2014-2018年中国电力环保行业发展前景及投资战略指导报告

汇智联恒2014-20182014-2018年中国电力环保行业发展前景及投资战略指导报告汇智联恒2014汇智联恒20142014-2018年中国电力环保行业发展前景及投资战略指导报告报告目录报告目录 1图表目录 10第一章 2012-2013年中国电力环保行业综述 18第一节 电力环保行业定义 18第二节 电力环保行业发展背景 18一、 环境保护形势严峻 18二、 大气污染治理面临较大压力 18三、 环保投资成为扩内需重要方面 19第三节 电力环保行业发展环境 20一、 行业政策环境分析 20二、 行业宏观经济环境分析 24第四节 电力环保行业发展概况 67一、 电力环保行业发展概况 67二、 电力环保行业发展特点 68三、 电力环保行业投资特性 68第二章 2012-2013年中国火电烟气脱硝市场分析 71第一节 火电烟气脱硝市场分析 71一、 火电行业NOx排放情况 71二、 火电行业NOx控制方法 71三、 火电烟气脱硝市场规模分析 74四、 火电烟气脱硝市场竞争分析 80第二节 火电烟气脱硝催化剂市场分析 83一、 SCR脱硝催化剂的分类 83二、 SCR脱硝效率与催化剂用量的关系 84三、 SCR脱硝催化剂市场竞争状况分析 85四、 SCR脱硝催化剂市场拓展难度分析 86五、 “十二五”SCR脱硝催化剂市场容量预测分析 86六、 SCR脱硝催化剂存在问题分析 89第三章 2012-2013年中国火电烟气脱硫市场分析 90第一节 火电烟气脱硫市场发展概况 90一、 火电行业SO2排放情况分析 90二、 火电烟气脱硫市场发展历程 90三、 火电烟气脱硫市场影响因素分析 91四、 火电烟气脱硫市场面临的问题 94第二节 火电烟气脱硫市场分析 97一、 火电烟气脱硫市场规模分析 97二、 火电烟气脱硫市场竞争格局 98三、 火电烟气脱硫主要企业及其市场份额 102四、 火电烟气脱硫市场盈利水平分析 106五、 火电烟气脱硫市场发展趋势分析 108六、 “十二五”火电烟气脱硫市场容量预测 109第三节 火电烟气脱硫设备市场分析 111一、 循环流化床锅炉市场分析 111二、 脱硫风机市场分析 111三、 烟气换热器市场分析 112四、 吸收塔市场分析 113五、 除雾器市场分析 113六、 引风机市场分析 114七、 湿式球磨机市场分析 115八、 除尘脱硫器市场分析 115九、 真空皮带脱水机市场分析 117第四章 2012-2013年中国火电烟气除尘市场分析 118第一节 火电烟气除尘市场分析 118一、 火电烟气除尘市场发展概况 118二、 电除尘行业发展分析 118三、 袋式除尘行业发展分析 121四、 火电烟气除尘市场前景分析 123第二节 火电烟气除尘设备市场分析 124一、 火电烟气除尘器的分类与比较 124二、 火电烟气除尘器结构分布 126三、 电除尘器市场分析 126四、 袋式除尘器市场分析 127第五章 2012-2013年中国电力环保工程分析 128第一节 电力环保工程招标分析 128一、 电力环保工程招标技术标准 128二、 电力环保工程招标模式分析 128三、 电力环保工程招标监管体制分析 132第二节 电力环保工程造价分析 133一、 火电烟气除尘工程造价分析 133二、 火电烟气脱硫工程造价分析 133三、 火电烟气脱硝工程造价分析 133第三节 电力环保工程建设情况分析 134一、 电力环保行业投运项目分析 134二、 电力环保行业拟建项目分析 139第六章 2012-2013年中国电力环保技术分析 140第一节 火电烟气除尘技术分析 140一、 电除尘技术开发应用分析 140二、 袋式除尘技术开发应用分析 141第二节 火电烟气脱硫技术分析 144一、 主要烟气脱硫技术的分类 144二、 烟气脱硫技术水平分析 151三、 烟气脱硫技术发展阶段 152四、 选择烟气脱硫技术的基本原则 157五、 适应中国现状的烟气脱硫技术 158第三节 火电烟气脱硝技术分析 169一、 烟气脱硝技术分类 169二、 低氮燃烧技术分析 170三、 SCR脱硝技术分析 172四、 SNCR脱硝技术分析 177五、 脱硝技术对比 179第七章 2012-2013年中国电力环保行业主要企业经营分析 181第一节 北京国电龙源环保工程有限公司 181一、 企业概况 181二、 企业主要经济指标分析 185三、 企业盈利能力分析 185四、 企业偿债能力分析 186五、 企业运营能力分析 186六、 企业成长能力分析 186第二节 福建龙净环保股份有限公司 187一、 企业概况 187二、 企业主要经济指标分析 190三、 企业盈利能力分析 190四、 企业偿债能力分析 191五、 企业运营能力分析 191六、 企业成长能力分析 191第三节 山西通宝能源股份有限公司 192一、 企业概况 192二、 企业主要经济指标分析 197三、 企业盈利能力分析 197四、 企业偿债能力分析 198五、 企业运营能力分析 198六、 企业成长能力分析 198第四节 中电投远达环保(集团)股份有限公司 199一、 企业概况 199二、 企业主要经济指标分析 202三、 企业盈利能力分析 202四、 企业偿债能力分析 203五、 企业运营能力分析 203六、 企业成长能力分析 203第五节 浙江菲达环保科技股份有限公司 204一、 企业概况 204一、 企业主要经济指标分析 207二、 企业盈利能力分析 207三、 企业偿债能力分析 208四、 企业运营能力分析 208五、 企业成长能力分析 208第六节 武汉凯迪电力股份有限公司 209一、 企业概况 209二、 企业主要经济指标分析 212三、 企业盈利能力分析 212四、 企业偿债能力分析 213五、 企业运营能力分析 213六、 企业成长能力分析 213第七节 山东山大华特科技股份有限公司 214一、 企业概况 214二、 企业主要经济指标分析 217三、 企业盈利能力分析 218四、 企业偿债能力分析 218五、 企业运营能力分析 218六、 企业成长能力分析 219第八节 武汉东湖高新集团股份有限公司 219一、 企业概况 219二、 企业主要经济指标分析 221三、 企业盈利能力分析 222四、 企业偿债能力分析 222五、 企业运营能力分析 223六、 企业成长能力分析 223第九节 湖南永清环保股份有限公司 223一、 企业概况 223二、 企业主要经济指标分析 225三、 企业盈利能力分析 226四、 企业偿债能力分析 226五、 企业运营能力分析 226六、 企业成长能力分析 227第十节 北京国电清新环保技术股份有限公司 227一、 企业概况 227二、 企业主要经济指标分析 233三、 企业盈利能力分析 233四、 企业偿债能力分析 234五、 企业运营能力分析 234六、 企业成长能力分析 234第八章 2014-2018年中国电力环保行业授信风险及机会分析 235第一节 行业环境风险及提示 235一、 国际宏观环境对行业影响及风险提示 235二、 国内宏观环境对行业影响及风险提示 236三、 央行货币及银行业调控政策 237第二节 行业政策分析及提示 239一、 产业政策影响及风险提示 239二、 环保政策影响及风险提示 240三、 能源规划影响分析及风险提示 241第三节 行业市场风险及提示 241一、 市场供需风险提示 241二、 市场价格风险提示 242三、 市场竞争风险提示 242第四节 行业授信机会及建议 244一、 总体授信机会及授信建议 244二、 子行业授信机会及授信建议 245三、 区域授信机会及建议 248四、 企业授信机会及建议 249

