摘要：综述了2016年中国脱硫脱硝行业的发展环境及概况，介绍了行业的市场特点及主要动态，针对行业发展中存在的主要问题，提出了相应对策和建议。
12016年脱硫脱硝行业发展概况
1.1行业发展环境
1.1.1大气污染治理效果初现
根据环境保护部发布的《大气污染防治行动计划》工作进展情况，截至2016年末，各项工作取得积极进展，效果初现：
（1）建立了以改善空气质量为核心的评估考核体系，实行党政同责、一岗双责，运用约谈、督察等多种手段，切实落实地方政府责任。
（2）各项重点工程进展顺利。国务院办公厅印发《控制污染物排放许可制实施方案》；全国累计完成燃煤电厂超低排放改造达到了4.25亿千瓦，占燃煤火电的47%；京津冀地区共完成80万户散煤替代工作，削减散煤约200万吨；淘汰老旧车、黄标车390万辆，完成了年度指标；发布了《关于实施第五阶段机动车排放标准的公告》及轻型机动车的国六排放标准。
（3）严厉打击环境违法行为。环保、公安开展联动执法1.7万次，联合整治突出问题6500余个，对涉及污染大气环境类违法案件的1500余人予以行政拘留。
（4）完善环境管理政策。完成排污费征收标准的调整工作，发布实施超低排放环保电价、北方采暖季水泥错峰生产、船舶排放控制区等政策措施。
（5）积极应对重污染天气。定期会商，运用多种高科技手段进一步提升空气质量预报能力；统一了京津冀区域重污染天气预警分级标准，实施大范围高级别应急联动；多次派出督查组，督查各地重污染天气应对情况。
1.1.2《电力发展“十三五”规划》发布，煤电装机受到严格控制
2016年11月7日，国家发展改革委员会、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划》（2016～2020年）。“十三五”期间，我国电力工业投资规模将达到7.17万亿元，以2020年非化石能源消费比重达到15%为硬指标，提出全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，稳步发展核电、天然气，优先发展新能源，弃风、弃光率控制在5%左右的合理水平。
“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。节能减排方面，要求新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时。火电机组二氧化硫和氮氧化物年排放总量均力争下降50%以上。30万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放，煤电机组二氧化碳排放强度下降到865克/千瓦时左右。火电厂废水排放达标率实现100%。
1.1.3控制污染物排放许可制开始实施，污染物治理管理进入新阶段
2016年11月，国务院印发《控制污染物排放许可制实施方案》。根据方案将分行业推进排污许可管理，逐步实现排污许可证全覆盖。率先对火电、造纸行业企业核发排污许可证，2017年完成“大气十条”和“水十条”重点行业及产能过剩行业企业排污许可证的核发。2016年12月，环境保护部印发《排污许可证管理暂行规定》，从国家层面统一了排污许可管理的相关规定，主要用于指导当前各地排污许可证申请、核发等工作，是实现2020年排污许可证覆盖所有固定污染源的重要支撑，同时为下一步国家制定出台排污许可条例奠定基础。
1.1.4工业锅炉发展环境
自2013年国家出台《大气污染防治行动计划》以来，又连续出台了《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》《工业领域煤炭清洁高效利用行动计划》《煤炭清洁高效利用行动计划》《热电联产管理办法》等一系列针对工业锅炉的节能环保提效政策方案。2016年，各地也出台了多项政策推动工业锅炉治理。
北京：《高污染燃料禁燃区划定方案》（试行）、《燃气（油）锅炉低氮改造以奖代补紫荆管理办法》、《北京市2013～2017年加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案》。
天津：《天津市2016年小工厂小作坊燃煤污染治理工作方案》《2016年“三小”燃煤污染治理专项资金补贴方案》《 <关于“四清一绿”行动2016年重点工作的实施意见> 的通知》。
河北：《河北省燃煤锅炉治理实施方案》（到2017年全省将淘汰燃煤锅炉11071台）、《河北省推进燃煤工业锅炉改造行动计划》《保定市大气污染防治三年攻坚行动及2016年重点工作》《邢台市城区原煤散烧治理实施方案》。
山东：《关于加快推进燃煤机组（锅炉）超低排放的指导意见》（积极推进燃煤锅炉超低排放改造）；《山东省燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》（下发2016～
2017年燃煤锅炉改造计划）。
陕西：《关中地区2015～2017年燃煤消费减量替代工作实施方案》《陕西省“治污降霾——保卫蓝天”五年行动计划（2013～2017年）》（部署全省燃煤电厂超低排放改造及下达2016年关中地区改造计划的通知）。
河南：《治理燃煤污染攻坚战实施方案》《河南省电能替代工作实施方案（2016～2020年）》《2016年河南省各地煤锅炉改造补贴政策》《河南省2015年燃煤锅炉拆除改造方案》《河南省电能替代工作实施方案（2016～2020年）》。
浙江：《高污染燃料小锅炉淘汰改造实施方案》《燃煤锅（窑）炉清洁化改造专项补助资金管理办法》《“无燃煤区”建设实施方案》。
广东：《锅炉污染整治实施方案（2016～2018年）》《能源行业加强大气污染防治工作方案的通知》《广东省大气污染防治行动方案（2014～2017年）》。
湖北武汉：《人民政府办公厅关于印发武汉市2016年拥抱蓝天行动方案的通知》《武汉市大气污染防治强化措施》《市人民政府关于印发武汉市改善空气质量动计划（2013～2017年）的通知》。
1.2脱硫脱硝产业发展现状
1.2.1火电行业脱硫脱硝产业发展现状
根据中电联发布的《2016年全国电力工业统计快报一览表》，截至2016年底，全国发电装机容量共计164,575万千瓦（新增12,061万千瓦）；其中，火电装机容量105,388万千瓦（新增4836万千瓦），包括燃煤装机容量94,259万千瓦、燃气装机容量7008万千瓦。
