电力环保行业投资分析
第一节 投资机会分析
一、环保产业的国际机遇
中国政府正在起草“中国环保产业‘十一五’计划与远景
规划”，对鼓励环保产业发展的政策、投资机制也在进行
研究制定，通过这些政策措施的实施，中国环保产业必将得到更大的发展。中国环保产业市场一直是对外开放的，中国加入WTO后，将会进一步推动各国环保产业的先进技术、产品和管理经验进入中国市场，国际间的经济技术合作会进一步增强，这就要求我们的环保企业要有一个大的进步，在企业素质，管理水平和计算水平上尽快缩小与先进国家之间的差距。国家计委领导也到会讲了话。
据国内外一些权威机构预测，未来5年，全球跨国投资将持续增长。大量的跨国资金流动，为中国吸引外资提供有利的外部条件。跨国公司全球一体化国际生产战略已把部分生产基地移至中国，利用中国各地的原材料、劳动力等生产要素，占领当地市场（或以中国为生产基地，向周边国家和地区扩散销售）。目前跨国公司正在实施把部分
研究与开发中心设立在中国的战略。
二、电力环保的形势与机遇
改革开放以来，随着电力工业的快速发展，电力环境保护也取得了重要进展。烟尘和废水基本实现达标排放，其总排放量逐年下降；通过采取关停纯凝式小火电机组、降低燃煤含硫量等措施，二氧化硫排放上升的趋势在1998年以后已经趋缓；新建机组的氮氧化物排放通过燃烧措施得到有效控制；粉煤灰的综合利用和废水回收率均达50%以上；水电环境保护和水土保持工作不断加强；输变电环境保护工作已逐步走向正轨。电力的环境保护工作为电力的可持续发展做出了重要贡献。
在21世纪初的20年内，环境与发展仍然是人类共同面临的重大问题，对于中国的电力工业来说，这一问题更为突出。一方面，党的十六大提出的全面建设小康社会的目标，对电力工业的发展提出了新要求；另一方面，我国的一次能源以煤炭为主的状况对环境产生污染和生态影响对电力工业的发展产生新制约。如果按1981年到2000年的平均电力弹性系数0.8左右计算，到2020年，电力装机约达到10亿千瓦，预计6亿多千瓦为煤电。按1个千瓦煤电烧3吨原煤计算，一年需要18亿吨煤。对这18亿吨煤炭产生烟尘、二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳以及废水、灰渣和其它有害物质处理不当，会对全球、区域、局部的大气、水体和生态环境质量造成重大影响。与此同时，水电建设对生态环境影响也不容忽视。因此，如何把握在新时代背景下电力环保的新特点、面对新挑战，寻找并抓住新的机遇，是摆在电力企业面前的重要任务。
在新的时代背景下，其呈现出以下几方面特点：
第一，不同层面的环境问题在我国依然严重。随着全球经济一体化进程的迅猛推进，环境问题的全球化和对发展中国家的影响日益突现。
首先，在全球的环境问题方面，《〈联合国气候变化框架公约〉京都议定书》对发达国家在2008—2012年期间，规定了温室气体减排的具体目标。中国作为发展中国家，虽然不承担具体的减排义务，但是，从总量上讲，中国是温室气体排放量仅次于美国的第二大排放国家，且温室气体排放量增长势头强劲，受错综复杂的国际政治和经济形势的影响，我国减排CO2的压力不断增大。根据国家
研究报告的估计，我国1990年CO2排放量为560Mt，占人类活动引起的CO2排放量的10%，居全世界的第二位（美国为24%，日本5%，西欧16%，其它国家45%）。我国有学者预测，到2010年，我国的CO2排放量将达1300Mt左右，是1990年CO2排放量的2.3倍。在2010—2020年期间我国将可能成为世界第一的CO2排放大国，而电力工业将是最大的排放者。这一时期，正是我国国民经济发展的关键时期，是对在本世纪中期实现进入中等发达国家战略目标具有关键影响的时期，人无远虑，必有近忧，电力工业必须及早在战略上采取应对措施。
其次，在区域性环境问题方面，我国酸雨污染严重；而火电厂的高烟囱排放的二氧化硫及氮氧化物是导致酸雨产生的主要原因之一（2000年火电厂二氧化硫排放量占全国排放总量的40%以上，随着煤炭转换为电力比重的提高，这一比重还将不断提高）。我国的酸雨是继欧洲、北美之后的世界第三大重酸雨区，酸雨区已从20世纪80年代初的西南局部地区，扩展到西南、华南、华中和华东的大部分地区；近年来，年平均降水pH值低于5.6的地区已占到全国整个国土面积的40%左右。除酸雨之外，对区域环境有重要影响的火电厂排放的飘尘（细烟尘或者是由二氧化硫等气态物质转化而来的细颗粒），日益引起重视。
再次，从局部的环境问题来看，废水污染、灰渣飞扬、噪声超标的现象仍不同程度存在。另外，与发达国家的平均情况相比，我国电力工业的环境保护水平较低，例如，我国的单位发电量二氧化硫排放率要比发达国家高出2倍左右；烟尘排放高出2～4倍，甚至更高。
第二，对环境问题的认识在不断深化，对解决环境问题的理论不断创新。对于环境问题认识，已由早期的就环境谈环境认识，发展到90年代全球范围内的可持续发展理论。近几年，在可持续发展理论的基础上，环境安全的概念逐步建立、完善，并形成了一些理论体系，把环境安全提高到与国家安全、人类的生存安全的高度加以认识。对于解决环境问题的模式，已提出并开始建立“循环型经济”模式。所谓循环型经济模式，就是要求以环境友好的方式利用自然资源和环境的容量，实现经济活动的生态化转向；它针对传统经济的“资源？产品？废弃物”单向流动的线性经济，提出了“减量化、再利用、资源化”三大原则。发达国家正在把发展循环型经济、建立循环型社会看作是实施可持续发展的重要途径和实现方式，有的发达国家如德国、日本已有这方面的立法。
第三，环境管理的法制化、制度化不断完善和创新。到2002年底，国家共颁布了7部环境保护法律、11部相关资源法律和30多件环境保护法规，发布了约100件环境保护规章，制定了400多项国家环境保护标准，地方性环境保护法规达1000件。多年来，国家电力专业管理部门也制定了近十项有关电力环保的管理规定。国际标准化组织环境管理标委会，已发布了15项环境管理体系标准（ISO14000系列），我国已等同转化了14项，一项正在审批。这次电力改革中，国务院5号文件也明确提出了，改革要有利于环境保护的原则，要“制定发电排放的环保折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制”。
第四，电力环境保护的领域、内容、阶段、范围不断扩大和加深。电力环境保护的领域由火电为主，逐步扩大到水电、输变电、甚至是新能源发电领域；内容也逐步由污染物排放治理逐步发展到生态保护、水土保持、电磁污染防治、噪声强化控制等各个方面；阶段由前期与生产运行阶段延伸到宏观
