脱硝专题报告：脱硝如火如荼关注受益公司0331.ppt

30 日,投资要点：,table_research,13%,市场表现,-27%,相关研究,行业数据,公用事业行业/深度报告,table_reportdate,公用事业 2012 年 03 月 0806,table_subject脱硝如火如荼，关注受益公司,推荐维持,table_main,宏源行业类模板,公用事业研究组,电力行业是造成大气污染的主要行业之一；从技术方案来看，采用前端联合后端的脱硝方式最合适；“十二五”脱硝市场容量巨大，脱硝工程、低氮燃烧、催化剂子行业精彩纷呈。报告摘要：电力行业是造成大气污染的主要行业之一。2009 年全国二氧化硫排放总量为 2214.4 万吨，电力行业二氧化硫排放量约占全国排放总量的 46.4%；电力行业氮氧化物排放量约占全国排放总量的 49%。,分析师：鲁儒敏（S1180511090001）电话：010-88085790Email：table_industryTrend2011-03-302012-03-30,从技术方案来看，采用前端联合后端的脱硝方式最合适。对老机组改造:低氮燃烧技术+SCR 或低氮燃烧配合+SNCR+SCR 明显比单独采用 SCR 具有优势；对于新机组，建议采用低氮燃烧技术并且配合选,3%-7%-17%,择适合自己的烟气脱硝技术，推荐采用多种联合技术。,Mar-11,Jul-11上证指数,Nov-11公用事业,“十二五”脱硝市场容量巨大，脱硝工程、低氮燃烧、催化剂子行业,精彩纷呈。预计“十二五”期间实际需要进行脱硝的机组容量为 7.58亿千瓦。保守估计新建机组和旧机组改造进行脱硝所需要的投资额分别为 100 元/千瓦和 130 元/千瓦；“十二五”期间脱硝市场实际所需投资额为 781 亿。“十二五”期间 SCR 催化剂市场需求将达到 280亿元，平均 56 亿元/年；TiO2 载体的市场需求将达到 155 亿吨，平均 31 亿元/年。投资建议。主要有三类公司最为受益脱硝市场发展：一是拥有强大股东背景、市场开拓能力突出的公司，如九龙电力；二是拥有较强的技术实力和品牌优势，如龙源技术、国电清新、雪迪龙；三是管理能力优秀、历史业绩较为突出的公司，如龙净环保、永清环保。重点推荐龙源技术和雪迪龙。,table_industry股票家数（家）总市值（亿元）流通市值（亿元）重点公司（家）重点公司占行业市值比重table_product1宏源证券行业报告环保行业2012 年度策略报告：环保前景看好，明年值得期待行业鲁儒敏，2011.122宏源证券_行业报告_环保行业四季度策略报告：行业前景看好，业绩兑现,重点公司雪迪龙龙源技术燃控科技九龙电力龙净环保永清环保,代码002658.SZ300105.SZ300152.SZ600292.SH600388.SH300187.SZ,股价19.8239.718.810.0924.5633.75,11EPS0.791.100.660.111.200.56,12EPS0.791.800.930.401.441.21,13EPS1.052.571.310.561.651.81,PEG0.760.350.820.060.810.38,评级买入买入增持增持增持增持,须等待_行业_鲁儒敏，2011.103宏源证券行业研究2011 年公用事业行业中期业绩总结：电力利润下滑，环保略嫌平淡公用事业王静、鲁儒敏.doc，2011.9,请务必阅读正文之后的免责条款部分,table_page公用事业行业/深度报告,目,录,一、氮氧化物带来酸雨危害，脱硝政策正式出台.4（一）氮氧化物带来酸雨危害，火电行业是排放大户.4（二）氮氧化物产生量逐年增长，火电行业脱硝刻不容缓.5（三）国家出台火电行业脱硝政策，提高氮氧化物排放标准.5二、脱硝技术主要有低氮燃烧技术和烟气脱硝技术.8（一）低氮燃烧技术工艺成熟，投资与运行费用低.8（二）烟气脱硝技术方案丰富，脱硝效率高.9（三）脱硝技术总结：前后结合是最佳方案.12三、脱硝市场正式启动，市场规模将迅速增长.14（一）脱硫市场启示：规模迅速增长，市场集中度提升.14（二）脱硝工程造价比较：低氮燃烧结合 SCR 技术成本较低.16（三）“十二五”脱硝市场容量约为 800 亿.17（四）“十二五”催化剂市场约为 300 亿.18（五）低氮燃烧、SCR 及催化剂市场竞争格局分析.18四、投资建议和重点公司.20（一）投资建议.20（二）重点公司.20,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 2 页,共 22 页,60,table_page公用事业行业/深度报告图表目录图表 1：2010 年全国 494 个城市酸雨发生频率.4图表 2：中国酸雨地区分布图.4图表 3：全国及电力行业二氧化硫排放量（万吨）.4图表 