2023年大氣治理脫硝行業(yè)分析報告

2023年大氣治理脫硝行業(yè)分析報告2023年5月目錄TOC\o"1-4"\h\z\u一、環(huán)保產(chǎn)業(yè)深入發(fā)展，脫硝市場擴容 41、氮氧化物帶來酸雨危害，火電行業(yè)是排放大戶 42、氮氧化物產(chǎn)生量逐年增長，火電行業(yè)脫硝刻不容緩 53、國家出臺火電行業(yè)脫硝政策，提高氮氧化物排放標準 64、擴大脫硝試點范圍，脫硝市場容量擴大 9二、脫硝技術(shù)主要有低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù) 101、低氮燃燒技術(shù)工藝成熟，投資與運行費用低 102、煙氣脫硝技術(shù)方案豐富，脫硝效率高 12（1）SCR技術(shù) 12（2）選擇性非催化還原法 15（3）選擇性非催化還原與選擇性催化還原聯(lián)合法 163、脫硝技術(shù)總結(jié)：前后結(jié)合是最佳方案 16三、脫硝市場正式啟動，市場規(guī)模將迅速增長 181、脫硫市場啟示：規(guī)模迅速增長，市場集中度提升 18（1）脫硫市場規(guī)模增長迅速 18（2）自主技術(shù)研發(fā)成為潮流 18（3）行業(yè)競爭方式轉(zhuǎn)變 19（4）火電脫硫設(shè)施運營成為利潤增長點 202、脫硝工程造價比較：低氮燃燒結(jié)合SCR技術(shù)成本較低 213、“十四五”脫硝市場容量約為800億 224、“十四五”催化劑市場約為300億 245、低氮燃燒、SCR及催化劑市場競爭格局分析 24（1）低氮燃燒技術(shù)市場 24（2）SCR市場 25（3）催化劑市場 26四、投資建議和重點公司 271、投資建議 272、重點公司 27（1）國電清新 27（2）龍凈環(huán)保 28（3）雪迪龍 30一、環(huán)保產(chǎn)業(yè)深入發(fā)展，脫硝市場擴容1、氮氧化物帶來酸雨危害，火電行業(yè)是排放大戶中國酸雨污染程度較為嚴重，酸雨污染地區(qū)是世界三大酸雨區(qū)之一。酸雨頻率較高，2023年環(huán)保部監(jiān)測的494個市（縣）中，出現(xiàn)酸雨的市（縣）249個，占50.4%；酸雨發(fā)生頻率在25%以上的160個，占32.4%；酸雨發(fā)生頻率在75%以上的54個，占11.0%。全國酸雨分布區(qū)域主要集中在長江沿線及以南–青藏高原以東地區(qū)。主要包括浙江、江西、湖南、福建的大部分地區(qū)，長江三角洲、安徽南部、湖北西部、重慶南部、四川東南部、貴州東北部、廣西東北部及廣東中部地區(qū)。中國的酸雨分布地區(qū)面積達200多萬平方公里，中國酸雨區(qū)、以德、法、英等國為中心，波及大半個歐洲的北歐酸雨區(qū)和包括美國和加拿大在內(nèi)的北美酸雨區(qū)是世界三大酸雨區(qū)。酸雨對土壤、水體、森林、建筑、名勝古跡等人文景觀均帶來嚴重危害，不僅造成重大經(jīng)濟損失，更危及人類生存和發(fā)展。電力行業(yè)是造成大氣污染的主要行業(yè)之一。酸雨中的酸絕大部分是硫酸和硝酸，主要來源于工業(yè)生產(chǎn)和民用生活中燃燒煤炭排放的硫氧化物、燃燒石油及汽車尾氣釋放的氮氧化物等酸性物質(zhì)。2022年全國二氧化硫排放總量為2214.4萬噸，電力行業(yè)二氧化硫排放量約占全國排放總量的46.4%；全國氮氧化物排放總量為1692.7萬噸，電力行業(yè)氮氧化物排放量約占全國排放總量的49%。中國電力行業(yè)排放的二氧化硫和氮氧化物分別占到重污染行業(yè)排放量的57.8%和64.8%，是造成大氣污染的主要行業(yè)之一。2、氮氧化物產(chǎn)生量逐年增長，火電行業(yè)脫硝刻不容緩火電煙氣和汽車尾氣是最主要的氮氧化物來源，分別占比56%、36%左右。