图表目录TOC\h\z\c"图表"图表1：脱硫脱硝行业政策 20图表2：2012年全国电力工业统计数据一览表 32图表3：2013年1-9月全国电力工业统计数据一览表 37图表4：我国中长期电力需求增速单位：亿千瓦时 42图表5：2013年GDP初步核算数据 44图表6：我国GDP环比增长速度 44图表7：2014-2017年我国国内生产总值预测单位：万亿元 45图表8：城镇居民人均可支配收入% 46图表9：农村居民人均可支配收入% 47图表10：2009-2013年公共财政收入 48图表11：人民币实际和名义有效汇率2013年升值情况 49图表12：2009-2013年年末国家外汇储备 50图表13：金融机构存贷款基准利率调整表 50图表14：2011-2012年存款准备金率历次调整一览表 52图表15：社会消费品零售总额增速% 53图表16：2013年1-12月份社会消费品零售总额主要数据 54图表17：2009-2013年货物进出口总额 56图表18：2013年货物进出口总额及其增长速度单位：亿美元 56图表19：2013年主要商品出口数量、金额及其增长速度 56图表20：2013年主要商品进口数量、金额及其增长速度 57图表21：2013年对主要国家和地区货物进出口额单位：亿美元 57图表22：规模以上工业增加值月度同比% 59图表23：2013年主要工业产品产量及其增长速度 60图表24：2013年各月份其他指标环比数据表 61图表25：2009-2013年建筑业增加值 62图表26：固定资产投资增速% 63图表27：房地产开发投资增速% 64图表28：2013年分行业固定资产投资（不含农户）单位：亿元 64图表29：居民消费价格上涨情况% 65图表30：2013年居民消费价格比上年涨跌幅度单位：% 65图表31：中国制造业PMI分类指数（经季节调整） 66图表32：2013年度脱硝公司累计投运火电厂烟气脱硝机组容量情况 74图表33：2013年度脱硝公司投运火电厂烟气脱硝机组容量情况 77图表34：老机组改造市场容量 79图表35：新机组加装市场容量 79图表36：2013年火电厂烟气脱硝催化剂生产厂家产能情况 85图表37:新建机组脱硝催化剂初装市场容量 87图表38：老机组脱硝催化剂初装量市场容量 88图表39:脱硝催化剂更换市场容量 88图表40：2013年脱硫公司投运火电厂烟气脱硫机组容量情况 99图表41：烟气脱硫特许经营市场竞争情况 101图表42：2013年脱硫公司累计投运量 102图表43：2013年脱硫公司投运火电厂烟气脱硫机组容量情况 104图表44：脱硫公司签订合同的脱硫工程容量情况 105图表45：脱硫特许经营市场主要企业及其市场份额 106图表46：“十二五”脱硫装置建造市场容量预测 110图表47：2013年主要火电厂袋式除尘器企业机组容量 122图表48：电力环保行业拟建项目分析 139图表49：NID烟气循环硫化床脱硫技术工艺原理图 148图表50：烟气循环流化床脱硫技术（CFB-FGD）工艺原理 150图表51：炉内煅烧（喷氨）循环硫化床烟气脱硫 151图表52：几种烟气脱硫工艺经济性能比较 157图表53：燃料分级燃烧反应方程式 171图表54：SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图 173图表55：催化剂的结构和性能 176图表56：SNCR脱硝工艺流程图 178图表57：烟气脱硝成熟技术比较 179图表58：北京国电龙源环保工程有限公司组织架构 183图表59：北京国电龙源环保工程有限公司荣誉 184图表60：2010-2013年北京国电龙源环保工程有限公司基本财务信息统计单位：万元 185图表61：2010-2013年北京国电龙源环保工程有限公司企业盈利能力指标统计 185图表62：2010-2013年北京国电龙源环保工程有限公司企业偿债能力指标统计 186图表63：2010-2013年北京国电龙源环保工程有限公司企业运营能力指标统计 186图表64：2011-2013年北京国电龙源环保工程有限公司企业成长能力指标统计 186图表65：龙净环保公司组织架构图 188图表66：公司发展历程 189图表67：2010-2013年福建龙净环保股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 190图表68：2010-2013年福建龙净环保股份有限公司企业盈利能力指标统计 190图表69：2010-2013年福建龙净环保股份有限公司企业偿债能力指标统计 191图表70：2010-2013年福建龙净环保股份有限公司企业运营能力指标统计 191图表71：2011-2013年福建龙净环保股份有限公司企业成长能力指标统计 191图表72：公司组织架构 194图表73：2010-2013年山西通宝能源股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 197图表74：2010-2013年山西通宝能源股份有限公司企业盈利能力指标统计 197图表75：2010-2013年山西通宝能源股份有限公司企业偿债能力指标统计 198图表76：2010-2013年山西通宝能源股份有限公司企业运营能力指标统计 198图表77：2011-2013年山西通宝能源股份有限公司企业成长能力指标统计 198图表78：2010-2013年中电投远达环保(集团)股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 202图表79：2010-2013年中电投远达环保(集团)股份有限公司企业盈利能力指标统计 202图表80：2010-2013年中电投远达环保(集团)股份有限公司企业偿债能力指标统计 203图表81：2010-2013年中电投远达环保(集团)股份有限公司企业运营能力指标统计 203图表82：2011-2013年中电投远达环保(集团)股份有限公司企业成长能力指标统计 203图表83：公司组织架构图 206图表84：2010-2013年浙江菲达环保科技股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 207图表85：2010-2013年浙江菲达环保科技股份有限公司企业盈利能力指标统计 207图表86：2010-2013年浙江菲达环保科技股份有限公司企业偿债能力指标统计 208图表87：2010-2013年浙江菲达环保科技股份有限公司企业运营能力指标统计 208图表88：2011-2013年浙江菲达环保科技股份有限公司企业成长能力指标统计 208图表89：公司组织架构图 211图表90：2010-2013年武汉凯迪电力股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 212图表91：2010-2013年武汉凯迪电力股份有限公司企业盈利能力指标统计 212图表92：2010-2013年武汉凯迪电力股份有限公司企业偿债能力指标统计 213图表93：2010-2013年武汉凯迪电力股份有限公司企业运营能力指标统计 213图表94：2011-2013年武汉凯迪电力股份有限公司企业成长能力指标统计 213图表95：2010-2013年山东山大华特科技股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 217图表96：2010-2013年山东山大华特科技股份有限公司企业盈利能力指标统计 218图表97：2010-2013年山东山大华特科技股份有限公司企业偿债能力指标统计 218图表98：2010-2013年山东山大华特科技股份有限公司企业运营能力指标统计 218图表99：2011-2013年山东山大华特科技股份有限公司企业成长能力指标统计 219图表100：2010-2013年武汉东湖高新集团股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 221图表101：2010-2013年武汉东湖高新集团股份有限公司企业盈利能力指标统计 222图表102：2010-2013年武汉东湖高新集团股份有限公司企业偿债能力指标统计 222图表103：2010-2013年武汉东湖高新集团股份有限公司企业运营能力指标统计 223图表104：2011-2013年武汉东湖高新集团股份有限公司企业成长能力指标统计 223图表105：公司组织架构 