乌海海欣电厂项目调研报告

乌海市海欣环保材料科技有限公司4×50MW级自备热电厂调研报告电厂调研小组十一月内容摘要市场情况分析从全国电力市场情况来看，2023年火电装机容量76546万千瓦时、累计发电3.91万亿千瓦时、平均运用小时数为4965小时，本报告机组可运用小时7200小时。假如以7200小时/年为标准（相称于每年运营10个月），全国机组运用率为69%,本报告机组利率用为100%，君正2023年机组利率用为97%。从内蒙电力市场情况来看，火电行业总装机容量仅次于山东，且内蒙增长速度16.23%远远高于全国平均水平7.9%。蒙西电网作为全国唯一的独立电网，由于与国家电网外送通道少，导致严重的窝电现象，火电停机三分之一，亏损情况较为普遍。内蒙古自治区对全区符合国家产业政策的电石、PVC等高耗能行业采用各种措施，直接或间接实行电价补贴，每度最高优惠0.1元/度，实际到位要少于此数字。根据调研结果来看，公司自备电厂存在如下优势：a、公司有较高的用电需求，机组运用小时数可达7200小时（抱负状态）；b、公司内部用电可按成本价格约0.24元/度（含系统备用费）直接供内部用电公司。同时，自备电厂也存在如下劣势：a、政策上不允许自备电厂富余电量上网交易，虽然部分公司自备电厂可以通过特殊渠道将多余电量上网交易，但存在一定的政策风险；b、公司自备电厂相对机组容量小、能耗高，成本相应偏高，但完全成本基本可以控制在0.24元/度以内。经济效益分析总投资：项目分二期建设，一期投资6.5亿元，建设周期18个月；二期投资5.5亿元，建设周期15个月。以上不考虑总降变及220KV双回路供电线路建设（预计8500万元）。单位名称建设时间总投资（亿元）装机容量（MW）单位成本（元/KW.h）内蒙君正2023年122×1504000紫金矿业2023年6.52×506500东源科技2023-2023年124×506000考虑到东源科技建设规模、厂址都与我司较为接近，我公司热电厂单位成本造价在5500-6000元/kw.h较为合理。本报告采用6000元/kw.h计算，总投资12亿元。年供电量(度)：装机容量(240MW)×机组运用小时数(7200小时)×（1-厂用电率(11%)）收入:年供电量×市场电价（考虑目前存在电价优惠,本报告按两种电价进行测算:不考虑电价补贴的情况下（公司综合电价不含税0.41元/千瓦时），考虑电价补贴的情况下（公司综合电价不含税0.33元/千瓦时）。）总成本:年供电量×综合成本(0.24元/度)在不考虑融资成本的情况下，经济效益如下表所示：无电价补贴（0.41元/度）有电价补贴（0.33元/度）单位年供电量153792年供电量153792万千瓦时收入63054.72收入50751.36万元总成本36910.08总成本36910.08万元税前利润26144.64税前利润13841.28万元假如按项目融资6亿元，公司自筹6亿元，贷款利息11%，期限3年条件下计算，在不考虑电价补贴（电价0.41元/度）的情况下，预计6.5年（含建设期）归还贷款、收回本金。在考虑电价补贴（电价0.33元/度）的情况下，预计8年（含建设期）才可归还贷款、收回本金。在不考虑电价补贴（电价0.41元/度）的情况下，公司年均税后利润21100万元，资本利润率：税后利润（21100万元）/资本金（6亿元）＝35.17%；在考虑电价补贴（电价0.33元/度）的情况下，公司年均税后利润10643万元，资本利润率：税后利润（10643万元）/资本金（6亿元）＝17.74%；以上数据公司所得税率按15%计算（参考西部大开发优惠政策）。