规划、项目论证、工程设计、施工建设、生产运行、退役处理的整个电力工业“生命周期”的全过程；范围由污染防治扩展到节能、节水、综合利用等清洁生产工艺方面，同时也深入到对二次污染的影响和治理，如火电厂脱硫废水等的治理。
第五，政府的执法力度不断加大，公众的环境意识明显提高，企业的法制观念不断强化，环境保护纠纷案例有所上升。近年来，政府与企业，企业与企业，企业与公众在环境保护方面的纠纷不断上升，纠纷的范围也在扩大，由大气污染、水体污染、噪声污染向电磁影响、生态影响等方面扩展，排污收费等管理方面的纠纷也在扩大。这一方面说明了各阶层环境保护意识都在提高，依法保护环境及依法维护企业、公众的合法权益意识在提高，同时也说明了电力企业的生产经营环境更加严酷。
第六，新出台和即将出台的几项法规、
规划、标准、政策对电力企业产生重大影响。
主要有以下几个方面：
一是，《国家环境保护“十五”计划》中，明确要求电力
行业二氧化硫排放量到2005年比2000年削减10—20%。
二是，《国务院关于两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划的批复》中也明确要求，确保2005年两控区内二氧化硫排放量比2000年减少20%，要求新建、扩建和改建火电机组必须同步安装脱硫装置或其他脱硫措施；并计划有155个火电厂脱硫项目，需投资294亿元，形成211.8万吨的二氧化硫削减能力。
三是，2002年三个部委联合颁布的《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》规定：燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施；新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足二氧化硫排放总量控制要求，烟气脱硫设施应与主机同步投运；二氧化硫超标或超总量的已建火电机组，剩余寿命超过10年的，应补建烟气脱硫设施，剩余寿命低于10年的，如采用低硫煤等措施仍不能满足环保要求的，应提前退役停运；超期服役的超标机组，应予以淘汰。
四是，国家环保总局正在进行国家强制性标准《火电厂大气污染物排放标准》的修订，对大气污染物排放标准进行全面提高；对大气污染物排放将按照浓度、总量等多重要求加以限制，从已经公布的征求意见稿来看，比现行标准平均严约50%。仅从二氧化硫排放方面，目前全国还约有20%的企业超标排放，如果又进一步提高标准，无疑会使大量的电力企业处于超标排放境地。
五是，2003年1月份，国务院颁布了新的《排污费征收使用管理条例》，根据《条例》国家有关部门已配套了《排污费征收标准管理办法》、《排污费资金收缴使用管理办法》，同时废止了国务院1982年发布的《征收排污费暂行办法》和1988年发布的《污染源治理专项基金有偿使用暂行办法》。对大气污染排放收费，由原来的超标收费改为排放就收费；由单因子收费（即烟气中只收一种污染物）变为了多因子收费；对二氧化硫，由两控区的试点收费变为全国收费，同时提高收费标准。据测算，电力系统总的缴费额将比现在实际缴费高出约十倍。
六是，根据大气法的要求，国务院正在制定大气污染物排放总量控制条例，火电厂将是总量控制的主要对象。
七是，有关部门正在制定强制性电场和磁场国家标准，以替代目前执行的推荐性标准；该强制性标准一旦颁布实施，对输、配电的建设和运行将产生重大影响。
以上特点可知，电力工业既要解决历史遗留的环境保护问题，还清“欠账”，又要在电力的快速增长中，防止新形势下可能出现的环境问题，在全球经济一体化的不断推进的过程中，我国的电力工业犹如背着一个沉重的“包袱”在经济发展的道路上赛跑，其任务是十分艰巨的。
2、电力工业环境保护面临的机遇和优势
第一，从国际环境上讲，这十年是我国电力工业发展难得的历史机遇。我国政府已经核准了《京都议定书》，在2012年之前的近十年之内，我国没有法定的减排温室气体的义务。而为了促进发展中国家的可持续发展，同时又有利于发达国家的减排温室气体，《京都议定书》提出了一种用于发达国家和发展中国家之间可以联合减排的“清洁发展机制（CDM）”，即由发达国家出钱，在发展中国家建立能够减排温室气体同时又能促进发展中国家可持续发展的项目，减排的温室气体可以计为发达国家的减排量；实施CDM是有效利用外国资金提升电力工业技术水平，促进电力工业可持续发展的重要机制。机不可失，时不再来，我国应当充分利用好这难得的十年机会，发展电力工业；同时，我国是目前具有温室气体减排较大潜力的发展中国家之一，有着较为广阔的CDM合作前景，已被有减排义务的发达国家所看好，电力
行业应当积极做好实施以CDM的准备工作。由于CDM实施牵涉到政治、经济、技术、政策等各个方面，且有严格的原则，因此，要在政府的领导下，电力
行业组织、电力企业都要
研究总体思路，制定计划，做好市场及项目的
分析、贮备工作，优先把重点放在高效率发电技术、节能提效技术改造、风电、太阳能电力及水电的开发方面，尤其是风电及节能提效的技术改造方面。
第二，改革给电力工业带来了体制和机制上的活力。其一，改革的目的是为了解放和发展生产力，促进电力工业的发展，而我国的环境保护问题必须通过发展才能根本解决，而发展电力又是极其重要的措施。一方面，提高煤炭转换为电能的比例以及提高电力在终端能源消费中的比例是解决中国大气环境问题的最重要的措施之一；另一方面，电力自身的环境问题，也只有通过发展才能解决。从近期审批及建设的大部分电力项目的环保水平来看，其总体水平基本上与发达国家持平，而且根据“以新带老”的原则，电力环保“欠账”也在逐步清还。其二，本次电力体制改革的原则之一是为了促进环境的改善，改革方案中明确提出，要
研究制定发电排放折价标准，这将有促于清洁电能的发展。其三，改革中将逐步形成政府宏观调控、电力依法监管、
行业协会自律、企业自主经营的新体制、新机制，这有助于电力环境保护工作的科学、规范、高效、有序进行。
第三，综合国力增强，公众环境意识提高，初步奠定了解决环保问题的基础。解决电力环境问题说到底是经济问题，即环保费用是由谁负担的问题，能否负担的问题。电力
行业作为政府管制的
行业和有限竞争的
