电力环保行业脱硝分析报告

1、电力环保行业脱硝分析报告.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51、脱硫前期启动速度缓慢主要受制于设备进口和政策滞后52、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71、脱硝市场空间巨大72、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101、 LNB 为脱硝改造基本配置，率先启动102、 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113、龙源技术享渠道和经验优势，称霸低氮燃烧

2、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141、 SCR 脱硝效率高，占后端脱硝绝大部分市场14（1） SCR15（2） SNCR15（3） SNCR-SCR 混合法162、 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181、催化剂是 SCR 技术的核心182、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203、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

3、、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 3

4、0 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

5、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（ GB132231996），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

6、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.国家。 “十一五 ”期间，我国二氧化硫排放量下降14.29%。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借鉴我国脱硫行业发展历史， 我们研判政策落定后强制性

7、投资将确保电厂脱硝改造市场在 2012 正式启动， 2012-2013 年有望保持较高速度增长。判断理由是：1）2011 年9 月21 日,火电厂大气污染排放标准（GB13223-2011）发布，从2012 年1 月1 日开始，新建机组都将执行100mg/m3 的标准。从 2014 年7 月 1 日开始，已建机组 NOx 排放量要达到 100mg/立方米。火电厂仅有 2.5 年的时间进行脱硝改造，时间紧迫，电力集团没有拖延时间的机会，自2012 年起都将整体规划，分批分步骤开始脱硝改造。2）2011 年 12 月 1 日，火电脱硝电价出台为0.008 元/千瓦时。脱硝电价的出台时间早于市场预期

8、，证明政府从脱硫改造中吸取经验，趁早出台脱硝电价，给予电厂经济补偿，提高了电厂进行脱硝改造的积极性，力保脱硝改造按时完成。.3）经过 “十一五 ”脱硫改造发展，国内节能环保产业已经逐步壮大，形成包括电力集团下属环保企业、以及专业环保公司等在内的一批节能环保企业。 在烟气处理方面积累了丰富经验，烟气处理技术已经基本成熟，设备已大部分国产化，为脱硝市场的启动提供较强的产业基础和技术后盾。三、脱硝市场空间巨大，2012-2013 年呈递增态势1、脱硝市场空间巨大截止 2011 年4 月，国内火电厂装机约 7.34 亿千瓦，根据环保部公布的关于公布全国城镇污水处理设施和燃煤机组脱硫脱硝设施的公告披露，

9、全国投运的燃煤脱硫机组共 2158 台，总装机容量 5.78 亿千瓦，占装机容量比约 82%；而燃煤脱硝机组仅 218 台，总装机容量 0.97 亿千瓦，占装机容量比仅为 13.7%。预计十二五期间我国还有约2.5 亿千瓦的新增火电装机容量，都将要配备环保脱硝设施。2011 年初环保部预测， 到 2015 年，需要新增烟气脱硝容量 8.17 亿千瓦，共需脱硝投资 1950 亿元，2015 年运行费用需 612 亿元 /年。.据了解各大电力集团已经与环保局签订责任书，确定减排目标，并做好对下属电厂环保设施投建的具体规划。考虑到部分小型机组十二期间即将被淘汰以及投资环保设备的经济性，存量机组实际将

10、进行脱硝的比例约 70%-80% 。比如，10 万千瓦级机组预计将在 10 年内淘汰，一般不在电力集团十二五脱硝改造规划中； 20 万千瓦机组因其 SCR 改造的经济性较差， 大多仅规划进行低氮燃烧改造； 30 万千瓦级以上机组均要进行 “LNB+SCR”改造。同时，考虑到产业技术进步和产业成熟后设备和材料的降价， 脱硝产业十二五期间的实际市场容量和运行费用可能将比 2011 年预测的较少。预计 2015 年前脱硝投资总额达 1200 亿元，2015 年脱硝设备运行费用达 300 亿元 /年。.2、脱硝改造2012-2013年呈递增态势在投资时间方面，预计现有机组改造2012 年完成 25%-