目录一、调研背景及内容 41.1调研背景 41.2建设必要性 41.3调研情况 6二、国内电厂的基本情况 71.国家电力产业概况和政策 71.1电力行业概况 71.2电力行业重要特性分析 91.3电力行业发展阶段 101.4产业政策对行业的影响 102.内蒙古自治区电力产业概况和政策 132.1内蒙古电力行业概况 132.2内蒙古电力行业政策 143.内蒙古自治区电网基本情况 154.内蒙周边地区装机容量分布基本情况 15二、火力发电厂的设备及技术简介 161、重要设备生产厂家和技术介绍 161.1汽轮机组 161.2汽轮发电机组 171.3锅炉 182、脱硝、脱硫、除尘技术方案比较 182.1脱硫技术 182.2脱硝技术 202.3除尘技术 21三、电厂的效益分析 221、举例说明中小型电厂的投入和产出 221.1 项目总投资 221.2 年发电量 221.3 供电煤耗 231.4 原煤采购 231.3成本 231.5 利润 232、海欣电厂成本和利润 233、自备电厂对公司经营的影响 24四、风险分析 251、中小型自备电厂的政策风险、技术风险、经济风险 251.1政策风险 251.2技术风险 251.3经济风险 252、敏感性分析 25五、结论 271、海欣电厂的投资效益分析 272、未来6年的经营预测 272.1预测说明 272.2经营钞票流预测 28一、调研背景及内容1.1调研背景2023年，随着国家为完毕节能减排任务强制关停了一些小型开放式电石炉，导致产量锐减而需求未变引起了下半年电石价格曾一度突破5000元大关；2023年国家对新疆2023亿投资中，其中一大部分投向了高耗能行业，这批项目在2023年进入达产阶段，使新疆2023年电石产量增至1730余万吨，超过宁夏，仅次于内蒙，居全国第二位。2023年，国家开始对房地产进行坚决、有效的打压，同时由于2023年欧债危机的不明朗，使得全球都放缓投资力度，以上两因素使得国内PVC市场大大缩水，进而影响到电石价格的不断下降。图表1：2023-2023年电石价格趋势图2023年国家力推的保障房建设今年将新开工700万套，5月以后进入施工建设的黄金期，从而导致电石市场价格有所回升，同时国家为了不使年初制定的GDP“维稳保八”的目的落空，在高耗能领域采用了电价补贴等措施刺激行业的发展。总之，电石行业的不景气预计还将连续，电石生产公司只有从节能减耗和精细化管理上下功夫，因此，如何减少生产成本是每家电石公司迫切需要解决的问题。1.2建设必要性电石生产重要原料构成如下表如示：（资料来源：海鑫化工电石项目可行性研究报告）图表2：原材料、动力消耗定额及消耗表序号名称及规格单位消耗定额市场价格备注一原材料1石灰CaO≥93wt%t0.933602兰炭热值>6000kcal/kgt0.6310893电极糊密闭糊t0.02529054铁皮δ=2mmt0.002二公用工程5电炉电kWh36000.366一次水t1.787氮气0.6MPaGNm3458仪表空气0.76MPaGNm353从上表可以看出，石灰、兰炭、电是影响电石成本的重要原料，目前公司已向政府申请了5000万吨石灰石矿资源以保障石灰生产原料供应，生产石灰石的矿业公司现已进入开工建设阶段；同时海鑫化工正在针对电石炉进行技术改造，将半密闭电石炉改为全密闭电石炉，以减少单位电耗，同步建设运用电石炉尾气年产40万吨白灰项目，保障自身电石生产所需石灰，进一步减少石灰的采购成本。电力成本减少方面，从周边内蒙君正、湖北宜化、鄂尔多斯双欣等相关公司的发展经验来看，公司拥有自备电厂是减少公司用电成本的关键所在。图表3:西部地区用电价格表：用电分类电度电价基本电价不满1-1035-110110-220220最大需量变压器容量1千伏千伏千伏以下千伏以下千伏以上元/千瓦/月元/千伏安/月一、居民生活电价0.430.420.42二、一般工商业用电0.6840.6390.571三、大工业用电0.4870.4720.460.4532819其中电石、电炉铁合金、电解烧碱、合成氨、电炉钙镁磷肥、电炉黄磷、电解铝、多晶硅、单晶硅用电0.4440.4290.4170.412819中小化肥用电0.3270.3170.3070.32114四、农业生产用电0.4280.4180.408其中：贫困县农业排灌用电0.2370.2340.2312023年5月，内蒙古自治区人民政府为推动经济发展，对全区符合国家产业政策的电石、PVC等高耗能行业电价补贴政策（内政发[2023]50号），具体如下：加大蒙西地区电力多边交易力度，发电公司对新增用电负荷电力多边交易让利幅度原则上不低于3分/千瓦时；对不纳入电力多边交易的公司，鼓励与发电公司开展临时电力交易，让利幅度原则上不低于3分/千瓦时。电网公司补贴3分/千瓦时。自治区财政补贴2分/千瓦时。盟市（含旗县）财政用电奖励不低于2分/千瓦时。根据了解，以上政策除第4条外，其他补贴政策都已经贯彻到位。目前周边电厂的完全成本在0.21元/度，正常用电只需上交给电力公司0.03元/千瓦时，每度电用电成本约为0.24元/度，不考虑电价补贴的情况下（公司综合电价不含税0.41元/千瓦时），每吨电石可节约成本612元/吨，电石技改完毕后产能可达32万吨，达产后每年可节约成本19584万元;考虑电价补贴的情况下（公司综合电价不含税0.33元/千瓦时），每吨电石可节约成本324元/吨，电石技改完毕后产能可达32万吨，达产后每年可节约成本10368万元。综上所述，即使在当前大幅度电价补贴的情况下，电厂正常生产还可为公司节约成本10368万元。因此，我司规划建设的4*50MW发机组是减少电石生产成本的重要环节，该项目的建成投产是公司在现有市场情况下扭亏增盈的重要环节。1.3调研情况自2023年6月开始，公司成立了调研小组，针对相关上市公司、周边公司的电厂进行了考察，现将电厂调研情况简要说明：图表4：调研公司情况表调研对象装机容量（万千瓦时）2023年发电量（亿千瓦时）新疆天业2094.1新疆天辰54新疆天能60内蒙君正3021内蒙黑猫32新疆天业：天业集团热电产业目前总装机容量1340MW。由4×25MW、2×50MW、4×135MW、2×300MW发电机组构成，分三个电厂运营：天业电厂200MW，天辰电厂540MW，天能电厂600MW。重要设备均选自上海电气、东方电气、哈尔滨电气集团等国内重要设备厂家；由于新疆煤炭资源丰富、原煤价格低，该电厂锅炉采用的是煤粉炉，相对于循环硫化床锅炉来讲，其燃烧效率高，但对燃烧煤种的规定较高。针对天业电厂4×25MW、2×50MW调研结果来看，其综合发电成本为0.226元/千瓦时，利润率可达45%左右。内蒙君正：内蒙君正为乌海本地一家上市公司，目前装机容量为300MW，为2×150MW煤矸石发电机组，重要设备采用的是东方电气设备，燃煤重要以中煤、煤矸石为主，其锅炉采用的是循环硫化床锅炉。通过调研结果来看，内蒙君正电厂综合发电成本为0.23元/千瓦时，利润率达31%左右，其电厂所属公司承担集团公司职责，相关费用较大。内蒙黑猫：内蒙黑猫采用的是燃气炉发电，属余热发电项目，运用其集团生产炭黑产生的煤气及焦炉煤气发电，其机组容量为30MW，年可发电约2亿千瓦时，蒸汽8万吨。原料内部供应不结算，内部自用电量与蒸汽也不结算。通过调研结果来看，其对外销售电力及蒸汽每年可产生4000万元的销售收入，由于原料不计成本，其综合发电成本为0.1元/千瓦时。二、国内电厂的基本情况1.国家电力产业概况和政策1.1电力行业概况本报告所称“电力行业”是指国家记录局《国民经济行业分类》（GB/T4754-2023）中的电力生产业，电力生产业即电源，指运用热能、水能、核能及其他能源产生电能的生产活动，涉及火力发电、水力发电、核力发电和其他能源发电四个子行业。从电源结构看,由于中国能源资源以煤为主，因此，至少在2023年以前，燃煤发电仍处在稳定发展阶段。图表5：电力行业分类行业代码行业分类行业定义441电力生产4411火力发电指运用煤炭、石油、天然气等燃料燃烧产生的热能，通过火电动力装置转换成电能的生产活动。4412水力发电指通过建设水电站将水能转换成电能的生产活动。4413核力发电指运用核反映堆中重核裂变所释放出的热能转换成电能的生产活动。4419其他能源发电指运用风力、地热、太阳能、潮汐能、生物能及其他未列明的发电活动。4420电力供应指运用电网出售给用户电能的输送与分派活动，以及供电局的供电活动。4430热力生产和供应指运用煤炭、油、燃气等能源，通过锅炉等装置生产蒸汽和热水，或外购蒸汽、热水进行供应销售、供热设施的维护和管理的活动。