行业，其环境保护的成本必须在电价中体现。但是，环保成本的不断增大，从广义上讲有赖于综合国力的增强和公众环境意识的提高。通过二十多年的改革开放，尤其是近十多年的发展，我国的综合国力有很大增强，十六大又进一步为提高综合国力
规划了宏伟蓝图，这为提高环境保护水平奠定的坚实的物质基础；同时，随着人们环境意识的提高，人们已经普遍感受到，没有良好环境的“小康”不是真正的小康，人们愿意把更多的钱花在改善环境、提高身体健康水平方面，而这正是电力工业控制污染、改善环境的社会基础。
第四，已初步具备法规、政策上的保障。其一，我国的环境保护法律中已有国家鼓励和支持环境保护的明确要求。其二，新颁布的《排污费征收使用管理条例》虽然依法扩大了收费的范围，但同时对征收费用的使用做了严格的规定，即排污费纳入财政预算，作为污染治理的补助资金和贷款贴息，全部用于污染防治方面，而且条例所体现的在收费上对污染源普遍收取，在使用上集中有限资金用于重点污染源防治的精神，对于电力企业申请使用治理二氧化硫的资金是十分有利的。其三，我国已经出台了对某些洁净煤发电技术、环保设备国产化、节能、节水、综合利用等技术设备实行优惠的政策。其四，目前国家有关部门正在按国务院的要求，为促进二氧化硫的控制
研究制定经济政策，包括老电厂脱硫成本进入电价（新建电厂已通过电价机制中解决），保证低污染物排放的电厂的合理电量，对脱硫所需资金实施贷款优惠等。如果通过电价机制解决老电厂的脱硫问题这一带有根本性经济政策出台的话，将对电力企业的环境保护产生空前重大的有利影响。其五，国家有关部门也正在试点电力二氧化硫的排放交易，旨在是通过市场的手段，在较大的、甚至是跨省级行政区域的空间范围和全电力
行业领域内，以较低的经济代价，达到较高的削减二氧化硫总量排放的目的。
第五，后发优势和技术进步为加快电力环保问题的解决提供了可行的技术支撑。解决电力环保问题的途径和手段，归根结底要依靠技术进步。我国作为发展中国家，具有受益于工业化国家的经验、教训以及利用全人类的科技成果，而形成的“后发者的优势”；同时，我国的科技进步也为电力环保提供了可行的技术支撑。近十多年来，国际上电力工业在提高能源利用效率、降低污染，加强对生态环境保护的技术领域取得了重大进步。例如，高效率燃气轮机技术正在得到广泛应用；IGCC、CFBC和PFBC等洁净煤发电技术已相继建成示范电厂并开始商业运营；大容量、超临界、超超临界机组配置常规FGD的技术迅速发展；分散型电、热、冷三联供装置和大幅度提高电力用户终端效率的各种新技术、新装置的相继出现；自动化程度、可靠性和经济性能好的输变电技术将成为发展的主流。在我国CFBC技术已得到商业化应用；PFBC正在进行工业试验；IGCC示范电站即将进入实质性的操作阶段；60万千瓦超临界机组国产化依托工程正在建设；一批燃气轮机联合循环机组建设项目已开始建设。同时，污染控制技术也得到广泛应用或取得了商业化应用的成果。如，石灰石-石膏烟气湿法脱硫、烟气循环流化床、水膜除尘脱硫一体化等技术；常规低NOx燃烧技术；燃煤机组的干除灰、干排渣技术和电除尘器提高效率改造技术；20万千瓦机组燃煤电厂袋式除尘技术；灰渣综合利用技术；电厂废水回用技术等等。在烟气脱硫方面，通过技术引进先进技术和工程实践，我国已具备了大型火电机组湿式石灰石-石膏法脱硫工程的设计、建设能力。目前，30万千瓦机组脱硫国产化示范工程已正在建设；20万千瓦国产化脱硫工程已建成投产；适合10—20万千瓦规模的中小型火电机组简易脱硫除尘技术已完成工业示范试验。由于我国脱硫工程公司已有能力参与市场竞争，使国内大型火电机组的脱硫工程造价已从3—4年前由国外承建时的每千瓦800—1200元下降到500元左右，可以说，技术问题已不是制约我国火电厂脱硫的主要因素。综上所述，电力企业在环保方面既面临新挑战又有新机遇；既要有履霜坚冰的忧患意识，又要有战胜困难的必胜信心；要审时度势，把握机遇，制定战略，采取措施，使电力发展与环境保护取得“双赢”结果。
三、电价调节带来的有利因素
据了解，全国销售电价水平每千瓦时平均提高2.2分，旨在解决电网投资还本付息、电厂煤炭涨价、新投产发电机组定价等因素对电价的影响。为了规范电价管理，积极引导电力投资，鼓励电力企业降低成本、提高效率，国家发展改革委颁布了各省（区、市）新投产机组统一的上网电价、燃煤电厂统一的政府定价电量，以及发电企业统一的超发电价。
这次调整电价的一个重要原因就是解决电力企业成本增支问题，调动电力企业生产经营的积极性。目前，电网企业面临的最大经营问题是还本付息费用增长较快，电网公司自身积累能力弱导致巨大电网投资资金缺口。
这次销售电价的上调是在电网运行新体制的基础上，通过调价理顺输配电价，从而加强电网建设。此次电价上调大约2/3上涨幅度将给电网公司，1/3部分给火力发电企业，这样将大大提升电网企业的盈利能力。
发电企业面临的主要经营问题是煤炭价格大幅上涨，今年以来，全国绝大部分地区尤其是华东、华中、广东地区发电用煤价格大幅度上涨，对发电企业影响较大，需要在发电企业消化一部分成本增支因素的基础上，适当提高发电价格。同时，部分地区新建发电企业投产、定价，也会推动电价总水平上升。
对发电企业的影响有三个方面：一是为今后煤电价格联动政策大范围出台，用以彻底解决\"市场煤、计划电\"的矛盾预留空间；二是为部分地区新投产发电企业核定上网电价，解决原无上网电价机组，新建机组的电价空间矛盾，目前浙江、江苏、河南、安徽和湖北等地原网属电厂获批上网电价即是例证；三是保证新建项目回报率，吸引多元投资进入电力
行业，分散银行风险。
此次电价上调将对下面三类发电企业（包括上市公司）形成利好：
1、煤价上涨幅度较小、电价上涨幅度较大的电力企业（如坑口电厂）；
2、经营规模较大的电力企业；
3、上网电价较低的电力企业。
电力的发展又带动整个电力设备
行业的发展。电力固定资产投资主要由电源投资和电网投资构成，其中电源投资主要形成对电站设备及电力环保设备的需求，电网投资主要形成对输变电\"一次设备\"和\"二次设备\"的需求。作为电网建设的最大的投资主体的电网公司，其盈利空间提升后将增强其投资能力，有望带动电力一、二次设备的良好发展。
四、国内电力短缺带来的压力
我国的电力市场供求在1997年达到了基本平衡点。但是1997年以后，由于受亚洲金融危机的影响，当时电力需求增长非常慢。有一年电力需求只增长了2.8%，大量的电力卖不出去，比如二滩弃水，三峡的电卖不出去。但是，即使是在这样的情况下，电力建设依然没有停顿。在1997年、1998年、1999年连续三年投产了4000多万千瓦的装机，批准开动了2600万以上的装机容量。事实上，电站项目的建设没有停顿。
