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烟气治理行业深度研究报告:三十载征程(35页)

行业报告下载 2019-07-18 34 管理员

经过 10 年的发展,到 2017 年底,通过第三方运营方式的脱硫机组合计 2.1 亿千瓦,脱硝机组合计 1.1 亿千瓦,目前,我国已投运火电厂烟气脱 硫机组容量约 9.2 亿千瓦,脱硝机组容量约 9.6 亿千瓦,因此,第三方运营方式在脱硫与脱硝市场中的占有率分别为 23%与 11%。按照烟气处理 设施的资产归属权在于电厂方还是环保公司,可分为特许经营和委托运 营两种商业模式,其中:特许经营:在运火电厂烟气脱硫特许经营的机组容量超过 1.3 亿千 瓦,在运火电厂烟气脱硝特许经营的机组容量超过 0.9 亿千瓦。委托运营:在运火电厂烟气脱硫委托运营的机组容量超过 0.7 亿千 瓦;在运火电厂烟气脱硝委托运营的机组容量超过 0.2 亿千瓦。 根据中电联对国内主要火电烟气治理公司的运营规模统计,其中市占率 较高的主要是国有大型电力集团的下属环保平台,其中:大唐环境(脱 硫 18%,脱硝 27%)、国电龙源(脱硫 17%,脱硝 10%)、国电投远达(脱 硫 15%、脱硝 11%)分别隶属于大唐集团、国电集团、国电投集团。而 清新环境是市占率前五的公司中唯一的独立民营企业(脱硫 14%,脱硝 14%)。

参考学术文献中对于超低排放改造前后的运营参数变化,匡算脱硫设施的运行成本,除了初始投资的折旧与财务费用(折合度电成本约为 0.24分/kWh,占总成本的 30%)外,运营成本中,占比较高的主要是电耗、维修费与石灰石。超低排放改造之后,整体成本提升 50%,其中 10%来自投资成本(财务费用+折旧)的增加,另外 40%来自耗材运营成本。超低排放改造之前,度电脱硝的单位成本约为 0.8 分/kWh,改造后由于投资规模、电耗与石灰石用量的提升,度电脱硝成本约为 1.2 分/kWh。 参考学术文献中对于超低排放改造前后的运营参数变化,匡算脱硝设施的运行成本,除了初始投资的折旧与财务费用(折合度电成本约为 0.2分/kWh,占总成本的 30%),运行成本中,占比较高的主要是催化剂、液氨消耗与电耗。超低排放改造后,整体运行成本提高 27%,由于烟气NOx 标准提高后,改造方式主要通过增加催化剂填充量,因此增加的固定资产投资较少。提标后的运行成本上升,主要由于电耗与液氨消耗提高。

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标签: 节能环保|资源回收

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