4：工业二氧化硫排放量及去除比例（万吨）.4图表 5：重污染行业二氧化硫贡献率.5图表 6：重污染行业氮氧化物贡献率.5图表 7：火电和汽车尾气是氮氧化物主要排放来源.5图表 8:未来 10 年火电氮氧化物产生量预测（万吨）.5图表 9:火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值.6图表 10：大气污染物特别排放限值.7图表 11：第二代轴向空气分级燃烧技术示意图.8图表 12：第二代径向空气分级燃烧技术.8图表 13：第二代组合型空气分级燃烧技术.8图表 14：第三代低氮燃烧技术.8图表 15：用于壁燃锅炉的分级混合低氮燃烧器原理图.9图表 16：空气燃料分级低氮燃烧器原理图.9图表 17：SCR 反应原理示意图.9图表 18：锅炉 SCR 脱硝系统装臵的基本流程图.9图表 19：蜂窝式催化剂.10图表 20：板式催化剂.10图表 21：波纹板式催化剂.10图表 22：SCR 高尘布臵方式图.11图表 23：SCR 低尘布臵方式图.11图表 24:烟气脱硝主要还原剂比较.11图表 25：SNCR 脱硝工艺流程图.12图表 26：脱硝技术比较.13图表 27：火电装机容量及同比增速.14图表 28：火电脱硫装机容量及占全部火电机组比重.14图表 29：2010 年脱硫公司市场占有率.15图表 30：脱硫公司累计市场占有率.15图表 31：2010 年脱硫公司前五、前十市场占有率.15图表 32：脱硫公司前五、前十累计市场占有率.15图表 33:脱硝技术方案工程造价比较.16图表 34：3 万千瓦机组投资额具体测算.16图表 35：2011 年 8 月全国及重点地区火电装机容量.17图表 36：2011 年 8 月重点地区各省火电装机容量.17图表 37：“十二五”期间脱硝市场容量测算.18图表 38：国内主要脱硝催化剂厂家.19图表 39：国内具备生产纳米级钛白粉催化剂生产线.19图表 40：具备脱硝相关业务的上市公司.20图表 41：重点公司盈利预测表.21,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 3 页,共 22 页,0,table_page公用事业行业/深度报告一、氮氧化物带来酸雨危害，脱硝政策正式出台（一）氮氧化物带来酸雨危害，火电行业是排放大户中国酸雨污染程度较为严重，酸雨污染地区是世界三大酸雨区之一。酸雨频率较高，2010 年环保部监测的 494 个市（县）中，出现酸雨的市（县）249 个，占 50.4%；酸雨发生频率在 25%以上的 160 个，占 32.4%；酸雨发生频率在 75%以上的 54 个，占 11.0%。全国酸雨分布区域主要集中在长江沿线及以南青藏高原以东地区。主要包括浙江、江西、湖南、福建的大部分地区，长江三角洲、安徽南部、湖北西部、重庆南部、四川东南部、贵州东北部、广西东北部及广东中部地区。中国的酸雨分布地区面积达 200 多万平方公里，中国酸雨区、以德、法、英等国为中心，波及大半个欧洲的北欧酸雨区和包括美国和加拿大在内的北美酸雨区是世界三大酸雨区。酸雨对土壤、水体、森林、建筑、名胜古迹等人文景观均带来严重危害，不仅造成重大经济损失，更危及人类生存和发展。,图表 1：2010 年全国 494 个城市酸雨发生频率119.949.611.518,图表 2：中国酸雨地区分布图,025%数据来源：环保部，宏源证券,25%50%,50%75%,75%,数据来源：环保部、宏源证券,电力行业是造成大气污染的主要行业之一。酸雨中的酸绝大部分是硫酸和硝酸，主要来源于工业生产和民用生活中燃烧煤炭排放的硫氧化物、燃烧石油及汽车尾气释放的氮氧化物等酸性物质。2009 年全国二氧化硫排放总量为 2214.4 万吨，电力行业二氧化硫排放量约占全国排放总量的 46.4%；全国氮氧化物排放总量为 1692.7 万吨，电力行业氮氧化物排放量约占全国排放总量的 49%。,图表 3：全国及电力行业二氧化硫排放量（万吨）,图表 4：工业二氧化硫排放量及去除比例（万吨）,30002500200015001000,654,666,826,929,1111,1142,1038,887,939,50%45%40%35%30%25%20%15%,2500200015001000,179229.5%,189132.0%,216833.5%,223539.2%,214047.6%,199153.4%,70.0%60.8%60.0%186650.0%40.0%30.0%20.0%,5000,10%5%0%,5000,10.0%0.0%,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2003年,2004年,2005年,2006年,2007年,2008年,2009年,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 4 页,共 22 页,table_page公用事业行业/深度报告,数据来源：国家统计局，宏源证券,数据来源：国家统计局，宏源证券,中国电力行业排放的二氧化硫和氮氧化物分别占到重污染行业排放量的 57.8%和64.8%，是造成大气污染的主要行业之一。