2024年大气治理脱硝行业分析报告

2024年大气治理脱硝行业分析报告2024年4月目录TOC\o"1-4"\h\z\u一、环保产业深入发展，脱硝市场扩容 PAGEREFToc368683223\h41、氮氧化物带来酸雨危害，火电行业是排放大户 PAGEREFToc368683224\h42、氮氧化物产生量逐年增长，火电行业脱硝刻不容缓 PAGEREFToc368683225\h53、国家出台火电行业脱硝政策，提高氮氧化物排放标准 PAGEREFToc368683226\h64、扩大脱硝试点范围，脱硝市场容量扩大 PAGEREFToc368683227\h9二、脱硝技术主要有低氮燃烧技术和烟气脱硝技术 PAGEREFToc368683228\h101、低氮燃烧技术工艺成熟，投资与运行费用低 PAGEREFToc368683229\h102、烟气脱硝技术方案丰富，脱硝效率高 PAGEREFToc368683230\h12（1）SCR技术 PAGEREFToc368683231\h12（2）选择性非催化还原法 PAGEREFToc368683232\h15（3）选择性非催化还原与选择性催化还原联合法 PAGEREFToc368683233\h163、脱硝技术总结：前后结合是最佳方案 PAGEREFToc368683234\h16三、脱硝市场正式启动，市场规模将迅速增长 PAGEREFToc368683235\h181、脱硫市场启示：规模迅速增长，市场集中度提升 PAGEREFToc368683236\h18（1）脱硫市场规模增长迅速 PAGEREFToc368683237\h18（2）自主技术研发成为潮流 PAGEREFToc368683238\h18（3）行业竞争方式转变 PAGEREFToc368683239\h19（4）火电脱硫设施运营成为利润增长点 PAGEREFToc368683240\h202、脱硝工程造价比较：低氮燃烧结合SCR技术成本较低 PAGEREFToc368683241\h213、“十四五”脱硝市场容量约为800亿 PAGEREFToc368683242\h224、“十四五”催化剂市场约为300亿 PAGEREFToc368683243\h245、低氮燃烧、SCR及催化剂市场竞争格局分析 PAGEREFToc368683244\h24（1）低氮燃烧技术市场 PAGEREFToc368683245\h24（2）SCR市场 PAGEREFToc368683246\h25（3）催化剂市场 PAGEREFToc368683247\h26四、投资建议和重点公司 PAGEREFToc368683248\h271、投资建议 PAGEREFToc368683249\h272、重点公司 PAGEREFToc368683250\h27（1）国电清新 PAGEREFToc368683251\h27（2）龙净环保 PAGEREFToc368683252\h28（3）雪迪龙 PAGEREFToc368683253\h30一、环保产业深入发展，脱硝市场扩容1、氮氧化物带来酸雨危害，火电行业是排放大户中国酸雨污染程度较为严重，酸雨污染地区是世界三大酸雨区之一。酸雨频率较高，2024年环保部监测的494个市（县）中，出现酸雨的市（县）249个，占50.4%；酸雨发生频率在25%以上的160个，占32.4%；酸雨发生频率在75%以上的54个，占11.0%。全国酸雨分布区域主要集中在长江沿线及以南–青藏高原以东地区。主要包括浙江、江西、湖南、福建的大部分地区，长江三角洲、安徽南部、湖北西部、重庆南部、四川东南部、贵州东北部、广西东北部及广东中部地区。中国的酸雨分布地区面积达200多万平方公里，中国酸雨区、以德、法、英等国为中心，波及大半个欧洲的北欧酸雨区和包括美国和加拿大在内的北美酸雨区是世界三大酸雨区。酸雨对土壤、水体、森林、建筑、名胜古迹等人文景观均带来严重危害，不仅造成重大经济损失，更危及人类生存和发展。电力行业是造成大气污染的主要行业之一。酸雨中的酸绝大部分是硫酸和硝酸，主要来源于工业生产和民用生活中燃烧煤炭排放的硫氧化物、燃烧石油及汽车尾气释放的氮氧化物等酸性物质。2024年全国二氧化硫排放总量为2214.4万吨，电力行业二氧化硫排放量约占全国排放总量的46.4%；全国氮氧化物排放总量为1692.7万吨，电力行业氮氧化物排放量约占全国排放总量的49%。中国电力行业排放的二氧化硫和氮氧化物分别占到重污染行业排放量的57.8%和64.8%，是造成大气污染的主要行业之一。2、氮氧化物产生量逐年增长，火电行业脱硝刻不容缓火电烟气和汽车尾气是最主要的氮氧化物来源，分别占比56%、36%左右。