燃煤火力发电厂脱硝触媒行业产业链分析

第一节 燃煤火力发电厂脱硝触媒行业产业链概述

蜂窝体SCR 脱硝催化剂主要成分一般包括纳米TiO2、V2O5及WO3。此三种成分所占催化剂比例超过95%，而TiO2所占比例一般在80%～85%。为了满足生产工艺需要，保证易挤压成型，另外还需增加一些粘胶及玻璃纤维等混合物添加剂来增加泥料强度与流动性，调整其物理性能。

SCR 催化剂成分

燃煤火力发电厂脱硝触媒行业产业链简图

第二节 燃煤火力发电厂脱硝触媒上游行业发展状况分析

一、上游原材料生产情况分析

SCR脱硝工艺的核心是催化剂，喷入的氨与烟气中的NOx在催化剂表面上反应生成氮气和水蒸汽。通常采用的催化剂全是以多孔二氧化钛作为载体，起催化作用的活性成份五氧化二钒和三氧化钨分布在其表面。

上游主要原材料是纳米级二氧化钛(钛白粉)。纳米级钛白粉作为SCR脱硝催化剂的载体，占催化剂粉体的80%-90%，总成本的40-50%。

在催化剂生产中，最主要的原材料是催化剂载体—纳米级TiO2。纳米级TiO2的生产目前主要被日本石原、日本琾化学、法国millennium三家厂商垄断。国外厂商针对我国“十二五”NOx控制规划已有提价行为。近年来，国内一些企业虽已分别引进日本、德国、美国等国的技术，但产能尚不能完全满足国内的需求，又因受国内原材料品质的影响，难以生产出优质的产品，也难以满足未来脱硝市场发展的需要。

在脱硝催化剂生产中，催化剂载体—纳米级TiO2的生产最为关键，对我国火电脱硝产业的发展极其重要，催化剂载体在国内的产能缺口很大，直接影响催化剂成本和SCR工艺的发展，对国内催化剂产能也有影响。为保障“十二五”期间火电厂NOx控制工作的顺利进行，加快SCR催化剂用纳米级TiO2载体国产化进程已成为重中之重。国内已建和在建的催化剂生产线有十多条，但有能力生产纳米级TiO2的企业却屈指可数，只有重庆市新华化工厂、四川华铁钒钛科技股份有限公司、重庆远达催化剂有限公司三家企业。为了保证脱硝催化剂原料的充分供应，东方锅炉集团与重庆新华化工厂联合投资生产脱硝催化剂载体，重庆新华化工厂从美国引进了硫酸法生产高档锐钛型钛白粉的技术，预计一期产能4000吨/年，远期产能10，000吨/年；四川华铁钒钛科技股份有限公司利用先进的清洁生产工艺生产脱硝催化剂载体，一期工程产能5000吨/年，已于2009年底建成投产，计划二期工程产能15，000吨/年、三期工程产能20，000吨/年；重庆远达催化剂制造有限公司建立的脱硝催化剂载体生产线计划产能10，000吨/年。目前，国内催化剂TiO2载体产能约为20，000吨/年，国内产品的主要问题是控制好TiO2在纳米级粒径均匀分布。因为催化剂载体TiO2生产工艺要求严格，做出合格的催化剂产品对每一个企业都是挑战，但广阔的市场前景让国内很多企业纷纷投资建设这类项目。我国火电厂脱硝产业的发展就如已经起步的列车，正待跨入高速前进的轨道。