根据中国环保产业协会脱硫脱硝委员会总结的数据：2016年新建投运火电厂烟气脱硫机组容量约5000万千瓦，投运火电厂烟气脱硝机组容量约9000万千瓦。根据该委员会统计，截至2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约84,800万千瓦，占全国火电机组容量的80.5%，占全国煤电机组容量的90.0%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约86,400万千瓦，占全国火电机组容量的82%，占全国煤电机组容量的91.7%。
2016年，国内燃煤电站脱硫脱硝行业全面进入超低排放改造的高峰，脱硫脱硝行业营业收入的大部分工程都来自于电力行业的超低排放改造，燃煤电站超低排放新建和改造竣工9600千瓦。根据环境保护部部长的讲话，截至2016年底，全国燃煤电站超低排放改造竣工4.25亿千瓦，完成全国计划6.8亿千瓦的63%。
中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会根据中电联节能环保分会2015年的数据与委员会自己的统计结果，2016年国内脱硫脱硝行业部分主要企业运营情况见表1；2016年投运的烟气脱硫技改工程机组容量情况见表2；2016年底累计投运的烟气脱硫新建工程机组容量情况见表3；2016年投运的火电厂烟气脱硝机组容量情况见表4；2016年底累计投运的火电厂烟气脱硝机组容量情况见表5。
2016年国内的脱硝催化剂出货量约9万立方米，绝大部分是超低排放改造带来的需求。主要生产厂家有：江苏龙源催化剂有限公司、大唐南京环保科技有限责任公司、国家电投集团远达环保催化剂有限公司、成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司、浙江德创环保科技有限公司、河南康宁特环保科技股份有限公司、山东天璨环保科技有限公司等。2016年，除大唐南京环保科技有限责任公司建设了催化剂再生项目外，其它主要厂家都没有扩建产能。所以，主要厂家产能与2015年基本一致。2016年SCR脱硝催化剂生产产能情况见表6。
1.2.2钢铁行业脱硫脱硝产业发展现状
国家统计局2017年1月公布的最新数据显示，2016年全国粗钢产量80,837万吨，增长1.2%；生铁产量70,074万吨，增长0.7%；钢材产量113,801万吨，增长2.3%。2016年粗钢产量略微超过2015年的80,382.3万吨。截至10月底，我国已提前完成4500万吨的钢铁去产能年度任务，2016年完成化解钢铁过剩产能6500万吨以上，其中央企1020万吨，地方国企1600万吨，合计占40%。
钢铁行业的二氧化硫（SO2）年排放量仅次于燃煤电力，居第二位，占全国SO2总排放量的10%。钢铁生产过程排放的SO2主要来源于烧结、炼焦和动力生产。烧结工序外排SO2占钢铁生产总排放量的60%以上，在长流程生产工艺中占总排放量的85%以上，是钢铁行业SO2的主要排放源。烧结烟气是烧结混合料点火后，在高温下烧结成型过程中产生的含尘废气，与燃煤锅炉烟气相比，具有成分复杂，烟气量波动大（±40%），温度波动大（120℃~185℃），含水量大（8%~13%），含氧量高（14%~18%）等特点，这增加了烧结烟气的治理难度。烧结烟气脱硫是钢铁行业减排SO2的重点。按照《钢铁烧结球团工业大气污染物排放标准》（GB28662～2012）规定新建烧结机烟气SO2的排放限值为200mg/m3，其中京津冀、长三角和珠三角等大气污染物特别排放限值地域，SO2的排放限值为180mg/m3；颗粒物的排放限值为50mg/m3；新增氮氧化物（NOx）排放限值为300mg/m3和二英为0.5ng-TEQ/m3。加强钢铁烧结烟气污染排放控制势在必行，钢铁烧结企业都配套有除尘装置，目前已发展到关注脱硫的阶段。
全国现有各种规模烧结机1240余台，截至2012年底，已建及在建脱硫装置不足1/3。与燃煤电力行业烟气脱硫相比，已投运的烧结烟气脱硫装置在不同程度上存在同步运行率较低的问题。从2016年钢铁行业脱硫脱硝现状来看，脱硫脱硝设施的安装率在90%以上，但市场混乱，简单模仿、低质低价、恶性竞争现象普遍；防腐、外保温、副产物处理等环节缺失；设施运行效果不好，普遍缺乏有效的运营维护，设备故障率高，投运率低。
控制烧结工序SO2排放主要有三种方法：原料控制、烧结过程控制和烧结烟气脱硫。其中，烧结烟气脱硫被认为是控制SO2污染最切实可行的方法。烟气脱硫工艺按脱硫产物的形态可分为湿法、半干法和干法三类。湿法脱硫是利用湿态吸收剂吸收烟气中的SO2，脱硫产物为湿态，主要有石灰石-石膏法、氨法、双碱法和氧化镁法等。半干法脱硫是向反应器内喷入吸收剂浆液或者同时喷入吸收剂与水雾，利用烟气显热蒸发吸收产物中的水分，最终产物为粉状，主要有循环流化床法（CFB）、旋转喷雾干燥法（SprayDryingAdsorption-SDA）等。
石灰石-石膏法、氨法、氧化镁法和双碱法总投运烧结烟气脱硫装置303套，占全国总投运套数的78%，CFB法和SDA法投运48套，占比为12%。这说明，工程应用数量大于5套的6种脱硫工艺占全国总投运套数的90%。随着烧结机面积的增加，即处理烟气量的增加，石灰石-石膏法、双碱法、氨法和氧化镁法等湿法脱硫工艺应用的比例降低，CFB法和SDA法等半干法脱硫工艺应用的比例逐渐升高。
按照中国钢铁工业协会2016年5月发布的《2016版中国钢铁工业发展报告》中的数据，中国钢铁工业协会主要会员企业平均吨钢能耗为572千克标煤；吨钢耗新水量为3.25立方米；吨钢二氧化硫排放量为0.74千克；吨钢化学需氧量为22克。以此计算，2016年钢铁行业化解产能6500万吨，带来的节能环保效益巨大，全年共计减少煤耗3718万吨标准煤，减少耗新水量2.11亿立方米，减少二氧化硫排放量4.81万吨，减少化学需氧量1430吨。
1.2.3水泥行业脱硫脱硝产业发展现状
根据国家发展改革委员会经济运行调节局子站数据，2016年，全国水泥产量240,295万吨，同比增长2.5%（上年为下降4.9%）；商品混凝土产量179,200万立方米，增长7.4%，增速同比提高5.3个百分点。虽然供给侧改革进程不断提速，但2016年产能化解重点更多集中在煤炭及钢铁行业，水泥行业产能不降反升，但增速放缓。据中国水泥网统计，2016年，全国新增20条新型干法水泥熟料生产线，累计新增熟料产能2737.3万吨，较2015年的新增产能总量减少超21%，新增产能连续第六年呈递减走势。
以吨水泥综合煤耗100千克计算，2016年水泥行业新增的约2700万吨产能带来了新增煤耗270万吨。按照《全国污染源普查工业污染物核算手册》，2016年水泥行业新增煤耗共产生2.3万吨二氧化硫、2万吨氮氧化物。从2016年水泥行业脱硫脱硝现状来看，水泥行业脱硝装置安装率超过85%，但是排放标准宽松，SNCR技术在水泥行业脱硝应用广泛，但脱硝效率不高，同时还存在氨逃逸的隐患。
