构筑烟气脱硫业投资机会

2019年01月10日 来源:

构筑烟气脱硫业投资机会

构筑烟气脱硫业投资机会

业内人士认为,2003年7月1日开始实施的《排污费征收使用管理条例》将为我国烟气脱硫业创造巨大的投资机会。初步测算,“十五”后期,仅江苏省火电厂脱硫项目就可形成一个1270亿元的巨大市场,而华东地区浙江、山东火电厂燃煤机组容量均超过江苏,预计全国的市场容量将达到数千亿元。

按照规划,“十五”后两年我国每年需要新增装机容量2500万千瓦以上,目前在建电源规模8840万千瓦,到“十五”末预计可投产5500万千瓦。正在制定的“十一五”规划,将加大电力工程的开工规模和投资规模,一直到2010年脱硫市场都会保持旺盛的需求。

新条例及收费标准做出重大调整

2003年相继出台的新条例及收费标准,对二氧化硫排污收费有重要改变:一是由超标收费变为总量收费;二是由“两控区”试点收费变为全国范围收费;三是由每公斤0.211元变为0.633元,二氧化硫总缴费量将提高数倍。有专家认为,新政策将从推动企业进行污染治理投资和排污费征收大幅提高这两方面拉动环保产业的需求,其中对火电厂烟气脱硫行业的促进作用。

首先,安装脱硫设施是大势所趋。新条例中二氧化硫排污收费标准提高幅度、收费范围扩大得,将使二氧化硫排污成本在未来3年急剧上升。在这种背景下,火电厂特别是新建火电厂势必需要安装脱硫设施。据悉,我国新的《火电厂污染物排放标准》即将出台,估计目前有1/3以上的火电机组二氧化硫将属超标排放。按照有关政策,绝大部分新建电厂必须安装烟气脱硫设施。按新建电厂需求占整个烟气脱硫市场需求的80%、新建火电厂80%安装脱硫设施计算,未来3年国内火电厂烟气脱硫市场平均每年将在60亿元左右。

其次,脱硫成本降低为电厂脱硫的普及创造了基础。近年来,国内环保企业纷纷引进国外技术,通过设备的国产化等措施,使脱硫价格降至300元至500元/千瓦,大大低于原来国外公司1000元至1200元/千瓦的水平。成本的降低为电厂脱硫的普及创造了基础。目前电厂脱硫运行成本(包括折旧)在0.75元/公斤左右,已接近二氧化硫收费标准。

目前,国内烟气脱硫市场需求旺盛,而供给严重不足。业内人士认为,企业只要有足够的资金支持,进入脱硫行业并没有太高的门槛。比如,2002年成立的江苏苏源环保公司在2003年的合同金额已超过10亿元;上市公司武汉凯迪电力在引进国外脱硫技术之后也迅速壮大。但相对来说,该行业对技术人员的资历有较高要求,目前较大的脱硫企业技术人员一般在60人至100人的规模,但尚未形成实力特别强大的脱硫企业。

专家建议,脱硫企业应因地制宜,在符合国家政策的前提下,自主选择适合自身特点的脱硫工艺和设备,从而形成符合市场经济运行规律的脱硫产业。由于我国的脱硫产业刚刚起步,国家在此阶段应有重点的和必要的扶持,这也是发达国家环保产业发展过程中的经验,既要通过竞争使用户能够用上质优、价廉的产品,又要防止无规则的恶性竞争。在经济、可靠的原则下,继续提高烟气脱硫设备的本地化比例,降低工程造价。

新标准不可能造成实质性冲击

2003年7月1日起施行的《排污费征收使用管理条例》规定,二氧化硫收费水平将由目前的每公斤0.2元终提升到每公斤0.63元,这意味着火电企业二氧化硫总缴费量将提高几倍。但采访时了解到,火电行业并不会因此受到实质性冲击。

据估算,我国火电行业目前二氧化硫年均排放量在1000万吨左右,按照二氧化硫排污费标准,前3年的二氧化硫排污费分别为:21亿元、42亿元、63亿元。按照火电行业每年400亿元净利润计算,到了第三年(也就是2005年7月1日之后),二氧化硫排污费将吞噬掉整个火电行业近16%的净利润。

按照二氧化硫收费标准由0.2元/公斤提高到0.21元/公斤、0.42元/公斤和0.63元/公斤,供电煤耗为394克/千瓦时,燃煤含硫量按1%计算,火力发电厂因缴纳二氧化硫排污费每度电的成本将由0.0017元提高到0.0050元。如果要减排二氧化硫,火电厂的主要方法还是安装烟气脱硫设施。目前,国内火电厂烟气脱硫设施投资成本大约在300元/千瓦,脱硫运行成本在0.75元/公斤左右,也会给火电厂带来不少成本压力。