二、上游原材料需求情况分析

近日，环保部颁布了《火电厂大气污染物排排放标准(二次征求意见稿)》。该文件与2009年颁布的第一次征求意见稿相比，在脱硝减排进展速度及力度上，都有了明显提高。《火电厂大气污染物排放标准(二次征求意见稿)》计划2012年1月1日开始实施。它要求，从2012年1月1日开始，所有新建火电机组NOx排放量不得超过100毫克/立方米。并且从2014年1月1日起，要求重点地区所有火电投运机组NOx排放量达到100mg/立方米，非重点地区2003年以前投产的机组达到200mg/立方米。而2009年7月环保部出台的《火电厂大气污染物排放标准(征求意见稿)》则将脱硝完成时间定在2015年1月1日。其中，重点地区NOx排放量达到200毫克/立方米，非重点地区则为400毫克/立方米。政策刺激下的火电脱硝市场潜力目前是环保企业最为关注的。据不完全统计，我国目前大约有4000万千瓦的火电机组安装了脱硝装置并正常运行，但这仅仅占总装机容量的6%左右，未来5年也就是“十二五”期间，若重点区域的现役机组以及新增机组全面实现脱硝，那么“十二五”期间内新增的脱硝装置将至少达到 2.7亿千瓦，整个脱硝产业市场有望突破490亿。

目前火电行业降低NOx 的排放，主要有两种措施：一是控制煤燃烧过程中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，主要包括SCR(催化性还原)技术和SNCR(非催化性还原)技术。

纳米级钛白粉作为SCR脱硝催化剂的载体，是SCR 脱硝催化剂的重要部分。然而目前，全球只有日本和欧洲的少数厂家可以生产纳米级钛白粉。我国虽然是钛白粉生产大国，但是仅东方凯特瑞(属于东锅)已经生产出符合要求的纳米级钛白粉，而且产能也仅能满足其自身需求的1/3 左右。我国催化剂企业基本都要从国外进口纳米级钛白粉，价格非常昂贵，导致催化剂制造成本居高不下。

第三节 燃煤火力发电厂脱硝触媒下游行业发展情况分析

一、发电量需求

2005---2011年我国全口径发电量表

单位：亿千瓦时

2005年—2011年我国全社会用电量需求表

单位：亿千瓦时

二、电力“十二五”发展规划

2011-2020年电力装机容量发展规划

单位：万千瓦

“十二五”电力工业发展规划研究中，按照安全、经济、绿色、和谐的规划原则，统筹未来十年和长远发展战略以及各种电源结构的经济性，提出了优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。

1、优先开发水电

我国水力资源理论蕴藏年发电量为6.08万亿千瓦时，平均功率6.94亿千瓦；技术可开发装机容量5.42亿千瓦，年发电量2.47万亿千瓦时；经济可开发装机容量4.02亿千瓦，年发电量1.75万亿千瓦时。在地域分布上极不平衡，西部多，东部少，相对集中于西南。开发程度在地区间差异也很大，2009年底我国水电开发程度为45.7%，其中东部地区水电基本开发完毕，中部地区开发程度达到73%，而西部地区开发程度较低，仅为23%，特别是西南地区仅为17%。

水电是供应安全、成本经济的可再生的绿色能源，替代燃煤发电的安全性、经济性和灵活性都很高，需要放在优先开发的战略位置。其基本发展思路是：

实行大中小开发相结合，推进水电流域梯级综合开发。加快水电流域规划和勘测设计，保证水电基地连续滚动开发。继续加快开发十三个水电基地，重点开发四川、云南和青海境内的大型水电基地电站，积极开展西藏境内河流水电流域规划、前期工作，适时开工建设。积极开发中小型水电站，促进能源供应结构优化，促进水电资源在更大范围内优化配置。

促进绿色和谐开发。在河流规划、勘探设计、施工建设和投产运行全过程落实和强化生态环境保护，做到同步规划、同步建设和同步运行。结合区域、河流的生态环境和移民实际，进一步优化调整河流开发规划方案，适度控制高坝大库容水电站布局。成立国家级移民管理机构，统筹全国水电移民管理协调工作，负责装机容量在1000万千瓦以上的水电基地、100万千瓦以上水电站以及跨省水电站移民的协调管理工作。逐步推广移民先行政策，体现以人为本的发展理念，使地方经济和人民群众真正从水电开发中受益。