最近几年，电力建设速度更加加快。2003年，新投产的装机容量达到了3484万千瓦，到2004年，一年投产的新的装机是5055万千瓦，这都破了世界纪录。世界上只有1971年，美国一年投产了4000万千瓦的装机。
之所以电力增长这么快、供给增长这么快还是有缺口，原因很多，但是基本原因是快速增长的电力供给赶不上更快速增长的电力需求。比如我们去年GDP按照现金汇率计算，只相当于美国的八分之一，但是消耗的电力是美国的一半。我们消耗的电力比日本还要多，但是GDP只相当于日本的三分之一强。尽管这里有一些结构上、汇价上的不可比因素，但是能源浪费、利用效率低的状况是不争的事实。如果经济结构不调整，不能把速度保持在合理的区间内，不加快转变增长方式，不要说电力供求紧张的矛盾难以从根本上解决，而且我们较高、较快的增长速度也难以持久，经济走不远。
2005年全国电力供需形势较2004年有所缓解，但总体依然紧张，全国最大电力缺口约2000至2500万千瓦。
我国二氧化硫污染严重，排放量多年位居世界第一。目前我国已安装脱硫设施的火电机组不到1000万千瓦，约占全国火电装机容量的4%左右。
脱硫成本降低为电厂脱硫的普及创造了基础。通过设备的国产化等措施，价格由1000～1200元/千瓦降至300～500元/千瓦，大大降低了电厂烟气脱硫一次性投资成本。成本的降低为电厂脱硫的普及创造了基础。
排放二氧化硫成本的提高成为电厂安装脱硫设施重要内因。2003年7月1日实施的《排污费征收使用管理条例》明确规定，二氧化硫排污费2003年7月1日起为0.2元/Kg，2004年7月1日起为0.42元/Kg，2005年7月1日起为0.63元/Kg。目前电厂脱硫运行成本（包括折旧）在0.75元/Kg左右，已接近脱硫运行成本。
强制性政策措施是烟气脱硫
行业目前能快速发展的根本动因。强制性政策主要包括两个方面，一是对老电厂脱硫要求。另外一个更为重要的是对新建电厂脱硫要求。有关政策规定，通过国家计委审批的新建火电厂，燃煤含硫量在0.7%以上的，必须安装烟气脱硫设施。这项政策实质上使得80%以上的新建电厂必须安装脱硫装置。
预计的电力发展形势也对脱硫
行业发展有利。到05年末以前，电力供需缺口大，老电厂缺乏真正的动力安装脱硫设施，新建电厂成为脱硫真实的也是最大的市场。在我国加快电厂建设的背景下，烟气脱硫市场开始真正兴起。而到了06年后，电力供需基本平衡，那么相关的脱硫环保就会被政府提到议事日程，那么大部分火电厂（除坑口电厂）都有可能被要求进行脱硫环保处理。
近日发改委新的电价政策也促进脱硫
行业的发展：京津唐电网内未安装脱硫环保设施的新投产燃煤机组含税上网电价为每千瓦时0.305元，已安装脱硫环保设施的新投产燃煤机组含税上网电价为每千瓦时0.32元，今后京津唐电网新投产燃煤机组均执行上述电价水平。此项政策有可能推广至全国范围，一旦政策实现，将促进脱硫
行业的进一步启动。
预计未来3年，脱硫市场平均可达60亿元左右，那么几家龙头企业（上市公司），每年承接6-10亿元左右的合同应该不成问题。尤其对几个主营业务收入基数较低的公司（凯迪电力9亿元左右、龙净环保和菲达环保均为6亿元左右），主营收入翻番机遇就在眼前。
从
行业结构看，脱硫市场基本为几家大厂商把持，包括上市公司中的凯迪电力、龙净环保和菲达环保，以及九龙电力、国电电力和清华同方的子公司，目前华光股份和浙大网新也在投入脱硫市场。另一方面，由于脱硫技术基本为引进，存在一定学习及经验壁垒。因此我们认为目前的电力环保子
行业目前基本属于垄断竞争
行业。
第二节 政策因素对投资的影响
一、制定电力环保法规提上日程
因中国的电量约有80%是由燃煤火电厂提供的，加上中国一次能源以煤炭为主的格局决定了在今后相当长的时间内电力结构仍将以煤炭为主，燃煤电厂的环保问题必须重视。
必须要确定合理的目标和排放标准，制定有效的政策，用经济手段鼓励燃煤电厂提高能效，在管理环节和清洁生产方面减少温室气体的排放。
中国当前存在的主要问题是，二氧化硫、氮氧化物排放控制的任务艰巨，烟气脱硝将提到议事日程。现有低效除尘器需要改为电除尘器或其他高效率除尘器，初期安装的电除尘器需要提效改造；部分电厂灰水中悬浮物、pH值和氟化物等难以达到排放标准要求，部分灰场灰水渗透对地下水产生影响；输变电线路及设备对环境的电场、磁场的影响
研究、评价及预防还有待加强；温室气体的排放及污染物的跨区域相互影响等环境问题对电力工业形成很大的潜在压力。
与其他国家相比，中国的法律条文和措辞要宽泛得多，但国际趋势是法律越来越详尽。他认为，详尽的法律规定会增加确定性，并会限制监管机构的自由裁量，因此，详尽的法律可能更受到国际投资者的青睐。在有关于可持续发展的问题上，避免出现既成事实之后才提上议事日程来的失误，从一开始就注意可持续问题，这样的法律可能会更有效率、更公平，效果也会更好。
为了弥补法规的不足，在实践中采用规章或文件解释的方式加以补充，但这种补充往往是法律依据不足，且容易造成不协调，甚至互相矛盾的情况。如二氧化硫的总量控制、排污收费、环境监测、水土保持、输变环保等方面都不同程度存在问题。
在此次电力法的修订中，有关环境保护方面的建议被广泛地提了出来。王志轩
分析指出，电力环境保护的法规在国家层面上主要体现在三个方面：一是环保法规中的普遍要求；二是环保法规中专门针对电力的要求；三是其他相关法律中对电力环保的要求。在规章层面上主要是两个方面，一是国家环保行政主管部门专门针对电力的污染物排放标准和其它管理规定；二是国家电力主管部门制定的有关规定。电力部门和电力企业还制定了相关的规定，建立了一系列环境管理制度。
但也有外国专家认为，电力法中的环境保护内容还需要增加类似规定环境保护的基本原则、各主体在环境保护方面的作用和职责、电力环境保护的基本管理制度和管理体系等各个细节。
同时，在电力建设、生产、供应和使用应当依照法律规定避免对环境造成损害，应当采用新技术，减少有毒废弃物的排放，防止环境污染或造成其他公共危害；还必须在构建市场、削减成本、降低价格和鼓励设备本地化等方面做出政策方面的界定。
在电价方面，若是在输电定价上，不谨慎地对容量电价多加考虑的话，将会不利于和阻碍可再生能源的发展。价格和收入设定的方法必须鼓励能源效率的提高，同时，在发电绩效标准、信息纰漏和绿色证书方面必须考虑到环境的因素。