225图表106：2010-2013年湖南永清环保股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 225图表107：2010-2013年湖南永清环保股份有限公司企业盈利能力指标统计 226图表108：2010-2013年湖南永清环保股份有限公司企业偿债能力指标统计 226图表109：2010-2013年湖南永清环保股份有限公司企业运营能力指标统计 226图表110：2011-2013年湖南永清环保股份有限公司企业成长能力指标统计 227图表111：公司组织架构 230图表112：公司资质证书 231图表113：公司荣誉及证书 231图表114：2010-2013年北京国电清新环保技术股份有限公司基本财务信息统计单位：万元 233图表115：2010-2013年北京国电清新环保技术股份有限公司企业盈利能力指标统计 233图表116：2010-2013年北京国电清新环保技术股份有限公司企业偿债能力指标统计 234图表117：2010-2013年北京国电清新环保技术股份有限公司企业运营能力指标统计 234图表118：2011-2013年北京国电清新环保技术股份有限公司企业成长能力指标统计 234版权申明本报告是北京汇智联恒咨询有限公司的研究成果。本报告内所有数据、观点、结论的版权均属北京汇智联恒咨询有限公司拥有。未经北京汇智联恒咨询有限公司的明确书面许可，任何人不得以全文或部分形式（包含纸制、电子等）传播。不可断章取义或增删、曲解本报告内容。北京汇智联恒咨询有限公司对其独立研究或与其他机构共同合作的所有研究数据、研究技术方法、研究模型、研究结论及衍生服务产品拥有全部知识产权，任何人不得侵害和擅自使用。本报告及衍生产品最终解释权归北京汇智联恒咨询有限公司所有。免责声明本报告所载资料的来源及观点的出处皆被北京汇智联恒咨询有限公司认为可靠，但北京汇智联恒咨询有限公司对这些信息本身的准确性和完整性不作任何保证。尽管北京汇智联恒咨询有限公司相信本报告的研究和分析成果是准确的并体现了行业发展趋势，但所有阅读本报告的读者在确定相关的经营和投资决策前应寻求更多的行业信息作为依据。读者须明白，本报告所载资料、观点及推测仅反映北京汇智联恒咨询有限公司于最初发布此报告时的判断，北京汇智联恒咨询有限公司可能会在此之后发布与此报告所载资料不一致及有不同观点和推测的报告。北京汇智联恒咨询有限公司不对因使用此报告的材料而引致的损失负任何法律责任。

2012-2013年中国电力环保行业综述电力环保行业定义电力环保行业是指由于发电过程中导致的环境污染问题过于严重，进而引起国家的重视而产生的对主要污染物二氧化硫、烟尘、氮化物进行处理的设备制造业及环保工程的总称，主要包括电站除尘行业、电站脱硫行业和电站脱硝行业。电力环保行业发展背景环境保护形势严峻"十一五"期间，我国环境保护取得了非常明显的进步，环境质量也得到了有效的改善，但是我国环境的形势依然十分严峻，这突出表现在以下几个方面：一是传统的污染物排放量仍然很大，超过环境容量，致使一些地区环境质量达不到国家规定的标准。二是随着经济的快速发展，一些新的环境问题也在不断地产生，特别是危险化学品、持久性有机污染物、电子垃圾等等，这些污染物的产生都带来一些新的问题。特别是在损害人体健康方面，这类污染物的危害更大。三是水和大气的环境问题还没有完全解决好，土壤的污染问题现在又凸显，必须把土壤污染防治作为环保工作的又一重点，所以我国的环境形势依然是严峻的。大气污染治理面临较大压力我国仍然处于发展中国家水平，人们的生活水平不高，就业形势严峻。因此，各级政府依然把发展经济当作首要任务。"十一五"期间，煤炭的消耗相比"十五"期间增长了10亿吨，根据"十二五"的需求情况，预计煤炭的增长量还会达到10亿吨左右。根据环保规划，"十二五"期间，SO2排放量需累计下降8%，NOX排放累计下降10%，单位国内生产总值CO2排放累计下降17%。由此可见，随着我国经济的不断发展，在国家节能减排的政策驱动下，我国大气污染治理面临的压力较大。环保投资成为扩内需重要方面加大环保投入，不仅形成了污染治理设施，增加了污染治理能力，为改善环境质量提供了条件，而且由于环境污染治理设施建设将带动建材、钢铁、机械、化工、电子等工业的市场需求，也带动了建筑业、物流业、安装业和设计咨询业等服务业的市场需求，创造了国内生产总值（GDP），增加了利税，提供了新的就业机会，拉动了经济的发展。比如，建设一个2×300MW火电机组的脱硫设施，需要钢结构1200吨，建筑筋800吨，水泥3000吨。同时，可拉动配套设备、仪器仪表、材料等市场约3500万元，建设施工费用1200万元，设计、调试等服务市场约500万元。发达国家的研究表明，环保投入对其他相关产业的放大倍数为8-10倍。加之，随着我国环保事业不断发展，环保产业已经成为为污染防治、污染减排、污染治理，以及清洁生产、绿色消费、循环经济等提供产品和服务的重要产业。环保产业在我国国民经济中的地位日益突出，正在成长为我国国民经济新的增长点。可见，随着国民经济的发展，环保投入的不断增加，由环保拉动的内需市场也在不断扩大，环保投资在拉动内需的地位越来越重要。电力环保行业发展环境行业政策环境分析（一）行业监管体制电力环保行业实行行业主管部门宏观调控与行业协会自律管理相结合的监管体制。行业主管部门为发改委、环境保护部、工信部及省、市各级相关部门，主要负责行业发展规划及相关法律法规的制定。中国环境保护产业协会、中国环境保护机械行业协会是环保行业自律性管理组织，负责制定行业规范及行业标准，建立行业自律性机制。（二）行业相关政策动向1、脱硫脱硝行业政策中国在"十一五"初就把解决烟气脱硫问题纳入国家大政方针并成为治理火电行业和化工行业首要解决的问题，随后出台一序列政策加大对二氧化硫的治理。但从2009年以来，中国对氮氧化物的治理政策成为继脱硫之后的重点，特别是2009年3月份环保部发布的《2009-2010年全国污染防治工作要点》、5月份国务院发布的《装备业调整和振兴规划》以及2011年7月环保部出台的《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》，将脱硝工作摆上日程。图表SEQ图表\*ARABIC1：脱硫脱硝行业政策时间来源法规主要内容2005年5月发改委《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》通过三年的努力，建立健全火电厂烟气脱硫产业化市场监管体系；主流烟气脱硫设备的本地化率达到95%以上，烟气脱硫设备的可用率达到95%以上；建立有效的中介服务和行业自律体系。2007年5月发改委、环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》现有燃煤机组完成脱硫改造后，其上网电量在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱。对脱硫设施投运率在90%以上的电厂，将扣减脱硫设备停运时间所发电量的脱硫电价款；投运率在80%-90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款；低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。2007年5月国务院《节能减排综合性工作方案》到2010年，万元国内生产总位能耗由2005年的1.22吨标准煤下降到1吨标准煤以下，降低20%左右；单位工业增加值用水量降低30%。“十一五”期间，主要污染物排放总量减少10%，到2010年，二氧化硫排放量由2005年的2549万吨减少到2295万吨。2007年7月发改委《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》火电厂将国家出台的脱硫电价、与脱硫相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫公司，由专业化脱硫公司承担脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫任务。