2024年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2024年的597.3万吨增加了近40.6％，如果不进行处理，预计2024、2024年火电厂氮氧化物排放量将达到1391、1750万吨，比2024年分别增长34%和69%；全国氮氧化物排放量在2024年将达到3000万吨，给大气环境带来巨大的威胁。3、国家出台火电行业脱硝政策，提高氮氧化物排放标准2024年1月3日发布《国家酸雨和二氧化硫污染防治―十一五‖规划》（环发„2024‟1号）指出，近年来我国的氮氧化物排放量逐年增加，已达到2,000万吨左右，且排放增幅超过二氧化硫。氮氧化物对酸雨的贡献率呈逐年上升的趋势。2024年3月23日，环保部印发《2024~2024全国污染防治工作要点》，其中表示要全面开展氮氧化物污染的防治。以火电行业为重点，开展工业氮氧化物的污染防治。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，到2024年底前，现役机组全部完成脱硝改造。2024年7月，国家环保部发布了《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）。规定自2024年1月1日起，新建、扩建、改建火电厂建设项目氮氧化物排放浓度重点地区不高于200mg/m3，其他地区不高于400mg/m3。至2024年1月1日，所有火电机组氮氧化物排放浓度都要求重点地区不高于200mg/m3，其他地区不高于400mg/m3。2024年2月，环境保护部同时发布《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》（HJ562-2024）和《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》（HJ563-2024）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。规范的出台指明了烟气脱硝的技术路线和施工工艺，对行业的发展非常有帮助。2024年6月，国务院办公厅转发了环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见（国办发[2024]33号），要求重点区域内（京津冀、长三角和珠三角地区）的火电厂应在―十四五‖期间全部安装脱硝设施。2024年6月底，为全面反映企业诉求，推动脱硝成本进入电价，中国电力企业联合会下发了《关于测算火电厂烟气脱硝运营成本的通知》，组织发电企业对火电厂烟气脱硝成本进行测算。2024年1月14日，环保部发布《火电厂大气污染排放标准（二次征求意见稿）》。除了比2024年初稿要求更高之外，新标准也比欧盟相关规定要求更高。2024年9月21日，环保部和质检总局联合发布正式的《火电厂大气污染物排放标准（GB13223－2024）》，除了总体上进一步收紧污染物排放限值，提高了新建机组和现有机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放控制要求，还进一步完善了污染物指标体系，增设了汞的排放限值和燃气锅炉排放限值。新版《火电厂大气污染物排放标准》中关于氮氧化物排放的要求：自2024年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的氮氧化物排放限制；自2024年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的氮氧化物排放限制；重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的氮氧化物排放限制。4、扩大脱硝试点范围，脱硝市场容量扩大2024年1月，国家发改委出台政策，进一步扩大脱硝电价试点范围。1、扩大脱硝电价试点范围。自2024年1月1日起，将脱硝电价试点范围由现行14个省（自治区、直辖市）的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组。脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱。2、脱硝电价资金暂由电网企业垫付。发电企业执行脱硝电价后，电网企业增加的购电资金暂由其垫付，今后择机在销售电价中予以解决。3、加强对脱硝电价政策执行的监管。我们认为，国家发改委扩大脱硝电价试点范围将促使脱硝市场容量进一步扩大，有利于从事脱硝相关业务的上市公司。