1.1.1电力行业市场分析1.1.1.1电力装机容量分析2023年来我国电力装机容量保持平稳增长，截止2023年12月，全国装机容量达105576万千瓦时（其中：火电装机容量76546万千瓦时，同比增长7.9%），同比增长9.3%。图表6：2023-2023年中国电力装机容量增长情况1.1.1.2发电情况分析2023年，全国累计发电4.98万亿千瓦时，同比增长5.22%，其中，火电累计发电3.91万亿千瓦时，同比增长0.3%。火力发电量继续保持增长，出力均连续保持很高水平，充足体现了火电对电力供应的基础保障作用。图表7：2023-2023年中国发电量及同比增长变化情况1.1.1.3机组运用小时数分析2023年，全国所有机组平均运用小时数为4572小时，同比增长1.8%，其中：火力发电平均运用小时数为4965小时，同比增长5.2%。图表8：2023-2023年全国电力设备运用小时累计同比变化情况1.1.1.4用电情况分析2023年，全年累计用电量为4.96万亿千瓦时，同比增长5.5%。图表9：2023-2023年全国用电量及同比变化情况1.2电力行业重要特性分析1.2.1国家垄断行业：电力行业在发、输、配、售等各个环节的自然垄断限度有所不同，其中，输、配、售垄断限度较高，同时在发电细分行业领域的垄断限度也稍有不同，随着电力体制改革、国家鼓励民间资本介入这一状况会有所改善。1.2.2与经济周期有较高关联度：电力需求是随着宏观经济周期波动而发生一定的波动，如2023年的金融海啸引发经济衰退导致电力需求增长明显放缓、发电小时数下降，是对经济周期波动最为敏感的行业之一。1.2.3技术、资金高度密集型产业，且不断升级：新建电厂和输变电设备重要向高参数（超临界机组、特高压）、大容量、高自动化标准建设，项目造价高，进入门槛高，呈上升趋势。1.2.4钞票流相对稳定、富余：电力公司投资大、折旧高，同时应收账款质量也较好，钞票流渠道顺畅、稳定。1.2.5市场煤、计划电成为影响火电行业发展的重要制约因素。目前我国针对电力行业的上网电价和销售电价实行的是政策管制，而火电行业的重要燃料电煤是随着市场变化波动。1.3电力行业发展阶段在我国电力行业发展过程中，由于各种能源发电技术的起步阶段不同，行业也处在不同的发展阶段。火力发电技术起步较早，发展技术较为成熟，在丰富的煤炭资源支持下，火电行业已经步入成熟期，同时，水电行业相对技术较为成熟，已经发展成为我国的第二大电源，而风电、太阳能、核电技术起步相对较晚，且国内还存在着一些成本、技术上的问题，尚处在导入期。图表10：电力行业发展阶段1.4产业政策对行业的影响电力是重要的基础性能源产品，我国对电力生产行业监管非常严格，在我国对于电力行业会产生深远影响的政策重要涉及电力市场改革政策、环保政策以及中长期的行业政策导向。1.4.1电力市场改革政策1.4.1.1市场体制改革随着经济的大发展和市场化限度的推动，我国启动了一系列电力行业深层次的市场化改革。2023年，进一步推动电网公司主辅分离，出台输配电体制改革试点工作意见，研究制定农村电力体制改革方案，出台调整销售电价分类结构实行办法，居民阶梯电价方案的推出，电网主辅分离的重新启动等，政策信号正加快推动市场改革。图表11：市场体制改革进展情况改革环节改革内容目前进展厂网分离重组原国家电力公司管理发电资产，组建若干独立发电公司已完毕重组原国家电力公司管理电网资产，组建国家电网和南方电网公司已完毕电网公司内部对配电业务实行独立核算，电网公司剥离辅助性业务和三产已完毕成立监督管理机构成立国家电力监管委员会，负责制定电力市场运营规则，监管市场运作，维护公平竞争；根据市场情况，向政府主管部门提出调整电价建议已完毕大用户直购电具有条件地区开展向较高电压等级和较大用电量用户和配电网直接供电试点试点输配分离稳定开展输配分开试点，逐步建立输、配电价格机制试点电力需求侧推出实行峰谷电价，销售电价实行差别定价已推出实行居民用电阶梯价格制度已推出竞价上网发电侧竞价上网，建立电力调度交易系统试点上网电价由容量电价和竞价后的电量电价组成；输配电价由政府制定定价原则；销售电价以上网电价和输配电价为基础形成，并与上网电价联动未推出1.4.1.2023年，在电力严重紧缺的情况下，国家发改委两次上调电价，总幅度为11.6%，2023年小幅上调1%，2023年未上调，2023年三次上调电价，总幅度达12.9%。然而，过去6年中，平均上网电价仅上涨了32%，而平均电煤价格却几乎翻番。作为解决煤电矛盾的权益之计，电价不定期上调只能缓解煤电矛盾，不能提供对电企的趋势性投资机会；要从主线上解决煤电困局，只能依靠电力体制改革的推动。图表12：近年来上网电价调整情况表2023年终2023年两2023年终2023年一2023年终2023年一2023年终2023年三2023年终（人民币元/兆电价次上调电价次上调电价次上调电价次上调电价瓦时）水平%水平%水平%水平%水平北方电网302.511.4336.93338.30.6340.114.2388.5东北电网333.38.8313.21.93161.2319.213360.6西北电网218.313.4247.64.32542.525919308.1华东电网392.510.3433-1.5427.70.4428.86.3455.9华中电网330.912.3371.60.9373.71377.416.5439.8南方电网338.314.13860.2386.40.8386.911.4433.8全国平均319.311.63481.1349.41352.312.9397.81.4.2节能环保政策2023年11月，国家发改委告知，自当年12月1日在全国范围内对安装并正常运营脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价8厘钱，以填补脱硝成本增支。这一政策意味着“十二五”期间火力大规模脱硝等环保改造行动拉开帷幕。继而在2023年1月，火电行业又迎来了《火电厂大气污染排放标准》的实行，受资源环境约束，未来火电行业减排压力将连续增长。标准的出台会进一步增长火电公司的成本，脱硝电价补贴的出台虽然在一定限度上填补火电公司的成本增支，但发电成本还是有所上升。1.4.3电力行业政策1.4.3.1行业准入政策单纯的发电公司：国家产业结构指导目录（2023年本）中，针对单纯的电力生产行业限制类规定如下：1.小电网外，单机容量30万千瓦及以下的常规燃煤火电机组。2.小电网外，发电煤耗高于300克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组，发电煤耗高于305克标准煤/千瓦时的空冷发电机组。小电网：为农村及农业区域用户提供电能的电源。海欣电厂单机容量为5万千瓦、发电煤耗为450克标准煤/千瓦时。热电联产公司：1998年国家计委、国家经贸委、电力部、建设部联合发文《关于发展热电联产的若干规定》，以“热电比”为考核指标，对热电联产项目的审批和运营状况进行界定：既发电又供热的常规热电联产项目，规定总热效率年平均大于45%；对于单机容量50兆瓦以下的热电机组，热电比年平均应大于100%。1．总热效率年平均大于45%。总热效率=（供热量+供电量×3600千焦/千瓦时）/（燃料总消耗量×燃料单位低位热值）×100%*2．热电联产的热电比：（1）单机容量在50兆瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于100%；（2）单机容量在50兆瓦至200兆瓦以下的热电机组，其热电比年平均应大于50%；（3）单机容量200兆瓦及以上抽汽凝汽两用供热机组，采暖期热电比应大于50%。热电比=供热量/（发电量×3600千焦/千瓦时）×100%鉴于目前海欣供热量无法估算，本报告未考虑海欣的供热量。1.4.3.2行业发展规划根据中电联发布的《电力工业十二五》规划发展报告，“十二五”期间，火电仍是我国的主力电源，但国家将通过优化火电开发布局，继续淘汰落后的小火电机组、发展热电联产的方式，合理控制火电建设规模。优化发展煤电推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地，贯彻贯彻国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设；鼓励发展热电联产，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目；推动煤电绿色开发，大力推行洁净煤发电技术。洁净煤发电技术是指煤炭从开发到运用全过程中，旨在减少污染排放与提高运用效率的加工、燃烧、转化及污染控制等高新技术的总称。