此次试点工作主要依托华能、大唐、华电、国电、中电投所属电力企业开展。2008年8月十一届全国人大《中华人民共和国循环经济促进法》将循环经济重大科技攻关项目的自主创新研究、应用示范和产业化发展列入国家或者省级科技发展规划和高技术产业发展规划，并安排财政性资金予以支持。2008年11月发改委紧急落实新增1000亿元中央投资工作方案支持十大重点节能工程，包括:燃煤锅炉改造等项目共229个，总投资228.2亿元，安排中央预算内投资11.6亿元。项目实施后可形成约1100万吨标准煤的节能能力。2009年3月环保部《2009-2010年全国污染防治工作要点》全面开展氮氧化物污染防治。以火电行业为重点、开展工业氮氧化物污染防治。在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂须同步建设脱硝装置，2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。研究扶持政策，捉高氮氧化物污染防治技术水平。2009年5月国务院《装备制造业振兴规划》振兴装备制造业中十大领域重点工程中包括脱硫脱硝设备，对相关设备的税收受惠也有相关说明。2009年6月环保部《火电厂氮氧化物防治技术政策》（征求意见稿）明确了我国火电厂氮氧化物防治的必要性，对相关减排技术进行了比较分析，提出了控制技术的选择原则。2009年6月环保部《火电厂烟气脱硝工程技术规范，选择性催化还原性》（征求意见稿）规定了选择性催化剂还原法火电厂烟气脱硝工程的设计、施工、安装、调试、验收和运行维护等技术要求。2009年7月环保部《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）在烟尘、二氧化硫和氮氧化物三个主要污染物的排放量限制方面，新标准均做出了更为严格的规定。2010年1月环保部火电厂氮氧化物防治技术政策控制重点是全国范围内200MW及以上燃煤发电机组和热电联产机组以及大气污染重点控制区域内的所有燃煤发电机组和热电联产机组。2010年2月环保部火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法标准规定了火电厂选择性催化还原法烟气脱硝工程的设计、施工、验收、运行和维护等应遵循的技术要求，可作为环境影响评价、工程设计与施工、项目鞠躬环境保护验收及建成后运行与管理的技术依据。2010年5月环保部、发改委等9部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量的指导意见到2015年，建立起比较完善的大气污染联防联控机制，形成区域大气环境管理的法规、标准和政策体系，使主要大气污染物排放总量显著下降，重点企业全面达标排放，建立氮氧化物排放总量控制制度。2011年1月环保部火电厂大气污染物排放标准（第二次征求意见稿）2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉执行200mg/m3，其他情况执行100mg/m3。2011年7月环境保护部、国家质检总局火电厂大气污染物排放标准脱硝标准严格执行，除W火焰炉、循环流化床锅炉以及2003年12月31日前建成的锅炉外，其他机组都将执行100mg/m3的标准，现有机组2014年7月1日起执行。资料来源：汇智联恒2、《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》2011年7月，环保部批准并公布了《火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）》，该标准自2012年1月1日起实施。其对污染物排放控制要求如下：自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行下表规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行下表规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。自2015年1月1日起，燃煤锅炉执行下表规定的汞及其化合物污染物排放限值。重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行下表规定的大气污染物特别排放限值。执行大气污染物特别排放限值的具体地域范围、实施时间，由国务院环境保护行政主管部门规定。在现有火力发电锅炉及燃气轮机组运行、建设项目竣工环保验收及其后的运行过程中，负责监管的环境保护行政主管部门，应对周围居住、教学、医疗等用途的敏感区域环境质量进行监测。建设项目的具体监控范围为环境影响评价确定的周围敏感区域；未进行过环境影响评价的现有火力发电企业，监控范围由负责监管的环境保护行政主管部门，根据企业排污的特点和规律及当地的自然、气象条件等因素，参照相关环境影响评价技术导则确定。地方政府应对本辖区环境质量负责，采取措施确保环境状况符合环境质量标准要求。不同时段建设的锅炉，若采用混合方式排放烟气，且选择的监控位置只能监测混合烟气中的大气污染物浓度，则应执行各时段限值中最严格的排放限值。（三）行业最新发展规划《装备制造业调整和振兴规划》2009年5月，国务院办公厅发布装备制造业调整和振兴规划实施细则，规划期为2009-2011年。规划的总体指导思想是要依托国家重点建设工程，大规模开展重大技术装备自主化工作；通过加大技术改造投入，增强企业自主创新能力，大幅度提高基础配套件和基础工艺水平；通过加快企业兼并重组和产品更新换代，促进产业结构优化升级，全面提升产业竞争力，努力推进装备制造业由大到强的转变。实施细则中，明确将污水污泥处理设备、脱硝脱硫设备等环保设备制造行业纳入到规划中。规划实施细则的政策措施有十条，其中第一条（发挥增值税转型政策的作用）和第六条（调整税收优惠政策）将对烟气脱硫脱硝行业构成利好，第八条（落实节能产品补贴和农机具购置补贴政）的实施，将会使发电企业安装脱硫设备的进度大大加快，从而对脱硫脱硝将产生直接的推动。行业宏观经济环境分析（一）电力行业经济环境分析1、电力工业是重要的基础产业电力工业是从事电力生产和经营的工业。它是通过消耗煤炭、石油等一次性能源和水、风等可再生能源及核能等，获取电能这一优质的二次能源，并且实现将电能供应给广大电力用户的能源转换和加工产业。由于能源是人类一切社会活动所不可缺少的重要物质，因此，电力工业同煤炭、石油等产业一样，是向国民经济、向社会提供电能这一基础物质和商品的基础产业。同其它能源形式相比，电能具有转化容易，使用方便、灵活的特点，因此，它可以广泛地应用在各种生产活动和生活中。同时，电能的经济效益非常明显。由于电力技术的不断改进和发展，电力工业在实现将一次能源转化为电能时，其转换效率正逐步提高；此外，电能向其它能源形式转换时，也具有很高的转换率。因此，广泛地使用电能，不仅能够提高生产领域的生产技术水平，而且能大幅度地提高能源使用效率，节约社会资源。此外，电能还是一种没有污染的“清洁”能源。使用电能代替其他能源，可以大大改善工作、生活环境和劳动者的劳动工作条件。尤其是近几年来，随着现代科学技术的迅速发展，计算机网络技术、办公自动化技术、自动控制技术、现代通信、电子商务活动、家庭电器以及电化教育手段等的广泛普及与应用，促使社会经济和人民生活用电日益增长，电能已成为其他能源不可代替、不断扩大应用领域和替代其他能源的能源产品，它已经广泛应用于国民经济各个行业以及社会生活各方面，成为不可缺少的社会基本必需商品。正因为如此，自电力生产产生以来，全球范围的电能使用量不断扩大，社会对电能的需求持续增长，电能在人类所使用的各种能源中所占的比重不断上升。目前，在一些发达国家，电能的使用率已占据能耗总量的30%以上，预计随着社会的发展，将提高到40%～50%。从世界能源消费变化的总趋势来看，电能最终将成为主要能源而占据诸能源之首，成为最终能源市场上的基本能源商品。