2014年以來，為推進區域大氣治理，國家發改委、能源局、環境保護部共同印發《能源行業加強大氣污染防治工作方案》提出，在試驗示范基礎上推廣燃煤大氣污染物超低排放技術。此外浙江、山西、廣州等省市提出燃煤電廠超低排放改造方案，并明確具體時間點。

要達到火電超低排放標準，需要對燃煤機組現有除塵、脫硫、煙囪等多個設施進行改造，并增加脫硝催化劑用量。這對除塵、脫硫、脫硝市場有何影響？火電治理行業的發展趨勢怎樣？

除塵市場空間增加最為顯著

煙塵排放濃度要穩定達到5mg/m3以下，傳統電除塵難以滿足要求，濕式除塵器可能成為選擇方向，投資需求613億元，行業訂單景氣周期有望持續至2016年

燃煤電廠最早開展煙塵治理，之后是SO2及NOx治理。因此，電廠除塵設施往往最早建設，而火電排放新標準將煙塵限值由此前50mg/m3顯著降至30mg/m3(特別限值為20mg/m3)。

就超低排放而言，煙塵排放濃度要穩定達到5mg/m3以下，傳統電除塵難以滿足要求，濕式除塵器可能成為選擇方向。

2013年~2017年，預計全國7.9億千瓦燃煤機組中，有90%需要實施除塵改造，同時，未來年均新增燃煤機組將達0.4億千瓦。如果改造需求中常規電袋改造、加裝濕式改造比重分別為60%、40%，單價分別為50元/kw、90元/kw，新建機組按超低排放標準建設，單價約90元/kw，則2014年~2017年加裝濕式除塵、傳統除塵改造、火電除塵設施新建投資分別為256億元、213億元、144億元，合計613億元。

除塵改造市場空間的擴大，有望助力除塵行業訂單景氣周期持續至2016年。

脫硫視煤質情況新建或改造

最好采用拆除重建、采用濕法脫硫單塔雙循環技術的方法，預計現有脫硫機組中40%機組將進行超低排放改造

據統計，截至2013年底全國投運脫硫機組占全部燃煤機組92%左右，還有8%左右未脫硫裝機。預計未來年均新增0.4億kw燃煤機組，假設新建機組脫硫設施造價為120元/kw，再加上現有8%左右未脫硫裝機投資，估算到2014年~2017年新建火電脫硫設施投資需求為261億元。

就超低排放而言，為保證穩定達標，最好采用拆除重建、采用濕法脫硫單塔雙循環技術的方法，如廣東恒運電廠、山東白楊河電廠，單價120元/kw；若煤質相對較好、含硫量低，可在原有基礎上多加一層噴淋塔即可，投資約1000萬元~2000萬元。

基于2011年火電排放新標準中SO2排放限值設定為100mg/m3(新建)、200mg/m3(現有)(特別排放限值進一步收緊至50mg/m3)的嚴格水平(原標準為400mg/m3)，并結合行業調研情況，預計現有脫硫機組中40%機組將進行超低排放改造(其中拆除新建及增加一層噴淋塔比例分別為60%、40%)，此外20%的機組需要一般性改造(單價80元/kw)，由此推算超低排放改造、一般性改造需求分別為230億元、115億元。

脫硝催化劑用量將有所加大

催化劑用量增加較多，新建脫硝設施投資需求為350億元，大部分可能將在2014年~2015年釋放完畢；催化劑對應穩定年度更換市場需求78億元

截至2013年底，全國投運脫硝機組總容量約4.3億kw。綜合考慮現有30萬kw以上未脫硝裝機以及預計未來年均新增0.4億kw燃煤機組，并假設新建機組脫硝設施造價為100元/kw，估算得到2014年~2017年新建火電脫硝設施投資需求為350億元，其中大部分可能將在2014年~2015年釋放完畢(2013年當年投運兩億kw，對應投資約200億元)。