扩大资源配置范围。重视水电基地消纳市场研究，在满足本地区电力需求的基础上，合理地将水电输送到市场需求空间大、电价承受能力高的东中部地区消纳。重视西南地区水电季节性电能消纳研究，依靠价格和市场机制，扩大消纳范围，最大限度减少弃水。加强水电输电规划研究，加快输电通道建设，促进电源电网协调发展。加强水电开发管理，合理开放水电投资市场，鼓励市场竞争，促进水电基地加快开发。实施走出去战略，积极推动周边国家水电资源开发和向我国送电。

加快抽水蓄能电站发展。把抽水蓄能电站纳入电力系统进行统筹优化和规划布局，研究制定促进抽水蓄能电站健康有序发展的投资模式和定价机制，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。

水电开发重点及目标是：

继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个规划装机容量合计超过2亿千瓦、开发率仅为11%的水电基地。

在“十二五”期间，6个大型水电基地可投产大型干流电站主要有溪洛渡、向家坝、锦屏梯级、糯扎渡等，预计可投产容量5200万千瓦左右；其他省区市以及四川、云南两省的非干流水电可投产容量3550万千瓦左右，全国水电投产规模8750万千瓦左右。到2015年，全国常规水电装机预计达到2.84亿千瓦左右，水电开发程度达到71%左右（按经济可开发容量计算，下同），其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在54%左右。

在“十三五”期间，6个大型水电基地可投产干流电站容量4000万千瓦左右，再加上其他省区市投产水电和四川、云南两省内非干流水电，全国水电投产规模达到4600万千瓦左右。到2020年全国水电装机预计达到3.3亿千瓦左右，全国水电开发程度为82%，其中西部水电开发程度达到67%。

此外，要重视境外水电资源开发利用。重点开发缅甸伊江上游水电基地，在“十二五”开工1460万千瓦，在“十三五”开工680万千瓦、投产1460万千瓦左右，全部送入国内，主要在南方电网消纳。

预计2030年全国水电装机容量4.5亿千瓦，超过经济可开发容量，除西藏外，全国水电基本开发完毕。

2、优化发展煤电

我国煤炭资源丰富，2000米以浅的预测煤炭资源量为5.6万亿吨，能源剩余可采总储量中原煤占58.8%，决定我国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在。截至2007年底，全国查明煤炭资源量1.2万亿吨。我国煤炭分布不均衡，在煤炭探明保有储量中，华北和西北地区煤炭储量所占比例高，其中山西、内蒙古、陕西和新疆四省区集中了全国近76%的煤炭储量，开发潜力巨大。东北、华东和中南地区煤炭储量所占比例低，经济最发达的十省市（北京、辽宁、天津、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东）保有储量仅占全国的5%，且资源探明率较高，煤炭产量极为有限。

截至2009年底，东北地区辽吉、华北地区京津冀鲁、华东地区沪苏浙闽、华中地区豫鄂湘赣渝、南方地区两广和海南等主要受端地区的煤电装机占全国燃煤机组总量的66%左右。煤电基地跨区跨省送电容量5188万千瓦，占煤电装机总量的8.6%左右，其中内蒙古送出1960万千瓦，山西送出1298万千瓦，陕西送出360万千瓦，安徽送出720万千瓦，贵州送出850万千瓦，与输煤相比，输电比重偏低。

我国煤炭资源禀赋特征决定了煤电具有较好的供应安全性和经济性。考虑大规模发展煤电带来生态环境影响等因素，必须坚持优化发展煤电的方针。其基本发展思路是：

推行煤电一体化开发，加快建设大型煤电基地。贯彻落实国家西部大开发战略，加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，合理控制东部地区煤电装机规模，坚持输煤输电并举。在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。

鼓励发展热电联产。统筹燃煤、燃气多种方式，结合城市热网、工业园区建设、小锅炉替代等，统一规划高参数、环保型机组、符合国家政策的热电联产项目。企业自备电源建设应该与周边区域电源、热源和电网发展统筹规划。