电力工业是国民经济先行发展的基础产业。由于国民经济的增长需要资源的投入，而国民经济增长带来的生活水平提高，也是以资源消耗为前提的。而能源的使用是其中的重要内容。社会经济发展的实践证明，电力增长的速度超前于国民经济的增长速度，是经济发展的客观规律。由此决定了电力工业在国民经济发展中的优先地位。为了反映电力工业发展与国民经济发展之间的关系，国际上通行的方法是采用两者的平均增长速度之比，即“电力弹性系数”来说明电力增长的先行关系。它已经成为世界各国用来测算、检验电力工业发展与国民经济发展两者是否协调合理的指标。从世界各国发展的实践看，在国民经济的各个阶段，电力工业的发展速度都高于国民经济增长速度，即电力弹性系数大于1。有些国家在某些特定的发展阶段，甚至出现了电力弹性系数超过2的情况。例如美国在1920～1960年的40年间，电力弹性系数平均为2，到了60年代为2.31；英国70年代为2.29；原苏联的电力弹性系数相对较低，60年代为1.27，70年代为1.36，80年代为1.16，但均大于1。电力发展速度超前于国民经济发展速度，是国家进行宏观经济管理时需要注意的重要问题。电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是国民经济的第一基础产业，是关系国计民生的基础产业，是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。作为一种先进的生产力和基础产业，电力行业对促进国民经济的发展和社会进步起到了重要作用。与社会经济和社会发展有着十分密切的关系，它不仅是关系国家经济安全的战略大问题，而且与人们的日常生活、社会稳定密切相关。随着中国经济的发展，对电的需求量不断扩大，电力销售市场的扩大又刺激了整个电力生产的发展。中国电力工业自1882年第一座火电厂投产至1949年，发展缓慢，基础薄弱。50年代以来，经过40年的建设，中国电力工业由小到大，从沿海到内地，从城市到农村，从主要依靠国外设计、提供设备到基本立足国内，建成了火力发电、水力发电和其他新能源发电的各种发电厂。到1989年，500千瓦及以上发电厂全国总计6600座；正在兴建中的两座核电站即将投产(其中，秦山核电站于1991年12月并网发电)；建成了覆盖全国绝大部分地域的电力系统，输电线路443141公里，变电设备37138万千伏安，形成了一套比较完整和相当规模的电力工业体系1949～1988年，中国电力的年平均增长率达13.2％。1953～1957年，在恢复原有发供电设备的基础上，建设了一批新电厂，每年平均装机50万千瓦。1958～1965年，每年平均装机达150万千瓦以上。在此期间，装机容量和发电量的平均年增长率分别为17％和18％，电力工业超前于国民经济的发展，电力弹性系数达到2.0以上，保证了工农业的迅速发展。1966～1975年，电力工业未能以应有的速度发展，电力弹性系数下降到1.3以下，不能适应国民经济发展的需要，从1970年起出现缺电的局面。1978年以来，电力工业重新得到持续发展，每年平均装机容量达到450万千瓦以上。1990年，全国总计发电装机容量为1.35亿千瓦，年发电量达6105亿千瓦时。其中水力发电装机容量3458.33万千瓦，占25.6％。全国总计发电装机容量和总发电量分别由1949年占世界第21位和25位上升到1990年均列于世界第4位。1949年中国的输电线路主要是110千伏及其以下的电压等级，仅东北有1条220千伏级线路。到1989年，中国电网除已有220千伏骨干线路外，还建成了330千伏输电线路3097公里、500千伏输电线路7114公里，构成输电干线。1989年，中国第一条±500千伏直流输电线路（葛洲坝－上海，1080公里）建成投入运行，实现华中电力系统与华东电力系统互联，形成中国第一个跨大区的联合电力系统。近年来，中国国民经济的高速发展，拉动着电力工业不断向前迈进，作为国民经济的重要基础产业，中国电力工业发展的发展也进入了新的增长期。到2007年底，全国发电装机容量达到71822万千瓦，比上年净增加近1亿千瓦，增长15.15%；电网重点建设项目进展顺利，1000千伏特高压交流试验示范工程进入全面建设阶段，历时10年的三峡输变电主体工程全面建成并通过验收，标志着三峡西电东送线路全面投产。2010年全国电力投资达到7051亿元。“十一五”累计投资达到32020亿元，其中，电网投资14747亿元，电源投资17274亿元。其中，电网投资占电力投资比重为46.05%；水电、核电和风电等清洁发电投资为8507亿元，占电源投资的49.25%。2、电力工业的关联性强由于电能目前还是一种不能大规模储存的能源，因此，电力的生产、输送和消费都是通过电力网络同时完成的。因此，在电力生产的过程中，既不存在半成品，也不存在库存品。为了使电力生产、流通和消费等环节能够很好地相互衔接，电力工业需要采用大量的自动化控制技术和设备，以实现发、输、售、用各环节的相互紧密配合，比例协调统一的进行。为了确保电网自身的安全和稳定运行，保证供电的数量和质量，必须严格保持发电、输电、供电与用电之间的动态平衡，这是电力行业生产经营中区别其他行业的又一重要特征。由于电力用户的需求具有波动性，电力生产经营必须根据用户的需要，随时生产、随时输送和使用，因此，电力生产经营一方面要对电力负荷进行预测，及时应付用电量的变化，维护整个设备系统的正常运转。另一方面，还必须保留一定的备用容量，但又不能过多地保留备用生产能力，以防止资源的浪费。由于电力工业的发展依靠外延扩大再生产，而且投资巨大，因此，电力工业生产经营能力的增加，必须依靠按比例地新建发供电设备、扩大电网容量。正因为电力工业具有很强的关联性，长期以来，在各国电力工业的传统管理体制中，大都采用了垂直一体化的管理模式。通过这种管理方式，来实现发、输、供的有效协调及动态管理。3、电力工业具有很强的规模性电力工业是具有明显规模效益的产业。即电网是连接电力生产、电力输送和电力供应的基本设施。电力生产和消费必须依赖电网才能实现，即电力的生产、电力的传输、电力的供应都是通过电网来完成的。通过电网，电力从生产到消费才形成了一个有机的整体。同所有以网络为基础的产业一样，电力工业具有十分明显的规模经济特征。即在电网建设的初期，不仅建设投资大，而且由于网络规模小，其技术性能和经济效益也相对较低。随着电网规模的不断扩大，不仅能逐步降低投资，而且能逐步改善电网的技术性能，提高经济效益。各国电力工业发展的历史已经证明，不断扩大电网能获得许多优点：一是能够更好地实现各地区之间互通有无、互为备用，从而减少整个电网内的发电备用容量，节约投资；二是随着电网规模扩大，可以在不同地区间互相提供支援，增强整个电网抵抗事故的能力，提高电网运行的安全性和可靠性；三是随着电网覆盖范围的增加，可以利用时差错开不同地区的峰谷用电，压低尖峰负荷抬高电网低谷负荷，改善电网负荷率提高发供电设施的利用率；四是大电网能承受较大的冲击负荷，可以提高供电的可靠性和供电的质量。此外，大电网通过将水电、核电等其它电力生产方式连接起来，从而根据不同电力生产的特点，实行经济调度，优化电源结构、合理利用不同能源和提高经济效益。同时，大电网也为大容量、高参数的大机组的发展提供了强有力的支持。因此，发展电网是发展电力工业的重要内容。各国在电力工业发展的实践中，都十分注重大规模电网的建设，并以此为基础来决定电力工业的管理模式。由于电力工业是以网络设施为基础，而且发展大规模电网既能实现资源的优化配置，又能提高电力供应的稳定性和可靠性，改善电能质量，提高电力工业的整体效益。因此，从理论上讲，它具有明显的强自然垄断的特点。因此，在电网建设和管理上，通常是由少数几家甚至一家企业来投资经营，国际上除日本、美国等少数国家以外，多数国家的电网都是由国家投资兴建。在管理上，也都是采取了少数或独家经营方式。多年来，我国除农村小电网外，大电网也都是由国家统一投资、建设和运营的。即使在电力工业市场化改革后，这一特点也将基本保持不变。2012年我国电力市场增长趋缓，总体平衡宽松。1、电量增长先抑后扬，总体回落明显。主要呈现出四个特征：一是电量增速明显回落。