,图表 5：重污染行业二氧化硫贡献率24.20%,图表 6：重污染行业氮氧化物贡献率18.60%7.10%,8.80%,57.80%,9.50%,64.80%,9.20%,电力,有色,钢铁,其他,电力,有色,钢铁,其他,数据来源：环保部，宏源证券,数据来源：环保部、宏源证券,（二）氮氧化物产生量逐年增长，火电行业脱硝刻不容缓火电烟气和汽车尾气是最主要的氮氧化物来源，分别占比 56%、36%左右。2007 年火电厂排放的氮氧化物总量已增至 840 万吨，比 2003 年的 597.3 万吨增加了近 40.6，如果不进行处理，预计 2015、2020 年火电厂氮氧化物排放量将达到 1391、1750 万吨，比2010 年分别增长 34%和 69%；全国氮氧化物排放量在 2020 年将达到 3000 万吨，给大气环境带来巨大的威胁。,图表 7：火电和汽车尾气是氮氧化物主要排放来源,图表 8:未来 10 年火电氮氧化物产生量预测（万吨）,8%,200018001600140012001000,840,1035,1391,1750,36%,56%,800600,597,4002000,火电,汽车,其他,2003年,2007年,2010年,2015年,2020年,数据来源：国家统计局，宏源证券,数据来源：国家统计局，宏源证券,（三）国家出台火电行业脱硝政策，提高氮氧化物排放标准2008 年 1 月 3 日发布国家酸雨和二氧化硫污染防治十一五规划（环发20081 号）指出，近年来我国的氮氧化物排放量逐年增加，已达到 2,000 万吨左右，且排放增,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 5 页,共 22 页,自,1,table_page公用事业行业/深度报告幅超过二氧化硫。氮氧化物对酸雨的贡献率呈逐年上升的趋势。2009 年 3 月 23 日，环保部印发20092010 全国污染防治工作要点，其中表示要全面开展氮氧化物污染的防治。以火电行业为重点，开展工业氮氧化物的污染防治。在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装臵，到 2015 年底前，现役机组全部完成脱硝改造。2009 年 7 月，国家环保部发布了火电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）。规定自 2010 年 1 月 1 日起，新建、扩建、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。至 2015 年 1 月 1 日，所有火电机组氮氧化物排放浓度都要求重点地区不高于 200mg/m3，其他地区不高于 400mg/m3。2010 年 2 月，环境保护部同时发布火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法（HJ562-2010）和火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法（HJ563-2010）两个规范，规定了 SCR 和 SNCR 烟气脱硝工程的设计、施工、验收、运行和维护等技术要求。规范的出台指明了烟气脱硝的技术路线和施工工艺，对行业的发展非常有帮助。2010 年 6 月，国务院办公厅转发了环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见（国办发201033 号），要求重点区域内（京津冀、长三角和珠三角地区）的火电厂应在十二五期间全部安装脱硝设施。2010 年 6 月底，为全面反映企业诉求，推动脱硝成本进入电价，中国电力企业联合会下发了关于测算火电厂烟气脱硝运营成本的通知，组织发电企业对火电厂烟气脱硝成本进行测算。2011 年 1 月 14 日，环保部发布火电厂大气污染排放标准（二次征求意见稿）。除了比 2009 年初稿要求更高之外，新标准也比欧盟相关规定要求更高。2011 年 9 月 21 日，环保部和质检总局联合发布正式的火电厂大气污染物排放标准（GB 132232011），除了总体上进一步收紧污染物排放限值，提高了新建机组和现有机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放控制要求，还进一步完善了污染物指标体系，增设了汞的排放限值和燃气锅炉排放限值。