推进煤电绿色开发。大力推行洁净煤发电技术。西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。

煤电开发重点和发展目标是：

以开发煤电基地为中心，重点建设16个大型煤电基地，包括：山西（晋东南、晋中、晋北）、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州。综合考虑煤炭和水资源等外部条件，上述煤电基地可开发总规模超过6亿千瓦，正在开展前期工作的装机规模4亿千瓦左右。

“十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工1.97亿千瓦，占66%；投产规模2.9亿千瓦，其中煤电基地投产1.5亿千瓦，占52%，东中部受端地区投产8500万千瓦，占28%。2015年我国煤电装机预计达到9.33亿千瓦。

“十三五”期间，全国煤电规划开工规模2.6亿千瓦，其中煤电基地开工1.63亿千瓦，占62.7%；投产规模2.5亿千瓦，其中煤电基地投产1.36亿千瓦，占54.6%，东中部受端地区投产6200万千瓦，占24.6%。2020年我国煤电装机预计达到11.6亿千瓦。

3、大力发展核电

截至2009年底，我国已建核电装机容量为908万千瓦，其中，江苏省212万千瓦，浙江省301万千瓦，广东省395万千瓦。

已核准在建容量超过3400万千瓦，其中2台机组采用EPR三代技术路线，4台机组采用AP1000三代技术路线，其余均采用二代改进型技术路线。已开工建设和通过可研审查的厂址资源，已超过7000万千瓦。考虑备选厂址后，我国现有厂址资源可支撑核电装机1.6亿千瓦以上。通过进一步选址勘察，我国核电厂址资源可满足3～4亿千瓦的核电装机。

核电是经济性好、可规模化发展的重要绿色能源之一，在负荷中心规划建设核电机组，有利于减少环境污染，减轻煤炭运输压力，对满足地区电力需求增长、保障能源供应安全具有重要意义，必须坚持大力发展核电方针。其基本发展思路是：

高度重视核电安全，强化核安全文化理念。坚持在确保安全的基础上高效发展核电。加快制定颁布核电安全技术标准，明确核电准入门槛，健全核电安全机制。优先采用先进安全核电技术，在核电站设计、制造、建设、运行、退役的全过程中，建立高标准质保体系和核安全文化体系。

坚持以我为主，明晰技术发展路线。坚持压水堆-快中子增殖堆/高温气冷堆-核聚变堆技术路线。全面掌握第三代核电工程设计和设备制造技术，加快发展三代核电后续项目，尽快实现我国先进压水堆的自主设计、自主制造、自主建设和自主运行目标。加快开工建设高温气冷堆示范工程，开工建设快中子增殖堆示范电站。组织核聚变技术攻关，争取走在世界前列。

统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化。在消化吸收国外标准的基础上，结合国情，逐步建立、完善与国际接轨的我国核电技术标准体系。抓住引进第三代核电技术建设自主化依托工程和第二代改进型机组批量发展的机遇，对技术难题进行定点联合攻关，实现设计、制造一体化的生产模式，提高核电成套设备制造技术和能力。

理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程。发挥市场机制，推行多业主、专业化，逐步增加核电建设控股业主数量。理顺核电投资、建造和运营机制，大力推行核电设计、工程管理和运行维护的专业化发展。培育广泛参与、公平竞争、健康有序的建设市场。做好核电人力资源规划，加快核电人才队伍建设。加强科技研发平台建设，建立产学研用相结合的技术创新体系。

建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。成立国家级核燃料公司，加快构筑适应国内外两种资源、两个市场的核燃料循环体系。加大国内铀资源勘探力度，增加资源储备，加强与国外铀资源勘查与开发的合作，完善铀产品贸易体系，建立国内生产、海外开发、国际铀贸易三渠道并举的天然铀资源保障系。加快乏燃料处理设施建设，尽快形成相适应的能力，完善核燃料循环工业体系。

核电发展重点和目标是：

在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东、广西、海南等沿海省区加快发展核电；积极推进江西、湖南、湖北、安徽、吉林、重庆、河南等中部省份内陆核电项目，形成“东中部核电带”。