根据国家能源局统计，2012年全社会用电量累计达49591亿千瓦时，同比增长5.5%，增速较上年回落6.5个百分点，自2010年以来首次出现低于GDP增速。用电占比达到73.7%的第二产业用电量同比增长3.9%，对全社会用电增长的贡献率仅为51%；而第三产业和居民用电增速分别达到11.5%和10.7%，对全社会用电增长的贡献率合计达到49%。二是电力供需平衡宽松。由于用电需求增长趋缓，全国大部分地区未出现长时间高温高湿天气，同时水电出力快速增加，电煤供应状况明显好于上年，全国电力供需总体平稳，其中华北、华东、华中电力供需平衡，西北、东北电力供应有富余，仅南方电网上半年受干旱影响电力供需形势偏紧，最大电力缺口达到653万千瓦。三是电量增长先抑后扬。2012年进入二季度，全社会用电增幅急速回落，火电机组利用小时加速下滑，一、二、三季度受经济结构调整、经济增速趋缓的影响，全社会用电增速分别为6.8%、4.3%和3.9%，呈逐季回落态势，相比2010年、2011年而言，用电量增速基本在低谷徘徊。以10月份为分界线，随着国内经济温和复苏，全社会用电量增速开始回升，重工业生产运行提速，火电发电量增加较快，10、11、12月份，当月用电增速回升到6.1%、7.6%和8.9%，四季度用电增速显著上升，拉动了全年全社会用电量同比增速企稳小幅回升。四是火电发电量低速增长，水电发电量快速增长。根据电监会统计，2012年全国发电量4.96万亿千瓦时，同比增长5.5%，增速较上年下降6.51个百分点。火电发电量自11月份开始才结束了4月份以来的持续负增长态势，全年达到3.91万亿千瓦时，同比仅增长0.3%；水电发电量8641亿千瓦时，同比增长29.3%。2、利用小时数“水火”分化，整体下滑。受电力需求总体不足的影响，2012年全国发电设备累计平均利用小时出现下滑，其中水电利用小时同比大幅增长，火电利用小时同比大幅下降。根据国家能源局统计，全年6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时4572小时，同比降低158小时，其中水电3555小时同比提高536小时，火电4965小时同比降低340小时，核电7838小时同比提高79小时，风电1893小时同比提高18小时。3、基建新增装机规模减少，火电新增容量明显下降。根据国家能源局统计，2012年全国新增装机容量8700万千瓦，同比减少3.2%，其中火电新增5100万千瓦同比减少13.4%，水电新增1900万千瓦同比增加55.1%，风电新增1537万千瓦同比减少3.9%，核电新增66万千瓦同比减少39.4%。截至2012年底，全口径发电装机容量11.44亿千瓦，其中火电8.19亿千瓦，水电2.49亿千瓦，风电6237万千瓦，核电1257万千瓦。4、电企效益出现转机。电改十年来，电力企业积极转方式、调结构，优化存量资产，降低财务成本，战略转型积蓄的发展能量和经营成果不断释放，加之受2011年底电价调增翘尾和2012年煤价大幅下降的“双重利好”影响，电力企业特别是火电企业自2008年以来的长期亏损局面得到有效遏制，经营状况明显改善，发电行业总体经营形势转折向好。估算2012年五大发电集团利润总额达到460亿元，创发电集团成立以来历史最好水平。图表SEQ图表\*ARABIC2：2012年全国电力工业统计数据一览表指标名称计算单位2012年同比增长（%）全国全社会用电量亿千瓦时495915.5第一产业亿千瓦时10130第二产业亿千瓦时366693.9轻工业亿千瓦时60834.3重工业亿千瓦时299783.8第三产业亿千瓦时569011.5城乡居民生活亿千瓦时621910.7全口径发电装机容量亿千瓦11.448.2其中:水电亿千瓦2.498.3火电亿千瓦8.196.6核电万千瓦12575.5风电万千瓦623732.76000千瓦及以上供电标准煤耗率克/千瓦时326-3全国线路损失率％6.620.1全国发电设备累计平均利用小时小时4572-158其中：水电小时3555536火电小时4965-340核电小时783879风电小时189318电源基本建设投资完成额亿元3772-3.9其中:水电亿元127731.5火电亿元1014-10.5核电亿元7781.8风电亿元615-31.8电网基本建设投资完成额亿元36930.2发电新增设备容量万千瓦8700-3.2其中：水电万千瓦190055.1火电万千瓦5100-13.4核电万千瓦66-39.4风电万千瓦1537-3.9新增220千伏及以上变电设备容量万千伏安18208-14.8新增220千伏及以上线路长度千米32251-10.9数据来源：国家统计局2013年1-9月份，全国电力供需总体平衡。全国用电市场延续2012年以来中速增长态势，9月份全社会用电量高速增长。上半年水电多发、火电发电量低速增长，但7月份以来全国水电发电量连续三个月同比负增长，大部分水电大省水电发电量负增长，为火力发电留出了市场空间，9月份全国火电发电量增速仍然超过10%；水电、火电、核电设备累计利用小时均比上年同期回落，风电发电量快速增长、设备利用小时同比明显增加。电网投资同比快速增长，电源投资微增，其中核电投资下降幅度较大。基建新增发电装机容量较上年同期增长超过三成，西南水电集中投产带动水电新增规模创同期新高；电源项目在建规模同比大幅减小。全国跨省区送电量保持平稳增长；9月份，四川水电外送、阳城送江苏、东北送华北电量增加带动全国跨区送电量同比快速增长，但南方电网“西电东送”电量连续三个月同比负增长，三峡电厂送出电量大幅下降。1-9月份，全国全社会用电量39452亿千瓦时，同比增长7.2%，增速比上年同期提高2.4个百分点。分产业看，1-9月份，第一产业用电量776亿千瓦时，同比增长0.1%，占全社会用电量的比重为2.0%；第二产业用电量28689亿千瓦时，同比增长6.5%，占全社会用电量的比重为72.7%，对全社会用电量增长的贡献率为66.1%；第三产业用电量4758亿千瓦时，同比增长10.9%，占全社会用电量的比重为12.1%，对全社会用电量增长的贡献率为17.7%；城乡居民生活用电量5230亿千瓦时，同比增长8.9%，增速比上年同期低2.7个百分点，占全社会用电量的比重为13.3%，对全社会用电量增长的贡献率为16.2%。分地区看，1-9月份，全社会用电量增速高于全国平均水平（7.2%）的省份有13个，其中增速高于10%的省份为：新疆（32.1%）、青海（12.6%）、重庆（12.6%）、安徽（12.5%）和云南（11.5%）；全社会用电量增速最低的三个省份分别为黑龙江（1.8%）、吉林（2.4%）和山西（3.0%）。1-9月份，全国工业用电量28198亿千瓦时，同比增长6.4%，增速比上年同期提高3.5个百分点；占全社会用电量的比重为71.5%，对全社会用电量增长的贡献率为64.4%。其中，轻、重工业用电量分别为4816亿千瓦时和23382亿千瓦时，同比分别增长6.7%和6.4%，增速分别比上年同期提高2.3个和3.8个百分点。1-9月份，全国制造业用电量20917亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期提高3.7个百分点。9月份，全国制造业用电量2410亿千瓦时，同比增长7.8%，增速比上月下降2.1个百分点；全国制造业日均用电量80亿千瓦时/天，比上月减少2.0亿千瓦时/天，已经连续四个月超过80亿千瓦时/天。1-9月份，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计12180亿千瓦时，同比增长5.1%；合计用电量占全社会用电量的比重为30.9%，对全社会用电量增长的贡献率为22.5%。其中，化工行业用电量2933亿千瓦时，同比增长4.9%；建材行业用电量2276亿千瓦时，同比增长4.8%；黑色金属冶炼行业用电量4027亿千瓦时，同比增长5.6%；有色金属冶炼行业2944亿千瓦时，同比增长5.0%。建材和钢铁行业用电增速分别比上年同期提高5.0和10.9个百分点，化工和有色行业用电增速回落1.5个和1.3个百分点。