国电清新研究贴资料

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国电清新研究贴资料

来自：MACD论坛(bbs.macd.cn) 作者：richwood 浏览：23211 回复：8

国电清新基本面分析
1 内部人士利益一致 股权 员工持股计划
2 项目增长暴发期 （本质上脱硫脱硝行业不好干，固定资产投入非常大收益又很稳定不会赚很多钱）
3 去年增发失败，但公司是资金密集级企业。拉高增发是早晚的事。
关键性的看点：
1 开拓非电烟气领域，中国是世界电厂最多的国家。目前最牛的是五大家厂的子公司。国电清新能从大唐拿点项目已经是很不错了。五大发电集团的项目大多由自己人消化。（2014年开拓白银有色集团），董事长说在河北省迁安政府有可能搞钢铁业的合作

2 锡盟煤电的项目。干法公司有优势，神华胜利电厂能否审批下来是关键。该地区富煤缺水，这项技术大有可为
3 其他如：水，热力等还看不到大利润。

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脱硫脱硝产业进入“快车道”

2014/7/10 来源：人民政协报　　作者：王菡娟　　
　　7月1日起，我国2012年之前建成的火电厂开始执行新版大气污染物排放标准。这份被称为有史以来最严的火电厂排放标准，与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等发达经济体现行标准不相上下，将大大降低我国火电厂烟尘、二氧化硫以及氮氧化物等污染物排放量。为达到排放标准，国内各家火电企业不断加快企业的减排进程，脱硫脱硝产业也由此也驶入了发展“快车道”。  

　　“史上最严”排放标准  

　　说起火电厂，恐怕很多人第一时间会联想到污染物排放。资料表明，烟尘、二氧化硫、氮氧化物等火电厂大气污染物仍是雾霾的重要污染源，随着雾霾天气的不断加重，如何控制火电厂的排放也成为各地政府的重要工作之一。而排放标准的松紧更是直接影响着空气质量的好坏。  

　　早在2011年，环保部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，新标准于2012年1月1日起实施。其中在污染物排放控制要求中规定自2014年7月1日起，2012年之前建成的火力发电锅炉及燃气轮机组执行新规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。  

　　也正是这份新的排放标准令众多火电企业闻“标”色变。  

　　大唐集团安全生产部环保处副处长梁庆源告诉记者，新的排放标准烟尘30mg/m3、二氧化硫200mg/m3、氮氧化物100mg/m3。比2004年执行的我国第一个火电厂大气污染物排放标准，这些排放限值都显著收紧。  

　　与国外环境标准相比，新标准的严格程度毫不逊色。以二氧化硫为例，我国新建锅炉二氧化硫排放限值100mg/m3。《〈火电厂大气污染物排放标准〉编制说明》指出，欧盟2001/80/EC指令要求新建大型燃烧装置的排放浓度必须小于200mg/m3，美国2005年规定的新源排放限值折合184mg/m3。  

　　“不断变化的排放标准给火电企业的环保工作带来了严峻的挑战。但作为大型中央企业，大唐集团理应承担社会责任。通过结构减排、工程减排和管理减排等措施，保证污染物排放能够满足新排放标准要求。”梁庆源说。  

　　《编制说明》指出，由于新标准的实施，到2015年，二氧化硫排放量将由2010年的859万吨削减到409万吨，削减率为52%，对全国减排贡献率占23.9%;到2020年削减到411吨，削减率为52%。  

　　火电或将实现近零排放  

　　从出台之初，这一标准即被火电企业称为“九级地震加海啸”，为实现达标排放，两年多来，国内各家火电企业不断加快燃煤机组脱硫、脱硝以及除尘领域的减排进程。  

　　大唐南京发电厂，是一座有着百年历史的火力发电厂。在上世纪五六十年代，作为当时华东电网骨干火力发电厂，承担了江苏省1/3的发电任务。如今，经过多年改造升级，大唐南京发电厂已经成为中国燃煤电厂“超低排放”的先行者。  

　　据报道，为了不断提高节能水平，大唐南京发电厂在生产中应用了多项新技术：优化侧煤仓设计，缩短了锅炉与汽机房管道的长度，降低了运行中管道的热损;脱硫增压风机与锅炉引风机合二为一;电泵采用30%流量的启动泵，安装低温省煤器……大唐南京发电厂整整使用了22项节能技术。  

　　资料显示，“十二五”期间，面临严峻的环保新形势，大唐集团积极采取措施，加大环保改造投资力度，累计投入资金177亿元，其中2013年投资49.8亿元，2014投资80亿元，重点用于完成脱硝环保改造任务。截至6月底累计完成脱硝改造131台，5400万千瓦，脱硝装备率达到78.43%，全面完成环保部责任书减排任务。  