规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区，2011年开工建设我国首个内陆核电，力争2015年投产首台机组。2020年规划核电装机规模达到9000万千瓦、力争达到1亿千瓦。

4、积极发展风电等可再生能源发电

非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会的电价承受能力和保持国内经济的国际竞争力的条件下积极推进。要积极推进技术较成熟、开发潜力大的风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源发展；加快分布式可再生能源发电建设，解决偏远农村地区用电问题；促进可再生能源技术和产业发展，提高可再生能源技术研发能力和产业化水平，力争2020年我国风电技术处于世界领先水平，2030年我国太阳能技术处于世界领先水平。

（1）积极发展风电

截至2009年底，我国风电装机1760万千瓦，其中“三北”地区风电装机1418万千瓦，沿海地区风电装机315万千瓦。

根据中国气象局普查成果，全国陆地离地面10米高度的风能资源总储量为43.5亿千瓦，技术可开发量约为3亿千瓦，海上可开发利用的风能约7.5亿千瓦。我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”（华北北部、东北、西北）及东南沿海地区。其中，“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆等省区近200公里宽的地带，具有建设大型风电基地的资源条件；东部沿海风能资源丰富带主要包括山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等省（区、市）沿海近10公里宽的地带；此外，在我国内陆如河南、湖北、湖南、重庆、江西、云南、贵州等省份的一些河谷、山区、湖区存在一些孤岛式分布的风能资源丰富区域，适合建设零星小型风电场。

风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。

规划2015年和2020年风电规划容量分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。在2020年前，结合大规模开发，着力构建较为完善的风电产业化体系，全面掌握风力资源详查与评估技术、风电整体设计技术、变流器及控制系统、叶片设计制造技术、风电并网技术、风电与其他发电方式互补技术、分布式开发利用技术等，力争使风电产业真正处于世界先进水平，开发成本得到大幅度降低，为2020年后大发展创造良好基础。到2030年风电规划装机容量达到3亿千瓦以上。

5、促进发展太阳能发电

我国幅员广阔，太阳能资源十分丰富。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古中部和西部、甘肃、宁夏、四川西部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部等广大地区的太阳辐射总量大。截至2009年底，我国太阳能发电容量为30万千瓦，主要分布在北京、上海、广东、内蒙古等地区。

发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势，在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站，解决无电人口的供电问题，重点地区是西藏、青海、内蒙古、新疆、宁夏、甘肃、云南等省(区、市)。在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置，扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模，重点在北京、上海、江苏、广东、山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电。为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，在甘肃敦煌、青海柴达木盆地和西藏拉萨(或阿里)建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、青海、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目。

太阳能发电具有出力不稳定和间歇性的特点，与风电类似，在发展中需要重视研究大型太阳能发电并网问题。

“十二五”期间，重点在经济发达和西北太阳能资源丰富地区发展太阳能电站，2015年太阳能发电规划容量达到200万千瓦左右。2020年太阳能发电规划容量达到2000万千瓦左右。

6、因地制宜发展生物质能及其它可再生能源发电

生物质发电包括农林生物质发电、垃圾发电和沼气发电。我国每年农作物秸秆产量约7亿吨，薪材年产量约2亿吨，相当于5亿吨标煤，据初步测算，约有1亿多吨秸秆和薪材可用于生物质能发电。在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂，或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组。在大中型农产品加工企业、部分林区和灌木集中分布区、木材加工厂，建设以稻壳、灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂。在规模化畜禽养殖场、工业有机废水处理和城市污水处理厂建设沼气工程，合理配套安装沼气发电设施。2015年和2020年生物质发电规划容量分别达到300万千瓦和500万千瓦。

合理利用地热资源，在具有高温地热资源的地区发展地热发电，研究开发深层地热发电技术。积极推进海洋能的开发利用。2015年和2020年地热和海洋能发电规划容量分别达到1万千瓦和5万千瓦。