二、脱硝技术主要有低氮燃烧技术和烟气脱硝技术火电厂氮氧化物控制技术主要有两种：一是控制燃烧过程中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。烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，还有实际应用较少的液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法和电子束法等。1、低氮燃烧技术工艺成熟，投资与运行费用低低氮燃烧技术是指依据燃料在燃烧过程中NOx的生成机理，通过改进燃烧技术来降低NOx生成和排放的技术。燃煤电厂低氮燃烧技术包括低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术。新建火电机组都配置低氮燃烧设施，低氮燃烧技术对老火电机组的脱硝改造很适宜，在老火电机组改造中只需对锅炉炉膛进行改造即可应用低氮燃烧技术。低氮燃烧技术特点：可为单项技术也可为技术组合，脱硝效率一般在10%～50%；工艺成熟；投资与运行费用较低。纵观低氮燃烧技术的发展，大致可将其划分为三代：（1）第一代低氮燃烧技术：不要求对燃烧系统做大的改动，只对燃烧装置的运行方式或部分运行方式做调整或改进，低过量空气系数运行。（2）第二代低氮燃烧技术以空气分级燃烧技术为代表，轴向空气分级燃烧；径向空气分级燃烧；组合型空气分级燃烧，其中组合型空气分级燃烧技术既采用轴向的空气分级技术，也采用径向空气分级技术。如LNCFS燃烧系统、TFS2024燃烧系统等。（3）第三代低NOx燃烧技术以再燃技术为代表，是燃料分级和空气分级燃烧相结合的技术，目前这种方法在发达国家颇受青睐，与其他方法结合可降低NOx60-70%左右。第三代低氮燃烧技术抑制NOx生成采取的措施有：1）降低锅炉峰值温度,将燃烧区的煤粉量降低；2）降低氧浓度（即降低过量空气系数），将部分二次风管堵住3）由于要保证锅炉的出力，可将部分煤粉和空气从锅炉上部投入，控制燃烧火焰中心区域助燃空气的数量，缩短燃烧产物在高温火焰区的停留时间，避免了高温和高氧浓度的同时存在；4）在炉膛中设立再燃区，利用在主燃区中燃烧生成的烃根CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm等，将NO的还原成N2。2、烟气脱硝技术方案丰富，脱硝效率高（1）SCR技术SCR是在催化剂作用下利用还原剂有选择性地与烟气中的NOx（主要是NO和NO2）发生化学反应，将NOx转化为N2和H2O，从而减少烟气中NOx排放的脱硝技术。目前，在SCR中使用的催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2O5-WO3或V2O5-MoO3为活性成分，制成蜂窝式、板式或波纹式三种类型。应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂（345℃～590℃）、中温催化剂（260℃～380℃）和低温催化剂（80℃～300℃），不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。目前，国内外SCR系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为315℃～400℃。催化剂的选用还与SCR反应器的布置方式密切相关。SCR反应器主要有三种布置方式：1）位于锅炉后部（高尘布置）；2）位于电除尘器后空气预热器之前（低尘布置）；3）位于烟气脱硫除尘之后（尾部布置）。高尘布置时，SCR反应器处于空气预热器与省煤器之间，此区间温度在300℃～430℃之间，正好是一般催化剂的最佳活性温度窗口，烟气进入SCR反应器前不需要再加热，投资与运行费用较低。低尘布置减少了烟气中烟尘对催化剂的冲刷腐蚀，避免了催化剂的堵塞，延长了催化剂的使用寿命，但须使用高温电除尘器。尾部布置时，SCR反应器位于烟气脱硫除尘之后，需要加设再热系统使烟气满足催化剂的温度要求，投资与运行费用较高。一般情况下，燃煤烟气脱硝SCR技术首选高尘布置工艺。SCR、SNCR和SNCR-SCR中都要使用还原剂，还原剂的选择、储存及制备系统也是烟气脱硝中的重要环节。目前常用的还原剂有液氨、尿素和氨水。液氨在全世界的烟气脱硝系统中已使用了20多年，但相比之下，它具有最大的安全风险、最高的核准费用及最多的法规限制。使用氨水时，其设备投资以及运行的综合成本在三者中最高，且它与液氨一样存在安全隐患。因此，自20世纪90年代以后，国际上已很少用氨水作为脱硝还原剂。而尿素的储存运输及供氨系统不需要特殊的安全防护，是较安全的脱硝还原剂。