环保部制定的《火电厂大气污染物排放标准》（终稿）已“落地”，这一被称为“史上最严苛”的火电环保标准，因其规定的包括氮氧化物及汞含量在内的火电厂烟气排放浓度限值超过欧美，一方面触动本已负债经营的火电厂脆弱的神经，另一方面也催生着逾3000亿元火电脱硝市场的爆发。

大幕已启动，火电厂及脱硝公司是否已进入“临战”状态？火电脱硝市场如何借鉴过去五年脱硫历程积累的经验教训？脱硝产业已经启动，催化剂市场竞争硝烟弥漫，相关盈利模式也在积极探寻中，而标准的严格执行将是未来脱硝产业健康有序发展的关键。

成熟盈利模式仍在探寻中

在重庆九龙电力集团旗下中电投远达环保公司建成的国内最大的原烟气净化综合实验基地现场。装机60万千瓦的火电厂机组锅炉上连接着各种管道，随行技术人员称，燃煤机组排放出的烟气就通过这些管道分别进入脱硝、除尘、脱硫和脱汞等工艺流程，最终完成污染物排放限值控制。

“正是在这个实验基地基础上，远达环保开始提高脱硫、脱硝效率，优化工艺设计，并进行项目经营模式的探索。”九龙电力公司总经理刘艺表示，经过11年的不懈努力，如今远达环保已成为国内火电脱硫脱硝领域的领军企业之一。

打造成熟盈利模式是火电脱硫脱硝产业的核心命题。在过去5年的脱硫领域，包括远达环保在内的众多专业脱硫脱硝公司主要采用的是EPC模式（工程总承包）。中国科学院过程工程研究所余剑博士称，火电脱硫主要采用工程招标方式，中标脱硫公司采用EPC模式只是将设施安装到位后即退出，并不参与后期运营，客观上造成电厂尽力压价、脱硫公司恶性竞争、在低价挤压下追求利润的局面。低价项目相继出现一系列质量问题，如部分烟气脱硫装置质量不过关、脱硫设施投运率低。

此后，政策上开始推行脱硫特许权招标，通过引入脱硫公司参与电厂运营以提高企业收益。据刘艺介绍，九龙电力近两年开始积极参与特许权投标，公司近期通过定向增发募资收购了公司控股股东中电投旗下9个特许经营项目，公司目前所拥有的脱硫特许经营项目总装机已达1200万千瓦。“按照火电机组年上网利用小时平均数为4000-5000小时和1.5分／千瓦时的现行补贴政策，全部投入运行后，每年新增收入将超过5亿元。”刘艺说。

中国环保协会锅炉炉窑 脱硫除尘专委会一位专家称，在特许经营模式下，脱硫公司可以享受政府的电价补贴，但脱硫电价一般由电网支付给发电企业，再由发电企业支付给脱硫企业，而非直接补给脱硫公司，因此，这显然利于背靠大电力集团优势的九龙电力、国电龙源环保等企业。

对于广大中小企业来说，特许经营权即使拿到，也有可能被拖延支付电价补贴款，因此需寻找更靠谱的盈利模式。据了解，湖南永清环保公司就在EPC模式之外，开始尝试EPC＋C模式，即引入后续的托管运营（C），工程毛利率远高于EPC。

刘艺表示，脱硫市场的模式探索将可以沿用到脱硝市场，未来还可以推行目前在其他工程领域日渐成熟的BOT和EMC（合同能源管理）模式，以进一步提高项目综合收益。

催化剂市场竞争已现潮涌

伴随着工程市场渐渐启动，占工程总成本40％以上的脱硝催化剂领域被看作另一片蓝海。据了解，目前国内尚无完全自主研发的催化剂生产工艺，技术多从日本和美国引进，企业进入该产业领域技术门槛相对较低。加之生产催化剂的钛白粉、三氧化二钒等原料载体获取相对容易，导致市场同质化竞争局面渐渐显现。目前，国内从事脱硝催化剂生产的企业已达10余家。

在九龙电力下属的重庆远达催化剂公司生产车间，在原料经过搅拌、挤压、煅烧烘干、切割成型等一系列工序后，一块块类似蜂窝煤状的催化剂便制出成品。据该公司综合部负责人程振恒介绍，公司投资3亿元并于2009年投产的一期生产线，目前催化剂年产能已达1万立方米，这一产能规模目前在国内居于前列。