　　“2014年3月22日，国家提出京津冀地区要达到特别排放限值(烟尘20mg/m3，二氧化硫50mg/m3，氮氧化物100mg/m3)的新要求，沿海地区又提出‘近零排放’(烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3)的更高要求，这也使得大唐面临前所未有的压力。”梁庆源说。  

　　据梁庆源介绍，大唐集团在京津冀地区有44台火电机组，装机容量1177万千瓦，占地区机组比例超过30%，为响应国家3月份提出的京津冀地区火电机组达到特别排放限值的要求，大唐集团一方面克服困难落实改造资金，一方面管理技术人员加班加点、连续工作，用不到两个月的时间就完成了可研编制和招评标工作，目前全部改造项目都已开工建设。  

　　“要让烧煤也可以像烧天然气一样清洁”，大唐南京发电厂副厂长张俊此前接受采访时曾表示。而梁庆源也告诉记者，大唐集团在全面完成环保部责任书项目，确保全部在运机组污染物排放达到新标准的基础上，还将积极开展“近零排放”试点工作，选择乌沙山电厂4号机组和南京发电厂2号机组开展“近零排放”环保示范改造工作，改造完成后，机组的二氧化硫排放将达到35mg/m3，氮氧化物50mg/m3，烟尘5mg/m3。  

　　根据中国电力企业联合会年中发布的数据显示，截至2013年底，中国累计投运火电厂烟气脱硫机组，占现役燃煤机组容量的90%以上，脱硝机组比例达到50%左右，火电污染排放得到了初步控制。  

　　带动千亿元脱硝市场  

　　严格的环境标准“倒逼”火电企业加大在大气污染物治理方面的投入，也推动了脱硫脱硝等环保产业进入发展的“黄金期”，特别是脱硝市场呈现了爆发式的增长。  

　　《编制说明》显示，当脱硫限值为100mg/m3和200mg/m3时，从技术可行性分析需安装脱硫效率≥95%的烟气脱硫装置，这意味着高效稳定运行的脱硫装置将被市场所青睐。  

　　公开的资料显示，自2012年初《火电厂大气污染排放标准》公布后，国内迅速成立了数百家的脱硫脱硝公司，与之相关的催化剂企业也蜂拥而至。  

　　与此同时，国家为了鼓励现有火电厂以及钢铁、水泥等其他工业，加大除尘和脱硫脱硝力度，在2013年专门发布了环保电价制度，对采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于30mg/m3，并经环保部门验收合格的燃煤发电企业除尘成本予以适当支持。同时，将全国范围内脱硝电价上调0.2分/千瓦，达到1分/千瓦时，这提升了火电厂脱硝积极性，明显提高火电厂脱硝项目收益率。  

　　《编制说明》中对整个火电脱硝市场容量也做了预测，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，若都以安装高效低氮燃烧器和SCR(选择性催化还原技术)，以老机组改造每千瓦脱硝装置投资为280元，新机组加装每千瓦脱硝装置投资为150元计，共需脱硝投资1950亿元。以每台机组年运行5000小时，每度电脱硝运行费用为0.015元计，2015年需运行费用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。  

　　对此，北京工业大学环境与能源工程学院何洪教授表示，“氮氧化物减排将是‘十二五’大气污染治理重中之重，预计‘十二五’火电厂脱硝市场容量达1300亿元。工业(非电力行业)炉窑和设施的氮氧化物排放与电力行业相当，其脱硝市场容量也在1000亿元以上。”

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　大唐集团安全生产部环保处副处长梁庆源告诉记者，新的排放标准烟尘30mg/m3、二氧化硫200mg/m3、氮氧化物100mg/m3
2014年3月22日，国家提出京津冀地区要达到特别排放限值(烟尘20mg/m3，二氧化硫50mg/m3，氮氧化物100mg/m3)的新要求，沿海地区又提出‘近零排放’(烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3)的更高要求，这也使得大唐面临前所未有的压力。”梁庆源说。  
大唐集团在全面完成环保部责任书项目，确保全部在运机组污染物排放达到新标准的基础上，还将积极开展“近零排放”试点工作，选择乌沙山电厂4号机组和南京发电厂2号机组开展“近零排放”环保示范改造工作，改造完成后，机组的二氧化硫排放将达到35mg/m3，氮氧化物50mg/m3，烟尘5mg/m3。  
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国电清新最主要的客户就是大唐集团
国电清新：乌沙山电厂项目合同进展
华股财经2014年07月01日
字号：T|T
    2014年6月30日，乌沙山电厂（4×600MW机组）的烟气脱硫特许经营合同和资产收购协议等文件已与国电清新及控股子公司浙江清新天地环保技术有限公司正式签订。按合同与协议约定，经双方签字盖章后生效。乌沙山电厂的烟气脱硫特许经营合同及资产收购协议已正式生效。

