较大，所以，目前相关企业为了赢得市场都在积极地推动相关技术的发展。2012年，华能集团公司自主研发的新型烟气脱硝装置、FCS165现场总线技术等9项技术装备，在40多家单位得到应用。
此外，中电投远达环保、清华大学、国电龙源环保、浙江大学、蓝天环保设备、上海碧科能源等都在进行新型脱硝技术的研究和推广，力图降低其中设备和催化剂的价格，延长其使用寿命，比如SNRB、NFT、DESON2OX、活性炭脱硫脱硝技术、钙基同时脱硫脱硝技术、NOXSO、电子束法、电晕放电法等技术等。
正是由于脱硝技术难度大，核心技术（特别是催化剂）仍未实现国产化，而引进技术存在着技术使用费高、可升级性差等突出难题，国内11家烟气脱硝领域内产、学、研单位组成了气脱硝产业技术创新战略联盟。这个联盟包括了中电投远达环保、清华大学、国电龙源环保、浙江大学、中国标准化研究院、西安热工研究院、蓝天环保设备、南京理工大学、上海交通大学、重庆大学、上海碧科能源等。目前，该联盟承担了国家863计划“高效低成本燃煤电站烟气SCR脱硝催化剂开发与示范”项目，有望在近期将国产化、高效低成本的蜂窝式催化剂以及适合宽温度范围的脱硝催化剂及其生产技术推向市场。目前国内脱硝催化剂总产能大概在15万立方米左右，而我国催化剂市场需求空间大概为65万立方米，因此，联盟所带动的技术上的突破在一定程度上可解决我国一直以来的催化剂原材料依赖进口，脱硝成本较高等问题。
为了在2014年7月1日前达到《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定的排放浓度限值，一些地区，如湖北省在2013年3月末已经开始部署电力行业脱硫脱硝工作，强力推进火电脱硝工程建设；同时湖北省规定2014年6月底前未能建成投运的火电脱硝改造项目，省级减排专项资金将不再给予奖励，同时环保部门将按国家环保法律法规和新标准要求加大排污费征收和行政处罚力度。在这样的政策驱动下，火电企业的压力会更大，但也会让脱硝市场更加活跃，脱硝技术的生命力也会更持久。