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_电气设备:政策或引导脱硝进入快车道

2017-11-18 16:26

“十二五”期间,我国环保投资将达到3.1万亿元,未来5年环保行业复合增长率有望达到15%-20%,环保产值到2015年有望达到GDP的7%-8%,环保行业未来将进入快速发展期。

 脱硝政策或将陆续出台

氮氧化物的治理亟待重视。1995-2005年,我国NOx排放量年增长率在6%以上。2008年,氮氧化物排放量为1624.5万吨,比上年减少1.2%。其中,工业氮氧化物排放量为1250.5万吨,比上年减少0.9%,占全国氮氧化物排放量的77.0%。

火电行业氮氧化物排放严重。2008年电力、热力的生产和供应业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业占统计行业氮氧化物排放量的81.4%,其中电力业占64.8%。根据国内火力发电行业未来增容和燃煤增量需求的预测,预计“十二五”期间国内火力发电行业氮氧化物排放量将由2010年的1050万吨增至2015年的1200万吨左右,氮氧化物排放对大气环境造成的污染问题将日渐突出。

如果不对氮氧化物的排放进行控制,我国“十一五”期间削减二氧化硫10%的努力,将因氮氧化物排放的显著上升而全抵消。我们认为,脱硝将强制纳入“十二五”环保考核体系,并首先在电力行业开展。我国对氮氧化物排放的治理尚处于起步阶段。虽然对火电厂NOx污染的控制提出了初步要求,但相关的政策标准过于原则。从近期国家一系列的政策行为看,脱硝将成为脱硫之后污染治理的又一重点。

2008年底《大气污染防治法(修订草案)》开始起草,其中将氮氧化物作为二氧化硫治理取得重大成果之后的重要治理领域。2009年3月环保部在《2009-2010年全国污染防治工作要点》中指出,全面开展氮氧化物污染治理。2009年5月,国务院发布的装备业振兴规划提出将脱硫脱硝作为十大重点依托工程之一,进行技术升级和产业扶持。2009年7月,国家环保部发布《火电厂大气污染排放标准》,规定2010年开始,新建、扩建和改建火电厂建设项目氮氧化物排放浓度重点地区不高于200mg/m3,其他地区不高于400mg/m3,到2015年所有火电厂将执行这个标准。

除火电行业外,水泥行业也出台了相应的氮氧化物控制标准。2010年11月25日,工信部印发了关于水泥工业节能减排的指导意见,提出了具体的量化目标:到“十二五”末,氮氧化物在2009年基础上降低25%,二氧化碳排放强度进一步下降。

火电行业脱硝补贴政策有望出台。由于火电企业加装脱硫设施经验收后,在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策,使得火电企业脱硫积极性大为提升。为了在火电领域大力开展脱硝,我们认为,火电脱硝的补贴政策的出台势在必行。

 看好低氮燃烧技术前景

降低燃煤电厂氮氧化物排放的主要途径可分为低氮燃烧技术和烟气脱硝技术两种。低氮燃烧技术前景看好。根据《火电厂氮氧化物防治技术政策》,将倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝控制技术相结合的综合防治措施,以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术;当采用低氮燃烧技术后,氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量要求时,应建设烟气脱硝设施。

由于传统低氮燃烧技术存在降低NOx排放浓度和保证燃烧效率的矛盾,难以使氮氧化物排放浓度降至200mg/m3以下,因此可选的主要技术将是SCR+等离子体低NOx燃烧技术。等离子体低氮燃烧技术,是在煤粉锅炉等离子体点火及稳燃技术基础上发展起来的一种全新概念的低氮燃烧技术。利用温度很高的等离子体在燃烧器内直接点燃煤粉,可以节约大量的锅炉启停及稳燃用油。

与烟气脱硝技术相比,这项技术具有初始投资少,运行费用低等优点。从基建投资看,SCR约是等离子体低NOx燃烧技术的两倍,从运行成本上看,SCR约是等离子体低 NOx 燃烧技术的20倍。另外,等离子体低NOx燃烧技术还具有无油点火起停,不结焦、结渣等综合优势。

根据《火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)标准规定以及中电联《2008年电力工业统计资料汇编》,仅以重点地区为例,截至2008年底就有2187台存量机组需要在2015年1月1日前完成低氮改造,为达到2015年前完成改造的目标,平均每年需要改造360台左右。

 烟气脱硝市场空间巨大

截至2008年底,国内约90多家电厂的近200台总装机容量为1.05亿KW的机组已经通过环评,其中已建、在建或拟建的火电厂烟气脱硝项目达到5745万KW装机容量。