钢铁、水泥行业环保市场一方面具有极为广阔的开拓潜力，钢铁行业烧结机脱硫装置安装率超过70%，脱硝基本未展开；水泥行业脱硝装置安装率超过80%，SNCR技术在水泥行业脱硝应用广泛，但脱硝效率不高，同时还存在氨逃逸的隐患。另一方面，钢铁、水泥行业陷入产能严重过剩的危机，整个行业盈利能力低，无法支付环保工程建设及运维费用。
1.2.4工业炉窑、工业锅炉
根据国家发展改革委员会的统计数据，2016年全国自备电厂装机容量超过1.1亿千瓦，约占当年全国总发电装机容量的8%，锅炉数量约2000台。自备电厂主要集中在钢铁、电解铝、石油化工、水泥等高耗能行业，主要分布在资源富集地区和部分经济较发达地区。机组类型以燃煤机组为主，燃煤自备机组占70%以上。“十二五”期间纳入统计的动力锅炉共178台，其中燃煤锅炉134台、燃油气锅炉44台，截至2015年已关停或停用燃煤锅炉36台、燃油气锅炉12台。其中完成锅炉烟气脱硫改造的13台、脱硝改造的35台。自备电厂环保改造可直接沿用火电行业燃煤机组脱硫技术，无需或只需较少改动，市场前景巨大。石油炼化行业催化裂化装置的烟气尾气治理是目前重点环保监控指标。国家于2015年发布的《石油炼制工业污染物排放标准》，要求国内新建炼油装置自2015年7月1日起、现有装置自2017年7月1日起，催化裂化再生烟气中二氧化硫、氮氧化物、颗粒物含量分别低于100、200、50mg/m3。对于重点污染地区的控制指标更加严格，要求低于50、100、30mg/m3。在如此严格的环保指标下，炼油装置烟气排放增设脱硫脱硝系统已成为必然趋势。
2015年中国工业锅炉年产量约2100台，合40万吨蒸发量。目前，国内各种工业锅炉约47万台，预计除京津冀等地少数工业锅炉实现煤改气外，其余绝大多数工业锅炉仍然是燃煤。2014年10月，国家发展改革委员会等部委就燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案出台文件。根据文件要求，地级及以上城市建成区禁止新建20吨/时以下的燃煤锅炉，其他地区原则上不得新建10吨/时及以下的燃煤锅炉；新生产和安装使用的20吨/时及以上燃煤锅炉应安装高效脱硫和高效除尘设施；提升在用燃煤锅炉脱硫除尘水平，10吨/时及以上的燃煤锅炉要开展烟气高效脱硫、除尘改造，主要地区全部按照特别排放限值管理。目前，大部分地区对工业燃煤锅炉的需求水平依然较高，同时要求对工业燃煤锅炉进行超低排放改造，2020年之前环保改造需求旺盛。现阶段针对工业燃煤锅炉进行的环保改造缺乏技术经济指标合理的技术，急需适合中小锅炉脱硫脱硝除尘的技术。
1.2.5海外燃煤污染物控制市场需求成为热点
目前，很多中国企业积极介入印度市场。火力发电（燃煤、燃气和燃油）是印度的主要电力来源，据统计，截至2016年6月底，印度总装机容量约2亿千瓦，火力发电约占70%，其中燃煤电站装机容量约占61.44%。现行燃煤机组的污染物排放标准较低，为SO2：200mg/Nm3、NOx：300mg/Nm3、尘：50mg/Nm3。大量电厂没有安装相应的环保设施。印度政府于2016年初颁布了新的环保政策，印度发电委员会也发布了严格的环保措施与法规，要求从2017年开始，燃煤电厂必须安装脱硫脱硝装置，大气污染物排放标准提高到SO2：100mg/Nm3、NOx：100mg/Nm3、尘：30mg/Nm3。在严格的环保政策法规要求下，预计在2017年印度全国将有8000MW燃煤机组需要安装环保设备，2018年将有11,000MW的机组需要安装环保设备，电力环保市场将迎来井喷式发展。
2市场特点及重要动态
2.1超低排放全面提速
2014年被称作脱硫脱硝行业的“超低排放”元年，明确了“超低排放”的概念，开始了最初的尝试。2015年则是各种脱硫脱硝技术路线在各种容量等级机组上的探索与推广。据统计，2015年全国煤电超低排放改造助力电力行业减排成效显著，烟尘、二氧化硫、氮氧化物与此前排放峰值相比，分别下降了93.3%、85.2%、82.0%。
2016年，“超低排放”改造结束了蹒跚学步，开始奔跑。超低排放改造时限提前，东、中、西部地区满足改造条件的燃煤电厂要分别于2017年、2018年、2020年前完成相应改造工作。国家能源局、环境保护部于6月28日发布《关于印发2016年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，将改造任务分解细化。地方政府则通过出台相关配套政策，提高煤电企业改造积极性：《山东省燃煤机组（锅炉）超低排放绩效审核和奖励办法（试行）》按照机组改造减排量与逐年“退坡”的奖励标准，给予当地企业总额超过2.8亿元的奖励资金；《山西省燃煤发电机组超低排放改造项目省级奖补资金管理暂行办法》以机组容量与脱硫系统改造方式确定投资标准，对2017年底前完成改造的机组给予相应奖补资金。
政策的出台让早先对于超低排放的反对与质疑声迅速减少。尽管超低排放在技术细节的规范、监测及评价标准、各地改造经济性与必要性等方面仍存在可以讨论与改善的空间，但当风能、太阳能等清洁可再生能源发电成本不断降低，开始侵蚀原先属于煤电的市场份额时，“将自己打造为比燃气发电还清洁的电源”已成为煤电谋求生存必须要走的道路。一年时间，已有越来越多的燃煤电厂实现了“全厂超低排放”。
环保改造在电力行业的强力推行也激发了环保行业的活力。多元化的技术路线让电厂有了更多选择，激烈的市场竞争下，环保改造成本不断降低，同时促进了环保行业整体水平提高。随着超低排放改造在电力行业内的迅速成熟，环保行业的未来或将移向燃煤电厂的三氧化硫、汞、废水、固废排放，并逐渐向非电行业延伸。
据不完全统计，截至2016年底，国电集团共121台、5221万千瓦燃煤机组实现超低排放，占在运燃煤机组总装机的52.6%；华能集团累计6921万千瓦机组完成超低排放改造，占煤电装机的59%；大唐集团完成88台机组超低排放改造，累计超低排放机组数量达到157台，容量6454.5万千瓦，占在役煤电机组容量的67.8%；华电集团全年新增超低排放机组3418万千瓦，累计达4532万千瓦，占到了煤电装机的51%；国家电投集团超低排放机组装机容量3557.8万千瓦，超低排放机组占煤电装机比例为52.25%；国华电力共计47台燃煤机组实现超低排放，超低排放机组容量达2719万千瓦，占燃煤机组装机的75%。
2.2技术同质化加速，火电脱硫脱硝市场进入“红海阶段”
