2012年电力环保行业脱硝分析报告

2012年电力环保行业脱硝分析报告
2012年3月
目录
一、新一轮环保投资启动，脱硝是主力市场 (3)
二、政策落定后强制性投资带动脱硝改造市场高速增长 (5)
1、脱硫前期启动速度缓慢主要受制于设备进口和政策滞后 (5)
2、政策落定后强制性投资带动电厂脱硝改造市场高速增长 (6)
三、脱硝市场空间巨大，2012-2013年呈递增态势 (7)
1、脱硝市场空间巨大 (7)
2、脱硝改造2012-2013年呈递增态势 (9)
四、低氮燃烧率先启动，现有企业受益程度较大 (10)
1、LNB为脱硝改造基本配置，率先启动 (10)
2、LNB市场竞争者少，现有企业受益程度较大 (11)
（1）技术和项目经验是进入壁垒 (11)
（2）现有企业受益较大 (11)
3、龙源技术享渠道和经验优势，称霸低氮燃烧市场 (13)
五、SCR市场空间大，但产业集中度低，渠道是核心竞争力 (14)
1、SCR脱硝效率高，占后端脱硝绝大部分市场 (14)
（1）SCR (15)
（2）SNCR (15)
（3）SNCR-SCR混合法 (16)
2、SCR市场集中度低，渠道是核心竞争力 (16)
六、脱硝催化剂短期产能过剩，品质是制胜根本 (18)
1、催化剂是SCR技术的核心 (18)
2、催化剂产能短期建设过度，品质是制胜根本 (19)
（1）催化剂产能短期建设过度，价格已大幅下降 (19)
（2）抢占催化剂市场，产品品质是制胜关键 (20)
3、九龙电力脱硝催化剂获市场认可，放量在即 (21)
七、主要风险 (22)
一、新一轮环保投资启动，脱硝是主力市场
火力发电厂的污染来源包括废气、粉尘、烟尘、废水、固废和噪声。

电力环保涉及的内容丰富。

而火电厂的大型投资主要集中在大气污染方面，涉及对二氧化硫、氮氧化物、烟尘、二氧化碳等污染的治理。

2011年新版《火电厂大气污染物排放标准》正式颁布，新标准规定新建燃煤电厂二氧化硫的排放限值为100mg/m3，现有电厂中燃煤硫分较高地区的电厂执行400mg/m3，其他现有燃煤电厂执行200mg/m3，重点地区的燃煤电厂执行50mg/m3，相比2009年的标准更为严格。

在脱硝方面，制定了全世界最严格的监管规定，要求新建燃煤电厂氮氧化物排放限值为100mg/m3，存量机组改造也要求达到100mg/m3。

烟尘的排放标准也从50mg/m3提高至30 mg/m3。

2011年《火电厂大气污染物排放标准》，加大二氧化硫、氮氧化物、烟尘的减排力度，并将汞纳入了减排标准，将拉动火电厂下一轮环保投资。

其中氮氧化物的减排是十二五大气环保任务的重中之重。

2012年3月山东省已带头对安装并运行脱硝装置且经过国家环保部验收合格的企业试行脱硝电价。

首批4个电厂8台机组进入试行。

随着《火电厂大气污染物排放标准》的出台和脱硝电价的逐步落实，火电厂脱硝设施的投建正式大规模启动。

政策和补贴刺激下，脱硝将成为本轮环保投资的主力市场。

二、政策落定后强制性投资带动脱硝改造市场高速增长
1、脱硫前期启动速度缓慢主要受制于设备进口和政策滞后
中国是燃煤大国，为遏制酸雨污染的发展，早在1996年就颁发了《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－1996），要求火电厂在2010年前投建脱硫设施。

但截至2004年底，全国累计仅约有2000万千瓦装机的烟气脱硫设施投运。

主要原因是：
脱硫设备进口，成本较高
脱硫电价尚未出台，电厂没有经济补贴，积极性低
给予电厂进行脱硫改造期限过长，改造相对滞后
2005年5月，国家发展改革委印发《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》，明确提出通过三年努力，建立健全火电厂烟气脱硫产业化市场监管体系，完善火电厂烟气脱硫技术标准体系和主流工艺；主流烟气脱硫设备的本地化率达到95％以上。

2006年国内建成电厂脱硫能力1.04亿千瓦，超过了前10年电厂脱硫建设4600 多万千瓦的总和。

2007 年，国家发改委颁布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，规定燃煤机组安装脱硫设施后，获得1.5 分钱的脱硫加价补贴。

脱硫电价实施后，效果显著，即使在2008 年全球金融危机下，脱硫年改造容量仍达到了1.31 亿千瓦。

截至2010 年底，全国已投运烟气脱硫机组约5.65 亿千瓦，约占全国煤电机组容量的86%，中国已成为世界上脱硫装机规模最大的。