烟气治理行业深度研究报告：三十载征程（35页）

经过 10 年的发展，到 2017 年底，通过第三方运营方式的脱硫机组合计 2.1 亿千瓦，脱硝机组合计 1.1 亿千瓦，目前，我国已投运火电厂烟气脱 硫机组容量约 9.2 亿千瓦，脱硝机组容量约 9.6 亿千瓦，因此，第三方运营方式在脱硫与脱硝市场中的占有率分别为 23%与 11%。按照烟气处理 设施的资产归属权在于电厂方还是环保公司，可分为特许经营和委托运 营两种商业模式，其中：特许经营：在运火电厂烟气脱硫特许经营的机组容量超过 1.3 亿千 瓦，在运火电厂烟气脱硝特许经营的机组容量超过 0.9 亿千瓦。委托运营：在运火电厂烟气脱硫委托运营的机组容量超过 0.7 亿千 瓦；在运火电厂烟气脱硝委托运营的机组容量超过 0.2 亿千瓦。 根据中电联对国内主要火电烟气治理公司的运营规模统计，其中市占率 较高的主要是国有大型电力集团的下属环保平台，其中：大唐环境（脱 硫 18%，脱硝 27%）、国电龙源（脱硫 17%，脱硝 10%）、国电投远达（脱 硫 15%、脱硝 11%）分别隶属于大唐集团、国电集团、国电投集团。而 清新环境是市占率前五的公司中唯一的独立民营企业（脱硫 14%，脱硝 14%）。

参考学术文献中对于超低排放改造前后的运营参数变化，匡算脱硫设施的运行成本，除了初始投资的折旧与财务费用（折合度电成本约为 0.24分/kWh，占总成本的 30%）外，运营成本中，占比较高的主要是电耗、维修费与石灰石。超低排放改造之后，整体成本提升 50%，其中 10%来自投资成本（财务费用+折旧）的增加，另外 40%来自耗材运营成本。超低排放改造之前，度电脱硝的单位成本约为 0.8 分/kWh，改造后由于投资规模、电耗与石灰石用量的提升，度电脱硝成本约为 1.2 分/kWh。 参考学术文献中对于超低排放改造前后的运营参数变化，匡算脱硝设施的运行成本，除了初始投资的折旧与财务费用（折合度电成本约为 0.2分/kWh，占总成本的 30%），运行成本中，占比较高的主要是催化剂、液氨消耗与电耗。超低排放改造后，整体运行成本提高 27%，由于烟气NOx 标准提高后，改造方式主要通过增加催化剂填充量，因此增加的固定资产投资较少。提标后的运行成本上升，主要由于电耗与液氨消耗提高。