新版火电厂大气污染物排放标准中关于氮氧化物排放的要求：自 2012 年 1 月 1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 1 规定的氮氧化物排放限制；2014 年 7 月1 日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 1 规定的氮氧化物排放限制；重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 2 规定的氮氧化物排放限制。图表 9:火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值,序号,燃料和热能转化设施类型,污染物项目,适用条件,限值 mg/m3,污染物排放监控位臵,烟尘,全部,30,燃煤锅炉,二氧化硫氮氧化物（以 NO2 计）汞及其化合物,新建锅炉现有锅炉全部全部,100/200(1)200/400(1)100/200(2)0.03,烟囱或烟道,2,以油为燃料的锅,烟尘,全部,30,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 6 页,共 22 页,5,3,200,50,4,1,1,2,3,4,1,table_page公用事业行业/深度报告,炉或燃气轮机组,二氧化硫氮氧化物（以 NO2 计）,新建锅炉及燃气轮机组现有锅炉及燃气轮机组新建燃油锅炉现有燃油锅炉燃气轮机组,100200100200120,天然气锅炉及燃气轮机组,烟尘,其他气体燃料锅炉及燃气轮机组,10,以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组,二氧化硫氮氧化物（以 NO2 计）,天然气锅炉及燃气轮机组其他气体燃料锅炉及燃气轮机组天然气锅炉其他气体燃料锅炉天然气燃气轮机组其他气体燃料燃气轮机组,35100100120,燃煤锅炉，以油、,气体为燃料的锅,烟气黑度（林格曼 黑度，级）全部,烟囱排放口,炉或燃气轮机组数据来源：环保部，宏源证券图表 10：大气污染物特别排放限值,序号,燃料和热能转化设施类型,污染物项目,适用条件,限值 mg/m3,污染物排放监控位臵,烟尘,全部,20,燃煤锅炉,二氧化硫氮氧化物（以 NO2 计）汞及其化合物烟尘,全部全部全部全部,501000.0320,以油为燃料的锅炉 或燃气轮机组以气体为燃料的锅 炉或燃气轮机组,二氧化硫氮氧化物（以 NO2 计）氮氧化物（以 NO2 计）烟尘二氧化硫氮氧化物（以 NO2 计）,全部燃油锅炉燃气轮机组全部全部燃气锅炉燃气轮机组,5010012053510050,烟囱或烟道,燃煤锅炉，以油、气体,为燃料的锅炉 或燃气,烟气黑度（林格曼黑度，级）,全部,烟囱排放口,轮机组数据来源：环保部，宏源证券,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 7 页,共 22 页,table_page公用事业行业/深度报告二、脱硝技术主要有低氮燃烧技术和烟气脱硝技术火电厂氮氧化物控制技术主要有两种：一是控制燃烧过程中 NOx 的生成，即低氮燃烧技术；二是对生成的 NOx 进行处理，即烟气脱硝技术。烟气脱硝技术主要有 SCR、SNCR和 SNCR-SCR，还有实际应用较少的液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法和电子束法等。（一）低氮燃烧技术工艺成熟，投资与运行费用低低氮燃烧技术是指依据燃料在燃烧过程中 NOx 的生成机理，通过改进燃烧技术来降低 NOx 生成和排放的技术。燃煤电厂低氮燃烧技术包括低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术。新建火电机组都配臵低氮燃烧设施，低氮燃烧技术对老火电机组的脱硝改造很适宜，在老火电机组改造中只需对锅炉炉膛进行改造即可应用低氮燃烧技术。低氮燃烧技术特点：可为单项技术也可为技术组合，脱硝效率一般在 10%50%；工艺成熟；投资与运行费用较低。纵观低氮燃烧技术的发展，大致可将其划分为三代：1、第一代低氮燃烧技术：不要求对燃烧系统做大的改动，只对燃烧装臵的运行方式或部分运行方式做调整或改进，低过量空气系数运行。2、第二代低氮燃烧技术以空气分级燃烧技术为代表，轴向空气分级燃烧；径向空气分级燃烧；组合型空气分级燃烧，其中组合型空气分级燃烧技术既采用轴向的空气分级技术，也采用径向空气分级技术。如 LNCFS 燃烧系统、TFS2000 燃烧系统等。