根据国家要求,目前已建和新建火电机组要逐渐把脱硝系统列入建设规划。从现阶段国内火力发电行业新建发电机组的规模来看,至2010年,国内火力发电行业至少约有2亿千瓦的装机容量需要建设烟气脱硝设施。加上“十二五”期间新增火电机组,假设未来5年新增火电机组装机容量2.63亿千瓦(按照中电联的预计)全部需要脱硝,那么“十二五”期间有将近4.63亿千瓦的火电机组脱硝需求。

根据国外烟气脱硝设施造价情况,按照国内烟气脱硝设施单位平均造价约200元/千瓦估算(假设单位造价不断下降),预计至“十一五”末,国内火力发电行业存量发电机组装机容量带来的烟气脱硝市场潜在需求将达到约400亿元。考虑到“十二五”期间新增火力发电机组装机容量的情况下,2010-2015年国内火力发电行业新增烟气脱硝市场需求将达到463亿元。

从烟气脱硝技术来看,国内从事脱硝工程的公司大部分从脱硫业务转化过来(如国电龙源、龙净环保、清华同方、大唐环境等),也有一部分锅炉厂(如东方锅炉、哈锅)也从事脱硝业务,还有少数合资企业(北京巴威、上海电气石川岛)。从技术路线上看,国内脱硝企业都是通过引进国外SCR脱硝技术,主要有德国鲁奇、BHK、三菱重工、意大利TKC和丹麦的Topsoe。在引进消化基础上,部分公司进行创新(如苏源环保研发出OI2-SCR),有利于降低脱硝装置成本的降低,提高竞争力。

 脱硝催化剂存在进口替代需求

催化剂是SCR系统的重要组成部分,它的性能直接影响到SCR系统的整体脱硝效果,催化剂的生产制备占SCR系统初期建设成本的20%以上。目前国际上主要的催化剂生产厂家有日本的Babcock-Hitachi公司、日本三菱重工、德国ARGILLOM公司、美国Corning公司、丹麦Topsoe公司等。日本是生产SCR催化剂最早的公司,美国康宁公司于1989年引进日本三菱重工技术。国内多家企业开始涉足火电厂SCR脱硝催化剂的生产,例如江苏龙源、福建大拇指、东方凯瑞特、浙江瑞基、中电投远达环保、河北晶锐瓷业、中天环保。

截止到2009年底,我国火电装机容量为6.57亿千瓦,已安装脱硝装置的约6100万千瓦,使用各类催化剂约6.1万m3,约有6.01亿千瓦未安装脱硝装置。假设到2015年火电装机容量达到9.63亿千瓦,所需的脱硝催化剂总量为86万m3,年均需求14.3万m3。由于脱硫催化剂是火力发电厂生产过程中的易耗品,使用周期仅为16000-24000小时,因此2-3年必须更换,还存在较大的更换需求。

我们认为,具备先发优势的脱硝催化剂的企业将充分享受火电脱硝对催化剂的巨大需求。“十一五”末,国内火力发电行业存量发电机组装机容量带来的烟气脱硝市场潜在需求将达到约400亿元,“十二五”期间新增火力发电机组烟气脱硝市场需求将达到463亿元。“十二五”电力行业烟气脱硝的相关政策将引导脱销市场的开启。因此,首先是具有电力行业背景的脱硝公司获得优势,另外具备脱硝工程经验的企业也将获得先发优势。

从国内烟气脱硝示范项目来看,华电环保(华电集团)、国华荏原(国华能源)、中电投远达环保(中电投集团)、清华同方、国电龙源环保(国电电力)、天地环保、苏源环保、上海电气、东锅、哈锅等企业将受益。

到2015年火电装机容量达到9.63亿千瓦,所需的脱硝催化剂总量为86万m3,年均需求14.3万m3,另外脱销催化剂2-3年必须更换,还存在较大的更换需求。江苏龙源、福建大拇指、东方凯瑞特、浙江瑞基、中电投远达环保、河北晶锐瓷业、中天环保等企业涉足脱硝催化剂的生产,但产能远不能满足国内的需求。

总的来看,二氧化硫和氮氧化物的治理已经刻不容缓。我们认为,“十二五”期间,政策也将频出,脱硫脱销企业将面临较高的景气度。因此,我们给予2011年环保行业“强于大市”评级,建议重点关注龙净环保、九龙电力和龙源技术。

风险提示:脱硫竞争加剧,脱硝政策不确定性,环保行业估值过高的风险。

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发布时间:2017-11-18 16:26

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