    乌沙山电厂（4×600MW机组）脱硫系统自2014年7月1日00：00正式移交公司运营。

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火电“近零排放”真的“大跃进”了吗？
2014年12月27日 21:48
来源：凤凰财经 作者：胡学萃

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12月27日，当凤凰财经记者于今年内第二次见到国电清新[0.57% 资金 研报]董事长张开元时，他兴致勃勃地告诉记者，就在12月20日，国电清新自主研发的单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（SPC-3D）在北京召开了专家评审会。

据他介绍，这个包括国家发改委环资司、环保部科技司和环评中心代表参加的评审会，由15位专家组成的评审委员会认为，该技术对现役火电机组提效改造及新建机组实现“超低排放”具有良好的推广和使用价值。

按照张开元的说法，这个技术不同于以往的“串糖葫芦”式脱硫脱硝改造，而是只需要在原来的脱硫塔内部换掉脱硫塔芯即可，“别的地方基本不用动。”

而在此之前，我国火电厂所进行的脱硫脱硝改造，都必须“一个设备再套一个设备，久而久之企业承受不了”。按照业内人士的说法，如今的火电厂要做到“超低排放”或“近零排放”，度电成本要增加一分钱。而张开元告诉凤凰财经记者，国电清新的这项技术，在建设过程中能减少约40%的成本，运行过程中不仅能做到能耗更低、更能通过系统优化节省运营成本70%以上。

就在12月27日举行的2014中国环保上市公司峰会上，张开元不仅向与会者抛出了这个“省钱”的技术发明，还憧憬着未来的火电厂环保改造，能将脱硫、脱硝、除尘和排除重金属污染这四个步骤一气呵成。

截至目前，该技术已经在山西大唐国际云冈热电有限公司的一套30万千瓦机组上成功运行并进行了现场测试。监测结果显示，4台泵同时启动时，新技术二氧化硫排放达到20毫克/立方米以下，粉尘排放达到3毫克/立方米左右。

“（二氧化硫排放）不仅仅达到35毫克，我们最新签的合同是20毫克，20毫克可以做到，我们在实验室做的是10毫克以下。”张开元说。

“近零排放”“大跃进”？

火电“近零排放”，也叫火电“超低排放”，就是提出以天然气发电机组的排放标准来要求燃煤火电机组。按照燃气轮机组的排放限值，烟尘排放浓度不大于5毫克/立方米、二氧化硫排放浓度不大于35毫克/立方米、氮氧化物排放浓度不大于50毫克/立方米。

自从今年3月国家提出京津冀等地区实行特别排放限值、沿海地区实行“近零排放”的要求后，“近零排放”几乎一夜之间成为一个时髦词汇，也成为火电厂竞相追逐的目标。

今年6月19日，浙江省发改委发布了浙能嘉兴电厂8号机组实现“近零排放”的消息，成为我国投产的首套包万千瓦燃煤机组烟气超低排放装置。紧接着，神华国华[5.06%]舟山电厂4号机组正式移交生产，据称是国内首台新建的“近零排放”燃煤发电机组。此后，一股“近零排放”的建设或改造风，迅速席卷至广东、江苏、山东、山西、陕西、四川等地，星星之火成燎原之势。

然而，就在全国各地“近零排放”开展得“如火如荼”之时，中电联秘书长王志轩在《中国能源报》上发表《煤电近零排放不科学》一文，给所谓的‘近零排放’当头浇了一盆冷水。王志轩认为，“‘近零排放’的概念不清，一般是以“燃机排放标准”作为依据，对排放标准的表面化错误理解造成荒谬的结果。

王志轩更是毫不留情地指出，企业“自我加压”的背后，实际上是一种出于保护煤电而上演的“保卫战”，是为了生存发展并避免更大损失而提出并实施的一种竞争性战术。最后企业的这种“战术”在环保产业界、媒体、专家的共同热捧下，在部门地方政府的行政要求下，逐步演变成了企业主动或被动表现出的争先恐后搞‘近零排放’的局面。这种“正反馈”式的机制，在中国正上演着一场让全世界为之瞠目结舌的火电厂“近零排放”“大跃进”。

“有的是为了获得对企业当前或者未来发展有利新的煤电项目的审批，有的是为了现有煤电的生存以防止过度关停还处于‘青壮年’且有良好效益的煤电机组，有的是害怕政府让企业实施燃气替代煤电从而付出比‘近零排放’高出约数十倍的成本。”王志轩说。