2022年火電廠排放的氮氧化物總量已增至840萬噸，比2003年的597.3萬噸增加了近40.6％，如果不進行處理，預計2022、2021年火電廠氮氧化物排放量將達到1391、1750萬噸，比2023年分別增長34%和69%；全國氮氧化物排放量在2021年將達到3000萬噸，給大氣環(huán)境帶來巨大的威脅。3、國家出臺火電行業(yè)脫硝政策，提高氮氧化物排放標準2021年1月3日發(fā)布《國家酸雨和二氧化硫污染防治―十四五‖規(guī)劃》（環(huán)發(fā)?2021?1號）指出，近年來我國的氮氧化物排放量逐年增加，已達到2,000萬噸左右，且排放增幅超過二氧化硫。氮氧化物對酸雨的貢獻率呈逐年上升的趨勢。2022年3月23日，環(huán)保部印發(fā)《2022~2023全國污染防治工作要點》，其中表示要全面開展氮氧化物污染的防治。以火電行業(yè)為重點，開展工業(yè)氮氧化物的污染防治。在京津冀、長三角和珠三角地區(qū)，新建火電廠必須同步建設(shè)脫硝裝置，到2022年底前，現(xiàn)役機組全部完成脫硝改造。2022年7月，國家環(huán)保部發(fā)布了《火電廠大氣污染物排放標準》（征求意見稿）。規(guī)定自2023年1月1日起，新建、擴建、改建火電廠建設(shè)項目氮氧化物排放濃度重點地區(qū)不高于200mg/m3，其他地區(qū)不高于400mg/m3。至2022年1月1日，所有火電機組氮氧化物排放濃度都要求重點地區(qū)不高于200mg/m3，其他地區(qū)不高于400mg/m3。2023年2月，環(huán)境保護部同時發(fā)布《火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性催化還原法》（HJ562-2023）和《火電廠煙氣脫硝工程技術(shù)規(guī)范選擇性非催化還原法》（HJ563-2023）兩個規(guī)范，規(guī)定了SCR和SNCR煙氣脫硝工程的設(shè)計、施工、驗收、運行和維護等技術(shù)要求。規(guī)范的出臺指明了煙氣脫硝的技術(shù)路線和施工工藝，對行業(yè)的發(fā)展非常有幫助。2022年6月，國務院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)了環(huán)境保護部等部門關(guān)于推進大氣污染聯(lián)防聯(lián)控工作改善區(qū)域空氣質(zhì)量指導意見（國辦發(fā)[2023]33號），要求重點區(qū)域內(nèi)（京津冀、長三角和珠三角地區(qū)）的火電廠應在―十四五‖期間全部安裝脫硝設(shè)施。2023年6月底，為全面反映企業(yè)訴求，推動脫硝成本進入電價，中國電力企業(yè)聯(lián)合會下發(fā)了《關(guān)于測算火電廠煙氣脫硝運營成本的通知》，組織發(fā)電企業(yè)對火電廠煙氣脫硝成本進行測算。2022年1月14日，環(huán)保部發(fā)布《火電廠大氣污染排放標準（二次征求意見稿）》。除了比2022年初稿要求更高之外，新標準也比歐盟相關(guān)規(guī)定要求更高。2022年9月21日，環(huán)保部和質(zhì)檢總局聯(lián)合發(fā)布正式的《火電廠大氣污染物排放標準（GB13223－2022）》，除了總體上進一步收緊污染物排放限值，提高了新建機組和現(xiàn)有機組煙塵、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放控制要求，還進一步完善了污染物指標體系，增設(shè)了汞的排放限值和燃氣鍋爐排放限值。新版《火電廠大氣污染物排放標準》中關(guān)于氮氧化物排放的要求：自2021年1月1日起，新建火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機組執(zhí)行表1規(guī)定的氮氧化物排放限制；自2022年7月1日起，現(xiàn)有火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機組執(zhí)行表1規(guī)定的氮氧化物排放限制；重點地區(qū)的火力發(fā)電鍋爐及燃氣輪機組執(zhí)行表2規(guī)定的氮氧化物排放限制。