近年来，美国新建的SCR装置优先考虑用尿素作为还原剂，欧洲采用尿素的工艺也逐渐增多。还原剂的选择须综合考虑设备投资、场地占用、运行成本、安全管理及风险费用等。（2）选择性非催化还原法SNCR指在不用催化剂的条件下，将还原剂喷入800℃～1100℃的烟气高温区发生化学反应，将NOx转化为N2和H2O，从而减少烟气中NOx排放的脱硝技术。温度对SNCR的效率影响较大，当温度高于1100℃时，NOx的脱除率会因氨气的热分解而降低；温度低于800℃时，NH3的反应速率下降，还原反应进行不充分，NOx脱除率下降，同时氨气的逃逸量可能会增加。一般炉膛上还原剂喷入点的温度选择在800℃～1100℃之间。在不添加催化剂的条件下，较适宜的还原反应温度区间是800℃～900℃，这一温度范围较窄，当温度低于800℃时，反应速度很慢，还原反应难以顺利进行。SNCR以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现。SNCR工艺的关键是必须尽可能地将还原剂喷入到炉内最有效温度窗区域内，尽可能保证还原剂能在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样既可以提高还原剂的利用率，又可以控制获得较小的氨逃逸量。（3）选择性非催化还原与选择性催化还原联合法SNCR-SCR是将还原剂喷入炉膛脱除部分NOx，逸出的氨再与未脱除的NOx进行催化还原反应的一种脱硝技术。SNCR-SCR联合烟气脱硝技术结合了SCR和SNCR的优势，SNCR将还原剂喷入炉膛脱除部分NOx，逸出的NH3用SCR再与未脱除的NOx进行催化还原反应。此种方法灵活性较强。此外，还有电子束法、微生物法、活性炭吸附法、液体吸收法等多种方式。3、脱硝技术总结：前后结合是最佳方案氮氧化物控制问题复杂性和控制技术的多样性决定了方案选择的多样性，方案选择应考虑以下因素：1）满足环保政策要求；2）技术成熟、有较多的应用业绩；3）投资性价比高、运行成本低；4）能耗低、不产生二次污染；5）占地面积小、施工改造周期短。对于氮氧化减排方案，只有最适合的，没有最好的。（1）对老机组改造:低氮燃烧技术+SCR或低氮燃烧+SNCR+SCR明显比单独采用SCR具有优势，原因在于低氮燃烧技术可以：1）降低SCR入口NOx浓度；2）降低SCR设计脱硝率；3）减少SCR催化剂体积；4）减少还原剂消耗量；5）降低SCR投资和运行成本。对于老机组改造需注意的问题：就NOx排放与锅炉效率的关系而言，在一定程度上两者是相互矛盾的，因此对于低氮燃烧技术改造，坚持适度的原则，避免走入误区，片面追求过低的NOx浓度而忽视锅炉效率及安全性。（2）对于新机组，建议采用低氮燃烧技术并且配合选择适合自己的烟气脱硝技术，推荐采用多种联合技术，如燃烧调整+低氮燃烧改造+SNCR、燃烧调整+低氮燃烧改造+SCR、SNCR/SCR混合技术、燃烧调整+低氮燃烧改造+SNCR+SCR等。三、脱硝市场正式启动，市场规模将迅速增长1、脱硫市场启示：规模迅速增长，市场集中度提升（1）脱硫市场规模增长迅速2024-2024年，火电装机容量由3.29亿千瓦上升至7.07亿千瓦，年均增长13.6%；脱硫装机容量由2024年的1.04亿千瓦上升至2024年5.6亿千瓦，年均增长52%。（2）自主技术研发成为潮流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市场上二氧化硫减排的需要；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）行业竞争方式转变2024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2024年的800~1200元/千瓦降至2024年底的80~120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。（4）火电脱硫设施运营成为利润增长点2024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。2、脱硝工程造价比较：低氮燃烧结合SCR技术成本较低对于不同的脱硝技术方案，其初始投资及运行成本有很大的不同，将NOx排放浓度控制在350~450mg/Nm3,空气分级低氮燃烧改造具有明显的优势，其投资和运行成本最低；单独采用SCR将NOx浓度控制在130mg/Nm3，其经济性明显低于空气分级+SCR联合方案。