根据国家统计局统计，1-9月份，全国规模以上电厂发电量38688亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年同期提高3.2个百分点。其中9月份发电量4310亿千瓦时，同比增长8.2％，增速比上月降低5.2个百分点。1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量5843亿千瓦时，同比增长4.0％，增速比上年同期降低20.3个百分点。其中，9月份水电发电量783亿千瓦时，同比降低5.7％，增速比上年同期降低58.0个百分点；分省来看，在水电装机较多（超过1000万千瓦）的7个省份中，仅有四川（9.6％）、云南（23.1％）和湖南（1.9％）实现正增长，降幅较大的是贵州（－45.0％）、湖北（-25.1%）、广西（－25.1%）和青海（-20.8%）；水电发电量最多的三个省分别为四川（178亿千瓦时）、云南（165亿千瓦时）和湖北（122亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的59.4％。1-9月份，全国规模以上电厂火电发电量31116亿千瓦时，同比增长6.5％；9月份，火电发电量3324亿千瓦时，同比增长11.0％，增速比上月降低8.2个百分点，环比下降15.9%。分省来看，火电发电量增速超过25%的省份有新疆（57.9%）、湖北（46.2%）、青海（44.8%）、江西（28.8%）、陕西（26.2%）；上海（-0.6%）、北京（-3.3%）、甘肃（-9.3%）、黑龙江（-9.5%）、吉林（-11.5%）的火电发电量出现负增长。1-9月份，全国核电发电量803亿千瓦时，同比增长11.7%。6000千瓦及以上风电厂发电量993亿千瓦时，同比增长40.6%；其中，内蒙古风电发电量268亿千瓦时，占全区发电量的比重达到10.7%。1-9月份，全国发电设备累计平均利用小时3385小时，比上年同期降低55小时，降幅与1-8月份基本持平。分类型看，1-9月份，全国水电设备平均利用小时2638小时，比上年同期降低150小时；在水电装机容量最大的7个省份中，四川同比增加317小时，湖南、青海、云南、广西、湖北、贵州分别降低138小时、149小时、163小时、215小时、457小时和747小时。全国火电设备平均利用小时3703小时，比上年同期降低6小时（1-8月份为降低18小时）；在火电装机容量超过3000万千瓦的10个火电大省中，除浙江、山东利用小时提高175、34小时外，其他省份均比同期有所下降。全国核电设备平均利用小时5796小时，比上年同期降低12小时。全国风电设备平均利用小时1522小时，比上年同期增加138小时；分省来看，风电设备利用小时较高（超过1900小时）的省份有青海（2171小时）、新疆（2101小时）、重庆（2061小时）；在风电装机超过200万千瓦的省份中，除河北、江苏外，其他省份利用小时均有所上升。1-9月份，全国跨区送电完成1803亿千瓦时，同比增长15.9%。其中，华北送华中（特高压）72亿千瓦时，同比下降0.7%；华北送华东129亿千瓦时，同比下降5.6%；东北送华北124亿千瓦时，同比增长67.0%；华中送华东657亿千瓦时，同比增长58.1%，华中送南方183亿千瓦时，同比下降11.8%；西北送华北和华中合计329亿千瓦时，同比下降8.8%；三峡电厂送出电量675亿千瓦时，同比下降12.3%。1-9月份，全国各省送出电量合计5773亿千瓦时，同比增长6.4%。南方电网西电东送电量945亿千瓦时，同比增长1.5%。其中，送广东875亿千瓦时，同比增长3.1%；送广西71亿千瓦时，同比下降14.7%。1-9月份，全国基建新增发电生产能力5457万千瓦，比上年同期多投产1319万千瓦；其中，水电1866万千瓦、核电221万千瓦、风电647万千瓦、太阳能发电321万千瓦，分别比上年同期多投产929万千瓦、221万千瓦、59万千瓦和290万千瓦；火电新投2402万千瓦，比去年同期少投180万千瓦。9月份，新投产重点电源项目主要有：华能糯扎渡水电站1台36万千瓦机组、三峡溪洛渡水电站2台70万千瓦机组、中电投山西神头电厂和大唐淮北虎山电厂各一台60万千瓦级“上大压小”机组。分省来看，1-9月份，新投产电源项目主要集中在以下省份：云南（1119万千瓦，其中水电1074万千瓦）、江苏（536万千瓦，其中火电511万千瓦）、四川（516万千瓦，其中水电417万千瓦），三省合计新增容量占全国新增容量的39.8%，其他省份新增容量均少于400万千瓦。1-9月份，电网建设新增220千伏及以上变电设备容量14839万千伏安，线路长度26202千米，分别比上年同期多投产1283万千伏安和4191千米；新增特高压直流±800千伏糯扎渡送出工程输电能力125万千瓦，输电线路长度1434千米。图表SEQ图表\*ARABIC3：2013年1-9月全国电力工业统计数据一览表指标名称计算单位1-9月同比增长（%）全国发电量亿千瓦时386886.8其中:水电亿千瓦时58434火电亿千瓦时311166.5核电亿千瓦时80311.7全国全社会用电量亿千瓦时394527.2其中:第一产业用电量亿千瓦时7760.1第二产业用电量亿千瓦时286896.5其中:工业用电量亿千瓦时281986.4其中:轻工业用电量亿千瓦时48166.7重工业用电量亿千瓦时233826.4第三产业用电量亿千瓦时475810.9城乡居民生活用电量亿千瓦时52308.96000千瓦及以上电厂发电设备容量万千瓦1163089.5其中:水电万千瓦2307912.4火电万千瓦842407.2核电万千瓦146116.7全国供电煤耗率克/千瓦时321-3全国线路损失率％6.250.1全国供热量万百万千焦2004292.9全国供热耗用原煤万吨118200.5全国供电量亿千瓦时2222314.7全国售电量亿千瓦时129511.2全国线损电量亿千瓦时22416.3全国发电设备累计平均利用小时小时3385-55其中：水电小时2638-150火电小时3703-6全国发电累计厂用电率%5.3-0.07其中：水电%0.4-0.02火电%6-0.16电源工程投资完成亿元2386其中:水电亿元917火电亿元632核电亿元409电网基本建设工程投资完成亿元2545发电新增设备容量万千瓦5457其中：水电万千瓦1867火电万千瓦2402核电万千瓦221新增220千伏及以上变电设备容量万千伏安14839新增220千伏及以上线路长度千米26202数据来源：国家统计局4、电力工业是技术和资金密集型行业电力企业是明显的技术密集型企业和资金密集型企业。这首先是因为电力生产、传输、消费的同时性和电能无法储存性，为了确保电力的生产、输送和消费的平衡与稳定，必须采用大量的自动化技术设备。其次，电力生产与消费依赖于分布广泛的电网传输系统和供电网络，这些网络设备的建设、维护和运营也需要大量的技术设备和投资；再次，电力工业属于外延扩大型行业，即企业的生产能力由设备的容量所决定，企业要想扩大生产能力就必须投资增加装机容量。所有这一切，都使得电力设施的建设，电力生产的运行，电力设备的维护等需要采用大量的高新技术，都要有大量的资金支持。这也使电力工业成为基础产业中，需要投资最大，资金占用比率最高的行业之一。由于电力设备专用性强，资金占用量大，因此，电力市场的进入和退出是十分困难的，即进入和退出都有很强的“壁垒”。而在电力工业内部一旦出现过度竞争，其竞争所产生的分化现象，也会导致大量“沉淀资本”的出现，这不仅会给电力工业带来不利影响，同时也会影响社会资源的优化配置。因此，这也导致了长期以来各国对电力工业竞争的限制。5、中国电网建设发展的趋势与前景规划未来中国经济增速趋缓，预计2014年GDP增速为7.5%左右，全社会用电量增速为7%左右。结合用电量增速及国家政策等情况，预计2014年国家电网投资增速将比13年加大，特别是配网等方面将加大投入。预计2014年配网(110kV及以下)的投资将超过1500亿元。