,图表 11：第二代轴向空气分级燃烧技术示意图分离布置燃尽 风 喷 口（SOFA）紧靠布置燃尽 风 喷 口（CCOFA）风箱偏 转 二 次 风 喷 口（CFS）二次风门挡板一次风喷口数据来源：环保部，宏源证券,图表 12：第二代径向空气分级燃烧技术数据来源：环保部、宏源证券,3、第三代低 NOx 燃烧技术以再燃技术为代表，是燃料分级和空气分级燃烧相结合的技 术，目前这种方法在发达国家颇受青睐，与其他方法结合可降低 NOx60-70%左右。,图表 13：第二代组合型空气分级燃烧技术,图表 14：第三代低氮燃烧技术,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 8 页,共 22 页,table_page公用事业行业/深度报告,数据来源：环保部，宏源证券,数据来源：环保部、宏源证券,第三代低氮燃烧技术抑制 NOx 生成采取的措施有：（1）降低锅炉峰值温度,将燃烧区的煤粉量降低；（2）降低氧浓度（即降低过量空气系数），将部分二次风管堵住（3）由于要保证锅炉的出力，可将部分煤粉和空气从锅炉上部投入，控制燃烧火焰中心区域助燃空气的数量，缩短燃烧产物在高温火焰区的停留时间，避免了高温和高氧浓度的同时存在；（4）在炉膛中设立再燃区，利用在主燃区中燃烧生成的烃根 CHi 和未完全燃烧产物 CO、H2、C 和 CnHm 等，将 NO 的还原成 N2。,图表 15：用于壁燃锅炉的分级混合低氮燃烧器原理图数据来源：环保部，宏源证券,图表 16：空气燃料分级低氮燃烧器原理图数据来源：环保部、宏源证券,（二）烟气脱硝技术方案丰富，脱硝效率高1、SCR 技术SCR 是在催化剂作用下利用还原剂有选择性地与烟气中的 NOx（主要是 NO 和 NO2）发生化学反应，将 NOx 转化为 N2 和 H2O，从而减少烟气中 NOx 排放的脱硝技术。,图表 17：SCR 反应原理示意图,图表 18：锅炉 SCR 脱硝系统装臵的基本流程图,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 9 页,共 22 页,；,table_page公用事业行业/深度报告,数据来源：环保部，宏源证券,数据来源：环保部、宏源证券,目前，在 SCR 中使用的催化剂大多以 TiO2 为载体，以 V2O5 或 V2O5-WO3 或V2O5-MoO3 为活性成分，制成蜂窝式、板式或波纹式三种类型。,图表 19：蜂窝式催化剂数据来源：环保部，宏源证券,图表 20：板式催化剂数据来源：环保部、宏源证券,图表 21：波纹板式催化剂数据来源：环保部、宏源证券,应用于烟气脱硝中的 SCR 催化剂可分为高温催化剂（345590）、中温催化剂（260380）和低温催化剂（80300），不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3 容易被氧化，NOx 生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。目前，国内外 SCR 系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为 315400。催化剂的选用还与 SCR 反应器的布臵方式密切相关。SCR 反应器主要有三种布臵方式：（1）位于锅炉后部（高尘布臵）（2）位于电除尘器后空气预热器之前（低尘布臵）（3）位于烟气脱硫除尘之后（尾部布臵）。高尘布臵时，SCR 反应器处于空气预热器与省煤器之间，此区间温度在 300430之间，正好是一般催化剂的最佳活性温度窗口，烟气进入 SCR 反应器前不需要再加热，投资与运行费用较低。低尘布臵减少了烟气中烟尘对催化剂的冲刷腐蚀，避免了催化剂的堵塞，延长了催化剂的使用寿命，但须使用高温电除尘器。尾部布臵时，SCR 反应器位于烟气脱硫除尘之后，需要加设再热系统使烟气满足催化剂的温度要求，投资与运行费用较高。一般情况下，燃煤烟气脱硝 SCR 技术首选高尘布臵工艺。,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 10 页,共 22 页,液氨,氨水,尿素,table_page公用事业行业/深度报告,图表 22：SCR 高尘布臵方式图数据来源：环保部，宏源证券,图表 23：SCR 低尘布臵方式图数据来源：环保部、宏源证券,SCR、SNCR 和 SNCR-SCR 中都要使用还原剂，还原剂的选择、储存及制备系统也是烟气脱硝中的重要环节。目前常用的还原剂有液氨、尿素和氨水。液氨在全世界的烟气脱硝系统中已使用了 20 多年，但相比之下，它具有最大的安全风险、最高的核准费用及最多的法规限制。使用氨水时，其设备投资以及运行的综合成本在三者中最高，且它与液氨一样存在安全隐患。因此，自 20 世纪 90 年代以后，国际上已很少用氨水作为脱硝还原剂。