催化剂平均每3年要更换一次，有分析测算，“十二五”期间脱硝市场对催化剂的需求量每年将达到10-12万立方米，市场规模高达500亿元。目前国内启动实施的脱硝工程项目，业主单位在催化剂工艺选择上亦采取单独招标制，从而可能进一步加剧催化剂市场的无序竞争。

对于即将面临的市场竞争挑战，刘艺显得信心十足。公司作为目前国内为数不多的规模化生产脱硝催化剂的龙头供应商，订单数已累计达上万立方米。这两年远达催化剂已在业内积累起的品牌价值和技术领先实力是公司的主要优势。此外，公司在催化剂生产工艺上，已开始研发集除尘、脱硫、脱硝和脱汞于一体的催化剂和工程设计工艺，这一方面能提高烟气污染物排放的综合处理效率，同时可节省工程造价成本，经济效益更显著。“比如我们正在研发的脱硝、脱汞催化剂一体化技术，通过减少单独设置脱汞工艺的投入，在使工程单位造价减少15％以上的同时，还便于脱硝和脱汞的运营集约化管理。”他说。

余剑表示，从目前整个产业发展态势上来看，催化剂的市场需求可能会紧随工程建设率先进入井喷式发展阶段，激烈的市场竞争已是山雨欲来。更值得注意的是，目前国内众多催化剂原料钛白粉生产企业纷纷谋定扩产计划，意图分得火电脱硝市场的“一杯羹”。在此情况下，需要多涌现些诸如远达环保这样的龙头企业，以技术和工艺创新来带动产业升级发展，避免盲目低水平竞争。

脱硝或重演脱硫不良记录

相比于乙方（脱硝工程及产品公司）的“摩拳擦掌”，作为甲方的电厂方面情绪则相对复杂很多。一方面，面对严苛的排放标准要求，他们希望最终出台的终稿能降低上限值指标；另一方面，电厂更多寄望于脱硝电价补贴政策的及时出台。

在排放限值指标上，环保部人士日前明确表示“不会放松”。而在电价补贴上，中电联相关人士透露，将可能执行每度电补贴1.2分的标准。

对于1.2分的补贴标准，一位来自西南地区的电厂人士称，目前烟气脱硝工程的成本投入为200元／千瓦左右，电厂现役和拟新建的装机规模合计300万千瓦，脱硝成本高达6亿元。但按照电厂年均发60亿度电量核算，1.2分／度的标准5年内获得的补贴总额为3.6亿元，远少于6亿元的成本投入。但另一位来自东北电厂的人士则表示，1.2分／度的补贴标准能弥补成本投入。

为何会出现两种截然不同的声音？一位资深业内人士透露了其中的究竟。原来，根据过去5年烟气脱硫的历史，一些电厂表面上迎合政策要求实施机组脱硫改造，但实际上却想尽办法逃避环保责任。其中最常见的便是在为避免烟气脱硫管道堵塞导致停机而增设的烟气排放旁路上做文章。按照要求，旁路在未出现停机风险下必须处于关闭状态，但电厂经常开启这些旁路，甚至人为增设更多旁路来排放烟气。在此情况下，旁路排出的烟气降低了脱硫管道排出的烟气硫分含量，便能轻松糊弄定期的环保检查。“最终形成的结果是电厂白拿了电价补贴，烟气脱硫成本投入甚少，这样自然不觉得亏。”

为防止过去烟气脱硫领域的种种不良现象在今后的脱硝领域再次重演，环保部在近日公布的“十二五”大气污染物防治规划中明确要求，对于电厂锅炉增设的非必要烟气旁路未来必须要清除，同时将加大脱硫及未来的脱硝审查力度和专业水平。

刘艺表示，《标准》的严要求体现了政策对于火电节能减排的充分重视，这是落实国家节能减排政策的必要之举。总结过去火电脱硫产业的经验教训，未来5年的脱硝产业，一方面需要“铁腕”政策及时出台并强力推进，另一方面相关部门也应该及时完善行业领域的一系列技术和市场准入标准，着眼于在起步阶段就引导行业健康有序发展。