4、擴大脫硝試點范圍，脫硝市場容量擴大2022年1月，國家發(fā)改委出臺政策，進一步擴大脫硝電價試點范圍。1、擴大脫硝電價試點范圍。自2022年1月1日起，將脫硝電價試點范圍由現(xiàn)行14個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）的部分燃煤發(fā)電機組，擴大為全國所有燃煤發(fā)電機組。脫硝電價標準為每千瓦時8厘錢。2、脫硝電價資金暫由電網(wǎng)企業(yè)墊付。發(fā)電企業(yè)執(zhí)行脫硝電價后，電網(wǎng)企業(yè)增加的購電資金暫由其墊付，今后擇機在銷售電價中予以解決。3、加強對脫硝電價政策執(zhí)行的監(jiān)管。我們認為，國家發(fā)改委擴大脫硝電價試點范圍將促使脫硝市場容量進一步擴大，有利于從事脫硝相關(guān)業(yè)務的上市公司。二、脫硝技術(shù)主要有低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)火電廠氮氧化物控制技術(shù)主要有兩種：一是控制燃燒過程中NOx的生成，即低氮燃燒技術(shù)；二是對生成的NOx進行處理，即煙氣脫硝技術(shù)。煙氣脫硝技術(shù)主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，還有實際應用較少的液體吸收法、微生物法、活性炭吸附法和電子束法等。1、低氮燃燒技術(shù)工藝成熟，投資與運行費用低低氮燃燒技術(shù)是指依據(jù)燃料在燃燒過程中NOx的生成機理，通過改進燃燒技術(shù)來降低NOx生成和排放的技術(shù)。燃煤電廠低氮燃燒技術(shù)包括低氮燃燒器、空氣分級燃燒技術(shù)和燃料分級燃燒技術(shù)。新建火電機組都配置低氮燃燒設(shè)施，低氮燃燒技術(shù)對老火電機組的脫硝改造很適宜，在老火電機組改造中只需對鍋爐爐膛進行改造即可應用低氮燃燒技術(shù)。低氮燃燒技術(shù)特點：可為單項技術(shù)也可為技術(shù)組合，脫硝效率一般在10%～50%；工藝成熟；投資與運行費用較低。縱觀低氮燃燒技術(shù)的發(fā)展，大致可將其劃分為三代：（1）第一代低氮燃燒技術(shù)：不要求對燃燒系統(tǒng)做大的改動，只對燃燒裝置的運行方式或部分運行方式做調(diào)整或改進，低過量空氣系數(shù)運行。（2）第二代低氮燃燒技術(shù)以空氣分級燃燒技術(shù)為代表，軸向空氣分級燃燒；徑向空氣分級燃燒；組合型空氣分級燃燒，其中組合型空氣分級燃燒技術(shù)既采用軸向的空氣分級技術(shù)，也采用徑向空氣分級技術(shù)。如LNCFS燃燒系統(tǒng)、TFS2000燃燒系統(tǒng)等。（3）第三代低NOx燃燒技術(shù)以再燃技術(shù)為代表，是燃料分級和空氣分級燃燒相結(jié)合的技術(shù)，目前這種方法在發(fā)達國家頗受青睞，與其他方法結(jié)合可降低NOx60-70%左右。第三代低氮燃燒技術(shù)抑制NOx生成采取的措施有：1）降低鍋爐峰值溫度,將燃燒區(qū)的煤粉量降低；2）降低氧濃度（即降低過量空氣系數(shù)），將部分二次風管堵住3）由于要保證鍋爐的出力，可將部分煤粉和空氣從鍋爐上部投入，控制燃燒火焰中心區(qū)域助燃空氣的數(shù)量，縮短燃燒產(chǎn)物在高溫火焰區(qū)的停留時間，避免了高溫和高氧濃度的同時存在；4）在爐膛中設(shè)立再燃區(qū)，利用在主燃區(qū)中燃燒生成的烴根CHi和未完全燃燒產(chǎn)物CO、H2、C和CnHm等，將NO的還原成N2。2、煙氣脫硝技術(shù)方案豐富，脫硝效率高（1）SCR技術(shù)SCR是在催化劑作用下利用還原劑有選擇性地與煙氣中的NOx（主要是NO和NO2）發(fā)生化學反應，將NOx轉(zhuǎn)化為N2和H2O，從而減少煙氣中NOx排放的脫硝技術(shù)。