而尿素的储存运输及供氨系统不需要特殊的安全防护，是较安全的脱硝还原剂。近年来，美国新建的 SCR 装臵优先考虑用尿素作为还原剂，欧洲采用尿素的工艺也逐渐增多。还原剂的选择须综合考虑设备投资、场地占用、运行成本、安全管理及风险费用等。图表 24:烟气脱硝主要还原剂比较,还原剂,优点,缺点,选用建议,新建电厂，若液氨贮存场地 满足国家相关,蒸发成本低；体积小。液体溢出后，扩散范围较液氨小；浓度范围较易控制。无溢出危险；设备占地面积小；对周围环境要求较低。,安全管理投资较高；风险较大。成本较高；蒸发能量较高；储存设备成本较高；注入管道较大；溢出氨水对人体影响同液氨，与液氨相比更容易与人直接接触。还原剂能量消耗较大；系统设备投资和还原成本较高。,的安全标准、规范要求，并取得危险化学品管理许可，可以使用。一般不推荐使用。当法规不允许使用液氨，或人口密度高，或特别强调安全的情况下，推荐使用。尤其适用于老电厂的改扩建。,数据来源：环保部，宏源证券（3）选择性非催化还原法SNCR 指在不用催化剂的条件下，将还原剂喷入 8001100的烟气高温区发生化学反应，将 NOx 转化为 N2 和 H2O，从而减少烟气中 NOx 排放的脱硝技术。温度对 SNCR 的效率影响较大，当温度高于 1100时，NOx 的脱除率会因氨气的热分解而降低；温度低于 800时，NH3 的反应速率下降，还原反应进行不充分，NOx 脱除率下降，同时氨气的逃逸量可能会增加。一般炉膛上还原剂喷入点的温度选择在8001100之间。在不添加催化剂的条件下，较适宜的还原反应温度区间是 800,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 11 页,共 22 页,table_page公用事业行业/深度报告900，这一温度范围较窄，当温度低于 800时，反应速度很慢，还原反应难以顺利进行。SNCR 以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现。SNCR 工艺的关键是必须尽可能地将还原剂喷入到炉内最有效温度窗区域内，尽可能保证还原剂能在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样既可以提高还原剂的利用率，又可以控制获得较小的氨逃逸量。图表 25：SNCR 脱硝工艺流程图数据来源：环保部、宏源证券（4）选择性非催化还原与选择性催化还原联合法SNCR-SCR 是将还原剂喷入炉膛脱除部分 NOx，逸出的氨再与未脱除的 NOx 进行催化还原反应的一种脱硝技术。SNCR-SCR 联合烟气脱硝技术结合了 SCR 和 SNCR 的优势，SNCR 将还原剂喷入炉膛脱除部分 NOx，逸出的 NH3 用 SCR 再与未脱除的 NOx 进行催化还原反应。此种方法灵活性较强。此外，还有电子束法、微生物法、活性炭吸附法、液体吸收法等多种方式。（三）脱硝技术总结：前后结合是最佳方案氮氧化物控制问题复杂性和控制技术的多样性决定了方案选择的多样性，方案选择应考虑以下因素：（1）满足环保政策要求；（2）技术成熟、有较多的应用业绩；（3）投资性价比高、运行成本低；（4）能耗低、不产生二次污染；（5）占地面积小、施工改造周期短。对于氮氧化减排方案，只有最适合的，没有最好的。1、对老机组改造:低氮燃烧技术+SCR 或低氮燃烧+SNCR+SCR 明显比单独采用 SCR具有优势，原因在于低氮燃烧技术可以：（1）降低 SCR 入口 NOx 浓度；（2）降低 SCR设计脱硝率；（3）减少 SCR 催化剂体积；（4）减少还原剂消耗量；（5）降低 SCR 投资和运行成本。对于老机组改造需注意的问题：就 NOx 排放与锅炉效率的关系而言，在一定,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 12 页,共 22 页,低,低,table_page公用事业行业/深度报告程度上两者是相互矛盾的，因此对于低氮燃烧技术改造，坚持适度的原则，避免走入误区，片面追求过低的 NOx 浓度而忽视锅炉效率及安全性。2、对于新机组，建议采用低氮燃烧技术并且配合选择适合自己的烟气脱硝技术，推荐采用多种联合技术，如燃烧调整+低氮燃烧改造+SNCR、燃烧调整+低氮燃烧改造+SCR、SNCR/SCR 混合技术、燃烧调整+低氮燃烧改造+SNCR+SCR 等。图表 26：脱硝技术比较,技术,原理,优点,缺点,脱销效率（%）,一次性投资,运行成本,前端脱硝,低氮燃烧器空气分级燃烧技术燃料分级燃烧烟气再循环,通过降低燃烧区内氧气的浓度，高温区的火焰温度或缩短可燃气在高温区的停留时间等措施，从而降低 NOX 生成量。