火電治理行業后勁越來越足

　　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。

來源：中國環境報

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