火电厂排污新标准即将出台高达千亿元的市场机会能否抓住？

四大问题羁绊脱硝产业

脱硝准备好了吗?

在大干快上的背景下，承担脱硝工程建设的企业一味赶工期，根本没有时间对技术进行消化、提高、再创新，企业缺少成长周期

既要在合理半径内满足电厂脱硝装置运行对于还原剂的需求，同时也必须谨防大量小化工企业因市场需求而死灰复燃

标准和政策的一致性如何保证?环境标准之间、产业政策之间、国家标准和地方标准之间的一致性如何保证

脱硝产业实行排污权交易，将会通过竞争提升企业以及社会各方面的效率，实现资源优化配置

图为上海外高桥第三发电有限责任公司工作人员在监测设备运行情况 CFP供图

对于火电行业来说，即将到来的5月或许将是一个难忘的月份。业内人士预测，《火电厂大气污染物排放标准》新一轮修订已经完成第二轮意见征求工作，出台步伐加快。5月是火电厂确定大修计划的时间，因此这也是《火电厂大气污染物排放标准》出台的一个时间预期点。

火电厂排污新标准即将出台，脱硝行业如何笑纳千亿市场?如何给脱硝产业一个合理的成长周期?如何摆脱脱硝催化剂依赖进口的现状?诸多问题成为脱硝行业健康成长的“瓶颈”。

问题一

脱硝技术储备不足

不能只顾大干快上，要汲取脱硫的教训

据测算，若对新建和2004年~2011年底期间通过环评审批的现有燃煤火力发电锅炉全部实施烟气脱硝，对2003年底前建成的火电机组部分实施烟气脱硝，则新标准实施后，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年需运行费用612亿元/年。到2020年，需要新增烟气脱硝容量10.66亿千瓦，共需脱硝投资2328亿元，2020年需运行费用800亿元/年。因此，2011年和2012年将是脱硝行业迎来爆发性增长的整体性机会。

爆发性增长给脱硝行业带来利好的同时，背后的隐忧同样发人深省。中国电力企业联合会环资部副主任潘荔在接受记者采访时介绍说，“十二五”期间，电力企业大规模建设脱硝装置，同样会面临类似电力脱硫过程中的一系列问题。在大干快上的背景下，脱硝技术引进再创新的周期如何保障?在采访中，业内人士一致表达出这样一个相同的看法:“十二五”脱硝装置建设必须要充分汲取“十一五”脱硫设施建设的经验和教训。工程建设质量的好坏与环境效益有直接联系，工程在重建和改造过程中，使用的钢材、水泥等在其生产周期中的污染问题都要被考虑在内。

目前，火电厂应用的脱硝手段有3种:低氮燃烧脱硝、选择性催化还原法(SCR)脱硝和选择性非催化还原法(SNCR)脱硝。低氮燃烧脱硝是在燃烧过程中控制氮氧化物的产生，也称前端脱硝;SCR和SNCR是对燃烧锅炉排放的尾气进行脱硝，净化尾气中的氮氧化物，也称后端脱硝。国内的脱硝机组70%采用了SCR尾气脱硝技术，低氮燃烧脱硝目前在300MW以上新建机组都有应用，但由于脱除效率低，需要跟SCR系统联合使用;SNCR脱硝效率较低，对温度窗口要求严格，更适合老机组改造，目前国内应用案例不多。专家预计，国内未来的脱硝可能以低氮燃烧技术和SCR为主。

根据中电联统计，截至2009年底，全国已经投运的烟气脱硝机组容量接近5000万千瓦，约占煤电机组装机容量的8%。已经投运的烟气脱硝机组以新机组为主，且95%以上的机组采用了SCR技术。

我国火电厂烟气脱硝装置于20世纪90年代引进日本技术在福建后石电厂的600MW机组上率先建成。2006年8月，意大利TKC公司正式将这一技术转让给中电投远达公司。2008年年初，中电投远达的脱硝示范工程——国内首台单机百万千瓦机组上海外高桥第三发电有限责任公司燃煤机组脱硝工程投产。与中电投远达买断外国技术不同，龙净环保采取的是与丹麦托普索公司进行技术合作的方式，成为国内首批掌握脱硝技术的环保企业之一。目前在国内发电机组上应用的烟气脱硝技术除个别企业自行开发了具有自主知识产权的核心技术外，绝大多数企业采用的烟气脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段。

对此，潘荔认为，在大干快上的背景下，承担脱硝工程建设的企业一味地赶工期，根本没有时间回顾工程，将引进的技术进行消化、提高、再创新，企业缺少成长周期，这对于整个产业发展是不利的。

目前，我国已有10多家环保工程公司分别引进了美国B&W公司和燃料技术公司、德国鲁奇和FBE公司、日本三菱和日立公司、意大利TKC公司、丹麦托普索公司的烟气脱硝技术。其中，国内企业除浙江能源采用SNCR脱硝技术之外，其余均采用SCR脱硝技术。

拥有知识产权才不致于受制于人，脱硝技术的重复引进不仅给国家造成一定的损失，也加剧了脱硝市场无序竞争的局面，同样不利于资源的优化配置。

问题二

SCR脱硝催化剂造价昂贵

进口催化剂占领了市场

据了解，SCR脱硝催化剂的组成、结构、寿命等直接决定烟气脱硝系统的效率，是SCR脱硝系统中最关键的环节。催化剂是烟气脱硝的核心物质，其质量的优劣将直接决定烟气脱硝率的高低。长期以来，技术和工艺都属上乘的进口催化剂占领了国内市场。

