报告｜我国脱硫脱硝行业2016年发展综述

1.2.3水泥行业脱硫脱硝产业发展现状

根据国家发展改革委员会经济运行调节局子站数据，2016年，全国水泥产量240,295万吨，同比增长2.5%（上年为下降4.9%）；商品混凝土产量179,200万立方米，增长7.4%，增速同比提高5.3个百分点。虽然供给侧改革进程不断提速，但2016年产能化解重点更多集中在煤炭及钢铁行业，水泥行业产能不降反升，但增速放缓。据中国水泥网统计，2016年，全国新增20条新型干法水泥熟料生产线，累计新增熟料产能2737.3万吨，较2015年的新增产能总量减少超21%，新增产能连续第六年呈递减走势。

以吨水泥综合煤耗100千克计算，2016年水泥行业新增的约2700万吨产能带来了新增煤耗270万吨。按照《全国污染源普查工业污染物核算手册》，2016年水泥行业新增煤耗共产生2.3万吨二氧化硫、2万吨氮氧化物。从2016年水泥行业脱硫脱硝现状来看，水泥行业脱硝装置安装率超过85%，但是排放标准宽松，SNCR技术在水泥行业脱硝应用广泛，但脱硝效率不高，同时还存在氨逃逸的隐患。

钢铁、水泥行业环保市场一方面具有极为广阔的开拓潜力，钢铁行业烧结机脱硫装置安装率超过70%，脱硝基本未展开；水泥行业脱硝装置安装率超过80%，SNCR技术在水泥行业脱硝应用广泛，但脱硝效率不高，同时还存在氨逃逸的隐患。另一方面，钢铁、水泥行业陷入产能严重过剩的危机，整个行业盈利能力低，无法支付环保工程建设及运维费用。

1.2.4工业炉窑、工业锅炉

根据国家发展改革委员会的统计数据，2016年全国自备电厂装机容量超过1.1亿千瓦，约占当年全国总发电装机容量的8%，锅炉数量约2000台。自备电厂主要集中在钢铁、电解铝、石油化工、水泥等高耗能行业，主要分布在资源富集地区和部分经济较发达地区。机组类型以燃煤机组为主，燃煤自备机组占70%以上。“十二五”期间纳入统计的动力锅炉共178台，其中燃煤锅炉134台、燃油气锅炉44台，截至2015年已关停或停用燃煤锅炉36台、燃油气锅炉12台。其中完成锅炉烟气脱硫改造的13台、脱硝改造的35台。自备电厂环保改造可直接沿用火电行业燃煤机组脱硫技术，无需或只需较少改动，市场前景巨大。石油炼化行业催化裂化装置的烟气尾气治理是目前重点环保监控指标。国家于2015年发布的《石油炼制工业污染物排放标准》，要求国内新建炼油装置自2015年7月1日起、现有装置自2017年7月1日起，催化裂化再生烟气中二氧化硫、氮氧化物、颗粒物含量分别低于100、200、50mg/m3。对于重点污染地区的控制指标更加严格，要求低于50、100、30mg/m3。在如此严格的环保指标下，炼油装置烟气排放增设脱硫脱硝系统已成为必然趋势。

2015年中国工业锅炉年产量约2100台，合40万吨蒸发量。目前，国内各种工业锅炉约47万台，预计除京津冀等地少数工业锅炉实现煤改气外，其余绝大多数工业锅炉仍然是燃煤。2014年10月，国家发展改革委员会等部委就燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案出台文件。根据文件要求，地级及以上城市建成区禁止新建20吨/时以下的燃煤锅炉，其他地区原则上不得新建10吨/时及以下的燃煤锅炉；新生产和安装使用的20吨/时及以上燃煤锅炉应安装高效脱硫和高效除尘设施；提升在用燃煤锅炉脱硫除尘水平，10吨/时及以上的燃煤锅炉要开展烟气高效脱硫、除尘改造，主要地区全部按照特别排放限值管理。目前，大部分地区对工业燃煤锅炉的需求水平依然较高，同时要求对工业燃煤锅炉进行超低排放改造，2020年之前环保改造需求旺盛。现阶段针对工业燃煤锅炉进行的环保改造缺乏技术经济指标合理的技术，急需适合中小锅炉脱硫脱硝除尘的技术。