目前，在SCR中使用的催化劑大多以TiO2為載體，以V2O5或V2O5-WO3或V2O5-MoO3為活性成分，制成蜂窩式、板式或波紋式三種類型。應用于煙氣脫硝中的SCR催化劑可分為高溫催化劑（345℃～590℃）、中溫催化劑（260℃～380℃）和低溫催化劑（80℃～300℃），不同的催化劑適宜的反應溫度不同。如果反應溫度偏低，催化劑的活性會降低，導致脫硝效率下降，且如果催化劑持續(xù)在低溫下運行會使催化劑發(fā)生永久性損壞；如果反應溫度過高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，還會引起催化劑材料的相變，使催化劑的活性退化。目前，國內(nèi)外SCR系統(tǒng)大多采用高溫催化劑，反應溫度區(qū)間為315℃～400℃。催化劑的選用還與SCR反應器的布置方式密切相關(guān)。SCR反應器主要有三種布置方式：1）位于鍋爐后部（高塵布置）；2）位于電除塵器后空氣預熱器之前（低塵布置）；3）位于煙氣脫硫除塵之后（尾部布置）。高塵布置時，SCR反應器處于空氣預熱器與省煤器之間，此區(qū)間溫度在300℃～430℃之間，正好是一般催化劑的最佳活性溫度窗口，煙氣進入SCR反應器前不需要再加熱，投資與運行費用較低。低塵布置減少了煙氣中煙塵對催化劑的沖刷腐蝕，避免了催化劑的堵塞，延長了催化劑的使用壽命，但須使用高溫電除塵器。尾部布置時，SCR反應器位于煙氣脫硫除塵之后，需要加設(shè)再熱系統(tǒng)使煙氣滿足催化劑的溫度要求，投資與運行費用較高。一般情況下，燃煤煙氣脫硝SCR技術(shù)首選高塵布置工藝。SCR、SNCR和SNCR-SCR中都要使用還原劑，還原劑的選擇、儲存及制備系統(tǒng)也是煙氣脫硝中的重要環(huán)節(jié)。目前常用的還原劑有液氨、尿素和氨水。液氨在全世界的煙氣脫硝系統(tǒng)中已使用了20多年，但相比之下，它具有最大的安全風險、最高的核準費用及最多的法規(guī)限制。使用氨水時，其設(shè)備投資以及運行的綜合成本在三者中最高，且它與液氨一樣存在安全隱患。因此，自20世紀90年代以后，國際上已很少用氨水作為脫硝還原劑。而尿素的儲存運輸及供氨系統(tǒng)不需要特殊的安全防護，是較安全的脫硝還原劑。近年來，美國新建的SCR裝置優(yōu)先考慮用尿素作為還原劑，歐洲采用尿素的工藝也逐漸增多。還原劑的選擇須綜合考慮設(shè)備投資、場地占用、運行成本、安全管理及風險費用等。（2）選擇性非催化還原法SNCR指在不用催化劑的條件下，將還原劑噴入800℃～1100℃的煙氣高溫區(qū)發(fā)生化學反應，將NOx轉(zhuǎn)化為N2和H2O，從而減少煙氣中NOx排放的脫硝技術(shù)。溫度對SNCR的效率影響較大，當溫度高于1100℃時，NOx的脫除率會因氨氣的熱分解而降低；溫度低于800℃時，NH3的反應速率下降，還原反應進行不充分，NOx脫除率下降，同時氨氣的逃逸量可能會增加。一般爐膛上還原劑噴入點的溫度選擇在800℃～1100℃之間。在不添加催化劑的條件下，較適宜的還原反應溫度區(qū)間是800℃～900℃，這一溫度范圍較窄，當溫度低于800℃時，反應速度很慢，還原反應難以順利進行。SNCR以爐膛為反應器，可通過對鍋爐的改造實現(xiàn)。SNCR工藝的關(guān)鍵是必須盡可能地將還原劑噴入到爐內(nèi)最有效溫度窗區(qū)域內(nèi)，盡可能保證還原劑能在合適的溫度下與煙氣進行良好的混合，這樣既可以提高還原劑的利用率，又可以控制獲得較小的氨逃逸量。（3）選擇性非催化還原與選擇性催化還原聯(lián)合法SNCR-SCR是將還原劑噴入爐膛脫除部分NOx，逸出的氨再與未脫除的NOx進行催化還原反應的一種脫硝技術(shù)。SNCR-SCR聯(lián)合煙氣脫硝技術(shù)結(jié)合了SCR和SNCR的優(yōu)勢，SNCR將還原劑噴入爐膛脫除部分NOx，逸出的NH3用SCR再與未脫除的NOx進行催化還原反應。