根据国务院机构改革和职能转变规定，新组建的国家能源局正在研究简政放权、下放投资审批事项。能源局下放涉及能源领域的行政审批事项如下：公司投资在非重要河流上建设的水电站项目核准；公司投资分布式燃气发电项目核准；公司投资燃煤背压热电项目核准；公司投资风电站项目核准；公司投资330千伏及以下电压等级的交流电网工程项目，列入国家规划的非跨境、跨省（区、市）500千伏电压等级的交流电网工程项目核准；公司投资国家规划矿区内新增年生产能力低于120万吨的煤矿开发项目核准；公司投资非跨境、跨省（区、市）的油气输送管道项目核准。2.内蒙古自治区电力产业概况和政策2.1内蒙古电力行业概况电力行业是内蒙古经济的支柱产业，在丰富的煤炭资源保障下，内蒙古电力行业保持较好的发展势头，内蒙古电力将重点建设西电东送、煤电一体化和区内用电项目，鼓励和支持自备电厂建设。大力开发运用风能、太阳能和生物质能源，重点在锡林浩特、乌兰察布等地建设大中型风电厂，装机容量达400万千瓦。加快电网建设，形成多条交、直流外送通道和区内500千伏主网架结构电网。图表13：2023年内蒙电力生产产品产量及增长情况表产品名称单位2023年产量同比占全国比重发电量万千瓦时29705211.7216.826.45其中：火力发电量万千瓦时26390005.216.236.92水力发电量万千瓦时121577.21-24.460.22.2内蒙古电力行业政策《国务院关于进一步促进内蒙古经济又好又快发展若干意见》指出，“鼓励城市发展背压机组实现集中采暖，允许符合条件的地级城市发展大型热电联产，合理安排工业园区热电建设，在特大型洗煤厂周边优化布局煤矸石资源综合运用电厂。”、“建立健全电力市场机制，大力推动电力多边交易。”2.2.1公司自备电厂《内蒙古自治区人民政府关于自备电厂并网有关问题的告知》（内政字〔2023〕170号）和《内蒙古自治区人民政府办公厅关于规范自备电厂管理有关事宜的告知》（内政字〔2023〕15号）以及《内蒙古电网公司自备电厂管理暂行规则》规定：建设热电联产电厂应符合原国家发改委、经贸委、建设部、环保总局《关于发展热电联产的规定》（计基础[2023]1268号文）和《关于做好关停小火电机组工作中小型热电联产机组审核工作的告知》（国经贸电力[2023]879号文）规定的认定标准，符合“以热定电”原则，以供热为重要任务。公司自备电厂应坚持“自发自用＂原则（见原电力工业部电计[1997]431号文），发电装机总容量不应超过本公司内部电力需求的30%，单机容量一般不得低于2.5兆瓦（见原电力部电计[1997]431号文）。假如需要并入电网运营，必须符合国家标准或电力行业标准，并向电网公司支付系统备用费。公司自备电厂是公司的动力车间，或者是该公司（集团）的分公司或子公司。自备电厂与用电公司“同为一个公司集团、同在一个工业园区、同在一个生产厂区、同为工业生产用电”。截至2023年10月底，全区6000千瓦及以上自备电厂装机容量已达成939.55万千瓦，占火电装机的15.66%。其中，蒙西电网自备电厂装机容量777.55万千瓦时，占蒙西电网装机容量的18.41%；图表14：自备电厂不同装机容量情况表项目装机容量（万千瓦）占比单机装机容量10万千瓦以下175.5518.68%单机装机容量10-20万千瓦30232.14%单机装机容量20-30万千瓦14014.90%单机装机容量30万千瓦以下32234.27%合计939.552.2.2电力多边交易电力多边交易是指在由多卖方和多买方共同参与的电力市场中，电力买卖双方不直接接触，而由电力经纪人或电力交易中心进行交易撮合的交易方式。与其他地区相比，内蒙古电网对于开展电力多边交易具有非常独特的优势：内蒙古电力公司地位独特，是全国唯一一家独立于国家电网公司和南方电网公司之外的自治区直属电网公司，自治区政府对电力的调控能力较强。内蒙古是资源大省，煤炭、风能、太阳能资源丰富，是国家西电东送战略重要的煤电和风电基地，每年与华北、东北电网有大宗的电能交易。