以机组3×600MW为例测算脱硝投资，假定原始NOx浓度：650mg/Nm3，燃烧方式为切圆燃烧，采取不同方式需要的投资额测算表如下：3、“十四五”脱硝市场容量约为800亿2024年9月，环保部和国家质检总局联合正式发布新版《火电厂大气污染物排放标准》，提出了新的排放标准：1、燃煤机组,全部锅炉执行100mg/m3排放浓度限值,部分老机组或循环流化床等特殊锅炉执行200mg/m3排放浓度限值;环境重点地区按照100mg/m3执行。2、燃油机组,新建和现有锅炉分别执行100和200mg/m3排放浓度限值,燃油燃气轮锅炉执行120mg/m3标准;环境重点地区按照低值执行。3、燃气机组,根据不同锅炉排放浓度限值在50~200mg/m3,环境重点地区按照50~100mg/m3执行。从2024年7月1日起,现有机组执行新标准中的排放限值，2024年1月1日起,新建机组执行新标准排放限值。重点地区是指珠三角、长三角、京津冀地区，包括省份主要有广东、浙江、江苏、上海、山东、北京、天津、河北、内蒙、山西、河南等地区。截止2024年8月底，全国火电机组装机容量为7.32亿千瓦，重点地区火电机组为4.4亿千瓦，非重点地区为2.92亿千瓦。“十四五”期间新增火电机组2.6亿千瓦左右，加上现有火电机组的旧机组改造市场，预计“十四五”期间实际需要进行脱硝的机组容量为7.58亿千瓦。由于改造工程会涉及空气预热器、引风机的改造及脱硝设施支架的加固等，投资更高，保守估计新建机组和旧机组改造进行脱硝所需要的投资额分别为100元/千瓦和130元/千瓦；“十四五”期间脱硝市场实际所需投资额为781亿。4、“十四五”催化剂市场约为300亿未来一段时间内国内对脱硝催化剂及其载体有很旺盛的市场需求，预计“十四五”期间，SCR用催化剂材料的研发制造必然会发展形成一个重要的新兴产业。目前，我国火电SCR脱硝项目中装机总容量达到55,150MW，“十四五”期间我国SCR改造工程将占SCR工程的多数。SCR工程催化剂用量约为1m3/MW，催化剂价格约40,000元/m3。TiO2载体价格约25,000元/吨。我国现有SCR脱硝设施对催化剂的总需求量约为5.5万m3，催化剂寿命一般为3年，到期需要更换，预计“十四五”期间国内对SCR工艺催化剂的需求量将达到约70万m3，“十四五”期间平均每年催化剂需求约13万m3；“十四五”期间TiO2载体总需求量将达到62万吨，TiO2载体平均每年需求约12万吨。可进一步预测，“十四五”期间SCR催化剂市场需求将达到280亿元，平均56亿元/年；TiO2载体的市场需求将达到155亿吨，平均31亿元/年。目前国内脱硝催化剂及其原料产能与“十四五”期间需求尚有一定差距，这对从事火电脱硝产业、生产脱硝催化剂及催化剂载体TiO2的企业而言，是一个难得的机遇。5、低氮燃烧、SCR及催化剂市场竞争格局分析（1）低氮燃烧技术市场在低氮燃烧技术方面，我国已实现了低氮燃烧器的自行设计、制造和安装调试，具备了生产和装备低氮燃烧设备的能力，国家鼓励开发和发展高效低氮燃烧技术。国内在低氮燃烧技术研发应用方面的企业分两类：传统锅炉厂和以龙源技术为领导的点火设备生产企业，前者主要有东方锅炉厂、北京巴威公司、哈尔滨电站设备成套设计研究所、哈尔滨锅炉厂、上海锅炉厂、哈尔滨工业大学、阿米那电力环保技术开发（北京）等；后者主要有龙源技术、燃控科技等。以三大锅炉厂为代表的传统锅炉生产企业已具备低氮燃烧器的设计和生产能力，在产品出厂时配置前端装置有利于一体化设计；相比之下，点火设备生产企业利用技术引进和原有技术横向拓展，也逐步掌握更为先进的低氮燃烧技术。（2）SCR市场SCR是我国的主流脱硝技术，国内目前现有和拟建的烟气脱硝工程中SCR约占95%，可见其在国内烟气脱硝领域具有绝对的统治地位，SCR工艺的发展应用将贯穿整个“十四五”期间。国内企业已基本掌握了火电厂脱硝工程设计、建设、主体设备制造及运行技术。我国已涌现出一批很有实力的脱硝工程公司，如：北京国电龙源环保工程、中电投远达环保工程、大唐环境科技、中国华电工程（集团）、东方锅炉（集团）股份、中环（中国）工程、同方环境股份、浙江天地环保工程等。（3）催化剂市场SCR工程应用的关键是催化剂，为了支持SCR工艺发展、工程建设，国内一些企业已建成多条催化剂生产线，以满足国内SCR工程对催化剂的需求，但国内催化剂生产技术现仍以引进为主。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，因具有较高的活性和抗SO2性能，是最合适的脱硝材料。纳米级TiO2在国内的产能缺口很大，对催化剂产能也有影响。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的企业只有重庆市新华化工厂、四川华铁钒钛科技股份、重庆远达催化剂三家企业。