此種方法靈活性較強。此外，還有電子束法、微生物法、活性炭吸附法、液體吸收法等多種方式。3、脫硝技術(shù)總結(jié)：前后結(jié)合是最佳方案氮氧化物控制問題復雜性和控制技術(shù)的多樣性決定了方案選擇的多樣性，方案選擇應考慮以下因素：1）滿足環(huán)保政策要求；2）技術(shù)成熟、有較多的應用業(yè)績；3）投資性價比高、運行成本低；4）能耗低、不產(chǎn)生二次污染；5）占地面積小、施工改造周期短。對于氮氧化減排方案，只有最適合的，沒有最好的。（1）對老機組改造:低氮燃燒技術(shù)+SCR或低氮燃燒+SNCR+SCR明顯比單獨采用SCR具有優(yōu)勢，原因在于低氮燃燒技術(shù)可以：1）降低SCR入口NOx濃度；2）降低SCR設(shè)計脫硝率；3）減少SCR催化劑體積；4）減少還原劑消耗量；5）降低SCR投資和運行成本。對于老機組改造需注意的問題：就NOx排放與鍋爐效率的關(guān)系而言，在一定程度上兩者是相互矛盾的，因此對于低氮燃燒技術(shù)改造，堅持適度的原則，避免走入誤區(qū)，片面追求過低的NOx濃度而忽視鍋爐效率及安全性。（2）對于新機組，建議采用低氮燃燒技術(shù)并且配合選擇適合自己的煙氣脫硝技術(shù)，推薦采用多種聯(lián)合技術(shù)，如燃燒調(diào)整+低氮燃燒改造+SNCR、燃燒調(diào)整+低氮燃燒改造+SCR、SNCR/SCR混合技術(shù)、燃燒調(diào)整+低氮燃燒改造+SNCR+SCR等。三、脫硝市場正式啟動，市場規(guī)模將迅速增長1、脫硫市場啟示：規(guī)模迅速增長，市場集中度提升（1）脫硫市場規(guī)模增長迅速2004-2023年，火電裝機容量由3.29億千瓦上升至7.07億千瓦，年均增長13.6%；脫硫裝機容量由2023年的1.04億千瓦上升至2023年5.6億千瓦，年均增長52%。（2）自主技術(shù)研發(fā)成為潮流在國內(nèi)脫硫市場上應用的已有石灰石-石膏法、煙氣循環(huán)流化床法、海水脫硫法等10多種煙氣脫硫工藝技術(shù)。其中，石灰石-石膏法煙氣脫硫技術(shù)仍是主流，投運、在建和已經(jīng)簽訂合同的火電廠煙氣脫硫項目中，這一工藝所占比重達90%以上。以往這些技術(shù)大多依賴國外進口，相當一部分利潤也就轉(zhuǎn)手給了國外生產(chǎn)商。這個現(xiàn)象說明，脫硫行業(yè)最重要的是控制核心技術(shù)。近年來，我國通過自主研發(fā)和引進、消化吸收、再創(chuàng)新，火電廠煙氣脫硫技術(shù)國產(chǎn)化能力已經(jīng)可以基本市場上二氧化硫減排的需要；脫硫所需配套設(shè)備和材料已經(jīng)基本實現(xiàn)國產(chǎn)化，并且已具備一定的可選擇性。（3）行業(yè)競爭方式轉(zhuǎn)變2000年左右，脫硫技術(shù)的引進曾使脫硫行業(yè)出現(xiàn)爆發(fā)式的增長。在短短幾年內(nèi)，專業(yè)煙氣脫硫公司已由最初的幾家激增到100多家，大量企業(yè)的進入造成了市場競爭混亂，脫硫工程競相壓價，報價低價現(xiàn)象迭出，脫硫工程單位價格從2001年的800~1200元/千瓦降至2023年底的80~120元/千瓦。作為典型的買方市場，客戶行為直接導致了脫硫市場的失序。在國際上，脫硫工程報價常年穩(wěn)定在100美元/千瓦；而在國內(nèi)，前幾年電力企業(yè)壓價，導致工程公司不得不想盡一切辦法壓縮成本。由于脫硫工程60%以上是設(shè)備、材料費，因此脫硫企業(yè)降低成本的主要手段就是在設(shè)備、材料上做文章。電力企業(yè)對工程質(zhì)量監(jiān)管松懈，也造成了有些工程從投運的第一天起，改進和維修就沒有間斷，有的甚至是一年施工、兩年維修。