内蒙古电力公司年发电运用小时数均低于全国平均水平，存在窝电现象。3.内蒙古自治区电网基本情况多煤多风的内蒙古，目前是全国最大“电源”。截至2023年终，内蒙古发电装机容量7344万千瓦，位居全国第一。2023年，蒙东电网所辖赤峰、通辽、呼伦贝尔、兴安4盟市正式并入国家电网，而分管除原蒙东电网区域之外的8个蒙市的蒙西电网，则成为了最后一个独立的省级供电公司。如同一个小小的王国，作为独立电网，蒙西电网对所辖区域的电网建设、决策运营、电价制定、电力购销都有决策权。为了减少工业、生活用电成本，增长招商引资的筹码，蒙西电网的电价往往低于全国其他地区。但蒙西电网，由于与国家电网外送通道少，导致严重的窝电现象，火电停机三分之一，风电机组停风42%。(信息来源：时代周报)4.内蒙周边地区装机容量分布基本情况图表15:2023年内蒙及周边地区发电装机容量分布（单位：亿千瓦时）：地区总计其中水电火电核电风电太阳能发电全国合计105576230517654612574505214.3河北省4431179380743213山西省49872434652902内蒙古734485589413641山东省684410764922424甘肃省272765015245467宁夏区184443164011249新疆区217235116311882二、火力发电厂的设备及技术简介在国内市场，东方电气集团、上海电气集团、哈尔滨电气集团是我国三大动力，这三家公司占到发电设备技术市场的80%，市场份额互相接近。从现在我国发电设备公司的技术和工艺水平来看，他们在吸取和消化外资技术的基础上实现了自主创新，拥有了100万千瓦火电机组独立生产能力。在30-60万千瓦级别的发电设备上，我国的技术水平不逊色于国际竞争对手，已经掌握制造百万千瓦超超临界成套机组技术。由于海欣电厂项目为4×50MW发电机组，属小机组，目前国内三大动力不生产此规模机组，故在重要设备厂家介绍中不作具体介绍。1、重要设备生产厂家和技术介绍1.1汽轮机组汽轮机的类型很多，为了便于选用，常按热力过程特性、工作原理、新蒸汽参数、蒸汽流动方向及用途等对其进行分类。以下为按热力过程特性分类：图表16：汽轮机分类分类内容凝汽式蒸汽在汽轮机中膨胀作功后，进入高度真空状态下的凝汽器，凝结成水背压式排汽压力高于大气压力，直接用于供热，无凝汽器。调整抽汽式从汽轮机中间某个级后抽出一定参数、一定流量的蒸汽（在规定的压力下）对外供热，其余排汽仍排入凝汽器，有一次调整抽汽和二次抽汽之分。中间再热式蒸汽在汽轮机中膨胀作功后被引出，再次加热后返回汽轮机继续膨胀作功。图表17：汽轮机重要生产厂家：厂家核心技术优势分析杭州汽轮机股份有限公司西门子三系列的工业汽轮机设备技术质量方面可与三大动力媲美，但产品价格楄高青岛捷能汽轮机集团股份有限公司日本三菱重工株式会社的50-200MW陆用蒸汽轮机技术小汽机上的风云厂商中国长江动力公司具有世界领先水平的全三维扭转叶片技术原机械工业部定点生产热电联供汽轮发电机组的专业厂家公司采用招标的方式采用了青汽空冷抽汽凝汽式汽轮机组(调整抽汽式)。青岛捷能汽轮机集团股份有限公司是中国汽轮机行业骨干公司。公司以“捷能牌”汽轮机为主导产品，依托省级技术开发中心和院士工作站，实现自主研发与引进吸取国际先进技术相结合。 2023年4月，青岛捷能汽轮机集团股份有限公司与日本三菱重工株式会社，正式签订50-200MW陆用蒸汽轮机技术许可协议，向青岛捷能提供蒸汽轮机相关的技术授权。三菱重工业株式会社是享誉全球的世界500强公司，特别是在汽轮机领域，具有突出的国际品牌、技术和管理优势，青岛捷能集团公司则是中国中小型汽轮机最大最强的设计制造供应商，具有强大的生产制造和市场开发优势以及品牌影响力。1.2汽轮发电机组发电机的种类有很多种。从原理上分为同步发电机、异步发电机、单相发电机、三相发电机。从产生方式上分为汽轮发电机、水轮发电机、风力发电机等。从能源上分为火力发电机、水力发电机等。图表18：发电机国内重要生产厂家：厂家核心技术优势分析南京汽轮电机（集团）有限责任公司美国GE公司6B系列燃气轮机（40MW等级、9E燃气轮机（125MW等级）、6FA燃气轮机（70MW等级）技术当今世界领先的全四维通流技术设计制造，单机功率6-330MW，产品涵盖凝汽式、抽汽式、背压式、抽气背压式等一百六十多个品种中国长江动力公司具有世界先进水平的空内冷、电液调节、无刷励磁技术原机械工业部定点生产热电联供汽轮发电机组的专业厂家山东济南发电设备厂有限公司ALSTOM公司许可证技术生产汽轮发电机为主，集科研开发、生产制造、经营销售和其他多种经营于一体的国有大型电机制造公司公司采用招标的方式采用了山东济南发电设备厂有限公司火力发电机组。山东济南发电设备厂有限公司（简称JPEF）位于济南市高新技术开发区，是以生产汽轮发电机为主，集科研开发、生产制造、经营销售和其他多种经营于一体的国有大型电机制造公司，主导产品为国产QF系列空冷汽轮发电机和引进ALSTOM公司许可证技术（原ABB公司）WX系列空内冷汽轮发电机，单机容量达350MW等级,拥有一个国家级科研开发中心。该公司现已生产销售WX系列发电机600余台，最大单机容量350MW。已与上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、北京北重、杭州汽轮机厂、武汉汽轮机厂、南京汽轮机厂、青岛汽轮机厂等国内汽轮机厂家及ALSTOM、德国西门子公司、日本新造机公司等国外汽轮机厂家的汽轮机配套运营，效果良好。1.3锅炉锅炉是指将其它热能转变成其它工质热能，生产规定参数和品质的工质的设备。按锅炉燃用的燃料分类可分为：燃煤炉、燃油炉和燃气炉。按燃烧方式分类可分为：层燃炉、室燃炉和介于两者之间的沸腾（流化床）炉。按蒸汽压力分类可分为：低压锅炉、中压锅炉、次高压锅炉、高压锅炉、超高压锅炉、亚临界压力锅炉和超临界压力锅炉。图表19：锅炉国内重要生产厂家：厂家核心技术优势分析武汉锅炉股份有限公司阿尔斯通全球最大的锅炉制造基地，三分之一的产品将用于出口阿尔斯通是全球电力行业的领先公司，为该领域的创新技术设定基准，为其客户提供清洁高效的电力解决方案，提供的发电设备现已占全球总装机容量的25%，并在蒸汽发电和燃料燃烧技术开发方面处在领导地位。济南锅炉集团有限公司为中国最早研制洁净煤燃烧技术——国内第一台循环流化床发电锅炉的公司国际知名的循环流化床锅炉研发基地和生物质锅炉世界最大制造基地四川川锅锅炉有限责任公司，同德国LLB公司签有循环流化床锅炉协议，同法国BABCOCK公司、美国F.W公司建有密切的合作关系产品在科技含量方面始终处在国内先进水平，部份达成国际先进水平。公司采用招标的方式采用了四川川锅锅炉有限责任公司四川川锅锅炉有限责任公司循环流化床锅炉（CG-280/9.81-MX）。四川川锅锅炉有限责任公司是中国发电设备的重要制造厂家之一。公司工厂重要产品涉及：额定蒸发量在670蒸吨/小时及以下的各种电站锅炉、工业锅炉、余热锅炉、各型高、中、低压加热器、各种电站辅机、水电设备、环保设备、石化和压力容器、高压医用氧仓等。其中受国家产业政策鼓励和扶持的循环流化床锅炉系列产品的技术水平居于国家较高水平，市场信誉和占有率极高。2、脱硝、脱硫、除尘技术方案比较2.1脱硫技术目前世界上烟气脱硫工艺技术（FGD）有上百种，但是具有实用价值的仅十几种，它们分别合用于不同的场合和规定。海欣电厂拟采用氨法脱硫工艺。图表20：常用烟气脱硫技术表：序号分类工艺名称脱硫剂脱硫效率投资成本运营费用备注1抛弃法干/半干法石灰70％～80％低低占地面积较小，副产物无运用2钙法（湿式）石灰石/石灰＞95%高高占地面积大，副产运用较困难3钠法NaOH/Na2CO390％～95％中高占地面一般，4双碱法钠碱/石灰石/石灰70％～90％中中占地面积大6回收法氨法氨水/液氨＞95%较高低占地面积中档，副产物价值高7氧化镁法MgO＞90%中较高中地面积中档，目前副产物未做回收解决石灰石-石膏湿法脱硫技术是目前世界技术上较成熟、实用业绩多、运营状况较稳定的脱硫工艺，已有几十年的运营经验。脱硫工艺系统重要涉及：烟气系统、吸取氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统等。在脱硫过程中，脱硫效率可高达95%以上，吸取剂运用率高（90%以上）钙硫比较低，对锅炉负荷变化有良好的适应性，在不同的烟气负荷及SO2浓度下，脱硫系统仍可保持较高的脱硫效率及较好的系统稳定性。