通过调节燃料空气比控制 NOX 的生成NOx 在遇到烃根 CHi、未完全燃烧产物 CO、C 和未完全燃烧中间产物HCN 基团、NHi 基团时，会被还原为 N2。利用烟气低氧低温的特点形成局部还原性气氛,可用于新建和锅炉改造，投资中等，有运行经验投资低，有运行经验可减少已形成的 NOX,投资中等能改善混合和燃烧，投资中等,结构较复杂，易引起炉膛结渣和腐蚀，并降低燃烧效率。并非适用于多有炉膛，有可能引起炉膛结渣和腐蚀，并降低燃烧效率可能需要第二种燃料，可能导致飞灰含炭量增加，运行经验较少需增加再循环风机，使用不广泛,与空气分级燃烧合用可达 60最多 30可达 50最多 20,中等较低中等中等,较低较低中等中等,后端脱硝,SCRSNCRSNCR-SCR电子束法微生物法,在催化剂作用下，向 280420 摄氏度的烟气中喷入氨，将 NOX 还原为 N2 和 H2O不用催化剂，在高气温区喷射还原剂将还原剂喷入炉膛脱除部分 NOX 进行催化还原反应用电子束照射烟气，生成强氧化性的 OH 基、O 原子和 NO2，强氧化基团氧化烟气中的氮氧化物利用微生物降解或转化空气中的污染物,技术成熟，脱硝效率高，二次污染小以炉膛为反应器，适宜锅炉改造；不受煤质和煤灰影响；成本较低优势互补，灵活性强，催化剂用量小同时脱硫脱硝，无二次污染工艺设备简单、能耗及处理费用低、效率高、无二次污染,催化剂价格较贵、寿命有限；还原剂消耗费用高；存在还原剂泄露隐患。反应温度和停留时间控制难度较大；还原剂消耗费用高；存在还原剂泄露隐患。存在还原剂泄露隐患。需昂贵的电子加速器，处理单位体积的烟气能耗较高，要求有 X 射线屏蔽装臵。微生物环境条件难以控制，仍处于研究阶段,60-9020-4025-7570 左右80 左右,较高较低，约为 SCR 的1/2。较高较高,较高较低，约为SCR 的1/22/3较高较高,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 13 页,共 22 页,高,高,低,低,6,2,1,table_page公用事业行业/深度报告,活性炭吸附法液体吸收法,以高机械强度、低表面积的特制活性炭（亦称为活性焦）为吸附剂对烟道气进行脱硫、脱硝及气机有毒物脱除先用氧化剂将难溶的 NO氧化为易于被吸收的 NO2,再用液体吸收剂吸收,同时脱硫脱硝工艺设备简单，投资少,处理量不大，运行费用低，吸收剂用量多、设备庞大处理量很小，效率低，副产物不易处理,80-9060 左右,数据来源：环保部、宏源证券三、脱硝市场正式启动，市场规模将迅速增长（一）脱硫市场启示：规模迅速增长，市场集中度提升1、脱硫市场规模增长迅速2004-2010 年，火电装机容量由 3.29 亿千瓦上升至 7.07 亿千瓦，年均增长 13.6%；脱硫装机容量由 2006 年的 1.04 亿千瓦上升至 2010 年 5.6 亿千瓦，年均增长 52%。,图表 27：火电装机容量及同比增速,图表 28：火电脱硫装机容量及占全部火电机组比重,80000,70663,30.0%,5.6,100.0%,70000600005000040000,32948,38405,48405,55442,60132,65100,25.0%20.0%15.0%,543,2.7,3.79,4.6,90.0%80.0%70.0%60.0%50.0%,300002000010000,10.0%5.0%,1.04,40.0%30.0%20.0%10.0%,0,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2010,0.0%,0,2006,2007,2008,2009,2010,0.0%,数据来源：环保部，宏源证券,数据来源：环保部、宏源证券,2、自主技术研发成为潮流在国内脱硫市场上应用的已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法等 10多种烟气脱硫工艺技术。其中，石灰石-石膏法烟气脱硫技术仍是主流，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫项目中，这一工艺所占比重达 90%以上。以往这些技术大多依赖国外进口，相当一部分利润也就转手给了国外生产商。这个现象说明，脱硫行业最重要的是控制核心技术。近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，火电厂烟气脱硫技术国产化能力已经可以基本市场上二氧化硫减排的需要；脱硫所需配套设备和材料已经基本实现国产化，并且已具备一定的可选择性。,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 14 页,共 22 页,其他,table_page公用事业行业/深度报告3、行业竞争方式转变2000 年左右，脱硫技术的引进曾使脱硫行业出现爆发式的增长。