2014年以来，为推进区域大气治理，国家发改委、能源局、环境保护部共同印发《能源行业加强大气污染防治工作方案》提出，在试验示范基础上推广燃煤大气污染物超低排放技术。此外浙江、山西、广州等省市提出燃煤电厂超低排放改造方案，并明确具体时间点。
要达到火电超低排放标准，需要对燃煤机组现有除尘、脱硫、烟囱等多个设施做改造，并增加脱硝催化剂用量。这对除尘、脱硫、脱硝市场有何影响？火电治理行业的发展的新趋势怎样？
烟尘排放浓度要稳定达到5mg/m3以下，传统电除尘难以满足规定的要求，湿式除尘器有几率会成为选择方向，投资需求613亿元，行业订单景气周期有望持续至2016年燃煤电厂最早开展烟尘治理，之后是SO2及NOx治理。因此，电厂除尘设施往往最早建设，而火电排放新标准将烟尘限值由此前50mg/m3显著降至30mg/m3特别限值为20mg/m3。
就超低排放而言，烟尘排放浓度要稳定达到5mg/m3以下，传统电除尘难以满足规定的要求，湿式除尘器有几率会成为选择方向。
2013年~2017年，预计全国7.9亿千瓦燃煤机组中，有90%需要实施除尘改造，同时，未来年均新增燃煤机组将达0.4亿千瓦。如果改造需求中常规电袋改造、加装湿式改造比重分别为60%、40%，单价分别为50元/kw、90元/kw，新建机组按超低排放标准建设，单价约90元/kw，则2014年~2017年加装湿式除尘、传统除尘改造、火电除尘设施新建投资分别为256亿元、213亿元、144亿元，合计613亿元。
最好采用拆除重建、采用湿法脱硫单塔双循环技术的方法，预计现有脱硫机组中40%机组将进行超低排放改造
据统计，截至2013年底全国投运脱硫机组占全部燃煤机组92%左右，还有8%左右未脱硫装机。预计未来年均新增0.4亿kw燃煤机组，假设新建机组脱硫设施造价为120元/kw，再加上现有8%左右未脱硫装机投资，估算到2014年~2017年新建火电脱硫设施投资需求为261亿元。
就超低排放而言，为保证稳定达标，最好采用拆除重建、采用湿法脱硫单塔双循环技术的方法，如广东恒运电厂、山东白杨河电厂，单价120元/kw；若煤质相对较好、含硫量低，可在原有基础上多加一层喷淋塔即可，投资约1000万元~2000万元。
基于2011年火电排放新标准中SO2排放限值设定为100mg/m3新建、200mg/m3现有特别排放限值进一步收紧至50mg/m3的严格水平原标准为400mg/m3，并结合行业调研情况，预计现有脱硫机组中40%机组将进行超低排放改造其中拆除新建及增加一层喷淋塔占比分别是60%、40%，此外20%的机组需要一般性改造单价80元/kw，由此推算超低排放改造、一般性改造需求分别为230亿元、115亿元。
催化剂用量增加较多，新建脱硝设施投资需求为350亿元，大部分可能将在2014年~2015年释放完毕；催化剂对应稳定年度更换市场需求78亿元
截至2013年底，全国投运脱硝机组总容量约4.3亿kw。考虑现有30万kw以上未脱硝装机以及预计未来年均新增0.4亿kw燃煤机组，并假设新建机组脱硝设施造价为100元/kw，估算得到2014年~2017年新建火电脱硝设施投资需求为350亿元，其中大部分可能将在2014年~2015年释放完毕2013年当年投运两亿kw，对应投资约200亿元。
就超低排放而言，脱硝设施无需做改造，但催化剂用量增加较多，需铺设4层原为两层，因此，超低排放改造将拉动催化剂市场空间。
到2017年，预计全国脱硝装机规模有望达到7.8亿kw，如果存量机组40%、新建机组100%按超低排放标准放置催化剂，催化剂更换周期4年，则对应稳定年度更换市场需求约30万m3超低排放前市场需求约20万m3，单价按2.6万元/m3计算，合计需要投资78亿元。
综上所述，火电超低排放推广后，火电脱硫、脱硝、除尘市场空间都将有所扩大，尤其是湿式除尘最显著。此外，水泥、钢铁行业污染物排放标准逐步提升存在可能。这些将有望推动大气治理行业景气周期延长至2016年~2017年。
对大机组，环保电价能确保治理设施投入获得良好的回报，电企通过特许经营外包治理服务的积极性较低
随着专业治理公司队伍的壮大和业务扩展，市场上推行第三方治理模式。排污企业与专业环境服务公司签订合同协议，通过付费购买污染减排服务。
第三方治理具有利于环保部门监管、利于排污企业治污效率提升、专业化运营利于产业加快速度进行发展等优点。以火电为例，其利用小时相对来说比较稳定，脱硫脱硝除尘外包给第三方投资运营并确保持续稳定达标，配以合适的环保电价，可确保第三方投资的合理盈利。
2007年我国出台《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》，但至今进展缓慢。截至2013年底，已签订火电烟气脱硫特许经营合同装机规模为9420万kw较2012年增长12.3%，仅占全国脱硫装机规模的11.9%。
同时，国电龙源、大唐科技、华电工程等五大集团下属公司占据特许经营规模的52.9%。此外，脱硝特许经营规模目前比较小，2013年底已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量为1342万kw。
究其原因，我们大家都认为主要有以下两个：一方面，具体治污责任转移障碍为最大阻碍，作为支付治污费用的一方，实现具体治污责任的转移是其采用第三方治理的原始动机，从现状看，若特许运营公司出现排污超标情况，电企也会被问责乃至停机，而停机产生的损失远大于委托给第三方治理节约的成本。
因此，建议从政策层面调整责任分担原则，进一步细化明确在环境管理和具体治污工作中，企业和第三方公司的责任及排放超标根据不一样的情况的责任认定原则，激励排污企业委托第三方治理污染的积极性。
另一方面的原因是，就现行排放标准而言，对大机组而言特别是60万kw以上机组，环保电价能确保治理设施投入获得良好的回报，同时国家并无第三方治理的强制政策，从而造成电企通过特许经营外包环保治理服务的积极性较低。
火电特许经营有望成为趋势，到2017年特许经营市场容量合计可达387亿元，行业长期发展的盈利持续性问题也将逐步解决未来环保标准持续收紧、执法趋严以及进一步的政策推动，都将有利于特许经营模式不断推广。
如果后续政策推动工业公司第三方治理，火电特许经营有望成为趋势，大气治理行业将由过去单纯的设备制造、工程建设，拓展到投资运营服务，市场空间有望打开，一直困扰行业长期发展的盈利持续性问题也将逐步解决。
考虑当前现状以及新增燃煤机组的趋势，预计到2017年，30万kw及以上燃煤机组装机容量约为7.8亿kw。在此基础上，假设利用小时为5000小时，脱硫、脱硝、除尘电价补贴含税分别为0.015元/千瓦时、0.010元/千瓦时、0.002元/千瓦时，特许经营占比分别是40%、50%、30%，估算到2017年，脱硫、脱硝、除尘特许经营市场容量分别为200亿元、167亿元、20亿元，合计387亿元。
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