現(xiàn)階段，火電脫硫行業(yè)在經(jīng)歷了混亂發(fā)展期、洗牌期后已步入了成熟發(fā)展期，行業(yè)內(nèi)具有競爭力的企業(yè)，已從低價競爭走向技術(shù)、服務等全方位競爭；從拼技術(shù)、拼價格，轉(zhuǎn)變?yōu)槠捶?、拼管理。一些原來靠價格戰(zhàn)爭地盤、技術(shù)不過硬的小型脫硫企業(yè)自然萎縮、退出或轉(zhuǎn)行；大型企業(yè)在擴大市場、技術(shù)創(chuàng)新、管理創(chuàng)新等方面也有了更大的動力，行業(yè)集中度進一步提高。（4）火電脫硫設(shè)施運營成為利潤增長點2022年7月4日，國家發(fā)改委辦公廳、國家環(huán)保總局辦公廳發(fā)布《關(guān)于開展火電廠煙氣脫硫特許經(jīng)營試點工作的通知》，要求開展火電廠煙氣脫硫特許經(jīng)營試點工作。此前出臺的《燃煤發(fā)電機組脫硫電價及脫硫設(shè)施運行管理辦法》規(guī)定，現(xiàn)有燃煤機組完成脫硫改造后，其上網(wǎng)電價在現(xiàn)行上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上每千瓦時加價1.5分錢。該項規(guī)定對脫硫項目的運營獎罰并舉，促進了火電企業(yè)對脫硫設(shè)施運營的重視。在此之前，由于在行業(yè)爆發(fā)時期的脫硫企業(yè)良莠不齊且發(fā)展迅速，造成已建成投產(chǎn)的煙氣脫硫設(shè)施實際投運率不足60%，減排二氧化硫的作用沒有完全發(fā)揮。主要原因：一是有些脫硫公司對國外技術(shù)和設(shè)備依賴度較高，沒有完全掌握工藝技術(shù)，系統(tǒng)設(shè)計先天不足，個別設(shè)備出現(xiàn)故障后難以及時修復；二是部分老電廠的脫硫電價政策尚未及時到位；三是環(huán)保執(zhí)法不嚴，對脫硫設(shè)施日常運行缺乏嚴格監(jiān)管或監(jiān)管不到位；四是部分電廠為了經(jīng)濟利益，故意停運脫硫設(shè)施。而現(xiàn)階段，由于政策的推動，延伸了脫硫公司的業(yè)務范圍，同時也有利于設(shè)備安裝的質(zhì)量保證和正常運營。2、脫硝工程造價比較：低氮燃燒結(jié)合SCR技術(shù)成本較低對于不同的脫硝技術(shù)方案，其初始投資及運行成本有很大的不同，將NOx排放濃度控制在350~450mg/Nm3,空氣分級低氮燃燒改造具有明顯的優(yōu)勢，其投資和運行成本最低；單獨采用SCR將NOx濃度控制在130mg/Nm3，其經(jīng)濟性明顯低于空氣分級+SCR聯(lián)合方案。以機組3×600MW為例測算脫硝投資，假定原始NOx濃度：650mg/Nm3，燃燒方式為切圓燃燒，采取不同方式需要的投資額測算表如下：3、“十四五”脫硝市場容量約為800億2022年9月，環(huán)保部和國家質(zhì)檢總局聯(lián)合正式發(fā)布新版《火電廠大氣污染物排放標準》，提出了新的排放標準：1、燃煤機組,全部鍋爐執(zhí)行100mg/m3排放濃度限值,部分老機組或循環(huán)流化床等特殊鍋爐執(zhí)行200mg/m3排放濃度限值;環(huán)境重點地區(qū)按照100mg/m3執(zhí)行。2、燃油機組,新建和現(xiàn)有鍋爐分別執(zhí)行100和200mg/m3排放濃度限值,燃油燃氣輪鍋爐執(zhí)行120mg/m3標準;環(huán)境重點地區(qū)按照低值執(zhí)行。3、燃氣機組,根據(jù)不同鍋爐排放濃度限值在50~200mg/m3,環(huán)境重點地區(qū)按照50~100mg/m3執(zhí)行。從2023年7月1日起,現(xiàn)有機組執(zhí)行新標準中的排放限值，2021年1月1日起,新建機組執(zhí)行新標準排放限值。重點地區(qū)是指珠三角、長三角、京津冀地區(qū)，包括省份主要有廣東、浙江、江蘇、上海、山東、北京、天津、河北、內(nèi)蒙、山西、河南等地區(qū)。