由于缺乏SCR催化剂的自主技术，国内催化剂企业只能选择与外资合作，脱硝催化剂的制造成本一直居高不下。催化剂的价格昂贵，每立方米的标价约为5万元，一台60万千瓦燃煤机组需要600立方米左右的催化剂，约占整个脱硝工程造价的40%。此外，催化剂的使用寿命较短，一般3年左右就需要更换，更换后催化剂的再生技术尚需探索，一台60万千瓦机组每年更换催化剂的费用高达1000万元。

由于我国多数企业都采用SCR技术，催化剂就成为未来发展的关键，但目前这一技术尚未实现国产化，中电投远达在上海外高桥项目中所使用的催化剂均是购自国外。

当下，市场的爆发将给脱硝还原剂氨、尿素、合成氨的生产企业带来巨大的新增容量。对此，潘荔指出，既要在合理半径内满足电厂脱硝装置运行对于还原剂的需求，同时也必须谨防大量小化工企业因市场需求而死灰复燃。

在采访中，业内专家对此也表示了担忧，SCR脱硝最主要的部分是催化剂，国内催化剂目前尚难自产，纳米级钛白粉作为SCR脱硝催化剂的载体，占催化剂粉体的80%~90%，占总成本的40~50%。目前，全球只有日本、欧洲的少数厂家可以生产纳米级钛白粉。随着国内更严格的火电厂大气污染物排放标准正式出台，脱硝市场将呈现爆发式增长，从而带动整个钛白粉市场的需求。

钛白粉按照原料和技术路线不同分为氯化法和硫酸法，但直接使用钛铁矿作为原料的硫酸法技术对环境污染较严重。在强大市场需求的背后，大量小钛白粉企业可能依电厂而生存，相关部门必须加强环境监管。

问题三

技术规范体系缺乏协调性

如果缺乏系统考虑，容易造成混乱

火电烟气脱硫产业经过近10年的发展，已初步形成了相关的技术规范体系。在采访中，业内专家指出，目前，我国火电厂烟气脱硝产业刚刚起步，有关技术标准和规范正在制订，但也存在一些问题。

首先是根据不同技术引进方采用不同的国外标准建设，使得目前SCR工程的设计、设备、调试、验收都以环保公司的标准为依据;其次是国家有关部门在制订技术标准或规范时，没有一个统一的体系。从领域看，脱硝产业涉及环保、电力、机械、化工、建筑等行业;从过程看，涉及设计、建设、调试、运行等各个环节，而且与除尘、脱硫紧密联系。如果缺乏系统考虑，难以使标准协调一致，从而容易造成混乱，阻碍火电厂脱硝产业的健康发展。

“标准和政策的一致性如何保证?环境标准之间的一致性、产业政策之间的一致性、国家标准和地方标准的一致性、要求和目标的一致性又如何保证?”业内专家对于脱硝产业的发展提出了一系列尚待解决的问题。

问题四

脱硝成本由谁来买单?

排污权交易市场还很初级

由于烟气脱硝工程投资巨大，高额成本单靠企业自身无法承受。专家建议，要综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，排污权交易也是其中的选择之一。

在采访中，一些专家表示，脱硝产业实行排污权交易将会通过竞争提升企业以及社会各方面的效率，实现资源优化配置。市场主体获得了选择权，可以根据自身生产情况以及经济实力选择不同的污染治理方式，提高经济效益，带动市场交易活动，加快脱硝市场的建立，促进脱硝产业的发展，提升脱硝效率。

但是，目前我国的排污权交易还存在一些问题。我国排污权交易市场的运行状况并没有达到预期目标，只有少数地区、少数品种的交易情况较好，整体仍处于探索阶段，远没有达到实现环境保护的最终目的。

由于我国排污权市场环境容量缺乏准确性，所以基础数据的缺失以及市场机制的建立缺乏科学的测算与评价。同时，排污权分配不清晰，现阶段政府作为初始分配人，在整个排污权交易中已经纳入经济利益的考量，地域因素、资源配置等一系列不可量化因素都直接影响到后续市场的博弈。

自4月10日起，煤电价格严重倒挂的山西、河南等全国16个省(区、市)的上网电价被上调，以缓解因煤价大幅上涨造成的燃煤发电企业大面积亏损的问题。不过，据报道，此次调价仅上调亏损火电企业的上网电价，终端销售电价没有联动，增加成本由电网企业承担。

这些地区此次上网电价平均上调约1.2分/度。据测算，这样的调整将缓解电厂到厂标煤单价上涨36元/吨的成本压力，电厂亏损将缩小，但年内大部分电厂仍将面临微利或者部分亏损的局面。对于背负巨大环保压力的火电企业而言，他们更希望脱硝的环境保护成本能传导到电价中去，使电力成本真正体现资源和环境成本。

中投顾问环保行业研究员侯宇轩建议，“首先需要明确氮氧化物的环境容量并确定市场容量，对目前的脱硝行业进行基础数据的收集与环境评价，通过市场评价确定氮氧化物的交易价格;其次，建立完善的市场分配体系与交易方式，或通过第三方确定合适的交易模式，制定完善的交易规则，确定监管范围以及措施，其中重要的一点就是必须充分布置环境监测系统用于量化污染物;再次，需要多方参与协调，需要政府调动大量的人力、物力支持与推动交易环境的建立。”