11、30% ，2013 年规划完成约40%-50% ，2014 年完成剩余20%-25% ，当然脱硝系统投建的实际进度可能稍慢于电厂的整体规划。 而新建机组的环保设备投建与电厂建设同步。 多数的电厂已开始脱硝改造的前期调研和项目可行制作。预计 2012-2013 年脱硝规模将呈现逐年递增态势， 将给脱硝技术和设备提供商带来巨大的机会。.四、低氮燃烧率先启动，现有企业受益程度较大1、LNB 为脱硝改造基本配置，率先启动火电厂 NOx 控制技术主要有两种：一是前端低氮燃烧技术，即控制燃烧过程中 NOx 的生成；二是后端烟气脱硝技术，即对烟气中的NOx 进行还原处理。前端低氮燃烧技术 （LNB ）是依赖

12、低氮燃烧器采用空气分级、燃料分级方式，达到降低火焰温度，改变空气与燃料的混合比例，尽量在富氧和厌氧条件下燃烧， 减少 NOx 生成。2010 年1 月，环境保护部颁布火电厂氮氧化物防治技术政策 ，技术政策中明确提出火电厂氮氧化物防治的技术路线， 将低氮燃烧技术作为燃煤电厂锅炉的出厂基本配置技术， 若采用低氮燃烧技术后仍不能满足要求时应建设烟气脱硝设施。 政策倡导下，低氮燃烧成为电厂脱硝改造标配。同时，通过低氮燃烧将减少后端烟气脱硝中 NOx 含量，减少 SCR 中还原剂液氨的用量， 有助电厂节约烟气脱硝运行成本。 目前各大电.力集团都采取分批分步骤脱硝改造，其中分步骤即指， 第一步先进行低氮燃

13、烧改造，第二步再视情况进行SCR 烟气脱硝处理改造。由于脱硝电价在多数地区还没有进入实施阶段，不少电厂的做法是： 先进行低氮燃烧器改造，预留SCR 端口，等待脱硝电价实施以及相关政策的进一步出台，随时准备启动SCR 改造。2、LNB 市场竞争者少，现有企业受益程度较大（1）技术和项目经验是进入壁垒在过去五年电厂脱硫和除尘改造中， 各大电力集团纷纷组建下属环保公司，负责集团内部环保改造工程。 但脱硫和除尘改造都是针对烟气排放的处理，多数电力集团下属环保公司和系统外专业环保公司没有从事锅炉内燃烧器改造的技术和项目经验。如果脱硝市场启动，多数环保公司可能将进入后端烟气脱硝（ SCR） 业务，但承接前

14、端低氮燃烧（ LNB ）项目还需要较长的学习时间。（2）现有企业受益较大目前能够提供低氮燃烧器改造服务的企业主要包括：哈锅、上锅、东锅等锅炉厂以及龙源技术、燃控科技等点火器生产企业。此外 ,哈工大、西安热工等研究所也开始逐步进入市场。.锅炉企业，因其可以提供从燃烧器到锅炉到烟气处理的全套系统设计，在新建电厂的低氮燃烧系统建设方面具有一定竞争优势。 但因低氮燃烧不是锅炉企业主要赢利点， 其在低氮燃烧上的技术研发投入相对较少，大多引进外海技术。经低氮燃烧改造后 NOx 的含量在 250-350mg/m3 左右。专业点火器改造企业原本专业从事电厂等离子体点火设备、 微油点火设备的研发、 生产，其核心

15、技术和项目经验都在点火器和燃烧器的改造。在低氮燃烧方面具有较好的技术基础， 同时个别企业通过结合“等离子点火 +低氮燃烧 ”技术在一些火电机组上改造可以达到燃烧后NOx 含量在 130 mg/m3-170 mg/m3。根据测算，十二五期间低氮燃烧改造的市场空间约225 亿，不到脱硝改造市场的整体规模的20%，其中存量机组低氮燃烧改造规模大约 150 亿。低氮燃烧改造市场不算大，但其市场参与者较少，仅4-6 家企业，现有企业的受益程度较大。.3、龙源技术享渠道和经验优势，称霸低氮燃烧市场龙源技术是国电集团旗下的专业从事等离子点火、 无油点火等炉内装备改造的企业。 公司作为中国乃至世界等离子体点火