截止2022年8月底，全國火電機組裝機容量為7.32億千瓦，重點地區(qū)火電機組為4.4億千瓦，非重點地區(qū)為2.92億千瓦?！笆奈濉逼陂g新增火電機組2.6億千瓦左右，加上現(xiàn)有火電機組的舊機組改造市場，預計“十四五”期間實際需要進行脫硝的機組容量為7.58億千瓦。由于改造工程會涉及空氣預熱器、引風機的改造及脫硝設(shè)施支架的加固等，投資更高，保守估計新建機組和舊機組改造進行脫硝所需要的投資額分別為100元/千瓦和130元/千瓦；“十四五”期間脫硝市場實際所需投資額為781億。4、“十四五”催化劑市場約為300億未來一段時間內(nèi)國內(nèi)對脫硝催化劑及其載體有很旺盛的市場需求，預計“十四五”期間，SCR用催化劑材料的研發(fā)制造必然會發(fā)展形成一個重要的新興產(chǎn)業(yè)。目前，我國火電SCR脫硝項目中裝機總?cè)萘窟_到55,150MW，“十四五”期間我國SCR改造工程將占SCR工程的多數(shù)。SCR工程催化劑用量約為1m3/MW，催化劑價格約40,000元/m3。TiO2載體價格約25,000元/噸。我國現(xiàn)有SCR脫硝設(shè)施對催化劑的總需求量約為5.5萬m3，催化劑壽命一般為3年，到期需要更換，預計“十四五”期間國內(nèi)對SCR工藝催化劑的需求量將達到約70萬m3，“十四五”期間平均每年催化劑需求約13萬m3；“十四五”期間TiO2載體總需求量將達到62萬噸，TiO2載體平均每年需求約12萬噸?？蛇M一步預測，“十四五”期間SCR催化劑市場需求將達到280億元，平均56億元/年；TiO2載體的市場需求將達到155億噸，平均31億元/年。目前國內(nèi)脫硝催化劑及其原料產(chǎn)能與“十四五”期間需求尚有一定差距，這對從事火電脫硝產(chǎn)業(yè)、生產(chǎn)脫硝催化劑及催化劑載體TiO2的企業(yè)而言，是一個難得的機遇。5、低氮燃燒、SCR及催化劑市場競爭格局分析（1）低氮燃燒技術(shù)市場在低氮燃燒技術(shù)方面，我國已實現(xiàn)了低氮燃燒器的自行設(shè)計、制造和安裝調(diào)試，具備了生產(chǎn)和裝備低氮燃燒設(shè)備的能力，國家鼓勵開發(fā)和發(fā)展高效低氮燃燒技術(shù)。國內(nèi)在低氮燃燒技術(shù)研發(fā)應用方面的企業(yè)分兩類：傳統(tǒng)鍋爐廠和以龍源技術(shù)為領(lǐng)導的點火設(shè)備生產(chǎn)企業(yè)，前者主要有東方鍋爐廠、北京巴威公司、哈爾濱電站設(shè)備成套設(shè)計研究所、哈爾濱鍋爐廠、上海鍋爐廠有限公司、哈爾濱工業(yè)大學、阿米那電力環(huán)保技術(shù)開發(fā)（北京）有限公司等；后者主要有龍源技術(shù)、燃控科技等。以三大鍋爐廠為代表的傳統(tǒng)鍋爐生產(chǎn)企業(yè)已具備低氮燃燒器的設(shè)計和生產(chǎn)能力，在產(chǎn)品出廠時配置前端裝置有利于一體化設(shè)計；相比之下，點火設(shè)備生產(chǎn)企業(yè)利用技術(shù)引進和原有技術(shù)橫向拓展，也逐步掌握更為先進的低氮燃燒技術(shù)。（2）SCR市場SCR是我國的主流脫硝技術(shù)，國內(nèi)目前現(xiàn)有和擬建的煙氣脫硝工程中SCR約占95%，可見其在國內(nèi)煙氣脫硝領(lǐng)域具有絕對的統(tǒng)治地位，SCR工藝的發(fā)展應用將貫穿整個“十四五”期間。國內(nèi)企業(yè)已基本掌握了火電廠脫硝工程設(shè)計、建設(shè)、主體設(shè)備制造及運行技術(shù)。我國已涌現(xiàn)出一批很有實力的脫硝工程公司，如：北京國電龍源環(huán)保工程有限公司、中電投遠達環(huán)保工程有限公司、大唐環(huán)境科技有限公司、中國華電工程（集團）有限公司、東方鍋爐（集團）股份有限公司、中環(huán)（中國）工程有限公司、同方環(huán)境股份有限公司、浙江天地環(huán)保工程有限公司等。