国内脱硫公司有三十多家，重要引进了BQW（巴威）、斯坦米勒、KAWASAKI（川崎）等国外几家大公司的先进湿法脱硫工艺，并在此基础上吸取创新，研究开发了具有自主知识产权的脱硫工艺，能根据电厂的实际情况设计出最佳的工艺参数。湿法氨水脱硫工艺最早是由德国克卢伯公司于20世纪70年代开发的Walther工艺，80年代初得到一定的应用，其中1套脱硫装置的解决烟气量为750000m3/h。经世界各国过数年研究，原有氨法脱硫气溶胶问题得到改善，进入工业推广使用阶段。1956年，我国建立了第一套氨法回收硫酸厂尾气中SO2的工业规模装置。我国上海硫酸厂、上海吴泾化工厂等近百套硫铁矿制酸装置都采用氨法脱除尾气中的SO2，目前仍在使用。

氨法脱硫工艺的重要特点是可将回收的SO2和氨所有转化为硫酸铵化肥，实现了废物资源化，脱硫效率高达95%-99%，对环境的适应性广，运营费用可通过其副产物的销售来减少，且经济效益随烟气中的SO2含量的增长而更佳，特别适合燃用中高硫煤的电厂。脱硫过程中形成的亚硫铵对NOx具有还原作用，可同时脱除20%左右的NOx。