就超低排放而言，脫硝設施無需進行改造，但催化劑用量增加較多，需鋪設4層(原為兩層)，因此，超低排放改造將拉動催化劑市場空間。

到2017年，預計全國脫硝裝機規模有望達到7.8億kw，如果存量機組40%、新建機組100%按超低排放標準放置催化劑，催化劑更換周期4年，則對應穩定年度更換市場需求約30萬m3(超低排放前市場需求約20萬m3)，單價按2.6萬元/m3計算，合計需要投資78億元。

綜上所述，火電超低排放推廣后，火電脫硫、脫硝、除塵市場空間都將有所擴大，尤其是濕式除塵最為顯著。此外，水泥、鋼鐵行業污染物排放標準進一步提升存在可能。這些將有望推動大氣治理行業景氣周期延長至2016年~2017年。

特許經營仍需行業政策強力推動

對大機組，環保電價能夠保證治理設施投入獲得良好的回報，電企通過特許經營外包治理服務的積極性較低

隨著專業治理公司隊伍的壯大和業務擴展，市場上推行第三方治理模式。排污企業與專業環境服務公司簽訂合同協議，通過付費購買污染減排服務。

第三方治理具有利于環保部門監管、利于排污企業治污效率提升、專業化運營利于產業快速發展等優點。以火電為例，其利用小時相對穩定，脫硫脫硝除塵外包給第三方投資運營并確保持續穩定達標，配以合適的環保電價，可確保第三方投資的合理盈利。

2007年我國出臺《關于開展火電廠煙氣脫硫特許經營試點工作的通知》，但至今進展緩慢。截至2013年底，已簽訂火電煙氣脫硫特許經營合同裝機規模為9420萬kw(較2012年增長12.3%)，僅占全國脫硫裝機規模的11.9%。

同時，國電龍源、大唐科技、華電工程等五大集團下屬企業占據特許經營規模的52.9%。此外，脫硝特許經營規模目前相對較小，2013年底已簽訂火電廠煙氣脫硝特許經營合同的機組容量為1342萬kw。

究其原因，我們認為主要有以下兩個：一方面，具體治污責任轉移障礙為最大阻礙，作為支付治污費用的一方，實現具體治污責任的轉移是其采用第三方治理的原始動機，從現狀看，若特許運營公司出現排污超標情況，電企也會被問責乃至停機，而停機產生的損失遠大于委托給第三方治理節約的成本。

因此，建議從政策層面調整責任分擔原則，進一步細化明確在環境管理和具體治污工作中，企業和第三方公司的責任及排放超標根據不同情況的責任認定原則，激勵排污企業委托第三方治理污染的積極性。

另一方面的原因是，就現行排放標準而言，對大機組而言特別是60萬kw以上機組，環保電價能夠保證治理設施投入獲得良好的回報，同時國家并無第三方治理的強制政策，從而造成電企通過特許經營外包環保治理服務的積極性較低。

火電治理行業有望長期可持續發展

火電特許經營有望成為趨勢，到2017年特許經營市場容量合計可達387億元，行業長期發展的盈利持續性問題也將逐步解決

未來環保標準持續收緊、執法趨嚴以及進一步的政策推動，都將有利于特許經營模式不斷推廣。

如果后續政策推動工業企業第三方治理，火電特許經營有望成為趨勢，大氣治理行業將由過去單純的設備制造、工程建設，拓展到投資運營服務，市場空間有望打開，一直困擾行業長期發展的盈利持續性問題也將逐步解決。

考慮當前現狀以及新增燃煤機組的趨勢，預計到2017年，30萬kw及以上燃煤機組裝機容量約為7.8億kw。在此基礎上，假設利用小時為5000小時，脫硫、脫硝、除塵電價補貼(含稅)分別為0.015元/千瓦時、0.010元/千瓦時、0.002元/千瓦時，特許經營比例分別為40%、50%、30%，估算到2017年，脫硫、脫硝、除塵特許經營市場容量分別為200億元、167億元、20億元，合計387億元。