从电力工业可持续发展的层面上看，电力环保的发展趋势主要有两个方面：一是不断调整电力结构，合理布局，提高煤炭转换为电力的比重及电能在终端能源消费中的比重，促进能源、经济、环境之间的平衡；二是环境保护要与资源节约互动发展，走“减量化、再利用、资源化”循环型经济道路。
在电力工业可持续发展上，必须要采取四个措施：
第一，大力加强电网建设，推进西电东送、南北互供、全国联网，努力实现全国资源优化配置。大型火电厂布局
规划尽量避开城市和环境敏感区，在有利于扩散或环境容量相对较大的地区建设，推动中西部坑口电厂向东部及沿海地区送电，在沿海经济发达缺少能源地区发展核电和燃气轮机,在西南大力发展水电，因地制宜利用新能源发电。
第二，不断优化火电机组结构，实现火电技术产业升级和技术升级，进一步向着高参数、高效率机组及高度自动化方向发展。
第三，依靠科技进步，提高污染控制技术水平和资源节约水平。
第四，积极推广先进的用电技术，推动全社会终端用户效率的提高。
二、2010-2015年间的环保重点
采取最严格的措施保护饮用水源，禁止工业、规模化养殖业产生的污染物直排饮用水源保护区，特别要严格控制有毒有害物质的污染；把淮河、海河、辽河、松花江、三峡库区及上游、黄河小浪底水库及上游、南水北调东线、丹江口水库及其上游、太湖、滇池、巢湖作为流域污染治理的重点；把渤海、重要河口海湾地区作为海洋环保工作重点。
国务院批准的113个环保重点城市，其环保基础设施必须与城市发展同步，具体要求：
加强城市污水和垃圾处理；将颗粒物特别是细颗粒物作为城市大气污染防治的重点；鼓励发展节能环保型轿车；优先解决油烟和噪声污染。
对污染企业搬迁后的土地进行环境风险评估和修复；限制生活垃圾与工业固体废物挤占耕地；城市建设应注重自然化、人文化、生态化，尽可能保留天然林草、河湖水系、滩涂湿地、自然地貌及野生动物等自然遗产。
以酸雨防治为重点，推进大气污染防治。
加快原煤洗选步伐，降低商品煤含硫量；合理使用煤炭资源，含硫量低的煤优先用于工业锅炉，含硫量高的煤原则上用于配有脱硫设施的燃煤电厂；新建燃煤电厂必须同步建设脱硫设施，老电厂分阶段建设脱硫设施；低硫煤、天然气、电力优先民用；加快冶金、化工等
行业大气污染治理；提高能源利用效率，大力发展风能、太阳能、生物质能等新能源，积极开发核能，科学合理开发水能。
启动农村小康环保行动，集中搞好垃圾、污水等处理。
开展全国土壤污染现状调查，建立土壤污染防治与监测制度；严格控制主要粮食生产基地和菜篮子基地的污灌，改变持久性有机污染物和重金属污染超标耕地的用途；防治农用薄膜污染耕地，严禁危险废物占用耕地；减少对土地的掠夺性开发，合理使用农药、化肥，减少对粮食、蔬菜的污染；积极发展节水农业与生态农业，加大养殖业污染治理力度。
坚持生态建设与保护并重，重点控制人为破坏；生态建设的重点应由人工建设向自然恢复转变。
严格控制破坏地表植被的开发建设活动，重点控制农牧交错区的土地退化和草原沙化，减轻农牧交错区的粮食生产压力。
抢救性建设一批重要生态功能保护区，加大国家级自然保护区建设和监管，使一批国家级自然保护区达到规范化要求。
加强矿产资源开发和旅游开发的环境监管。
规范海洋开发行为，加强典型海洋生态系统和海岛、海岸带的生态保护。
推动和实施"危险废物处置"、"城市污水处理"、"城市垃圾无害化处理"、"燃煤电厂脱硫"、"重要生态功能保护区建设"、"自然保护区管护"、"核与辐射安全"、"环境管理能力建设"等。
三、节能、节水与环保是我国火电发展的主题
今后20-30年内，节能、节水与环保将是我国火电发展的主题，优化火电结构主要围绕这个主题进行。
据悉，当前我国将在这方面做的主要工作有：第一、关停效率低、污染严重的5万千瓦以下纯凝汽式小火电机组，改造20万千瓦和一批老的30万千瓦机组。
与此同时，进一步发展大容量、高参数坑口火电机组。在生产亚临界30万-60万千瓦机组的基础上，通过引进技术和合作制造，加快研制、开发超临界机组的步伐，逐渐提高超临界机组在火电装机中的比重。国产超临界机组从60万千瓦起步，并在条件具备时考虑建设一座100万千瓦等级的超超临界机组示范电站。
第三、建设洁净煤发电示范工程。在推动洁净煤技术方面我国现已制定了长远发展
规划，力争在较短的时间内，赶上国际先进水平，实现在这一新技术发展领域上的跨越。我国已经建成10万千瓦CFBC示范电站，目前正积极准备建设30万千瓦CFBC示范机组和一座30万千瓦或40万千瓦级IGCC示范电站以及PFBC示范电站。
第四，适当调整发电一次能源结构，朝发电能源多样化的方向发展。“十五”期间将发展燃用天然气和LNG的燃气联合循环发电机组，以提高发电效率、改善环境、提高电网调峰灵活性。
四、烟气脱硫业投资的政策机会
业内人士认为，《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，而全国的市场容量将超过1万亿元。
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。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需求，其中对火电厂烟气脱硫
行业的促进作用最大。
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最大、收费范围扩大最大，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300-500元/千瓦，大大低于原来国外公司1000-1200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，去年成立的苏源环保公司到今年年底的合同金额将达到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，自主选择最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，即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。
五、我国燃煤电厂大气污染物排放标准的变迁
大气污染物排放标准对大气污染源的排放行为能起到约束和限制作用，是根据环境质量标准、污染治理技术、经济条件、对排入环境的有害物质和产生危害的各种因素所做的限制性规定。世界各国对大气污染控制的立法工作和条例的出现是在本世纪五十年代中期到七十年代末。我国是一个发展中国家，我们遇到的环境污染问题以及制订环保法规比较晚，但因借鉴了发达国家治理环境的经验教训，我国制订法规的进程较快。