当前，环保行业发展进入快速期。首先，环保法规、监管进入史上最严时期，新环保法的出台使环保考核更加行政化、处罚更加合理化；其次，投资空前高涨，数据显示“十三五”期间环保产业总投资预计超17万亿元，是“十二五”期间的两倍以上，而“气十条”等政策“红包”将直接撬动万亿级产业风口；再次，环保产业政策法规密集酝酿出台，PPP、第三方治理、环境税、服务性环境监测等政策理念正在改变着环保市场格局。在这种局势下，带来的是环保产业的持续快速增长。然而在火电脱硫脱硝领域，技术同质化特点愈发突出。根据2016年发布的《火电厂污染防治技术政策》，火电厂烟气脱硫技术主要选用石灰石-石膏法烟气脱硫技术、氨法烟气脱硫技术、海水法烟气脱硫技术、烟气循环流化床法脱硫技术；火电厂氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线，煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术（SCR）；循环流化床锅炉烟气脱硝宜选用非选择性催化还原技术（SNCR）。相对成熟的脱硫脱硝技术导致了产能过剩、低价竞争加剧的局面，使得火电脱硫脱硝市场已成为不折不扣的“红海”。
“红海阶段”下，为更好满足更高的环保标准要求、深耕脱硫脱硝市场，需要积累技术优势，完成技术升级，形成核心竞争力脱离“红海”。同时，随着供给侧改革的大力开展，监管力度的不断加大，未来只有进一步进行技术升级、工艺技术路径领先的企业才能符合行业标准。
3脱硫脱硝行业发展存在的主要问题
3.1电力行业脱硫脱硝发展存在的主要问题
3.1.1电力市场“双低双降”竞争压力传导到火电环保产业
按照“三去一降一补”的改革思路，要求优化新建火电建设时序，取消一批，缓核一批，缓建一批和停建火电项目，新增投产规模控制在2亿千瓦以内。对于现有火电机组要求，淘汰落后产能：逐步淘汰不符合环保、能效等要求且不实施改造的30万千瓦以下、运行满20年以上纯凝机组、25年及以上的抽凝热电机组，力争淘汰落后产能2000万千瓦。而从电力市场角度，降电价、降利用小时数、电量低增长、机组低负荷的“双低双降”通道将持续延伸，发电企业的市场竞争压力势必传导到火电环保产业。
近年来电力行业总发电量持续增加，未来随着装机规模及下游需求的增加，电力行业总发电量将继续增加；在火电发电量方面，近年来火电发电量的增速受用电需求及其他能源发电挤压影响波动较大。2016年以来，受国家控制煤电装机规模及下游需求小幅回暖影响，火电发电量降幅同比有所收窄。近年来火电发电量在电力总发电量中的占比均达到70%以上，但随着非化石能源发电的不断发展，火电发电量占比呈逐年下降趋势，预计未来占比将进一步降低。
中电联公布的一组发电利用小时数据显示，2016年1~8月，全国规模以上电厂发电量38,772亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期提高2.5个百分点。其中，全国规模以上电厂火电发电量28,639亿千瓦时，同比下降0.5%，降幅比上年同期收窄1.7个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过5%的有7个省，分别为北京（11.8%）、安徽（9.3%）、浙江（6.3%）、陕西（6.0%）、山东（5.4%）、新疆（5.3%）和江苏（5.2%）；全国有19个省份火电发电量出现负增长，其中，福建（-22.6%）、湖南（-21.2%）同比下降超过20%。
从设备利用率看，受火电装机规模扩大、其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷的影响，近几年全国火电设备平均利用小时数持续维持较低水平；2016年以来，受国家严格控制煤电新增规模以及全社会用电量增速同比小幅提高影响，火电设备利用小时降幅收窄；分区域看，华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低；考虑到目前整体用电需求提振有限，加之前两年火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加，预计在未来几年内，火电设备利用率将继续维持在较低水平。
受宏观经济及电源投资的周期变化影响，我国火电机组利用小时也呈现周期性变化。2012年以来，我国经济增速下降导致用电需求增速放缓。截至2015年底，我国火电装机容量达到100,554万千瓦，较上年增长8.87%，火电发电量达到42,307亿千瓦时，较上年增长0.08%，火电发电量增速远小于火电装机容量增速。受此影响，2015年，全国发电设备累计平均利用小时为3969小时，同比减少163小时，是1978年以来的最低水平。其中，火电利用小时为4364小时，较上年减少375个小时。2016年1~8月，全国发电设备累计平均利用小时为2507小时，同比减少173小时。其中，全国火电设备平均利用小时为2727小时，同比减少228小时。
从煤炭供应角度看，受煤炭行业去产能政策的影响，动力煤价格自2016年初连续上涨，火电企业成本大幅增加；随着2016年下半年煤炭去产能的力度和速度进一步加大，电煤供给侧会继续相对紧张，考虑到国家相关部门在煤价涨幅过大或库存过低的情况下将会释放部分产能来平抑价格波动，预计2016年下半年煤价增速可能会略有放缓，但是上涨的趋势仍不变；尽管2016年动力煤价上涨触发2017年初煤电联动上调电价的可能性较大，但考虑到在目前中国经济处于低迷时期、国家努力降低工商业用电价格的大环境下，即使2016年煤价上涨至煤电联动触发点，预计上网电价调整的可能性也不大；在电煤成本上升、上网电价不调整的情况下，预计未来一段时期内火电企业成本或将加大，盈利空间将被进一步压缩。
在火电企业的所有成本中，煤炭成本约占60%，煤价的上涨对电厂的成本有着重要影响。据统计，2015年，中国约有18.4亿吨的煤炭用于发电，煤炭价格每吨涨10元，对发电企业而言，就会增加180亿元的成本。虽然2016年上半年煤炭去产能未能完成2016年全年煤炭减产目标的一半，但炭减产已经使煤价上涨超出预期。同时，据秦皇岛煤炭网分析显示，环渤海港口煤炭库存水平继续保持在相对低位，沿海六大电厂库存也在持续下降，库存水平创2013年以来新低，阶段性的需求高峰暂时还在持续。据2016年10月19日数据，环渤海地区5500大卡动力煤价平均价格报收577元/吨，较年初上涨217元/吨，涨幅60.28%，已连续十六期上涨，继续刷新年内最高纪录。受到煤价大幅上涨影响，火电企业绩同比下滑，盈利能力受到极大影响。
同时，电价结构发生较大变化，燃煤上网电价自1月1日下调3分钱/千瓦时，新的煤电价格联动机制已经发布，直供电量、交易电量比重越来越大，竞争越来越激烈，降电价已成为缩减工商业成本的“重头戏”，火电企业盈利空间受到进一步压缩。
