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、烟囱等多个设施进行改造，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趋势怎样？
除尘市场空间增加最为显著
烟尘排放浓度要稳定达到5mg/m3以下，传统电除尘难以满足要求，湿式除尘器可能成为选择方向，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要求，湿式除尘器可能成为选择方向。
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。
除尘改造市场空间的扩大，有望助力除尘行业订单景气周期持续至2016年。
脱硫视煤质情况新建或改造
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比例分别为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。
脱硝催化剂用量将有所加大
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。综合考虑现有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，脱硝设施无需进行改造，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，尤其是湿式除尘最为显著。此外，水泥、钢铁行业污染物排放标准进一步提升存在可能。这些将有望推动大气治理行业景气周期延长至2016年~2017年。
特许经营仍需行业政策强力推动
对大机组，环保电价能够保证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快速发展等优点。以火电为例，其利用小时相对稳定，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企业占据特许经营规模的52.9%。此外，脱硝特许经营规模目前相对较小，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同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，环保电价能够保证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。
火电治理行业有望长期可持续发展
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企业第三方治理，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，特许经营比例分别为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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