自1973年我国公布第一个排放标准——《工业“三废”排放试行标准》以来，经历了1985年前后各
行业制订排放标准和1991年以后排放标准的清理整顿两个重要阶段。
我国燃煤电厂大气污染排放标准经历了以下变迁（按执行时间顺序）：
（1）《工业“三废”排放试行标准》（GBJ4-73）电站部分
（2）《燃煤电厂大气污染物排放标准》（GB13223-91）
（3）《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-91）
（4）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-1996）
一、电力环保设备投资增加景气周期持续
随着经济进入新一轮高速增长期，为缓解日益严重的供电紧张矛盾，国家明显加大了对电力领域的投资力度，国务院发改委调整了“十五”后3年的电力计划，全国新开工电源项目在6000万～8000万千瓦的基础上再增加3000万千瓦。新一轮电厂建设高潮已使电力设备
行业进入新一轮快速发展的景气周期，预计2003～2005年年均电力建设投资在2400亿元左右，投资增幅达40%，而且这一景气周期预计可以延续到2008年。
电力设备
行业主要由电站设备（锅炉、汽轮机、水轮机和发电机等）、一次设备（变压器、电容器、开关和电线电缆等）、二次设备（包括继电器、输变电及电力自动化）和电力环保设备等4个子
行业组成。由于本次投资主要集中在新建电站、城乡电网改造、电力环保、西电东送、全国联网等领域，因此电站设备和电力环保设备两大
行业受益最大，而二次设备的机遇大于一次设备。
电站设备：该
行业中企业数量较少，市场份额相对集中，基本上每个企业都可以受惠于
行业总体景气。预测电站设备
行业景气将持续5～8年。
行业进入门槛较高，加上国家重点扶持，规定跨国公司必须和国内的公司组成联合体才能参与竞标，因此将随着电源建设的全面升温而步入高速发展的轨道。
一次设备：新建的电源项目需要配套的变电站及线路输送电能，最近大量的电源项目的建设促进输变电一次设备迅速发展，造就了电力一次设备自国家城乡电网改造项目完成后的又一历史机遇。2004年国家电网公司系统固定资产投资计划为814亿元，其中电网项目投资462亿元。但由于外国跨国公司纷纷在国内建立合资企业，对国内企业的压力很大。预测电力一次设备在2004年继续稳步增长，销售收入平均增速在20%左右。
二次设备：相对一次设备市场需求存在一定的滞后效应。国内大量的电源项目和联网工程拉动一次设备市场规模的迅速扩大，必然带动二次设备市场的快速增长。由于二次设备中的电网自动控制及调度系统涉及国家的安全，受国家
产业政策的保护，基本以国产设备为主，这些积极因素将极大的促进二次设备的发展。
环保设备：受到国家
产业政策的大力扶持，电力环保尤其是烟气脱硫产业面临着巨大的发展机遇，未来3～5年火电厂的烟气脱硫产业将迎来高速成长期。预测2004年的市场规模在80亿～100亿元左右，以后市场规模还将继续扩大。
行业的竞争主要集中在几个厂商之间，竞争程度有限，产品的利润较为丰厚。
证券市场上，从目前整个电力设备板块的业绩来看，可谓良莠不齐，既有许继电气、特变电工这样的老牌绩优股，也有华光股份这样的成长新贵，还有ST东北电这样的绩差股。这主要是由于公司处在产业链不同的位置，受益于
行业景气度也是不一样的。在挖掘潜力品种时，不妨从受益度和股价两方面着手。
首先，电站设备、电力环保设备、二次设备是本轮
行业景气受益最大的领域，相关个股今后的业绩增长潜力也会较大，手握巨额订单的东方电机、生产电站锅炉的华光股份、去年下半年业绩大幅增长的国电南自和哈空调、脱硫合同不断且股本从未扩张过的龙净环保、已推出高送配方案的国电南瑞等，后市应该还有不小的上涨空间。
其次，一般而言，低价股中涌现出黑马的概率相对较大，如华光股份就是从8元区间一路上涨上来的。目前来看，电力设备板块的低价潜力品种有4元左右的ST东北电、中川国际，8元左右的天威保变、哈空调和平高电气及华立科技等。其中ST东北电、哈空调等基本面具有较大的可塑性。
二、火电脱硫产业环保投资新热点
我国是燃煤大国，煤炭占一次能源消费总量的75%。随着煤炭消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断增加，致使我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重。如1995年我国由于酸雨和二氧化硫污染造成农作物、森林和人体健康等方面的经济损失约为1100多亿元，已接近当年国民生产总值的2%。我国虽从60年代初开始
研究火电厂烟气脱硫技术，但由于技术、经济等多方面的原因，至今还不完全具备20万千瓦以上机组烟气脱硫的设计和设备成套能力。随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，在未来10年内，至少有4000万千瓦以上火电装机容量需安装烟气脱硫装置。只有加快实现火电厂烟气脱硫技术和设备的国产化，才能适应二氧化硫治理的需要。
目前，国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备，国内只负责组建和安装。如果实现了烟气脱硫设备的国产化，不仅可能降低工程造价，还可推进机电
行业技术进步和产业升级，提高我国机电制造企业的竞争能力。
为了控制二氧化硫污染，降低工程造价，加快火电厂二氧化硫治理速度，提高机电制造企业竞争能力，培育新的经济增长点，2000年8月国家经贸委印发了《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化