随着《煤电环保污染第三方治理指导意见》的出台，节环保投入将增加，而机组运行负荷不高已成常态，刚性成本不断上升，发电量逐步下降，资产回报率回落明显，“增装机不增电量，增投资不增收益”的情况成为火电企业普遍遇到的难题。
3.1.2火电脱硫脱硝升级改造市场面临快速萎缩
《电力发展“十三五”规划》部署：“十三五”期间，火电机组二氧化硫和氮氧化物排放总量均力争下降50%以上，30万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放。此外，还要求燃煤机组二氧化碳排放强度下降到865克每千瓦时左右，火电厂废水排放达标率实现100%。《“十三五”生态环境保护规划》中也将二氧化硫、氮氧化物排放量纳入约束性指标。全面实施燃煤机组超低排放与节能改造，推广应用清洁高效煤电技术，严格执行能效环保标准，强化发电厂污染物排放监测。2020年煤电机组平均供电煤耗控制在每千瓦时310克以下，其中新建机组控制在300克以下，二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放浓度分别不高于每立方米35毫克、50毫克、10毫克。节能减排改造方面，“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造4.2亿千瓦，节能改造3.4亿千瓦。其中：2017年前总体完成东部11省市现役30万千瓦及以上公用煤电机组、10万千瓦及以上自备煤电机组超低排放改造；2018年前基本完成中部8省现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造；2020年前完成西部12省区市及新疆生产建设兵团现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造。不具备改造条件的机组实现达标排放，对经整改仍不符合要求的，由地方政府予以淘汰关停。东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区到2020年前达标。大部分国内火电超低排放改造即将完成，届时，火电脱硫脱硝升级改造市场快速萎缩，以此为主营业务的环保公司将面临严重的生存危机。
3.1.3污染物排放许可制带来新局面
排污许可证是每个排污单位必须持有的“身份证”，是企事业单位生产运行期排污行为的唯一行政许可。初次申领有效期三年，换发五年有效，持证才允许排放。根据《控制污染物排放许可实施方案》，排污许可证中明确许可排放的污染物种类、浓度、排放量、排放去向等事项，载明污染治理设施、环境管理要求等相关内容。从长远看，涵盖的污染物肯定比现在监管的多。以往由于监管力量有限，往往只能针对主要污染物，有了许可证，将把有标准要求且有监测及统计手段的污染物逐步纳入，实现对更多污染物排放的监管。火电行业作为重点行业，要求6月30日前，完成排污许可证的申请与核发，并从7月1日起建立自行监测、信息公开、记录台账及定期报告制度。
污染物排放许可制的实施，统一了环境管理制度体系，简化了政府管理方式，同时也减少了企业行政许可审批数量；推动了落实企业治污主体责任，持证按证排污，实现企业从“要我守法”向“我要守法”的转变；规范了企业排污行为，避免污染转移、应付检查、制造假数据等各种违法行为；规范了监管执法，提升环境管理精细化水平，避免漏查、漏管等现象。
污染物排放许可制的推广势必对现有排放二氧化硫和氮氧化物局面带来新的影响。对燃煤发电企业来说，排污许可制的影响不大。中国燃煤发电企业多数为国企、央企，遵纪守法，社会责任强，愿意承担排污的经济责任。经过多年多次的环保改造，环保设施达标、环保管理规范、排放数据几乎全部实时上传到地方环保局，改为排污许可证制度，只是增加了排放设施的运行台账，完善了“自证清白”的数据链。整体上看，新制度对发电企业影响不大。但对于第三方运维企业，执行排污口许可制会对其产生一定的影响。对燃煤电厂环保第三方运维方而言，主要依赖环保电价补贴作为收入主要来源，排污许可证的实施，将加大环保补贴获得的难度，督促第三方运维必须提高运维人员的专业素质，强化设备运行和维护的规范性，提高环保设备运行的稳定性和可靠性。据悉，伴随排污许可证实施后，各级政府的火电行业SO2、氮氧化物、粉尘超低排放的电价补贴将直接到期，这直接影响到第三方运维的收益。
3.1.4电力行业烟气脱硫热点问题及技术
（1）脱硫废水零排放问题
石灰石-石膏湿法是目前国内大型燃煤电厂锅炉烟气脱硫的主流技术，为控制脱硫浆液中Cl-浓度或平衡其他离子浓度，必须定期排出部分经过石膏水力旋流站浓缩所得的溢流液，即脱硫废水，因废水中含有烟气中吸收过来并逐步浓缩的大量溶解盐、固体悬浮物及少量氟离子、重金属离子等有害污染物，不能直接排放。
目前脱硫废水的处理方法主要是通过加药凝聚澄清去除固体悬浮物、氟离子、重金属离子等有害污染物、调整pH、降低COD。这种常规脱硫废水处理方法的处理效果有限，但由于环境排放标准、技术处理手段、投资等多方面的因素，目前的脱硫废水处理未对废水中的大量溶解盐含量进行处理。
随着人类生活水平的提高及对水体污染了解的深入，国内外对水体污染的控制标准也越来越严，尽管国内现行的《污水综合排放标准》（GB8978-1996）未对含盐量（溶解固形物、氯化物、硫酸盐）提出控制指标，但目前许多省市已出台了明确的污水含盐量（溶解固形物、氯化物、硫酸盐）排放控制标准。目前许多地方环保局不允许常规处理的脱硫废水外排也是有法可依的。
目前各电厂对水务管理日益严格，外排废水日益减少，不可回用的脱硫废水的稀释水减少，不降低含盐量的外排脱硫废水的直接危害将日益凸现。同时由于很多电厂将全厂工业废水、生活废水、中水等废水作为脱硫系统的补充水，这将使得需处理的脱硫废水量增大许多倍，不降低含盐量的外排脱硫废水对水体的直接危害也将更加严重。
随着“水十条”的颁布和可预期新的水污染排放标准的提高，高含盐含氨（脱硝氨逃逸）的脱硫废水零排放将会日益紧迫。
目前国内投运的脱硫废水零排放存在项目少、工艺路线多、各电厂采用的工艺技术路线不同等情况。主要投运的项目有广东河源电厂（采用多效蒸发工艺）、广东三水恒益电厂（卧式MVR工艺）、华能长兴电厂（正渗透减量+蒸汽蒸发结晶工艺）。脱硫废水因成分复杂、水质变化大、危害大、难以处理等问题，成为下一步燃煤电厂污染治理的重点。废水零排放是未来发展的方向，目前国内多家研究机构1和企业对该项技术进行了研发，其中技术突出的有：浙能技术研究院的锅炉烟气旁路干燥实现脱硫废水零排放技术；北京国电龙源环保工程有限公司、成都锐思环保技术股份有限公司、国电金堂电厂，于2014年实施了大（国电集团2014年重点科技项目），该装置于2014年建设、2015年5月投运、2015年12月通过了国电集团项目验收。烟气余热浓缩蒸发技术是利用电厂特有的锅炉烟气余热，对高含盐废水进行蒸发浓缩处理。该项技术不需要对脱硫废水进行任何预处理，不需要添加任何药剂，具有工艺简单，运行费用低等优势，运行成本为15~21元/吨水。目前该项技术已由成都锐思环保技术股份有限公司在湖北鄂州2×1050MW机组脱硫废水零排放项目中实施。
