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我国火电脱硫行业现状及“十二五”前景展望摘 要:自节能减排目标被纳入“十一五”规划以来，国家相关各部委及各级政府采取了一系列措施开展了对SO2的全面控制工作，并提前一年实现了既定目标。本文简述了我国SO2减排的现状，分析了当前火电脱硫行业的特点，对即将到来的“十二五”火电脱硫行业的发展提出了建议并进行了展望。关键词:火电厂;烟气脱硫;节能减排1 SO2排放与脱硫行业我国是一个能源结构以煤炭为主的发展中大国，随着社会经济的高速发展，每年直接用于燃烧的煤炭达12 亿吨以上，尽管出台了一系列强有力的节能减排措施，我国的SO2排放量在经历了持续增长之后还是排在了世界第一位。1993年我国试行了SO2排放收费管理制度；1998年2 月国务院召开“二氧化碳排放控制区和酸雨控制区发布会”，明确宣布酸雨区范围和治理策略；继1995年修订后的大气污染防治法，2000年再度修订，对SO2排放做了明确的规定。“十五”期间，虽然国家对SO2排放总量控制提出了目标要求，但是SO2的减排目标并没有完成。“十一五”期间，国家提出的SO2排放量在2005年的基础上削减10%的目标，经过国家一系列的重大政策措施和各级政府及环保部门的不懈努力已经提前实现。近年来，我国对于SO2排放的重视程度和治理力度，已经达到了前所未有的高度。截至2008年，我国火电烟气脱硫装机容量超过3.79亿千瓦，约占火电总容量的66%，超过了发达国家的脱硫比例。据不完全统计，到2009年底，国内已建成的烟气脱硫机组容量达到5.73亿千瓦，与2008年底相比增长了10%。美国用30多年时间发展起来的脱硫产业，我国仅用了不到10年，这就是我国脱硫产业的发展速度。目前我国已成为全球最大的烟气脱硫市场，脱硫产业从只有几家企业的小规模起步，发展到如今仅年新增需求就达100多亿元的市场。2 火电厂烟气脱硫行业地位火电脱硫行业经过了企业整合，行业发展趋于理性，行业集中度进一步提高。根据中电联发布的数据，2008年排名前20位的脱硫公司合同容量占全国总量的90.8，投运容量占全国总量的78.3，当年投运容量占全国总量的87.1。脱硫工程单位价格也从最低时的80 元/千瓦回升到150元/千瓦左右。根据最新统计数据，2009 年底前，累计合同量排名前20位的脱硫公司脱硫工程合同总容量为5.33亿千瓦，占全国脱硫工程合同总容量的90%；累计投运量排名前20位的脱硫公司投运机组容量为3.94 亿千瓦，占全国总投运机组总量的83.3%；2009年当年投运量排名前20位的脱硫公司容量为0.88亿千瓦，占全国投运烟气脱硫机组总量的91%。从2009年的脱硫公司已投运的脱硫装机容量和已签订合同的脱硫工程容量情况来看，排名前20位的脱硫公司的合同量占全国合同总量的比重基本与上年持平，脱硫机组投运总容量和当年脱硫机组投运总容量均比2008年有所提高。投运总容量和当年投入总容量的提高说明，排名前20位的这些行业龙头企业在2009年发展迅速，例如，以新增合同和新增投运容量统计，湖南永清环保股份有限公司2009年新增合同达到1600MW，当年排名上升至第九位；新增投运容量达到3120MW，当年排名上升至第九位。该公司的火电脱硫合同和累计投运容量排名也均达到了行业第十五名。2009年底前，各主要脱硫公司已投运的脱硫装机容量见表l；主要脱硫公司已签订合同的脱硫工程容量见表2。火电行业的脱硫需求由新建火电机组容量和已投运脱硫设施的改造需求决定。前者近两年逐年下降，但根据预计新增火电装机容量，20102011年仍有121.5亿元的新增市场容量。而改造需求则呈现逐年上升趋势，假设“十一五”期间已投运的火电脱硫设施需要改造的比例为20%，改造均价为75元/千瓦，那么20102011年火电脱硫设施改造需求将为121亿元。因此20102011年火电脱硫市场的总需求约为242.5亿元。3 现阶段火电脱硫行业的特点3.1 自主技术研发成为潮流目前，在国内脱硫市场上应用的已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法等10多种烟气脱硫工艺技术。其中，石灰石-石膏法烟气脱硫技术仍是主流，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫项目中，这一工艺所占比重达90%以上。以往这些技术大多依赖国外进口，相当一部分利润也就转手给了国外生产商。这个现象说明，脱硫行业最重要的是控制核心技术。近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，火电厂烟气脱硫技术国产化能力已经可以基本满足“十一五”期间二氧化硫减排的需要。目前我国火电厂脱硫所需配套设备和材料已经基本实现国产化，并且已具备一定的可选择性。3.2 行业竞争方式转变2000年左右，脱硫技术的引进曾使脱硫行业出现爆发式的增长。