四、投资建议和重点公司1、投资建议脱硝市场扩容之后，在脱硝工程、低氮燃烧、SCR及催化剂市场等领域具备竞争优势的公司将获得较大发展。主要有三类公司最为受益：一是具备前段脱硝技术能力的公司，龙源技术、燃控科技；二是从事脱硝工程EPC和BOT的公司，龙九龙电力、国电清新、龙净环保、永清环保；三是从事脱硝监测业务的雪迪龙、聚光科技、先河环保。2、重点公司（1）国电清新脱硫脱硝运营资产持续扩张：目前公司脱硫运营资产主要是托克托电厂480万千瓦机组。公司与大唐签订的796万千瓦脱硫资产有望在2024年前后逐渐进入公司，公司在建脱硫脱硝BOT项目合计426万千瓦机组，将在2024年陆续投入运营。未来两年，预计公司脱硫脱硝运营业务将持续扩张。公司资金充裕，后续可能会继续以BOT模式扩张或者收购脱硫脱硝运营资产。干法脱硫市场空间广，褐煤制焦完善产业链。―十四五”期间，国家计划建设16个煤电基地合计装机容量6亿千瓦。煤炭开采以及电站建设都是高耗水行业，煤电基地水资源匮乏。预计干法脱硫工艺在煤电基地建设中具有广泛市场空间。公司已经与神华胜利电厂签订了8亿元干法脱硫订单，该业务有望于2024年启动。活性焦是干法脱硫工艺的主要原材料。公司已经具备了褐煤制焦的技术，且成本较低。湿法脱硫以及脱硝EPC业务同时发展：―十四五”期间预计大量脱硫设施存在技改需求。在传统的湿法脱硫EPC业务中，公司具备项目经验和技术优势，并计划重点在技改领域开展业务。凭借公司项目经验和多年技术积累，预计脱硫技改项目的毛利率比新建机组要高。公司先后获得脱硝BOT、脱硝EPC项目，成功打开了火电脱硝领域。受益于“十四五”期间，火电脱硝市场的快速启动，脱硝业务将成为公司另一利润增长点。（2）龙净环保环保先锋，迎来跨越式发展的新机遇：公司是我国大气治理先锋企业，凭借在除尘与脱硫领域的纵深发展，截止2024年，公司营收与净利润规模分别较2024年增加18倍、12倍，成为我国环保领域的巨头。去年9月份，国家出台大气污染治理最严标准，将给公司除尘、脱硫脱硝等业务带来新的发展契机。公司成立四大事业部，五大分公司，经营管理团队稳定，将借此政策契机，迎来跨越式发展的新机遇。除尘领域绝对领先，未来仍有稳健增长空间：作为国内电除尘及电袋复合除尘的绝对领先者，市场份额遥遥领先。目前，电力市场及水泥、钢铁市场电除尘覆盖比例高达90%，但随着新的最严标准出台，排放标准将催生新的改造市场，预计“十四五”期间电力改造、新建市场达到190亿元，钢铁市场容量也将达到200亿元，相比2024年90亿元的市场规模，未来年均100亿元以上，公司除尘业务领域仍有稳健增长空间。脱硫步入发展稳定期；脱硝爆发在即，公司初露锋芒：公司是国内脱硫行业的领先者之一。截止2024年，公司签订的脱硫工程容量与投运的脱硫工程容量分别达到43.2GW、56.6GW，均位居行业第四位，作为没有电力集团作为股东背景的民企，足以可见中国电力行业对公司技术及实力的认可。未来三年，电力行业、钢铁和水泥行业脱硫仍有330~380亿元市场规模，公司在脱硫特许经营领域也取得显著进步，进入稳定发展期。随着国家对氮氧化物排放标准的出台，火电脱硝将迎来爆发期。截止目前，我国火电脱硝机组比例不足15%，预计未来三年火电脱硝投资规模将达700亿元，今年下半年到明年将是脱硝的高峰期，公司凭借在脱硫工程领域的成功迅速切换到脱硫领域，并初露锋芒，乘势而上。海外总包业务进入收获期，走向国际化：面对国内火电投资规模持续下降的行业背景，公司积极走海外电站及其他业务的总包战略，立志于成为国际化的环保巨头企业。截止目前，公司在印度及东南亚市场取得突破，在手订单约14亿元，而明年开始进入收获期。公司海外发展战略清晰，逐步走出去战略为公司由大转强奠定坚实基础。公司综合毛利率维持较高水准，费用率稳中趋降：公司制造费用中，钢材成本占比高达40%以上，目前国内钢材产能过剩严重，群益预计钢材价格将呈现稳中趋降局面，未来公司综合毛利率料将保持稳定状态；随着股权激励的实施，公司费用率有所上升，未来随着公司布局完成及规模效应，费用率将会呈现稳中趋降的格局。（3）雪迪龙公司是专业的分析仪器制造、集成和运营商，公司多位领导和核心技术人才均出自北京分析仪器厂，行业背景和技术实力较为强劲。公司产品结构丰富且广泛应用于环保、电力、石化、建材、冶金、化工等多个领域，业务模式包括产品销售、系统应用和运营维护。受益脱硝市场爆发，脱硝监测仪器将成为公司一大增长点。公司的主营优势在于电厂的烟气排放在线监测，受益于我国环境监测仪器行业的快速发展，尤其是脱硝行业的爆发，我们预计“十四五”期间单是电厂脱硝在线监测系统需求量就达到12024套以上，将成为公司一大利润增长点。公司另一个重要增长点在于运维业务的拓展。公司进入运维领域较早，目前在已安装的烟气在线监测系统运营市场中占有7.5%的份额。未来运维市场将快速扩张，公司有望凭借先发优势保持龙头地位。由于运维业务毛利水平较高，此块业务占比增长在提高公司收入规模的同时也将进一步提升公司的盈利能力。募集资金项目在扩大公司生产能力的同时，将使公司产品结构更加平衡，毛利率水平在未来可能的竞争下保持稳定。