1.2.5海外燃煤污染物控制市场需求成为热点

目前，很多中国企业积极介入印度市场。火力发电（燃煤、燃气和燃油）是印度的主要电力来源，据统计，截至2016年6月底，印度总装机容量约2亿千瓦，火力发电约占70%，其中燃煤电站装机容量约占61.44%。现行燃煤机组的污染物排放标准较低，为SO2：200mg/Nm3、NOx：300mg/Nm3、尘：50mg/Nm3。大量电厂没有安装相应的环保设施。印度政府于2016年初颁布了新的环保政策，印度发电委员会也发布了严格的环保措施与法规，要求从2017年开始，燃煤电厂必须安装脱硫脱硝装置，大气污染物排放标准提高到SO2：100mg/Nm3、NOx：100mg/Nm3、尘：30mg/Nm3。在严格的环保政策法规要求下，预计在2017年印度全国将有8000MW燃煤机组需要安装环保设备，2018年将有11,000MW的机组需要安装环保设备，电力环保市场将迎来井喷式发展。

2市场特点及重要动态

2.1超低排放全面提速

2014年被称作脱硫脱硝行业的“超低排放”元年，明确了“超低排放”的概念，开始了最初的尝试。2015年则是各种脱硫脱硝技术路线在各种容量等级机组上的探索与推广。据统计，2015年全国煤电超低排放改造助力电力行业减排成效显著，烟尘、二氧化硫、氮氧化物与此前排放峰值相比，分别下降了93.3%、85.2%、82.0%。

2016年，“超低排放”改造结束了蹒跚学步，开始奔跑。超低排放改造时限提前，东、中、西部地区满足改造条件的燃煤电厂要分别于2017年、2018年、2020年前完成相应改造工作。国家能源局、环境保护部于6月28日发布《关于印发2016年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，将改造任务分解细化。地方政府则通过出台相关配套政策，提高煤电企业改造积极性：《山东省燃煤机组（锅炉）超低排放绩效审核和奖励办法（试行）》按照机组改造减排量与逐年“退坡”的奖励标准，给予当地企业总额超过2.8亿元的奖励资金；《山西省燃煤发电机组超低排放改造项目省级奖补资金管理暂行办法》以机组容量与脱硫系统改造方式确定投资标准，对2017年底前完成改造的机组给予相应奖补资金。

政策的出台让早先对于超低排放的反对与质疑声迅速减少。尽管超低排放在技术细节的规范、监测及评价标准、各地改造经济性与必要性等方面仍存在可以讨论与改善的空间，但当风能、太阳能等清洁可再生能源发电成本不断降低，开始侵蚀原先属于煤电的市场份额时，“将自己打造为比燃气发电还清洁的电源”已成为煤电谋求生存必须要走的道路。一年时间，已有越来越多的燃煤电厂实现了“全厂超低排放”。

环保改造在电力行业的强力推行也激发了环保行业的活力。多元化的技术路线让电厂有了更多选择，激烈的市场竞争下，环保改造成本不断降低，同时促进了环保行业整体水平提高。随着超低排放改造在电力行业内的迅速成熟，环保行业的未来或将移向燃煤电厂的三氧化硫、汞、废水、固废排放，并逐渐向非电行业延伸。

据不完全统计，截至2016年底，国电集团共121台、5221万千瓦燃煤机组实现超低排放，占在运燃煤机组总装机的52.6%；华能集团累计6921万千瓦机组完成超低排放改造，占煤电装机的59%；大唐集团完成88台机组超低排放改造，累计超低排放机组数量达到157台，容量6454.5万千瓦，占在役煤电机组容量的67.8%；华电集团全年新增超低排放机组3418万千瓦，累计达4532万千瓦，占到了煤电装机的51%；国家电投集团超低排放机组装机容量3557.8万千瓦，超低排放机组占煤电装机比例为52.25%；国华电力共计47台燃煤机组实现超低排放，超低排放机组容量达2719万千瓦，占燃煤机组装机的75%。

2.2技术同质化加速，火电脱硫脱硝市场进入“红海阶段”

当前，环保行业发展进入快速期。首先，环保法规、监管进入史上最严时期，新环保法的出台使环保考核更加行政化、处罚更加合理化；其次，投资空前高涨，数据显示“十三五”期间环保产业总投资预计超17万亿元，是“十二五”期间的两倍以上，而“气十条”等政策“红包”将直接撬动万亿级产业风口；再次，环保产业政策法规密集酝酿出台，PPP、第三方治理、环境税、服务性环境监测等政策理念正在改变着环保市场格局。在这种局势下，带来的是环保产业的持续快速增长。然而在火电脱硫脱硝领域，技术同质化特点愈发突出。根据2016年发布的《火电厂污染防治技术政策》，火电厂烟气脱硫技术主要选用石灰石-石膏法烟气脱硫技术、氨法烟气脱硫技术、海水法烟气脱硫技术、烟气循环流化床法脱硫技术；火电厂氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线，煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术（SCR）；循环流化床锅炉烟气脱硝宜选用非选择性催化还原技术（SNCR）。相对成熟的脱硫脱硝技术导致了产能过剩、低价竞争加剧的局面，使得火电脱硫脱硝市场已成为不折不扣的“红海”。