生物质能及其它可再生能源发电竞争力较低，需要国家给予投资及税收方面的补贴。

7、适度发展天然气集中发电

我国天然气资源有限。天然气探明储量2.46万亿立方米（2008年数据），主要分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、东海、琼东南、莺歌海和渤海湾九大盆地，其中塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地天然气资源丰富，超过总资源量的50%。截至2009年底，我国天然气发电装机容量约为2400万千瓦，主要分布在京津唐、长三角和珠三角地区。

天然气是清洁的化石能源，未来主要依靠进口增加供应，同时天然气价格较高，发电成本远高于水电、核电和燃煤发电。综合分析，天然气应主要满足民用、交通、工业用气等城乡居民生活和非电行业的快速增长的需要，可供发电用气量较为有限。天然气发电机组运行灵活，启动快且启停方便，在电网中主要承担调峰任务。

天然气（包括煤层气等）发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。

2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为3000万千瓦和4000万千瓦。天然气发电规模取决于天然气价格的竞争力，按照目前气价水平，需要国家出台相应支持政策，才能够规划布局更大规模的大中型天然气发电机组。

8、因地制宜发展分布式发电

结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组，提高能源利用效率。2015年和2020年天然气分布式发电规划容量分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。

在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，在小水电资源丰富地区，优先开发建设小水电站，根据风、光和地热资源发展小型风力发电、太阳能发电和地热发电等，解决广大农村居民生活用能问题，改善农村生产和生活条件。

推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。

第四节 氮氧化物（NOx）方面

一、氮氧化物排放现状

2006-2011年全国电力行业氮氧化物排放量表

单位：万吨

二、NOX排放相关的法律法规及标准

（一）国家政策层面

1、2003年7月1日根据国务院《排污费征收使用管理条例》及《排污费征收标准管理办法》对提出“氮氧化物在2004年7月1日前不收费，2004年7月1日起按每一污染当量0.6元收费。

2、《大气污染防治法(修订草案)》、《环境行政处罚办法(修订草案)》、《新化学物质环境管理办法(修订草案)》和《地方环境质量标准和污染物排放标准备案管理办法(修订草案)》审议通过。

3、《火电厂氮氧化物防治技术政策》（环发[2010]10号）的颁布，国家在“十二五”期间加大对氮氧化物排放的控制力度。

4、环境保护部环办2009247号文，要求全面开展氮氧化物污染防治。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置，2015年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。

5、国发〔2011〕26号，国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知要求2015年，全国化学需氧量和二氧化硫排放总量分别控制在2347.6万吨、2086.4万吨，比2010年的2551.7万吨、2267.8万吨分别下降8%；全国氨氮和氮氧化物排放总量分别控制在238.0万吨、2046.2万吨，比2010年的264.4万吨、2273.6万吨分别下降10%。

6、新修订的《火电厂大气污染物排放标准》从2012年开始实施，其中，从2012年1月1日起，新建火电机组氮氧化物排放量要达到100毫克/立方米；从2014年7月1日起，除特殊机组排放量要求达到200毫克/立方米外，其余也均要求达到100毫克/立方米。

经预测，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，共需脱硝投资1950亿元，2015年运行费用需612亿元/年。到2020年，需要新增烟气脱硝容量10.66亿千瓦，共需脱硝投资2328亿元，2020年需运行费用800亿元/年。

（二）地方政府层面

目前，全国一些省市先后制订了氮氧化物的排放标准，但各地标准并不相同。其中，北京2008年7月1日起开始实施的指标要求低于100毫克/立方米，为最严格指标。江苏、广东等省市已经提前明确脱硝政策，一般要求在2014年前完成相关设备的改造，我们认为这将是国家和各级政府的一致要求。

1)《广东省火电厂降氮脱硝工程实施方案》要求，珠三角地区要在2012年底前，完成区域内30万千瓦以上燃煤机组降氮脱硝工程改造；2013年底前，完成区域内12.5万千瓦以上、30万千瓦以下燃煤机组降氮脱硝工程改造；