配电自动化2013年投资在30-40亿元左右，预计在两网的加大投入下，2014、2015年配电自动化的投资将分别为100亿元左右、150-200亿元，配电自动化将迎来一轮高的景气周期。预计2014年特高压项目总量在千亿左右规模(分两年左右建设投资)，预计将拉动平高电气、许继电气等公司的业绩。城镇化的发展将使行业保持一定增速，行业内部存在集中度提升、中低端向中高端升级的趋势。高压变频行业价格战结束，未来将受益于节能减排。低压变频行业几乎无增速，但行业内国产产品正逐步替代进口产品，特别是通用型市场。在国家推出的多项政策的刺激下，多晶硅价格企稳，上游、电站仍是首选。建设坚强智能电网要求设备具有数字化、信息化和在线检测等功能，“十二五”期间，配合坚强智能电网的发展，电气成套设备的智能化发展将成为重点。近年来，随着计算机技术、数据处理技术、信息传感器技术、通信和数据存储技术、电力电子技术等的发展及各学科间的融合，电气成套设备的智能化逐步成为行业发展的一个重要趋势。智能化成套设备使整个输配电系统的保护、控制、监控、测量等集中起来，实现配电网络自动化，为广域监测和诊断系统奠定了基础，确保电力系统的安全、可靠、经济运行。配电网智能化更新改造，极大地增加了电气成套设备智能化升级改造。目前在国内各级电网中，配电网的基础设施建设最为薄弱。由于配电网投资不足，设备老化和技术性能低劣、高耗能设备多、电能损耗率高，一般地区配电网损耗在l5%-20%，个别地区达到30%，造成能源大量浪费和环境污染。针对上述情况，国家专门出台部分政策予以引导。目前，该项政策还主要集中于农村电网改造领域，要求“十二五”期间，新一轮农网改造升级工程是“智能化的升级”，重点开展新能源分散接入、配电自动化等试点建设。“智能电网建设也带来了巨大的市场商机。”“十二五”期间，国家电网公司智能化建设将投资2860亿元。2012年建设17个智能电网综合示范工程，163座充换电站和910台交流充电桩，智能变电站1329座，改造132座，建设26万户电力光纤到户，在26个省级公司推广配电自动化系统建设，建设8个省级智能电网调度技术支持系统，推广应用3700万只智能电能表。南方电网公司也将推动智能电网建设作为公司发展的重中之重。由此而带来的技术进步、设备升级等必将进一步推动我国智能电网相关领域的快速发展。近年来，中国电力设备企业加强对外合作，国外买家对中国制造也越来越感兴趣。中电联国际合作部有关负责人在接受媒体采访时表示，我国电力企业对外合作步伐明显加快，根据数据统计，受全球金融危机影响，现在欧美经济形势仍然不明朗，买家相对较审慎，但新兴市场如印度、俄罗斯和东南亚地区，对电力产品需求仍然旺盛。近年来中国的电力企业在多个国家和地区承接了许多海外项目，直接拉动了电力装备的输出，同时，中国的电力装备可靠、稳定，且在价格上有较大优势，整体形成了其在国际市场上的竞争力，中国电力设备企业‘走出去’的形势良好。6、电力工业“十二五”发展思路及目标：一、 未来我国电力工业需求预测考虑国民经济及其发展阶段、经济结构和经济布局调整、一次能源需求、重点行业发展、居民生活用电、需求侧管理与节能等影响因素，采用多种电力需求预测方法，经综合分析，预计，2010年全国全社会用电量将达到4.19万亿千瓦时、“十一五”期间年均增长11%，最大负荷达到6.58亿千瓦、“十一五”期间年均增长11.2%。2015年全社会用电量将达到5.99～6.57万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长7.5～9.5%，基准方案推荐为6.27万亿千瓦时、年均增长8.5%；最大负荷达到9.94～10.90亿千瓦、“十二五”期间年均增长8.6～10.6%，基准方案推荐为10.4亿千瓦、年均增长9.6%。2020年全社会用电量将达到7.85～8.56万亿千瓦时，“十三五”期间年均增长4.6～6.4%，基准方案推荐为8.20万亿千瓦时、年均增长5.5%；最大负荷达到13.17～14.36亿千瓦，“十三五”年均增速为4.8～6.7%，基准方案推荐为13.77亿千瓦，年均增长5.8%。电力弹性系数“十二五”期间为0.99，“十三五”为0.80左右。西部地区电力需求增速高于东部地区。2015年规划目标全国发电装机容量达到14.37亿千瓦左右，年均增长8.5%，其中，水电2.84亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.33亿千瓦，核电4300万千瓦，气电3000万千瓦，风电1亿千瓦，太阳能发电200万千瓦，生物质能发电及其他300万千瓦。全国110千伏及以上线路达到133万公里，变电容量56亿千伏安。非化石能源发电装机总规模将达到4.74亿千瓦，占总装机的比重为33％，比2010年提高6.3个百分点；非化石能源发电量1.52万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为24.1%，比2010年提高3个百分点左右；非化石能源发电可替代化石能源5亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到11.9%左右。2020年规划目标全国发电装机容量达到18.85亿千瓦左右，年均增长5.6%。其中，水电3.3亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.6亿千瓦，核电9000万千瓦，气电4000万千瓦，风电1.8亿千瓦，太阳能发电2000万千瓦，生物质、潮汐、地热等500万千瓦。全国110千伏及以上线路达到176万公里，变电容量79亿千伏安。非化石能源发电装机总规模将达到6.85亿千瓦，占总装机的比重为36.3％，比2015年提高3.3个百分点；非化石能源发电量2.2万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为26.9%，比2015年提高2.8个百分点左右；非化石能源发电可替代化石能源7亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到14.1%左右。综合考虑各种影响我国中长期电力需求的因素，体现一定包容性，给出我国中长期电力需求增速的高、中、低推荐方案。图表SEQ图表\*ARABIC4：我国中长期电力需求增速单位：亿千瓦时2010（实绩）2020203020402050高方案419998000011500013500015000012.0%6.7%3.7%1.6%1.1%中方案419997500010500020000113100012.0%6.0%3.4%1.3%0.9%低方案41999700009500010700011600012.0%5.2%3.1%1.2%0.8%信息来源：国家能源局根据预测，2020年以前，我国仍然处于工业化高级阶段向初级发达经济阶段转型的过程中，电力需求将继续保持较快速度增长，年均增速不会低于6%，到2020年全国需电量将达到7-8万亿千瓦时左右；2021-2030年，我国将从发达经济阶段的初级阶段向高级阶段过渡，电力需求年均增速将放缓到3.5%左右，到2030年全国需电量将达到10-11万亿千瓦时左右；2031-2050年，我国经济社会将处于高级发达经济阶段，我国步入中等发达国家行列，电力需求年均增速进一步放缓至1.0%左右，到2050年全国需电量将达到12-15万亿千瓦时。（二）电力环保行业宏观经济环境分析1、GDP增长情况2013年，面对极为错综复杂的国内外形势，党中央、国务院团结带领全国各族人民，深入贯彻落实党的十八大精神，坚持稳中求进的工作总基调，坚定不移推进改革开放，科学创新宏观调控方式，国民经济呈现稳中有进，稳中向好的发展态势。初步核算，全年国内生产总值568845亿元，按可比价格计算，比上年增长7.7%。分季度看，一季度同比增长7.7%，二季度增长7.5%，三季度增长7.8%，四季度增长7.7%。分产业看，第一产业增加值56957亿元，增长4.0%；第二产业增加值249684亿元，增长7.8%；第三产业增加值262204亿元，增长8.3%。从环比看，四季度国