担心与希望并存

王志轩的担心还有一个关键的方面，就是成本。他认为，从现有的已经“实现”了“近零排放”所采用的技术来看，不外乎对已有技术和设备潜力的挖掘、辅机的改造、系统优化、“大马拉小车”式的设备扩容、材料改进和昂贵设备的使用等这几种手段。“例如，除尘要采用的湿式电除尘器已在我国冶金等行业有过广泛应用，但在电力行业，除了日本个别电厂采用之外，并不是普遍采用。”王志轩说。

在12月27日的2014中国环保上市公司峰会上，北京博奇电力科技有限公司副总裁颜炳利也表达了同样的担心。“脱硫达到‘近零排放’的标准是完全可以实现的，但它所付出的代价也是非常大的。”

据颜炳利介绍，从2004年开始，我国政策对于火电脱硫给出的排放标准经历了400毫克、200毫克，到100毫克、50毫克几个台阶后，控制到现在的35毫克，有个别地区和企业“自我加压”追求20毫克甚至10毫克。“从400毫克到35毫克每一轮的指标提高都意味着所有火电厂的脱硫设施进行一次大的升级改造，从2004年每千瓦200元，到每千瓦100元。”按颜炳利算的这笔账，一座装机百万千瓦的火电厂，仅脱硫一项就要耗费1亿元。

而脱硝则是近几年才刚刚兴起，我国首轮脱硝要求到2014年7月份截止，这批企业氮氧化物排放要达到100毫克/立方米以下。“这就意味着，好多企业刚刚结束100毫克指标，马上就要面临50毫克。”颜炳利说，50毫克指标对发电厂，不仅仅是催化剂简单加层的问题，还要对锅炉系统进行升级改造例如等离子点火技术等才能达到这样的目标。

众所周知，火电机组环保改造最大的麻烦除了投入大之外，能耗也高，仅脱硫过程中的耗电率一般就在1.2%左右。而张开元表示，国电清新创新的上述新技术能够将脱硫和除尘两项内容加起来的耗电率控制在1.1%以内。

颜炳利的担心，还有如今脱硝普遍使用的钒钛类催化剂。“这类催化剂的使用寿命2.5万小时，即使经过一次再生处理也不会超过5万小时，此外关于这类催化剂的无害化处理，政府和行业还没有处理办法。我们可能治理了烟气污染，又造成另一种污染。”颜炳利说。王志轩也表示，氮氧化物控制仍采用常规选择性催化还原法，增加了催化剂用量。

关于粉尘的处理，如今普遍采用的除尘技术，也就是王志轩所说的湿式电除尘，实际上是电除尘器的演变，在并未经过充分实验的情况下就直接用在了工业产品上。“它到底行不行，使用寿命如何，未来长期运行当中会带来什么影响，我们都不知道。”颜炳利告诉记者，截至目前我国对于20毫克以下的粉尘还没有如此精密的仪器去准确测量，“也就是说到底是20毫克还是18毫克谁也说不准。”因此，颜炳利呼吁，对于“近零排放”的标准要在技术标准和检验标准方面进行规范，这样才能减少重复投资，才能够保证“近零排放”指标的真正实现。

但中国环境科学研究院副院长柴发合则表示，“近零排放”方兴未艾，社会还是应该支持这样的概念，让电厂朝着更加清洁的方向发展。他认为电力行业在污染防治方面确实走在了重点行业前面，带了一个好头，希望“近零排放”这样的概念在钢铁、建材、玻璃等各行业推开。“如果这些行业都能像电力行业这样去挖掘更有效更清洁的技术，对我们的污染防治来说是一件好事。因为从全社会来说，我们是要算总账的。”柴发合说。（胡学萃）

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浙江发布大型燃煤机组清洁排放计划
加入时间：2015-01-28  来源：中国能源报  

    日前，浙江省人民政府办公厅发布《浙江省2014—2017年大型燃煤机组清洁排放实施计划》(以下简称“《计划》”)，提出了2017清洁煤电建设目标。但是，《计划》最引人注意的是其分年度量化指标。

    《计划》提出，从2014年起，新建、在建燃煤机组按燃气轮机组排放标准实施清洁煤电建设;至2017年，全省54台30万千瓦以上机组共计3273万千瓦按燃气轮机组排放标准实施清洁排放改造，即烟尘排放浓度≤5mg/Nm3，二氧化硫排放浓度≤35mg/Nm3，氮氧化物排放浓度≤50mg/Nm3，预计较2013年可实现总体减排二氧化硫30200吨、氮氧化物62200吨、烟尘10500吨。分年度具体目标为：