2024年有线网络行业分析报告2024年3月目录一、国网整合的预期未变 31、新闻出版广电总局“三定”方案落定 32、中广网络即将成立的预期仍在 33、目前省级广电已经成为事实的市场主体 4二、有线电视用户的价值评估 51、现金流折现的方法估算用户价值 52、有线电视运营商的理论价值 63、2020年初至今上市公司的市值 8三、整合中的用户价值重估 101、江苏模式”中的用户价值重估 102、中广网络整合中的用户价值重估 113、电广传媒收购省外有线用户资源 13四、湖北广电的整合之路 141、楚天网络借壳上市 142、重组中的价值评估 153、湖北广电的二次资产注入 16五、有线运营商的WACC计算 171、吉视传媒的WACC值 17一、国网整合的预期未变1、新闻出版广电总局“三定”方案落定新闻出版广电总局的“三定”方案已经落定，取消了一系列行政审批项目，同时对一些行政审批权限下放到省级单位，比如取消了有线网络公司股权性融资审批，将设置卫星电视地面接收设施审批职责下放省级新闻出版广电行政部门。未来工作的重点：加强科技创新和融合业务的发展，推进新闻出版广播影视与科技融合，对广播电视节目传输覆盖、监测和安全播出进行监管，推进广电网与电信网、互联网三网融合。从三定方案中，我们可以看出广电的发展的方向：行政管理的有限度的放松，比如有线网络股权融资审批取消；行政审批向省级广电下放，比如卫星电视接收审批下放；文化和科技、三网融合成为发展的主要方向。2、中广网络即将成立的预期仍在在2024年年初，国务院下发《推进三网融合的总体方案》（国发5号文）决定推进三网融合之际，就专门针对中广网络网络公司进行了明确的规划，决定培育市场主体，组建国家级有线电视网络公司(中国广播电视网络公司)。国家广电成立的初衷是在“三网融合”中，整合全国的有线网络（第四张网络），从而与电信运营商进行竞争。随着国家广电成立的不断的推迟，注入资金规模大幅度缩水，特别是2023年1月原负责中国广播电视网络公司组建的广电总局副局长张海涛出任虚职——中国广播电视协会会长，中国广播电视网络公司的成立蒙上阴影。我们认为每一次的推迟成立，中广网络的职能就会缩水一次，我们认为相当长时间内中广网络难以成为市场运营主体、竞争的主体。维持原方案的方向预期，将先由部分省份为单位自报资产情况，随后以资产规模大小通过对总公司认股的形式，完成中广网络网络公司主体公司的搭建，即“先挂牌，再整合”的股份制转企方案。按照该方案，明确了国家出资的份额和挂牌的步骤，为中央财政先期投入进行公司主体搭建，其中包括总公司基本框架的组建费用和播控平台、网间结算等业务总平台的搭建费用。3、目前省级广电已经成为事实的市场主体随着我国文化体制改革的推进，文化市场领域逐渐出现市场运营的主体——省级文化运营单位，在有线网络领域，省网整合的进一步深入，省级有线网络已经成为有线网络的市场的运营主体。在IPTV的发展中也是类似，百视通和CNTV主导的IPTV让位于省级广电主导，CNTV或者百视通参与的发展模式，省级运营单位成为市场的主体，省级运营单位及地方政府的利益诉求将影响相关业务的发展模式。这种与地方政府密切的关系（资产、人事等关系），势必会影响地方政府对有线网络的支持力度和偏好。二、有线电视用户的价值评估1、现金流折现的方法估算用户价值考虑到目前有线电视的用户主要分为数字用户和模拟用户，开展的增值业务主要有互动视频点播（高清视频点播）和有线宽带业务，收费的模式基本上采取包月或者包年的收费模式。有线电视用户的收入相对稳定，我们假设其为永续的现金流，我们采用WACC为折现率进行折现，估算有线电视运营商的用户的理论价值（即上市有线电视运营商的理论市值）。我们以广电网络为例，无风险利率选取中国3年期国债收益率3.06%，按照我们的计算，广电网络的WACC为12.3%。同行业的公司的WACC值与公司的负债结构关系较大。2、有线电视运营商的理论价值广电网络2022年有线电视用户到达578.64万户，数字用户421.58万户，副终端为56.15万户，每月每户10元；付费节目用户154.02万户，主要有两档包月套餐99元和128元，我们按照年付100元/户计算，考虑到有线网络加大了优惠促销力度，付费用户和宽带资费要低于标准价格，2023年广电网络公司的理论价值150亿元。