（2）硫的资源化利用问题
根据中电联有关数据，2016年，我国发电量59,897亿千瓦时，其中火电42,886亿千瓦时，燃煤发电39,058亿千瓦时，平均煤耗312克/千瓦时。根据上述数据计算，2016年煤电共耗煤12.3亿吨。按照燃煤平均含硫量1.2%、燃煤电厂平均脱硫效率90%计算，燃煤电站2016年全年向大气排放SO2369万吨，而燃煤电站全年通过各种脱硫工艺脱除的SO2多达3321万吨。现在国内脱硫工艺以湿法石灰石-石膏法为主，则2016年脱硫工艺产生含水石膏9500万吨，若无合理用途，大量排放占地3000万亩，形成二次污染，并可能造成水体污染。对应地，为满足脱硫吸收剂制备需求，还需要5000万吨的石灰石开采，会造成新的环境问题，同时石灰石磨粉能耗大，会增加温室气体CO2的排放量。另外，排放至大气中的低浓度SO2不仅造成了对大气环境的危害，也同样是被浪费的潜在硫资源。
各种硫资源都要通过不同的途径将其大部分转化成硫酸后才能被广泛地应用。目前，我国已取代美国成为世界上最大的硫酸消费国。我国同时是一个硫资源相对缺乏的国家，为弥补硫资源的不足，我国每年都要进口大量硫磺和硫酸，2016年进口硫磺量为1196.07万吨。硫磺进口不但花费了大量外汇，而且资源结构势必会降低硫酸行业抵御市场风险的能力，进而影响整个硫酸产业及其相关行业的可持续发展。针对燃煤电站采用资源化脱硫技术，相当于2016年增加1845万吨硫产量（已大于2016年进口硫磺量），可折合硫酸铵产量2600万吨，按生产硫酸铵计算增加工业产值260亿元。若以部分硫酸铵延长产业链，用于进一步生产其他含硫工业原料，则增加的工业产值将会更多，产生的实际环境效益、经济效益、社会效益还会更大。
现有脱硫工艺中，石灰石/石灰-石膏法产生的脱硫石膏目前的工业利用途径主要是在建筑材料业中生产建筑石膏、粉刷石膏、水泥缓凝剂、自流平石膏砂浆、路基回填材料、石膏砌块和充填尾砂胶结剂等。另外，S是排在N、P、K之后的第四种植物营养元素，脱硫石膏在农业上可用作土壤的肥料；含S肥料除提供作物养分之外，还可以调整土壤的碱性和盐性（土壤含过多的NaCl和碳酸盐），促进农业增产。
用氨作SO2的吸收剂，与其它碱类相比，主要优点是脱硫剂利用率高和脱硫效率高，且吸收剂可以留在成品内，以氮肥的形式使用。但是氨易挥发，会增加吸收剂的消耗量。在氨吸收法中，因吸收液再生方法的不同而形成不同的脱硫方法，其中以氨-酸法、氨-亚硫酸铵法和氨-硫铵法比较成熟。氨-酸法是将吸收SO2后的吸收液用硫酸分解，可副产高浓度SO2气体和硫酸铵化肥。氨-亚硫酸铵法是将脱硫后的吸收液直接加工为亚硫酸铵产品；氨-硫氨法则是将氨吸收SO2后的母液直接用空气氧化，制得副产品硫酸铵。氨法脱硫的优点是：氨利用充分，脱硫效率高；脱硫剂用量小，无废渣废水；氨法工艺的热利用率高；能实现同时脱硫脱硝；其脱硫副产物硫酸铵在某些特定的地区是一种农用肥料。其缺点是，氨的价格高，而且易挥发，会产生腐蚀问题等。
双碱法是为了克服石灰石-石膏法中结垢的缺点而发展起来的脱硫技术。烟气在塔中与溶解的碱（亚硫酸钠或氢氧化钠）溶液相接触，烟气中的SO2被吸收掉。因此，避免了在塔内结垢；脱硫废液再与第二碱（通常为石灰石或石灰）反应，使溶液得到再生，再生后的吸收液可循环利用，同时产生亚硫酸钙（或硫酸钙）不溶性沉淀。根据脱硫过程中所使用不同的第一碱（吸收用）和第二碱（再生用），双碱法有多种组合。最常用的是钙钠双碱法：首先利用钠碱溶液吸收SO2，然后将吸收下来的SO2沉淀为不溶性的亚硫酸钙，使溶液得到再生，循环使用。在双碱法系统中存在两种物质会引起结垢，一种是SO42-与溶解的Ca2+产生石膏的结垢，另一种为碳酸盐结垢。双碱法除了结垢问题外，还存在会生成不易沉淀固体的问题，当溶液中的可溶性硫酸盐浓度过高时，固体的沉淀性质明显恶化。
磷铵肥法（CPAFP）是我国自行开发的一项新型脱硫技术，利用天然磷矿石和氨为原料，是一种在烟气脱硫过程中可以直接生产磷铵复合肥料的回收脱硫技术。其方法主要是用活性炭吸附SO2，之后用水洗涤活性炭形成硫酸，并使活性炭再生。生成的稀硫酸与磷矿石发生反应，萃取过滤后获得磷酸，磷酸与氨中和生成有良好脱硫能力的磷酸氢二铵进行进一步的脱硫。经脱硫后的磷铵脱硫液进行氧化处理后，通过蒸发浓缩干燥，即制得固体磷酸铵化肥。磷氨肥法的脱硫过程不需提供外部添加的吸收剂，所产生的副产品可作为肥料应用，具有一定的经济效益。但该技术存在投资大、流程长、设备繁多、操作复杂等缺点。
有机溶剂再生脱硫法是新兴的脱硫技术，属于湿法回收工艺，利用有机溶剂的碱性吸收烟气中的酸性气体SO2，并利用解吸装置使SO2从胺液中脱离出来，得到高纯度的饱和SO2和再生胺液进行循环使用。烟气脱硫中，有机胺吸收剂需要对SO2有较高的选择性以保证足够吸收容量，否则将凭空增加吸收剂的负荷与损耗。通常的有机胺吸收剂对SO2和CO2的选择性吸收性能差异并不明显，因此在烟气脱硫过程中寻找对SO2选择吸收性能高的溶剂相当重要。有机胺烟气脱硫具有效率高，系统腐蚀小，无二次污染等优点。但是有机胺再生法也因其一次投资较大、再生蒸气消耗量较大、能耗成本较高等原因，迟迟不能实现工业化。
除此之外，应用包括白泥在内的其他大宗工业固废如钢渣、电石渣等的大型燃煤机组资源化脱硫技术，也是资源化脱硫技术的一种新思路，具有广阔的发展空间和应用市场。
（3）三氧化硫控制问题
燃煤电厂烟气中SO3含量约为SO2含量的0.8%~3.5%，不易测量，但危害极大。2015年底，国家发展改革委员会、环境保护部和能源局印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知，要求到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现SO2、氮氧化物和烟尘的超低排放。虽然国家层面暂未对SO3排放提出控制要求，但是由于SO3是形成酸雨的主要原因，并且也是大气PM2.5的重要来源之一，因此随着环保标准越来越严格，燃煤电厂对SO3的管控应提上日程。美国、德国等国家已经有相应的SO3排放标准。目前，我国上海地区发布的《大气污染物控制标准》，要求燃煤电厂硫酸雾排放限值为5mg/m3，可以作为其他区域电厂控制SO3标准的参考。随着国家全面实施燃煤电厂超低排放，有条件的地区在进行改造时应统筹考虑SO3的控制，避免进行二次改造。