“红海阶段”下，为更好满足更高的环保标准要求、深耕脱硫脱硝市场，需要积累技术优势，完成技术升级，形成核心竞争力脱离“红海”。同时，随着供给侧改革的大力开展，监管力度的不断加大，未来只有进一步进行技术升级、工艺技术路径领先的企业才能符合行业标准。

3脱硫脱硝行业发展存在的主要问题

3.1电力行业脱硫脱硝发展存在的主要问题

3.1.1电力市场“双低双降”竞争压力传导到火电环保产业

按照“三去一降一补”的改革思路，要求优化新建火电建设时序，取消一批，缓核一批，缓建一批和停建火电项目，新增投产规模控制在2亿千瓦以内。对于现有火电机组要求，淘汰落后产能：逐步淘汰不符合环保、能效等要求且不实施改造的30万千瓦以下、运行满20年以上纯凝机组、25年及以上的抽凝热电机组，力争淘汰落后产能2000万千瓦。而从电力市场角度，降电价、降利用小时数、电量低增长、机组低负荷的“双低双降”通道将持续延伸，发电企业的市场竞争压力势必传导到火电环保产业。

近年来电力行业总发电量持续增加，未来随着装机规模及下游需求的增加，电力行业总发电量将继续增加；在火电发电量方面，近年来火电发电量的增速受用电需求及其他能源发电挤压影响波动较大。2016年以来，受国家控制煤电装机规模及下游需求小幅回暖影响，火电发电量降幅同比有所收窄。近年来火电发电量在电力总发电量中的占比均达到70%以上，但随着非化石能源发电的不断发展，火电发电量占比呈逐年下降趋势，预计未来占比将进一步降低。

中电联公布的一组发电利用小时数据显示，2016年1~8月，全国规模以上电厂发电量38,772亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期提高2.5个百分点。其中，全国规模以上电厂火电发电量28,639亿千瓦时，同比下降0.5%，降幅比上年同期收窄1.7个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过5%的有7个省，分别为北京（11.8%）、安徽（9.3%）、浙江（6.3%）、陕西（6.0%）、山东（5.4%）、新疆（5.3%）和江苏（5.2%）；全国有19个省份火电发电量出现负增长，其中，福建（-22.6%）、湖南（-21.2%）同比下降超过20%。

从设备利用率看，受火电装机规模扩大、其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷的影响，近几年全国火电设备平均利用小时数持续维持较低水平；2016年以来，受国家严格控制煤电新增规模以及全社会用电量增速同比小幅提高影响，火电设备利用小时降幅收窄；分区域看，华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低；考虑到目前整体用电需求提振有限，加之前两年火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加，预计在未来几年内，火电设备利用率将继续维持在较低水平。

受宏观经济及电源投资的周期变化影响，我国火电机组利用小时也呈现周期性变化。2012年以来，我国经济增速下降导致用电需求增速放缓。截至2015年底，我国火电装机容量达到100,554万千瓦，较上年增长8.87%，火电发电量达到42,307亿千瓦时，较上年增长0.08%，火电发电量增速远小于火电装机容量增速。受此影响，2015年，全国发电设备累计平均利用小时为3969小时，同比减少163小时，是1978年以来的最低水平。其中，火电利用小时为4364小时，较上年减少375个小时。2016年1~8月，全国发电设备累计平均利用小时为2507小时，同比减少173小时。其中，全国火电设备平均利用小时为2727小时，同比减少228小时。

从煤炭供应角度看，受煤炭行业去产能政策的影响，动力煤价格自2016年初连续上涨，火电企业成本大幅增加；随着2016年下半年煤炭去产能的力度和速度进一步加大，电煤供给侧会继续相对紧张，考虑到国家相关部门在煤价涨幅过大或库存过低的情况下将会释放部分产能来平抑价格波动，预计2016年下半年煤价增速可能会略有放缓，但是上涨的趋势仍不变；尽管2016年动力煤价上涨触发2017年初煤电联动上调电价的可能性较大，但考虑到在目前中国经济处于低迷时期、国家努力降低工商业用电价格的大环境下，即使2016年煤价上涨至煤电联动触发点，预计上网电价调整的可能性也不大；在电煤成本上升、上网电价不调整的情况下，预计未来一段时期内火电企业成本或将加大，盈利空间将被进一步压缩。

在火电企业的所有成本中，煤炭成本约占60%，煤价的上涨对电厂的成本有着重要影响。据统计，2015年，中国约有18.4亿吨的煤炭用于发电，煤炭价格每吨涨10元，对发电企业而言，就会增加180亿元的成本。虽然2016年上半年煤炭去产能未能完成2016年全年煤炭减产目标的一半，但炭减产已经使煤价上涨超出预期。同时，据秦皇岛煤炭网分析显示，环渤海港口煤炭库存水平继续保持在相对低位，沿海六大电厂库存也在持续下降，库存水平创2013年以来新低，阶段性的需求高峰暂时还在持续。据2016年10月19日数据，环渤海地区5500大卡动力煤价平均价格报收577元/吨，较年初上涨217元/吨，涨幅60.28%，已连续十六期上涨，继续刷新年内最高纪录。受到煤价大幅上涨影响，火电企业绩同比下滑，盈利能力受到极大影响。