（3）催化劑市場SCR工程應用的關(guān)鍵是催化劑，為了支持SCR工藝發(fā)展、工程建設(shè)，國內(nèi)一些企業(yè)已建成多條催化劑生產(chǎn)線，以滿足國內(nèi)SCR工程對催化劑的需求，但國內(nèi)催化劑生產(chǎn)技術(shù)現(xiàn)仍以引進為主。在脫硝催化劑生產(chǎn)中，催化劑載體——納米級TiO2的生產(chǎn)最為關(guān)鍵，因具有較高的活性和抗SO2性能，是最合適的脫硝材料。納米級TiO2在國內(nèi)的產(chǎn)能缺口很大，對催化劑產(chǎn)能也有影響。納米級TiO2的生產(chǎn)目前主要被日本石原、日本琾化學、法國millennium三家廠商壟斷。國內(nèi)已建和在建的催化劑生產(chǎn)線有十多條，但有能力生產(chǎn)納米級TiO2的企業(yè)只有重慶市新華化工廠、四川華鐵釩鈦科技股份有限公司、重慶遠達催化劑有限公司三家企業(yè)。四、投資建議和重點公司1、投資建議脫硝市場擴容之后，在脫硝工程、低氮燃燒、SCR及催化劑市場等領(lǐng)域具備競爭優(yōu)勢的公司將獲得較大發(fā)展。主要有三類公司最為受益：一是具備前段脫硝技術(shù)能力的公司，龍源技術(shù)、燃控科技；二是從事脫硝工程EPC和BOT的公司，龍九龍電力、國電清新、龍凈環(huán)保、永清環(huán)保；三是從事脫硝監(jiān)測業(yè)務的雪迪龍、聚光科技、先河環(huán)保。2、重點公司（1）國電清新脫硫脫硝運營資產(chǎn)持續(xù)擴張：目前公司脫硫運營資產(chǎn)主要是托克托電廠480萬千瓦機組。公司與大唐簽訂的796萬千瓦脫硫資產(chǎn)有望在2022年前后逐漸進入公司，公司在建脫硫脫硝BOT項目合計426萬千瓦機組，將在2022年陸續(xù)投入運營。未來兩年，預計公司脫硫脫硝運營業(yè)務將持續(xù)擴張。公司資金充裕，后續(xù)可能會繼續(xù)以BOT模式擴張或者收購脫硫脫硝運營資產(chǎn)。干法脫硫市場空間廣，褐煤制焦完善產(chǎn)業(yè)鏈。―十四五”期間，國家計劃建設(shè)16個煤電基地合計裝機容量6億千瓦。煤炭開采以及電站建設(shè)都是高耗水行業(yè)，煤電基地水資源匱乏。預計干法脫硫工藝在煤電基地建設(shè)中具有廣泛市場空間。公司已經(jīng)與神華勝利電廠簽訂了8億元干法脫硫訂單，該業(yè)務有望于2022年啟動。活性焦是干法脫硫工藝的主要原材料。公司已經(jīng)具備了褐煤制焦的技術(shù)，且成本較低。濕法脫硫以及脫硝EPC業(yè)務同時發(fā)展：―十四五”期間預計大量脫硫設(shè)施存在技改需求。在傳統(tǒng)的濕法脫硫EPC業(yè)務中，公司具備項目經(jīng)驗和技術(shù)優(yōu)勢，并計劃重點在技改領(lǐng)域開展業(yè)務。憑借公司項目經(jīng)驗和多年技術(shù)積累，預計脫硫技改項目的毛利率比新建機組要高。公司先后獲得脫硝BOT、脫硝EPC項目，成功打開了火電脫硝領(lǐng)域。受益于“十四五”期間，火電脫硝市場的快速啟動，脫硝業(yè)務將成為公司另一利潤增長點。（2）龍凈環(huán)保環(huán)保先鋒，迎來跨越式發(fā)展的新機遇：公司是我國大氣治理先鋒企業(yè)，憑借在除塵與脫硫領(lǐng)域的縱深發(fā)展，截止2022年，公司營收與凈利潤規(guī)模分別較2000年增加18倍、12倍，成為我國環(huán)保領(lǐng)域的巨頭。去年9月份，國家出臺大氣污染治理最嚴標準，將給公司除塵、脫硫脫硝等業(yè)務帶來新的發(fā)展契機。公司成立四大事業(yè)部，五大分公司，經(jīng)營管理團隊穩(wěn)定，將借此政策契機，迎來跨越式發(fā)展的新機遇。除塵領(lǐng)域絕對領(lǐng)先，未來仍有穩(wěn)健增長空間：作為國內(nèi)電除塵及電袋復合除塵的絕對領(lǐng)先者，市場份額遙遙領(lǐng)先。目