在短短几年内，专业烟气脱硫公司已由最初的几家激增到 100 多家，大量企业的进入造成了市场竞争混乱，脱硫工程竞相压价，报价低价现象迭出，脱硫工程单位价格从 2001 年的 8001200 元/千瓦降至 2006 年底的 80120 元/千瓦。作为典型的买方市场，客户行为直接导致了脱硫市场的失序。在国际上，脱硫工程报价常年稳定在 100 美元/千瓦；而在国内，前几年电力企业压价，导致工程公司不得不想尽一切办法压缩成本。由于脱硫工程 60%以上是设备、材料费，因此脱硫企业降低成本的主要手段就是在设备、材料上做文章。电力企业对工程质量监管松懈，也造成了有些工程从投运的第一天起，改进和维修就没有间断，有的甚至是一年施工、两年维修。,图表 29：2010 年脱硫公司市场占有率12%12%,图表 30：脱硫公司累计市场占有率13%10%,49%,7%,10%,10%,51%,8%,9%,9%,龙净环保,博奇电力,中环工程,国电龙源,浙大网新,其他,国电龙源,博奇电力,远达环保,龙净环保,凯迪电力,其他,数据来源：环保部，宏源证券,数据来源：环保部、宏源证券,现阶段，火电脱硫行业在经历了混乱发展期、洗牌期后已步入了成熟发展期，行业内具有竞争力的企业，已从低价竞争走向技术、服务等全方位竞争；从拼技术、拼价格，转变为拼服务、拼管理。一些原来靠价格战争地盘、技术不过硬的小型脱硫企业自然萎缩、退出或转行；大型企业在扩大市场、技术创新、管理创新等方面也有了更大的动力，行业集中度进一步提高。,图表 31：2010 年脱硫公司前五、前十市场占有率23.19%50.80%26.01%,图表 32：脱硫公司前五、前十累计市场占有率24.92%48.76%26.32%,前五大公司市场占有率数据来源：环保部，宏源证券,前十大公司市场占有率,前五大公司市场占有率 前十大公司市场占有率 其他数据来源：环保部、宏源证券,4、火电脱硫设施运营成为利润增长点,请务必阅读正文之后的免责条款部分,第 15 页,共 22 页,（,table_page公用事业行业/深度报告2007 年 7 月 4 日，国家发改委办公厅、国家环保总局办公厅发布关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知，要求开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。此前出台的燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法规定，现有燃煤机组完成脱硫改造后，其上网电价在现行上网电价基础上每千瓦时加价 1.5 分钱。该项规定对脱硫项目的运营奖罚并举，促进了火电企业对脱硫设施运营的重视。在此之前，由于在行业爆发时期的脱硫企业良莠不齐且发展迅速，造成已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足 60%，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策尚未及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管或监管不到位；四是部分电厂为了经济利益，故意停运脱硫设施。而现阶段，由于政策的推动，延伸了脱硫公司的业务范围，同时也有利于设备安装的质量保证和正常运营。（二）脱硝工程造价比较：低氮燃烧结合 SCR 技术成本较低对于不同的脱硝技术方案，其初始投资及运行成本有很大的不同，将 NOx 排放浓度控制在 350450mg/Nm3,空气分级低氮燃烧改造具有明显的优势，其投资和运行成本最低；单独采用 SCR 将 NOx 浓度控制在 130mg/Nm3，其经济性明显低于空气分级+SCR 联合方案。图表 33:脱硝技术方案工程造价比较,技术方案低氮燃烧技术改造SCR 技术（选择性催化还原法）SNCR 技术,脱硝率20-50%，平均在30%左右80-90%平均在 40%左右,单位投资8-30 元/kw60-200 元/kw（新建机组在 100 元/kw 以下），增加运行成本 0.5-1.5分/kw50-70 元/kw，增加运行成本 0.5 分/kw,存在问题可能会造成飞灰含碳量增加，影响锅炉效率投资及运行成本高，老机组大多需要对引风机、空预器等进行改造需考虑氨逃逸的问题,数据来源：环保部、宏源证券以机组 3600MW 为例测算脱硝投资，假定原始 NOx 浓度：650mg/Nm3，燃烧方式为切圆燃烧，采取不同方式需要的投资额测算表如下：图表 34：360 万千瓦机组投资额具体测算空气分级,方案,SNCR,空气分级,+SCR（液,SCR 液氨）SCR(尿素),氨）,工程静态投资（万元）,SN