规划要点》明确了烟气脱硫国产化目标：到2001年末，初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术，启动火电厂烟气脱硫国产化示范工程，湿法烟气脱硫设备国产化率达80%左右。同时，选择其它若干种烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程，编制国产化实施方案；到2003年末，具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力，开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺，湿法烟气脱硫设备国产化率达90%以上。组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程，并具备相应的设计能力；到2005年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上。其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化；到2010年，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%。其它若干种烟气脱硫工艺的设备国产化率达到95%以上。
三、上海外高桥电厂加大投资安装脱硫设备
国家环保总局掀起的“环保风暴”对上海电力
行业的影响正在显现。上海发电企业正在谋划投入巨资安装脱硫设备，以满足越来越严格的环保要求。外高桥一期发电厂表示将投资数亿元，成为上海发电企业安装脱硫设备的先行者。上海市政府已对使用脱硫设备的发电厂的上网电价施以一定的倾斜政策，以鼓励推进全市火力发电厂的环保改造。
所谓脱硫，是指火力发电厂在燃烧电煤发电以后，使用相关设备脱去排放废气中的二氧化硫等有害物质。不同产地的电煤含硫量并不相同，在火力发电厂使用高硫煤作为燃料时排放的二氧化硫是城市酸雨的罪魁祸首。
外高桥发电有限责任公司有关人士表示，公司将对外高桥一期发电厂120万千瓦的装机投资数亿元，加装脱硫设备。而将要新建的外高桥三期装机200万千瓦的电厂也会在
规划中就增加脱硫设备投资。
据悉，目前外高桥发电厂一期装机容量为120万千瓦，工程总投资54亿元，由申能股份有限公司与上海电力股份有限公司各投50%资金建造。外高桥发电厂二期装机为180万千瓦，加上筹建的外高桥发电厂三期，外高桥的总装机将达500万千瓦。
眼下，上海市政府也正在酝酿措施“跟进”。上海市经委电力处有关人士指出，上海将根据现在运营的每个发电厂的具体情况，分步加装脱硫设备。而新建的发电厂将强制规定需要安装脱硫设备，“现在政府已经对使用脱硫设备发电厂的上网电价有所倾斜，以利于推进全市火力发电厂的环保改造。”
据了解，2004年6月出台的《上海市物价局关于疏导上海市电网电价矛盾的通知》对使用脱硫设备发电厂的上网电价作出了新规定。该《通知》明确表示，上海市电网统一调度范围内新投产燃煤机组（含热电机组）的上网电价，未安装脱硫设备的为每千千瓦时375元，安装了脱硫设备的在此基础上每千千瓦时提高15元。也就是说，安装脱硫设备的发电厂可以更高价格向市网售电，以此来逐步收回环保投资。
证券
分析师表示，虽然投入巨资加装脱硫设备不会给公司增加直接受益，但国家的环保政策越来越严格已是大势所趋。对发电上市公司来说，一旦公布该项投资虽会造成利空，但对市场的消极影响不会持续很久，“不过每个发电厂的脱硫设备投资大约需要2亿～3亿元，即便有上网电价优惠政策，公司也需要几年时间才可收回投资。”
四、环保脱硫的市场总体需求预测
据国家经贸委的专家估计，我国环保产业产值今后十年将以年平均15%-20%的速度增长。自九十年代以来，我国的环保问题和环保产业发展日益受到党和政府的高度重视，这给我国环保产业的发展带来很大的机遇。目前我国的现状是集中在环保产品生产和三废综合利用两个领域，而其它领域相对较弱。
烟气脱硫领域，市场前景广阔。到1998年，我国已投运脱硫机组容量达168万千瓦，目前正在建设或设计的火电厂烟气脱硫机组约有500万千瓦，合计有668万千瓦，少于原电力部
规划中的1000-1200万千瓦，也少于国家环保局
规划的“九五”期间新增930万千瓦总量的烟气脱硫能力，期末能力达到1200万千瓦的要求。根据我国《大气环保法》即《火电厂大气污染物排放标准》等的要求，预计到2010年我国需要安装烟气脱硫装置的火力发电机组约180台，装机容量为4400万千瓦。1996年电力工业计划投资总规模为962.6亿元，完成大中型投产装机1281.49万千瓦。若按安装脱硫设备的投资占电厂总投资的10%计算，粗略估算，100万千瓦机组进行湿式脱硫处理的投资额约75亿元，以此估算，到2010年10年间我国用于烟气脱硫的投资费用将达到3300亿元。由此可见烟气脱硫具有诱人的市场空间。
我国的火电厂烟气脱硫还刚刚起步。国家经贸委根据上述的政策要求以及现有火电厂的现状，预计到20l0年国家电力公司所属火电厂有120台机组需要安装烟气脱硫装置，装机容量28000MW。目前国家电力公司所属火电厂占全国火电装机容量的63.6%，以此推算全国至少有44000Mw的火电装机容量需安装烟气脱硫装置。目前国际上平均二氧化硫的脱除费用为每Kwl000元，考虑到我国的实际情况，即使按国际平均价的50%，其未来的市场容量也有200亿元人民币。
2000年-2010年需安装脱硫设备的机组容量
第四节 环保脱硫投资考虑几个主要要素
一、环保项目采用BOT模式
BOT是Build（建设），Operate（经营）和Transfer（转让）三个英文单词的第一个字母的缩写，代表着一个完整的项目融资的概念。这种模式的基本思路是，由项目所在国政府或所属机构为项目的建设经营提供一种特许权协议作为项目融资的基础，由本国公司或外国公司作为项目的投资者和经营者安排融资，承担风险，开发建设项目并在有限的时间内经营项目获取商业利润，最后根据协议将该项目转让给相应的政府机构。BOT模式一出现，就引起了国际金融界的广泛重视，被认为是代表国际项目融资发展趋势的一种新型结构，主要用于资本密集型项目，特别是发展中国家的基础设施项目。
准BOT模式是在传统BOT模式的基础上进行了一些改进，使它更适应中国国情。准BOT模式的出发点是有效、充分的利用社会资金、银行资金、政府预征收的排污费及承建商的资金资源来建设污水处理设施，同时不额外增加地方财政负担并尽可能降低城乡居民的经济负担。
以往传统的BOT模式中自有资金的比例一般仅占总投资的30%左右，贷款比例高达约70%，项目公司在运营期间不仅要承受较重的还贷压力，而且还要为投资商获得满意的回报，这就必然要求地方政府保证项目公司获得较高处理收费，这种费用最终还是要转嫁给城乡居民或地方财政的。