煤中有机硫、单质硫以及无机硫中的硫化亚铁统称为可燃硫，煤燃烧过程中几乎所有可燃硫都会被氧化为SO2。烟气中SO3的生成主要有3种途径：炉膛中的氧化、省煤器中的氧化及脱硝反应器中的氧化。炉膛内SO2向SO3转化的机理比较复杂：一是火焰内部产生的原子态O与SO2直接发生氧化；二是在飞灰催化剂和高温下，SO2与氧气反应生成SO3。由于炉膛内部原子态氧及氧气非常少，同时还存在SO3向SO2转化的可逆反应，因此SO2转化率并不高，在炉膛内有0.5%~1.5%的SO2被氧化为SO3。烟气进入省煤器后，在420℃~600℃的高温下，部分SO2在飞灰及受热面积灰中的氧化铁、氧化铝、氧化硅等的催化作用下进一步被氧化为SO3。在脱硝反应器中，部分SO2在脱硝催化剂V2O5的催化作用下生成SO3，转化率与煤种和催化剂中的V2O5含量有关，但考虑到SO3会与还原剂氨生成硫酸氢铵，会堵塞空预器冷端元件，会因此要求转化率不能大于0.75%~1%。根据研究，进入电除尘之前，烟气中有0.8%~3.5%的SO2转化为SO3。
烟气中的SO3还会生成气溶胶。当烟气温度低于酸露点温度时，SO3会与烟气中的水分冷凝生成硫酸液滴，根据粒径不同，在烟气中的存在状态不同，0.5~3.0μm的硫酸液滴会形成硫酸气溶胶，而粒径超过10μm较大的硫酸液滴，则会吸附在颗粒物上。SO3气溶胶主要在湿法脱硫吸收塔内生成，吸收塔兼具脱除部分SO3并生成气溶胶的作用。目前对于SO3在吸收塔后的存在形式已形成共识：硫酸雾态。但对于SO3在吸收塔内的转化过程说法并不统一，一种说法是：烟气进入吸收塔后，急速冷却至酸露点温度以下，绝大部分SO3会快速形成亚微米级的硫酸雾，难以被吸收塔内浆液吸收，随着烟气排入烟囱；另一种说法是：吸收塔对SO3的脱除接近完全，净烟气中的硫酸雾是由未脱尽的SO2新生成的，并且净烟气中的硫酸雾浓度与原烟气中的SO2浓度无关。目前，许多电厂为达到超低排放，新建了二级吸收塔，试验证明，SO3经过一级吸收塔后浓度会降低30%~40%，经过二级吸收塔后浓度几乎没有变化。
目前国内绝大部分火电厂并未安装专门脱除SO3的环保设施，由于硫酸雾极易吸附在烟尘颗粒表面，因此对于火电企业超低排放改造来说，在改造时可以统筹考虑SO3和烟尘的协同脱除。目前有两种改造方式都可以达到较好的SO3脱除效果：以低低温电除尘器为主的协同控制方式和环保设施末端加装湿式电除尘器。这两种方式各有优缺点，低温省煤器可以实现节能目的，但对燃煤灰硫比有要求；湿式电除尘器为烟气处理设施末端的精处理设备，但产生的废水量较多。因此，电厂可以根据燃煤煤质、场地条件、改造费用、废水处理方式等选择合适的改造工艺。
3.1.5电力行业烟气脱硝热点问题及技术
（1）全负荷脱硝问题
SCR系统是目前大型火力发电锅炉普遍采用的一种高效脱硝装置，其催化剂的工作温度受烟气成分影响，要求通过SCR反应器的烟气温度应始终保持在300℃~420℃之间，否则脱硝系统无法正常工作。现代大容量燃煤锅炉为提高锅炉效率，普遍采用降低排烟温度的措施来减少排烟热损失。在低负荷条件下，烟气温度又随着负荷的降低而进一步降低，造成低负荷时SCR入口烟气温度已降至300℃以下，无法满足脱硝系统的运行要求。为实现全负荷脱硝，通过省煤器改造来提高SCR入口烟气温度，满足机组低负荷工况下SCR脱硝的正常运行。省煤器改造包括省煤器给水旁路改造、省煤器分级改造及省煤器烟气旁路改造等三类，其目的均为降低省煤器内的换热量，以达到提高省煤器出口烟气温度的目的，解决低负荷下SCR的投运问题。
全负荷烟气脱硝超低排放同时需要进行脱硝系统前烟气流场优化。直接沿用传统SCR脱硝流场的计算方法和模拟计算方式进行超低排放工程的流场数值模拟计算，所得的流场参数与实际工程中的现实流场参数严重不符，脱硝效率难以达到烟气脱硝超低排放标准，同时氨逃逸过大。采用物理建模方式计算SCR脱硝流场，并附以数值模拟进行计算，有望使烟气速度偏差减小到8%以下、烟气NOx浓度偏差减小到±2%以下，由此会使脱硝系统的脱硝效率提高到90%以上，氨逃逸严格控制在3ppm以下，因此，可成功达到烟气脱硝的超低排放标准。
（2）三氧化硫转化率增加及氨逃逸、空预器堵塞问题
当前燃煤电厂普遍面临SCR脱硝系统在低负荷时无法正常工作的问题，原因之一是锅炉燃烧生成的SO3与SCR脱硝反应所需的还原剂氨发生反应生成硫酸氢铵，硫酸氢铵在催化剂的微孔中由于毛细冷凝的现象产生结露，黏附烟气中的飞灰，最终导致催化剂微孔的堵塞和失活。同时催化剂对烟气中的SO2还有进一步的氧化作用，导致空预器入口烟气SO3浓度上升，还会与SCR脱硝过程中逃逸的氨反应生成硫酸氢铵，加剧空预器冷端换热元件的堵塞、腐蚀，影响电厂安全稳定运行。
针对目前现有的环保设施对SO3的去除效果有限的情况，龙源环保通过新的技术在前端有效脱除烟气中的SO3，减缓甚至避免硫酸铵和硫酸氢铵生成所造成的催化剂和空预器的堵塞及腐蚀，是当前电厂实现全负荷喷氨脱硝的新技术途径。基于碱基吸附剂喷吹的SO3前端脱除技术可通过廉价的碱性吸收剂，高效脱除SO3，降低上游的硫酸氢铵生成量，解决低负荷工况脱硝停止喷氨的问题，实现SCR脱硝装置全负荷时段的稳定投运，提出了实现SCR脱硝全负荷投运的新的思路和解决方案。同时还可从根本上解决硫酸氢铵引起的空预器堵塞、腐蚀问题，实现SO3与氮氧化物的协同处理。
（3）脱硝催化剂产能严重过剩、废弃催化剂处理等问题
从长期市场容量来看，脱硝催化剂使用周期为1.6万~2.4万小时，按照火电年运营小时数5000计算，催化剂3~5年需要更换。如果火电烧的煤炭质量较差，催化剂的更换频率将更快。在2015年之前，主要市场需求来自新增需求（包括旧机组脱硝改造和新建机组脱硝装置安装），而2015年之后，随着大部分央企电厂的存量机组实现脱硝运营，催化剂的需求将主要来自新增需求和更换需求（为已安装的脱硝装置更换催化剂）。新增需求主要来自于新建火电机组的脱硝设施建设，由于“三去一降一补”改革思路下新建火电机组受到了极为严格的控制，催化剂新增需求极为有限。而更换需求由于催化剂磨损问题得到了较有效的解决，新增需求量也呈现下降趋势。
催化剂的磨损问题是国内高灰煤、反应器流场、高硫煤烟气和流速设计等问题共同导致的。提高流场的均匀度对减轻催化剂的磨损有显著影响，另外，可以通过对催化剂制备工艺（钛钨粉制备方式、催化剂干燥方式、煅烧条件）等的改进，生产高活性、高强度的脱硝催化剂。
在未来几年，将会有大量的催化剂达到使用寿命，如何对这部分催化剂进行妥善的最终处理是一个重大问题；另外，在每次再生时，都有部分催化剂因破损等物理结构破坏而无法再生，亟待开发废催化剂的回收技术来解决这些问题，以资源化利用为目标，提高过程经济性。