16、设备的主要生产厂家，约占国内等离子体点火设备 80%-90%左右的市场份额， 技术水平居世界领先地位。2006 年公司开始等离子体燃烧技术在降低氮氧化物排放方面的应用研究，自主开发了 “煤粉锅炉等离子体低 NOx 燃烧技术 ”，已申请发明专利。 2010 年公司完成十余台火电机组的低氮燃烧器改造， 2011 年其低氮燃烧改造机组数量超过 30 台。截止目前其承揽的项目总量约占低氮燃烧改造市场 40%的份额，经其低氮燃烧改造后， NOx的含量稳定在 200mg/m3 以下。公司近期已经开发出等离子点火器和双尺度低氮燃烧器的一体化产品。该产品可以极大的降低NOx 的生成量，氮氧化物排放量达.到在

17、130 mg /m3。龙源技术在技术实力、 项目经验，市场渠道等各方面都有一定优势，预计将持续获得较大市场份额。2012-2014 年，公司传统业务的等离子点火器将进入平稳发展阶段，但低氮燃烧器业绩随脱硝市场启动将实现腾飞。五、 SCR 市场空间大，但产业集中度低，渠道是核心竞争力1、SCR 脱硝效率高，占后端脱硝绝大部分市场低氮燃烧器大多仅能使NOx 排放量下降到 170mg/m3-350mg/m3 ，为完成火电厂大气污染排放标准 （GB 13223-2011）规定的 100mg/m3 的标准，火电厂一般还需安装后端烟气脱硝装置。后端烟气脱硝技术主要包括：选择性催化还原法（SCR）、选择性非

18、催化还原法（ SNCR）、 SNCR-SCR 混合法，其中以 SCR 法已成为绝对的主流。2011 年 4 月环保部披露的已经完成脱硝改造的218 台机组（共0.969 亿千瓦） 中，采用 SCR 技术的机组数量达191 台（共 0.904 亿千瓦）。从机组数量来看，SCR 占市场份额为87.6%，从装机容量来看 SCR 的市场份额为 93.3%。.（ 1）SCRSCR 技术的基本原理是把氨气通过喷入到烟道中，氨气与烟气充分混合后进入 SCR 反应塔，在 290-400温度和 V2O5、TiO2 等催化剂的作用下，氨气将烟气中的NOx 还原为 N2 和H2O。其具有以下优点：技术成熟、应用广泛

19、；脱氮效率 8090，最高可达 95；SO2 + O2 SO3转化率小于 1；适用于各种燃料；（ 2）SNCRSNCR 法是把液氨或尿素等还原剂喷入锅炉折焰角上方水平烟道， 在9001100温度和没有催化剂的情况下，在烟道内把 NOX 还原成 N2 和H2O。SNCR 技术具有占地面积小、 不使用催化剂、 投资省，运行费用较低，建设周期短，施工简单，不需要更换引风机、空预器等优点。.但温度对 SNCR 的效率影响较大，同时 SNCR 脱硝效率不高，一般在40%左右，很难做到 NOx 排放量不高于 100mg/m3。SNCN 仅适用于一些小型机组。（ 3）SNCR-SCR 混合法SNCR-SCR