为了降低投资商的投资额以减少投资风险和减轻政府给投资人的投资回报压力，同时为了降低项目的贷款比例以减轻项目还贷压力，所以在准BOT模式中使用了预收费。预收费本质上也是一种社会资金来源，应当尽早用于这类公共基础设施项目建设中来，在这里政府可利用预收费在建设期就向项目公司提前支付建设运营费以形成有效的现金流，并由项目公司用于建设设施，就可大大降低建设期项目公司商业贷款的比例，减轻项目公司偿还贷款的压力，进而可以有效地降低居民未来的排污收费价格，可真正体现污水处理费取之于民而用之于民的精神。
准BOT模式与传统BOT模式的主要区别在于投资结构、项目公司经营期限的不同。准BOT模式中由于建设期就有现金流量（即污水处理预收费）进入项目，因此项目自有资金可占总投资的50%以上，贷款比例可降低到50%以下，其中项目建设期的排污预收费作为项目投入部分形成无回报股权部分，主要作用是增强投资人的投资信心，在保证投资人以不高的收费价格就能获得合理的投资回报，进而摊低整个项目的总投资回报率或减少投资人丰厚的获利经营期，从而可大大降低政府在项目建成后的设施运营费用支付。
准BOT模式的项目公司经营期限可与项目贷款商业期限挂钩，一般当项目贷款基本还清后的2-3年内（一般不会超过15年），投资商就需将完好的污水处理设施以一定条件或无条件的转移给地方政府；而传统BOT模式的项目公司的经营期限一般是20-30年。
二、环保脱硫的资金因素
从国际上看，二氧化硫控制的费用非常高，美国电力
研究院对美国121个燃煤电厂进行的统计结果，结果显示，脱硫设备占电厂总投资的15%左右，运行费用占总额的17%。可见，烟气脱硫设备所需的投资费用非常高。正因如此，资金因素将会影响我国电厂安装烟气脱硫设备的进程，也就是会影响其市场需求。在我国，火电厂是否搞得起烟气脱硫，在很大程度上取决于脱硫工程的造价。
美国121个电厂的各项投资比例
三、烟气脱硫设备的技术选择的比较
目前，国内外应用控制SO2途径有三种：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫（即烟气脱硫）。其中，烟气脱硫是目前控制SO2污染和酸雨的主要技术手段：
1、燃烧前脱硫技术
以前燃烧前脱硫是采用物理、化学或生物方法将煤中硫脱除，其工艺投资大、成本高，尚未积极推广应用。近几年采用的主要方法是洗煤和集成煤气联合循环技术（IGCC）。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，因此很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。集成煤气联合循环技术（IGCC）在美国已有应用，但其成本非常高。
2、燃烧中脱硫技术
燃烧中脱硫是指燃烧与脱硫同时进行。目前比较成熟的有烟气循环流化床脱硫技术和炉内喷钙技术。烟气循环流化床脱硫技术在国外目前应用在10一20万千瓦等级机组，其占地面积少，投资较小，适合于老机组烟气脱硫。炉内喷钙技术在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。其应用需要更换锅炉，否则难以用于解决现有电厂的环保问题。
3、燃烧后脱硫技术
燃烧后脱琉技术是指对燃烧装置排出的烟气脱去二氧化琉的技术。根据我国国情，烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径：
（1）湿法脱硫技术
发达国家对发电厂烟气脱硫大都用湿法脱硫技术，其中的石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用的单机容量很大。
（2）喷雾干燥法脱硫技术
该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围。其脱琉灰渣多抛弃至灰场或回垣废旧矿坑。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率在85%以上。
（3）海水脱硫技术
建在海边的发电厂在处理烟气中二氧化硫过程中常采用海水脱硫技术。此技术用海水作为吸收剂。该工艺脱硫率高，易于操作，脱硫费用低，有实用性。挪威、英国、日本、澳大利亚等国都建有海水法烟气脱硫的工业装置。
（4）电子束法脱硫技术
电子束烟气脱硫技术是利用电子加速器产生的电子束幅照烟气，在有氨存在条件下，将烟气中二氧化硫和氮氧化物转化为硫氨、硝氨，脱硫率分别为90%和80%以上。这项技术最早由日本茬原公司开发成功，后来日本与美国、波兰、德国有关部门对工艺进行广泛
研究并建立示范厂，使一些关键技术得到突破，从而使电子柬烟气脱硫技术趋于结构简化，造价便宜、单台功率更大。
从国际上使用情况看，湿法烟气脱硫设备市场占有率最高而且技术上也最为成熟。从成本上看，根据美国环保局对应用脱硫设备的燃煤电厂的统计，湿法脱硫效率为90%左右，每Kw投资为80-180美元。采用于法脱硫效率50-90%左右，每Kw投资为40-180美元。按脱除每吨SO2运行费看，湿法与干法相近，脱除一吨SO2运行费为400-800美元。
已投入运行及正在建设的主要脱硫项目
单位：MW
目前国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备，国内负责土建和安装。正在生产或打算生产该设备的公司主要有西南电力设计院烟气脱硫工程公司、凯迪电力、九龙电力、清华同方、福建龙净等。
凯迪电力致力于环保产业、新能源及电力工程新技术、新产品的开发和应用。主要经营燃煤电厂烟气脱硫工程、污水综合处理工程、城镇生活垃圾发电工程、火力发电厂凝结水精处理工程、锅炉补给水工程、冲灰水及其回水除垢防垢工程的设计、成套、安装、调试、培训等工程总承包；环保设备制造、计算机控制工程；以及电站辅机系统技术改造等技术服务。公司的新技术、新产品应用于电力、石油、化工、冶金、城建和轻工等
行业。
西南电力设计院烟气脱硫工程公司于1991年完成丁四川白马发电厂干法烟气脱琉装置。该装置应用于30万Kw以下的机组。由于西南电力设计院为凯迪电力的股东之一，该公司与凯迪电力有技术上的合作。
福建龙净环保股份有限公司引进了湿法脱硫项目。该项目年产2套30万Kw发电机组配套湿法烟气脱硫装置，项目总投资6360万元，其中国家计委提供800万元国债资金，计划用23个月建设完成。项目建成后可年增销售值2，5亿元、利税6000多万元。
免责申明：本文仅为中经纵横
市场研究观点，不代表其他任何投资依据或执行标准等相关行为。如有其他问题，敬请来电垂询：4008099707。特此说明。