同时，电价结构发生较大变化，燃煤上网电价自1月1日下调3分钱/千瓦时，新的煤电价格联动机制已经发布，直供电量、交易电量比重越来越大，竞争越来越激烈，降电价已成为缩减工商业成本的“重头戏”，火电企业盈利空间受到进一步压缩。

随着《煤电环保污染第三方治理指导意见》的出台，节环保投入将增加，而机组运行负荷不高已成常态，刚性成本不断上升，发电量逐步下降，资产回报率回落明显，“增装机不增电量，增投资不增收益”的情况成为火电企业普遍遇到的难题。

3.1.2火电脱硫脱硝升级改造市场面临快速萎缩

《电力发展“十三五”规划》部署：“十三五”期间，火电机组二氧化硫和氮氧化物排放总量均力争下降50%以上，30万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放。此外，还要求燃煤机组二氧化碳排放强度下降到865克每千瓦时左右，火电厂废水排放达标率实现100%。《“十三五”生态环境保护规划》中也将二氧化硫、氮氧化物排放量纳入约束性指标。全面实施燃煤机组超低排放与节能改造，推广应用清洁高效煤电技术，严格执行能效环保标准，强化发电厂污染物排放监测。2020年煤电机组平均供电煤耗控制在每千瓦时310克以下，其中新建机组控制在300克以下，二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放浓度分别不高于每立方米35毫克、50毫克、10毫克。节能减排改造方面，“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造4.2亿千瓦，节能改造3.4亿千瓦。其中：2017年前总体完成东部11省市现役30万千瓦及以上公用煤电机组、10万千瓦及以上自备煤电机组超低排放改造；2018年前基本完成中部8省现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造；2020年前完成西部12省区市及新疆生产建设兵团现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造。不具备改造条件的机组实现达标排放，对经整改仍不符合要求的，由地方政府予以淘汰关停。东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区到2020年前达标。大部分国内火电超低排放改造即将完成，届时，火电脱硫脱硝升级改造市场快速萎缩，以此为主营业务的环保公司将面临严重的生存危机。

3.1.3污染物排放许可制带来新局面

排污许可证是每个排污单位必须持有的“身份证”，是企事业单位生产运行期排污行为的唯一行政许可。初次申领有效期三年，换发五年有效，持证才允许排放。根据《控制污染物排放许可实施方案》，排污许可证中明确许可排放的污染物种类、浓度、排放量、排放去向等事项，载明污染治理设施、环境管理要求等相关内容。从长远看，涵盖的污染物肯定比现在监管的多。以往由于监管力量有限，往往只能针对主要污染物，有了许可证，将把有标准要求且有监测及统计手段的污染物逐步纳入，实现对更多污染物排放的监管。火电行业作为重点行业，要求6月30日前，完成排污许可证的申请与核发，并从7月1日起建立自行监测、信息公开、记录台账及定期报告制度。

污染物排放许可制的实施，统一了环境管理制度体系，简化了政府管理方式，同时也减少了企业行政许可审批数量；推动了落实企业治污主体责任，持证按证排污，实现企业从“要我守法”向“我要守法”的转变；规范了企业排污行为，避免污染转移、应付检查、制造假数据等各种违法行为；规范了监管执法，提升环境管理精细化水平，避免漏查、漏管等现象。

污染物排放许可制的推广势必对现有排放二氧化硫和氮氧化物局面带来新的影响。对燃煤发电企业来说，排污许可制的影响不大。中国燃煤发电企业多数为国企、央企，遵纪守法，社会责任强，愿意承担排污的经济责任。经过多年多次的环保改造，环保设施达标、环保管理规范、排放数据几乎全部实时上传到地方环保局，改为排污许可证制度，只是增加了排放设施的运行台账，完善了“自证清白”的数据链。整体上看，新制度对发电企业影响不大。但对于第三方运维企业，执行排污口许可制会对其产生一定的影响。对燃煤电厂环保第三方运维方而言，主要依赖环保电价补贴作为收入主要来源，排污许可证的实施，将加大环保补贴获得的难度，督促第三方运维必须提高运维人员的专业素质，强化设备运行和维护的规范性，提高环保设备运行的稳定性和可靠性。据悉，伴随排污许可证实施后，各级政府的火电行业SO2、氮氧化物、粉尘超低排放的电价补贴将直接到期，这直接影响到第三方运维的收益。