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    政策助力火电行业提标改造 燃煤电厂超低排放迎蓝海

    发布时间:2017/09/19 点击量:0
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      大气污染物的治理首先从火电行业开始,历年来国家政策对火电排放要求日趋严格。2014年7月,被称为“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》开始执行,针对三类污染物提出了严格的排放标准。同年9月,《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》印发,要求全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时等。2015年12月,《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》出台,明确了燃煤机组全面实施超低排放改造。2016年,国家能源局、环保部发布《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》,进一步制定各地区煤电超低排放和节能改造的目标任务,并将任务分解细化。在国家政策的大力推动下,火电行业脱硫脱硝和超低排放改造全面开展。

      火电脱硫脱硝改造基本完成,市场处于饱和状态

      据《脱硫脱硝行业2016年发展报告》显示,2016年,全国已投运烟气脱硫机组容量约8.48亿千瓦,占全国火电机组的80.5%,占全国煤电机组容量的90.0%。已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.64亿千瓦,占全国火电机组容量的82%,占全国煤电机组容量的91.7%。近五年来看,火电脱硫机组规模基本维持每年6-7%的增速,而脱硝机组经过过去三年的高速增长也开始回落。从当期情况来看,火电脱硫脱硝市场趋于饱和,增长放缓。

      火电脱硫脱硝市场进入红海阶段,技术同质化严重

      据2016年发布的《火电厂污染防治技术政策》,火电厂烟气脱硫主要选用石灰石-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。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则宜选用非选择性催化还原技术(SNCR)。这些技术都非常成熟,各企业技术的同质化较为严重。

      火电脱硫脱硝全面进入超低排放改造

      2015年12月,《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》出台,明确了燃煤机组全面实施超低排放改造。在推进超低改造的过程中,补贴政策陆续出台。国家在电价、发电量和排污费方面对超低排放的企业做出相应的补贴。在电价补贴方面,达到超低排放标准并通过绩效审核的燃煤机组实行超低排放电价政策,规定2016年1月1日前已并网运行的机组,上网电量每千瓦时加价1分钱;后并网的机组,上网电量每千瓦时加价0.5分钱;在电量奖励方面,对达标并通过审核的机组,在分配年度发电量计划时给予增加发电小时数奖励;在排污激励方面,对达标的燃煤机组(锅炉)按差别化排污收费政策的规定核减排污费。

      火电超低排放技术简介

      超低排放改造是指通过对燃煤电厂的脱硫、脱硝、除尘装置进行改造,达到接近燃气电厂的排放标准,即NOx、SO2和粉尘排放浓度低于35、50和10mg/m3。目前,我国主流的超低排放技术有多种技术选项,脱硝改造包括低氮燃烧改造和催化剂预留层加装催化剂;脱硫改造主要有单塔一体化、单塔双分区、双托盘和双塔双循环脱硫;除尘技术包括低低温电除尘、湿式电除尘、电袋复合除尘、电除尘高频电源改造等。

      根据《电力发展“十三五”规划》,至2020年煤电机组装机容量应控制在11亿千瓦内,未来超低改造仍有5亿的存量和1.6亿的增量市场。估计改造项目合同单价约为9-15万/MW,由此估算未来我国燃煤电厂超低排放市场空间约600-1000亿元。

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