目前，国内以氨法为主的脱硫公司有十家左右，各家公司基本上围绕如何更好地控制硫铵气溶胶的生成和逃逸，亚硫酸氨氧化和硫氨结晶等难点，对氨法脱硫系统进行相应改良优化，形成具有各自特点的氨法脱硫技术。石灰石-石膏法占地面积相对较大（几乎是氨法的两倍）；脱硫塔阻力大，需要增压风机；桨液循环量大，耗电量较高；不能很好地脱除SO3和NOx等污染物。氨法脱硫技术存在问题是排出烟气中的氨生成亚硫酸铵、硫酸铵和氯化铵等难以除去的气溶胶，导致氨损失和烟雾排放；硫铵结晶过程能耗大，对加热器材质规定较高；设备国产化限度和系统运用率均不及石灰石-石膏法。图表21：两种技术方案锅炉烟气脱硫装置技术经济分析如下：项目石灰石-石膏法氨法工程造价/元.kw100130折旧费（2023）/万元.a150190吸取剂费用/万元.a1661922电费用/万元.a1080842水费用/万元a89114气费用/万元.a216540维护费用/万元.a160250副产品收益/万元.a02822效益（不含折旧）/万元.a-1711-846石灰石-石膏法所用脱硫剂石灰石价格低廉，而氨法脱硫技术吸取剂氨的费用较高，占运营成本的比重较大。值得注意的是，随着工艺和设备国产化限度的不断提高，石灰石-石膏法平均单位造价已由20世纪80年代引进国外技术时的1200元/kW降到了现在的100元/kW，甚至更低，这使其运营费用重要集中在电耗上，因此进一步减低电耗是石灰石-石膏法工艺技改的关键。氨法脱硫技术的副产品销售收入可以抵消大部分脱硫成本，使其发电成本低于石灰石-石膏法，可以预测当烟气中SO2含量更高时，氨法脱硫项目完全有也许实现赚钱。2.2脱硝技术减少NOx排放重要有两种措施。NOx的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行解决，即烟气脱硝技术。海欣电厂拟采用SNCR脱硝技术。图表22：脱硝技术比较表：所采用的技术脱硝效率%工程造价运营费用低氮燃烧技术

