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。
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