20、 混合法结合了SCR 和 SNCR 技术，首先在烟道内实现非催化还原，然后在 SCR 反应器内进行下一步催化还原。其脱硝整体效率最高可达到80%以上。但该技术在产业内实际运用很少。2、SCR 市场集中度低，渠道是核心竞争力烟气脱硝 SCR 改造工程主要涉及：液氨储存、运输、喷射系统的安装， SCR 反应器等钢架构建设，以及对辅助设备鼓风机、空气预热器的改造。改造技术难度不高，属于工程类建设项目。.同时，经过 “十一五 ”脱硫改造发展，国内节能环保产业已经逐步壮大，形成包括电力集团下属环保企业、 以及专业环保公司等在内的一批节能环保企业。随着脱硫 EPC 市场的逐步饱和，这些企业都有实力和动力进

21、军脱硝 EPC。虽然十二五期间后端脱硝的投资额将达到 1000 亿，市场空间大。但产业内竞争激烈， 企业间技术和服务质量差异不大， 较难获得高额利润， EPC 项目的毛利润率在 10% 20% 左右。渠道将是最核心竞争力，承接的项目数量是判断企业盈利情况的关键。2011 年 4 月环保部披露的已经完成脱硝改造的218 台机组中，脱硝工程承包企业达到 38 家。项目承接数量排在前列的企业包括：哈锅、东锅等锅炉企业，大唐科技、国电龙源环境、华电工程等电力集团下属环保公司。预计 2012 年-2014 年SCR 大规模启动。 拥有渠道优势的电力集团下属环保公司， 拥有一定技术和成本优势的锅炉企业，

22、以及已经具.有一定品牌知名度的专业环保公司，仍将获得较多市场份额。 上市公司包括九龙电力、国电清新等。六、脱硝催化剂短期产能过剩，品质是制胜根本1、催化剂是 SCR 技术的核心脱硝 SCR 反应器的投建，整体来说类似工程业务，但其技术核心在于催化剂， 所选催化剂的优劣直接影响到脱硝的效率。催化剂的选取需要考虑： 1）SCR 反应塔的布置、烟气入口流速和温度， 2） NOx 浓度分布、设计脱硝效率， 3）允许的氨逃逸率、允许的 SO2 SO3 转化率等因素。目前常用的催化剂是氧化钛基催化剂，是以 TiO2 为基材添加 V2O5，WO3 等活性成分，具有蜂窝式、平板式和波纹板式等主要类型。.2、催

23、化剂产能短期建设过度，品质是制胜根本（1）催化剂产能短期建设过度，价格已大幅下降虽然脱硝产业在中国 2011 年开始启动， 2012 年进入大规模建设阶段，但其在海外已经有数十年发展历史，尤其是美国、德国、日本等有一批具有成熟技术的催化剂企业。在 2009-2011 年期间，美国康宁、日本日立、日本触媒化成等企业已通过技术授权、 建立合资公司、直接出口等多种方式布局中国市场。2011 年 SCR 市场才刚刚启动，但催化剂生产能已超 10 万立方米。而 1 台 30 万千瓦机组所需的脱硝催化剂约 250-300 立方米，催化剂的平均寿命为约 4 年。由此推算， 2011 年国内脱硝催化剂需求量不

24、到 4 万立方米，催化剂产能短期过剩，导致过去一年多催化剂的价格从超过 5 万/立方米下降到 3-4 万/立方米。国内催化剂企业毛利润率迅速回落到 20%-30%区间。.但随着 2012 年SCR 改造的大规模启动，脱硝催化剂需求量将快速上升，预计到 2015 年市场年需求将逐步稳定在20 万立方米左右。但企业为维持和提高市场份额，都有较大扩产动力， 轻微供过于求将可能是催化剂产业的长期趋势，预计催化剂价格还有一定的下降空间。但随着技术进步，原材料自产，成本控制能力的提升，企业有望维持 20%-30% 的合理毛利润率。（2）抢占催化剂市场，产品品质是制胜关键脱硝催化剂一般 3-5 年更换一次， 考虑到火电厂一般不会更换催化剂品牌，因此前期市场抢占非常重要，先动优势明显。催化剂是 SCR 后端脱硝的核心，电厂在选择催化剂时非常重视品牌和质量。国内企业因大多直接引进技术， 多数没有真实掌握