（4）湿烟羽问题
白色烟羽是指企业采用湿法脱硫工艺使烟气温度降至45℃~55℃，经高烟囱排放的饱和湿烟气进入大气环境遇冷，使得烟气中的水蒸汽凝结成微小液滴的过程。白色烟羽影响环境感观，有些老百姓甚至误认为排放的是有毒有害废气。湿烟气凝结形成的小水滴虽然危害不大，但的确会对周围居民生活造成一定困扰。目前上海市环保局已将消除白色烟羽作为电厂超低排放改造的重要内容之一，拟在2017年底前基本解决。目前对这一现象治理的专利技术有在国内部分地区扩大应用的趋势。
治理湿烟羽较为节能的方法是对烟气降温脱水，使其初始含湿量降低，再加热后排放，这种方案已经在一些电厂进行了试验。对于白色烟羽治理，可以结合燃煤电厂超低排放改造工作，在京津冀、长三角等重点地区选择一些位于城市周边的燃煤电厂开展试点示范工作。
3.2非电行业脱硫脱硝发展存在的主要问题分析
3.2.1钢铁行业：行业形势回暖，环保进程滞后
2016年，我国钢铁市场结束了“十二五”时期长达5年的持续震荡下跌，进入震荡上行的通道，产量小幅上升，化解产能提前完成年度目标，盈利能力大幅上升。在市场回暖的同时，作为供给侧改革的首要任务，持续去产能仍是钢铁行业发展的大背景。去产能的手段也十分明确，仍是“环保、能耗、质量、标准、安全等各种门槛准入、制度建设和执法力度”，还有通过信贷政策的调整，改变企业的外部约束条件，迫使其退出过剩产能。
相比于产能化解，环保要求、技术指标都只是具体手段，目的在于改变整个市场的运行环境，实现过剩产能的退出。以2016年下半年密集的多轮环保督查为例，对于环保手续、环保资质的核查以及各项环保设备、排污情况的实地检测，更多地是为了遏制在经济利益驱动下部分生产单位顶风复产、增产的势头。钢铁行业环保产业的发展远远滞后于钢铁行业发展进程，环保要求摆脱约束手段的定位还有相当长的一段路要走。
3.2.2水泥行业：技术压力突出
水泥行业同样面临产能过剩及市场低迷的不利环境。在此背景下，水泥行业的大气污染物治理，除了需要承担窑炉脱硫脱硝设施改造和运行带来的熟料成本增加外，还存在着一系列技术问题亟待解决。
首先是水泥窑炉现有脱硝技术存在的问题。当前国内水泥企业基本上已经完成脱硝建设，SNCR技术被广泛使用。该技术采用大量氨水作为氮氧化物还原剂，氨水在生产、运输、储存和使用过程中都极易泄漏，对大气环境带来严重污染。另外，脱硝催化剂已经被国家认定为危险废物，SCR脱硝带来的催化剂处置问题也需要引起水泥企业的足够重视。
其次是水泥窑炉协同处置固体废物带来的新问题。近年来，水泥窑协同处置固体废物技术受到了极大关注，海螺、华新、金隅等传统水泥生产企业纷纷涉足固体废物处置，贵州等省份出台了省一级政策鼓励使用水泥窑协同处置生活垃圾，而北京等地也在采用水泥窑处置垃圾焚烧飞灰等危险废弃物。虽然环境保护部正式发布了《水泥窑协同处置固体废物污染防治技术政策》，规范了对于固体废物的协同处置。但此过程中极有可能导致大气污染物的额外排放，亟需将由此导致的大气污染物纳入协同处置技术治理范畴。
3.2.3工业锅炉：需求旺盛，现状不容乐观
工业锅炉行业污染物脱除现状极不理想，成因十分复杂。首先，工业锅炉的分类界定不明确、底数不清，其分布量大面广且分散。同时，工业锅炉的平均吨位偏小，体量远远小于电站大型燃煤锅炉，但由于基数大，造成的污染排放总量巨大。而在脱硫脱硝方面，2016年开始，国内很多地区的工业锅炉开始安装脱硫、脱硝、除尘设备。技术路线基本上是简化版本的燃煤电站环保技术。
在脱硫技术方面，为实现超低排放，部分地区采用了电石渣、造纸白泥或钢渣作为脱硫剂。
在除尘方面，湿式电除尘作为超低排放的最后措施。在脱硝技术方面存在很大问题，一般利用SNCR方式脱硝，但是不能达到超低排放的要求。现有商用SCR脱硝技术难以应用于工业锅炉，其原因在于现有SCR脱硝催化剂难以适应工业锅炉烟气温窗：商用SCR工作温度为350℃~420℃，而工业锅炉出口烟气温度一般低于300℃。少量的应用情况是锅炉实施了结构改造，利用高温段烟气SCR脱硝后进入热量利用。
在形势要求下，工业锅炉、工业炉窑等普遍采用低硫煤为燃料，SNCR+电除尘+湿法脱硫+湿式电除尘，脱硫除尘可以实现较低浓度排放，但是脱硝尚未实现超低排放。工业锅炉、炉窑（陶瓷、建材、玻璃等）的超低排放改造效果需要观察。
4对策及建议
4.1电力行业脱硫脱硝发展对策及建议
（1）对于近2~3年广泛应用的各种湿法脱硫强化技术及其他脱硫技术，应通过较长周期、不同工况下的运转，对其稳定可靠性进行综合评价，并将此评价机制制度化。
（2）以低能耗、低投资完成水资源的梯级利用为着眼点，开发低能耗、低运行成本的脱硫废水零排放技术，实现废水的资源化利用。
（3）在已满足超低排放脱硫要求的同时推动协同除尘技术发展，体现大环保一体化的发展思路，在实现脱硫和除尘超低排放的同时，有效调和炉后节能、环保单元，实现多系统和谐发展。
（4）燃煤电厂需要在增强系统灵活调节能力的同时，保证脱硫脱硝除尘等环保系统在各种负荷下都具有良好污染物脱除性能，着力解决在低负荷条件下无法满足脱硝系统运行要求的问题。
（5）加强对SCR催化剂行业再生行业的监督，防止二次污染；需积极研发不可再生催化剂的回收技术，解决催化剂的最终处理问题。
4.2非电行业脱硫脱硝发展对策及建议
（1）脱硫脱硝市场：随着电力行业烟气污染物排放标准的触顶，环境保护部加强了对非电燃煤行业标准的执行力度，发布《关于实施工业污染源全面达标排放计划的通知》，要求到2020年底各类工业污染源持续保持达标排放。钢铁、水泥、工业锅炉等非电行业的污染物排放标准的严格执行将为非电行业脱硫脱硝注入新的活力。
（2）钢铁行业及水泥行业：钢铁和水泥行业作为供给侧改革的重要战场，持续去产能仍是行业发展的大背景。环保政策及排放要求应在完成其改变整个市场的运行环境、实现过剩产能退出的作用的同时，积极引导有效产能走上正轨，实现与电力行业环保政策类似的正向激励作用，规范现有行业环保市场。与此同时，对于适用于球团焙烧设备、焦炉设备、水泥窑炉等钢铁、水泥行业的污染物生成设备，应重点开发具有适配性的适用于超低排放要求的脱硫、脱硝、除尘技术，并积极实现多种污染物的协同处理。
（3）工业锅炉：在暂时缺少适用于工业锅炉烟气排放特点的脱硫脱硝技术的大背景下，工业锅炉污染物排放控制应以控制污染物生成总量为主要途径，主要措施包括：1）严格控制燃料品质；2）优化设计锅炉本体、高效传热元件；3）低NOx燃烧改造。
（4）在条件适合的地区，推广热电联产、煤改气、以电代煤。同时，应积极开发适用于工业锅炉的脱硫脱硝技术，加快成熟的燃煤电站超低排放技术的针对性改进。
原标题：我国脱硫脱硝行业2016年发展综述