25-40

较低低SNCR技术

25-40

低中档LNB

+

SNCR技术

40-70

中档中档SCR技术

80-90

高中档SNCR/SCR

混合技术

40-80

中档中档在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术。1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统的示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用。在欧洲已有120多台大型装置的成功应用经验，其NOx的脱除率可达成80~90%。日本大约有170套装置，接近100GW容量的电厂安装了这种设备。美国政府也将SCR技术作为重要的电厂控制NOx技术。SCR方法已成为目前国内外电站脱硝比较成熟的主流技术。2.3除尘技术除尘器是火力发电厂重要的烟气净化设备，目前我国火电厂重要采用的除尘器型式重要有电除尘器、袋式除尘器及电袋复合除尘器。目前国内火电厂重要以电除尘器、袋式除尘器为主。海欣电厂拟采用布袋除尘器技术。图表23：除尘技术重要经济性比较：对比项目布袋除尘器静电除尘器除尘器本体费用/万元45007000引风机增长费用/万元1600空压机费用/万元1150电气费用/万元100400土建费用/万元286353.6安装费用/万元7882500初始投资合计/万元594910253.6维护费用/万元.a-1518.433.3运营电费/万元.a-11043.71257.7运营维护费用合计/万元.a-11562.11291运营30年折合净现值/万元1899315697合计/万元2494225950注：1.电费按0.4元/KWH，年运用小时按5500H计算；2.布袋除尘器的运营维护费按滤袋3年更换一次、滤袋价格450元/袋计算；笼骨、脉冲阀寿命按8年更换一次（价格表中未考虑）3.静电除尘器的运营维护费按6年大修一次，每次200万元计算；4.引风机设立以静电除尘器为基准，布袋除尘器新增费用在此基础上增长。出处:面对日益严格的粉尘排放规定，除尘器型式的选择十分重要，除了要满足排放规定，还要考虑经济性和安全可靠性。除尘器的选择关键在于煤质的分析和灰成分分析。三、电厂的效益分析1、举例说明中小型电厂的投入和产出根据近期参观考察的内蒙君正2×150MW煤矸石发电机组、新疆天业电厂4×25MW、2×50MW发电机组、天辰电厂4×135MW发电机组、天能电厂2×300MW发电机组、黑猫集团2×15MW燃气发电机组等电厂，结合海欣电厂情况，以内蒙君正及新疆天业电厂为例进行分析。项目总投资图表24：周边电厂公司投资对照表序号单位名称建设时间总投资（亿元）装机容量（MW）单位成本（元/KW.h）1内蒙古君正热电2023年122×15040002神华西来峰电厂2023年19.52×20048753伊东煤炭电厂2023年6.12×5061004山盛新能源电厂2023年82×5080005紫金矿业电厂1020236.52×5065006东源科技电厂2023-2023年124×506000内蒙君正热电不含脱硫、脱硝、空冷岛，如建设需1.2亿元，则单位成本为4400元。东源科技自备电厂目前在建，已支付10.2亿元，根据东源测算项目所有建成大约需要12亿元。根据电力系统建设规律，机组容量越大，单位成本越低。我公司热电厂分两期建设。储煤场、输煤系统及公用系统要在一期建成。考虑到东源科技建设规模、厂址都与我司较为接近，我公司热电厂单位成本造价在5500-6000元/kw.h较为合理。本报告采用6000元/kw.h计算，总投资12亿元。年发电量图表25：调研公司发电量公司装机容量2023年发电量装机容量占比新疆天业200MW11亿度76.39%内蒙君正300MW21亿度97.22%（理论值计算：装机容量×7200小时）海欣4×50MW发电机组预计年发电量＝240MW*7200小时＝17.28亿千瓦时，厂用电率按11%计算，海欣4×50MW发电机组预计年供电量＝17.28亿千瓦时*（1-11%）＝15.38亿千瓦时。供电煤耗图表26：调研公司供电煤耗机组项目单位标准天业电厂供电煤耗克标煤/千瓦时535.82君正电厂供电煤耗381.56行业标准供电煤耗≤420由于天业电厂与海欣电厂一期机组容量相称，鉴于天业电厂运营时间长、设备相对落后，估计海欣电厂一期供电煤耗为450克标煤/千瓦时原煤采购图表27：调研公司原煤采购情况电厂煤种单价煤源天业电厂原煤190本地采购君正电厂中煤199.63本地采购煤矸石52.26本地采购由于天业电厂锅炉采用的是粉煤炉，重要煤种为原煤，君正电厂锅炉采用的是循环硫化床锅炉，相对于粉煤炉其燃烧效率高，可燃烧热值低、颗粒较大的燃料，甚至是煤泥、煤矸石、垃圾、秸杆等，海欣电厂一期采用的为循环硫化床锅炉，适合燃烧的煤种较多。1.3成本图表28：调研公司成本情况（单位：元）电厂直接材料直接人工制导致本系统费其他生产成本完全成本天业电厂0.120230.007760.056480.184.270.226君正电厂0.09530.01020.03660.02850.1706约0.23参考天业电厂和君正电厂的完全成本，估计海欣电厂一期的完全成本在0.24元/度。利润图表29：调研公司利润情况项目销售收入成本利润毛利率天业电厂1-5月11860万6523万5437万45.01%君正电厂1-3月32441万22494万9947万30.66%2、海欣电厂成本和利润当前乌海本地公司综合电价不含税0.41元/度（不考虑电价补贴），参考天业电厂和君正电厂的完全成本，估计海欣电厂（4*50MW）的完全成本在0.24元/度,自备电成本与外购电差额0.17元/度。按年供电量15.38亿度、融资利息支出按2500万/年计算，年利润23646万元。假如考虑2023年电价补贴的情况，公司综合电价不含税0.33元/度，其他条件不变，年利润降至11342万元。3、自备电厂对公司经营的影响根据海欣公司“煤-电-电石-化工产品”的整体规模思绪，结合目前上市公司产品信息，现对各上市公司自备电厂对公司经营影响分析如下：图表30：2023年相关上市公司财务信息表单位：万元股票名称合并电力产品电厂净利润占比备注营业收入净利润营业收入净利润内蒙君正364941417881208542770366.29%2*150MW亿利能源110515924735945537874.6831.84%2*50MW湖北宜化1931761147357594415101.02%合资入股内蒙君正是完全按照“煤-电-电石-PVC-水泥”的循环经济产业链实现上市的公司，基本没有产业链外产品，目前煤炭收入占比较小，其电厂规模为2*150MW，年发电量为21亿度，不能完全满足公司用电需求，现正在乌达地区建设2*200MW、蒙西地区建设2*300MW发电机组，用于补充公司发展形成的用电缺口，根据上表可以看出，内蒙君正电厂净利润占集团整体利润的66.29%，占比较大。亿利能源产品较为复杂，涉及化工、医药、煤炭、生态生物、发电、装备制造等行业，煤炭行业利润为其集团利润的重要来源，剔除煤炭、医药行业利润集团利润的重要来源基本为电厂提供。湖北宜化目前无全资电厂，其收购了内蒙华电乌达热电有限公司27%的股权，乌达热电成为内蒙宜化的自备电厂，内蒙宜化生产用电将从当时的0.455元/千瓦时降至0.365元/千瓦时，每年可以使内蒙宜化减少生产成本约17010万元。新疆天业由于上市组织架构中不包含电厂，无法从公开信息中获取电厂的收入、利润情况，但从天业电厂了解的情况来看，新疆天业整体的利润来源也是电厂提供。四、风险分析1、中小型自备电厂的政策风险、技术风险、经济风险1.1政策风险2023年5月，内蒙经信委以内经信投规字[2023]344号文献，批准海欣环保建设年产22万吨聚乙烯醇、年产8万吨三氯乙烯、年产6万吨特种纤维、年产4万吨VEA干粉胶。动力车间按以热定电的原则，配套建设4*50MW背压式发电机组。该项目是内蒙经信委按“以热定电”的原则为公司配套的动力车间，文献批复建设的是4*50MW背压式发电机组，海欣环保初步设计是按照4*50MW抽凝式发电机组设计建设，机组的建设形式不符合文献规定，不符合热电联产机组以热定电的基本原则，但经与设计单位、东源科技等类似公司了解情况来看，大部分都采用的是抽凝机组，存在一定的政策风险。1.2技术风险4*50MW发电机组属于小型机组，在国内有着数年的建设和生产经验，设备生产厂家技术成熟；乌海地区电厂较多，技术人员相对富余；本项目技术风险较小。但由于海欣电厂项目三大主机的选型为不同厂家的产品，汽轮机、发电机、锅炉之间接口参数是否一致，如何对接还需要专业技术人员核算拟定。1.3经济风险本项目建设规模为4*50MW发电机组，自治区经信委按以热定电的原则予以批复。目前重要银行的电厂准入条件一般都在单机330MW以上，因此项目融资的难度较大，需进一步开拓公司融资渠道。2、敏感性分析在不考虑电价补贴情况下（当前电价为0.41元/度），分析依据如下：图表31：不考虑电价补贴情况下分析依据：总投资120230万元收入63054.72万元变动成本24105.6万元装机容量240MW标煤价格310元/吨年运用小时数7200小时发电煤耗450克/千瓦时年发电量172800万千瓦时原料成本24105.6万元厂用电率0.11固定成本12804.48万元年供电量153792万千瓦时折旧费用8000万元当前电价0.41元/千瓦时其他4804.48万元利润总额26144.64万元总成本36910.08万元单位总成本0.24元/千瓦时图表32：不考虑电价补贴情况下分析结论：不拟定因素变化率利润总额变化率基本方案--26,144.64总投资-10%26,944.643.06%总投资10%25,344.64-3.06%电价-10%19,839.17-24.12%电价10%32,450.1124.12%煤价-10%28,555.209.22%煤价10%23,734.08-9.22%结论：根据项目敏感性分析可以看出，电价变化对项目的影响较大，但从近年的上网电价调整情况来看，电价呈逐渐上升的趋势，无下调记录。在考虑电价补贴情况下（当前电价为0.33元/度），分析依据如下：图表33：考虑电价补贴情况下分析依据：总投资120230万元收入50751.36万元变动成本24105.6万元装机容量240MW标煤价格310元/吨年运用小时数7200小时发电煤耗450克/千瓦时年发电量172800万千瓦时原料成本24105.6万元厂用电率0.11固定成本12804.48万元年供电量153792万千瓦时折旧费用8000万元当前电价0.33元/千瓦时其他4804.48万元利润总额13841.28万元总成本36910.08万元单位总成本0.24元/千瓦时图表34：考虑电价补贴情况下分析结论：不拟定因素变化率利润总额变化率基本方案--13,841.28总投资-10%14,6