2)江苏省环保厅近日下发了《关于加强燃煤机组烟气脱硝设施建设和运行监督管理的通知》，要求电力企业的脱硝设施建设必须在2013年前建设完成。

3）北京市《锅炉大气污染物排放标准》（DB11/139-2007）规定，所有锅炉一律100毫克/立方米，为最严格指标。

4）上海市《锅炉大气污染物排放标准》（DB31/387-2007）规定。新建机组200毫克/立方米。

第五节 脱硝装置设置及使用情况

一、脱硝装置的设置及使用情况

脱硝工程市场：截至2009年，我国煤电装机容量为599000MW左右，其中已经安装脱硝装置的约61000MW，未安装脱硝装置的538000MW，并且按照我国未来十年的装机规划，“十二五”期间，将新增火电装机282890MW，“十三五”期间将新增火电装机227000MW，按照脱硝工程目前的投资成本70-130元/KW测算（改造在“十二五”期间完成），未来存量脱硝市场规模为420.70亿元-781.30亿元，“十二五”期间新增脱硝市场规模为198.02亿元-367.76亿元。

截至2010年全国投入运营的燃煤脱硝机组共218台，总装机容量97000MW，2010年煤电装机容量达到698000MW，仅占煤电机组容量的13.9%，在建、规划（含规划电厂项目）的脱硝工程容量超过100000MW，未安装脱销装置的煤电机组为601000MW。

二、相关法律法规

2010年1月，环境保护部颁布了《火电厂氮氧化物防治技术政策》，指导火电行业采用先进适用的NOx减排技术。技术政策中明确提出火电厂氮氧化物防治的技术路线，将低氮燃烧技术作为燃煤电厂锅炉的出厂基本配置技术，若采用低氮燃烧技术后仍不能满足要求时应建设烟气脱硝设施。《火电厂氮氧化物防治技术政策》前瞻性的考虑了将要修订发布的《火电厂大气污染物排放标准》将会施行更严格的排放限值，以具备很好适应性的选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）三种烟气脱硝技术为主给出了框架性的火电烟气脱硝技术选用建议方案，并对二次污染控制提出了具体要求。其中建议方案为：“1）新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于600MW时，也可选用SNCR-SCR；2）燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR-SCR；3）燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其它烟气脱硝技术。”

2010年2月，环境保护部发布《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南（试行）》（HJ-BAT-001），将SCR和SNCR列为现阶段我国燃煤电厂烟气脱硝的最佳可行技术，并说明了这两种技术的工艺原理、物料消耗及污染物排放、技术适用性及特点、最佳可行工艺参数、污染物削减和排放、二次污染及防治措施、技术经济适用性等内容。

2010年2月，环境保护部同时发布了《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。《火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法》（HJ562-2010）中对SCR系统设计的技术要求是：“系统不得设置反应器旁路；在催化剂最大装入量情况下的设计脱硝效率不得低于80%；氨逃逸浓度宜小于2.5mg/m3；SO2/SO3转化率应不大于1%；系统可用率应不小于98%；系统的烟气压降宜小于1400Pa，漏风率宜小于0.4%。”《火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性非催化还原法》（HJ563-2010）中对SNCR系统设计的技术要求是：“氨逃逸浓度应控制在8mg/m3以下；系统对过滤效率的影响应小于0.5%；系统负荷响应能力应满足锅炉负荷变化率要求；不增加烟气阻力；服务年限应在30年以上，寿命期内系统可用率应不小于98%。”

2011年11月30日，国家发改委发布通知，12月1日起，在全国范围内对发电用煤实施临时价格干预措施，试行阶梯电价制度，适当提高火电企业上网电价、核定和调整部分水电企业上网电价，以及调整跨省、跨区域送电价格。将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱，全国销售电价将平均每千瓦提高3分钱左右。同时，值得关注的是，自从不久前火电厂最新排污标准公布以来，一直备受各相关行业期待的火电脱硝补贴电价政策也一并公布。发改委通知中称，将对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。