在短短几年内， 专业烟气脱硫公司已由最初的几家激增到100多家，大量企业的进入造成了市场竞争混乱，脱硫工程竞相压价，报价低价现象迭出，脱硫工程单位价格从2001年的 8001200元/千瓦降至2006 年底的80120元/千瓦。作为典型的买方市场，客户行为直接导致了脱硫市场的失序。在国际上，脱硫工程报价常年稳定在100美元/千瓦；而在国内，前几年电力企业压价，导致工程公司不得不想尽一切办法压缩成本。由于脱硫工程60%以上是设备、材料费，因此脱硫企业降低成本的主要手段就是在设备、材料上做文章。电力企业对工程质量监管松懈，也造成了有些工程从投运的第一天起，改进和维修就没有间断，有的甚至是一年施工、两年维修。现阶段，火电脱硫行业在经历了混乱发展期、洗牌期后已步入了成熟发展期，行业内具有竞争力的企业，已从低价竞争走向技术、服务等全方位竞争；从拼技术、拼价格，转变为拼服务、拼管理。一些原来靠价格战争地盘、技术不过硬的小型脱硫企业自然萎缩、退出或转行；大型企业在扩大市场、技术创新、管理创新等方面也有了更大的动力，行业集中度进一步提高。3.3 火电脱硫设施运营成为利润增长点2007年7月4日，国家发改委办公厅、国家环保总局办公厅发布关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知，要求开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。此前出台的燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法规定，现有燃煤机组完成脱硫改造后，其上网电价在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱。该项规定对脱硫项目的运营奖罚并举，促进了火电企业对脱硫设施运营的重视。在此之前，由于在行业爆发时期的脱硫企业良莠不齐且发展迅速，造成已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策尚未及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管或监管不到位；四是部分电厂为了经济利益，故意停运脱硫设施。而现阶段，由于政策的推动，延伸了脱硫公司的业务范围，同时也有利于设备安装的质量保证和正常运营。4 “十二五”期间的发展建议4.1 加大脱硫技术自主创新力度目前，我国烟气脱硫产业已具备了年承担近亿千瓦装机脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。对于原始创新的，特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术，创新的重点是适用于更大装机容量的脱硫技术；对于已有工程业绩的脱硫技术，创新的重点是副产品的有效利用和完全处置；对于关键设备，创新的重点是提高设备的可行性和使用寿命。“十二五”期间，火电脱硫企业的目标应该是使我国的脱硫设施和技术需要更适应我国国情：我国电厂的煤质差，而且煤种变化大，需要适应性强的脱硫设备；现阶段脱硫设施运行管理基础较弱，在“十二五”期间应该不断提高脱硫设施的运营管理水平；最重要的是，要在保证运行质量的同时，进一步降低脱硫设备造价。4.2 加强脱硫产业化管理“十二五”期间，有关部门应该更进一步严格市场准入，实行脱硫公司资质管理制度，通过市场竞争实现优胜劣汰；细化相关规定，加强对招投标活动的管理和监督；加强脱硫工程后评估，并将后评估结果作为脱硫公司资质审核的重要内容。建立健全烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准和规范，提高烟气脱硫整体技术水平。限制安装运行经验较差以及技术成熟度差的小型企业利用偷工减料压低价格承接项目，以避免设施建成后效率低，故障发生率高，达不到应有的脱硫效果。支持行业内具有较强实力和技术水平的企业做大做强，使大型企业在扩大市场、技术创新、管理创新等方面具有更大的动力，进一步提高行业集中度。4.3 提高脱硫副产物的资源化综合利用目前，由于政策支持力度不够，行业之间缺乏合作，火电厂脱硫副产物石膏约4000万吨/年，但利用率仅30%。“十二五”期间应重点开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范，实现脱硫副产物的集约型利用，提高利用率，减少二次污染。4.4 充分发挥政府、行业组织、企业在二氧化硫控制中的作用火电厂二氧化硫控制涉及政府、行业组织、企业等各个方面，必须充分发挥各方面的作用。政府部门要坚持依法行政，同时确保引导性政策如电价政策的到位；加强对烟气连续监测系统的建设和管理，对烟气脱硫设施运行进行有效监督，加大对二氧化硫超标排放企业的处罚力度。企业是实施烟气脱硫工程的主体，必须按照法律、法规和标准