江苏省环保产业协会介绍,目前各地对火电厂二氧化硫排污收费太低,全国标准仅为每吨300元,稍高的南京市、北京市也分别只有800元和1000元。而发达国家每吨二氧化硫的治理成本在2000元以上。排污成本与治理成本相差悬殊,使火电厂纷纷交费排污而不愿治理。尤其在实行竞价上后,企业如安装脱硫设施势必增大发电成本,在竞价上中处于不利地位。

新排污标准不可能对电力行业造成实质性冲击。首先,新《条例》历时两年多才终实施,并广泛征求过企业的意见,是考虑了企业承受能力而终制定和实施的,不可能对电力行业造成实质性的冲击。其次,目前电力行业属于典型的强势行业,火电企业对上游的煤炭行业拥有明显的侃价能力;对下游产业和电力市场而言,目前面临的是电力相对紧缺的局面,因此仍存在优势。第三,电力行业是目前毛利率水平较高的一个行业。据对2002年19家火电类上市公司的统计,2002年平均毛利率水平为39.84%,全成本为0.23元/千瓦。照新标准计算,二氧化硫收费水平虽有提高,但终影响并不大。第四,在污染费用的使用上,火电企业尤其是跨地区的电力上市公司,完全可以更好地利用排污费用进行烟气脱硫治理,在各项配套法规相继出台(如排污权交易制度)后,还可能因此获益不少。

国家将控制二氧化硫排放

针对我国二氧化硫年排放量大大超出环境自净能力、近1/3国土酸雨污染严重的现实,经国务院批准,国家环境保护总局和国家发展和改革委员会将采取多项旨在进一步加强燃煤电厂二氧化硫污染防治的新措施。

据环保总局有关负责人介绍,这些新措施包括:

大中城市建成区和规划建成区内,原则上不得新建、扩建燃煤电厂。对符合国家能源政策和环保要求的热电联产项目,在按程序审批后,要同步配套建设脱硫设施,与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用,所需资金纳入主体工程投资概算。

在东中部地区以及西部“两控区”内新建、改建和扩建燃煤电厂,要严格按照基本程序审批,同步配套建设脱硫设施。

西部“两控区”以外的燃煤电厂,不符合国家排放标准、总量控制、环境容量等环保要求的,也要同步配套建设脱硫设施;符合环保要求的,可预留脱硫场地,分阶段建成脱硫设施。在西部地区建设燃用特低硫煤(含硫量小于0.5%)的坑口电站,有环境容量的,可暂不要求建设脱硫设施,但必须预留脱硫设施建设场地。

为平衡新建、改建和扩建燃煤电厂二氧化硫总量指标,而由地方政府承诺的各类二氧化硫污染治理项目,必须与主体工程同时验收。

《“两控区”酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划》确定的137个重点治理的燃煤电厂脱硫项目必须按期完成,目前尚未启动的项目必须限期实施。对拒不实施或无正当理由不按期完成国家确定治理项目的地区、电力集团和企业,应依法进行处罚,同时,不再审批该地区、电力集团和企业的新、改、扩建项目。

对不符合城市规划和环保要求的市区内现有燃煤电厂,要通过建设脱硫设施、机组退役或搬迁等措施,逐步达到环保要求。2000年以后批准建设的新建、改建和扩建燃煤电厂(西部燃用低硫煤的坑口电站除外),应限期在2010年之前建设脱硫设施。2000年前批准建设的燃煤机组,二氧化硫排放超过标准的,应分批建设脱硫设施,逐步达到国家排放标准要求。对现有含硫量大于1%、“九五”以来批准建设并预留脱硫场地和位于国家113个环保重点城市市区的燃煤机组脱硫项目,予以优先安排。

研究制定燃煤电厂上电价折价办法等鼓励脱硫的经济政策,建立电厂上电价公平竞争机制。

制定火电厂二氧化硫连续监测和环保优先调度管理办法,以加强火电排放的监测管理并促进电力结构调整和清洁电力发展,切实减少二氧化硫排放。修订现行的燃煤电厂二氧化硫排放标准,促进新建燃煤电厂二氧化硫控制,推动现有电厂脱硫,做到技术上可行、经济上合理。

加强对燃煤电厂二氧化硫排污费的征收和使用管理,排污费必须纳入财政预算,列入环境保护专项资金进行管理,用于电力企业二氧化硫污染防治,不得挪用。

进一步加强对燃煤电厂二氧化硫排放监测和污染防治工作的统一监督管理,加强环境执法检查,严肃查处各种环境违法行为。