天威视讯2022年有线电视用户达到109万户，高清互动电视用户达到24万户，付费节目用户达到4.6万户，宽带用户达到33万户。高清互动年付套餐分为500元、600元和700元三档，我们保守全部按照年付500元/户计算，付费节目年付按照500元/户、宽带用户年付800元/户计算，天威视讯2023年的理论市值为68亿元。由于歌华有线的模拟用户和数字用户的收费标准一样，每月18元每户，其市值主要来来自于有线电视用户数的增长和高清互动电视收费用户增长，有线电视的用户的增长有限，目前主要关注在高清互动电视，目前主要采取免费推广的形式，绝大部分为免费的，考虑到歌华有线推出Si-TV的高清电视包，我们估计收费标准与天威视讯差不多300元/年，按照我们的40%左右的渗透率计算，2023年歌华有线的理论价值为145亿元。3、2020年初至今上市公司的市值我们选取有线电视上市公司2024年12月31日-2023年9月20日的市值。歌华有线的市值范围为60-140亿元，市值波动范围主要集中在80-120亿元，我们以中值100亿元作为公司表现的市值价值。与我们的145亿元的理论市值，尚有空间45%，而且我们认为数字电视没有提价预期，高清互动电视目前主要是采取的免费推广，SiTV的渗透率提高，公司估值有较大的弹性。天威视讯的市值范围为30-70亿元，主要波动范围在40-70亿元，我们选取中值55亿元作为其市场的市值。没有考虑资产整合预期，天威视讯的理论市值为68亿元。公司目前尚有24%的空间。公司有线宽带增长乏力，高清互动电视是公司业绩主要增长点。广电网络的市值范围30-70亿元，主要波动范围为40-60亿元，中值为50亿元。公司的理论市值150亿元，上升空间200%。公司的价值主要来源于公司的庞大的有线电视用户数，2023年有线用户数595万户，同时尚有模拟用户142万户.同时公司的数字电视的包年收视费为240/300元两档，价值较高，进一步的数字化将进一步提升公司的价值。三、整合中的用户价值重估1、江苏模式”中的用户价值重估江苏有线由江苏省内17家发起人单位共同发起设立，广电系统内有12家股东，占股比71.2%，其他系统是国有股东，占28.8%，公司注册资本是68亿元，省广电总台控股，其中省台出资14亿元现金，1亿元相关资产；南京、苏州、无锡、常州等10个省辖市广播电视台以现有广电网络资产出资，中信国安等出资人以现金和广电网络等资产出资。整合时江苏有线用户为510万户，数字用户为180万户，其中数字用户每月24元/户，模拟用户4元/户。按照我们的用户价值计算方法，WACC值取10%，整合时江苏有线的价值为（330*4*12+180*24*12）/10%/10000=67.68亿元，与公司注册资本68亿元基本吻合，我们认为“江苏模式”整合中，江苏有线采用了用户理论价值的方法进行用户的价值评估。江苏有线的资产评估方法，网络资产等于网络收入减成本费用减税金除以收益率（收益折现），按照这个方法，由具备期货从业资格的第三方评估，结果出来后，与各个股东的实际预期基本一致，这样就摆平了利益关系。（江苏有线董事长陈梦娟在第二届中国广电行业发展趋势年会暨投融资论坛的讲话）。2022年7月份挂牌，2022年底全省13省市形成一张全省全网、全省网络覆盖用户625万户，完成其他城市和部分县(市)数字电视整转，2022年底数字电视用户达到450万户。2023年9月江苏有线与江阴、常熟等24个县（市）级广电网络举行了整合与合作签约仪式。至此全省已完成了60家县（市、区）广电网络的整合与合作。江苏省广电网络集团网内用户达到1497.7万户，约占全省有线电视用户总数的93.61%，其中数字电视用户686.62万户，互动电视用户数35.02万户。到2023年底，江苏省有线电视用户数将接近1600万户。2、中广网络整合中的用户价值重估中广网络先由部分省以资产规模大小通过对中广网络的认股，完成中广网络网络公司主体公司的搭建，中央财政先期投入，中广网络的设立基本上按照“江苏模式”。“在完成整合的23家省网公司中，只有15家比较彻底，其中北京和江苏等个别省市相对最彻底。”我们认为在资产整合方面：第一步：中广网络会选择各省市（或者部分省市）的省广电（可能为部分的资产，主要是由于整合没有完成或者有上市公司的情况）作为发起人，加上财政的的现金挂牌成立。广电资产的评估可能采取类似“江苏模式”的用户价值评估。对于目前的省网来说有动力加快以低于用户价值的价格整合省网资源，在中广网络成立时获得资产的溢价。第二步：对于没有进入省网的用户资源进行整合，可能采取现金或者增发的收购的方式，广电资产的评估也可能采取类似“江苏模式”的