    2014年新建5台共367万千瓦清洁煤电机组，完成5台机组共380万千瓦的清洁排放改造。

    2015年新建2台共200万千瓦清洁煤电机组，完成21台机组共1298万千瓦的清洁排放改造，减排二氧化硫5700吨、氮氧化物8600吨、烟尘1200吨。

    2016年新建2台共132万千瓦清洁煤电机组，完成17台机组共1020万千瓦的清洁排放改造，减排二氧化硫13700吨、氮氧化物28000吨、烟尘5000吨。

    2017年新建4台共400万千瓦清洁煤电机组，完成10台机组共515万千瓦的清洁排放改造，减排二氧化硫10800吨、氮氧化物25600吨、烟尘4300吨。

    在年度实施计划中，《计划》更是具体到每台机组。

    2014年计划。新建机组：浙能六横电厂(2×100万千瓦)、国华舟山电厂4#机组(35万千瓦)示范项目和华能长兴电厂(2×66万千瓦)按燃气轮机组排放标准完成建设。改造机组：浙江省能源集团、大唐集团要重点推进浙能嘉华电厂8号、7号机组、浙能乐清电厂1号机组、大唐乌沙山电厂4号机组改造示范项目的实施，力争完成浙能嘉华电厂4号机组改造工作。

   2015年计划。新建机组：浙能台州第二电厂(2×100万千瓦)按燃气轮机组排放标准完成建设。改造机组：浙江省能源集团要全面启动所属机组的改造工作，完成7台60万千瓦级机组和5台30万千瓦级机组的改造任务。大唐集团完成乌沙山电厂3号机组改造，国电集团完成北仑第三电厂6号、7号机组改造，国华集团完成宁海电厂4号、2号机组和舟山电厂3号机组改造，华能集团完成玉环电厂2号、3号机组改造，华润集团完成苍南电厂1号机组改造。国电集团北仑第一电厂2号(60万千瓦)机组停运，启动实施机组清洁排放和综合提效改造。

    2016年计划。新建机组：浙能温州电厂四期(2×66万千瓦)按燃气轮机组排放标准完成建设。改造机组：浙江省能源集团完成6台60万千瓦级机组和5台30万千瓦级机组的改造任务。大唐集团、华润集团分别完成剩余的乌沙山电厂1号、2号机组和苍南电厂2号机组的改造;国电集团要继续推进北仑第一电厂2号机组清洁排放和综合提效改造;国华集团、华能集团分别完成宁海电厂3号、6号机组和玉环电厂1号机组的改造。

    2017年计划。新建机组：国家能源局安排的400万千瓦规划煤电项目，按燃气轮机组排放标准完成建设。改造机组：省能源集团完成剩余的6台30万千瓦级机组的改造任务。国电集团完成北仑第一电厂2号机组改造并复役，1号机组在2号机组复役后停运，启动机组清洁排放和综合提效改造，争取2019年复役。国华集团、华能集团分别完成剩余的宁海电厂1号、5号机组和玉环电厂4号机组的改造。

    《计划》还提出，对目标任务完成较差的电源企业，将予以通报并约谈其主要负责人，暂停后续项目的审批;对目标任务完成良好、示范效果显著、清洁排放机组占比较高的企业将优先安排在浙后续电力项目的投资开发。

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国电清新联手天地环保设脱硫项目运营公司
北极星节能环保网  来源:证券时报网    2014/7/2 10:00:19  我要投稿  
关键词:国电清新天地环保烟气脱硫
北极星节能环保网讯:7月1日午间，国电清新发公告称，近日，公司与浙江天地环保工程有限公司共同投资设立“浙江清新天地环保技术有限公司”，用于大唐国际下属的子公司浙江大唐乌沙山发电有限责任公司烟气脱硫特许经营项目及相关脱硫资产的收购及项目运营。其中，公司认缴出资额为6500万元，占注册资本的65%;天地环保认缴出资额为3500万元，占注册资本的35%。

6月30日，国电清新及清新天地已签订关于乌沙山电厂(4×600MW机组)的烟气脱硫特许经营合同和资产收购协议等文件。

资料显示，国电清新于2010年12月中标“大唐国际烟气脱硫特许经营一标段，公司在投标时作出收购脱硫设施资产的相关承诺。

2012年12月，国电清新与河北大唐国际丰润热电有限责任公司签署2×300MW燃煤发电机组的烟气脱硫特许经营合同。同时，公司分别与内蒙古大唐国际呼和浩特热电有限责任公司、河北大唐国际唐山热电有限责任公司、乌沙山电厂、云冈电厂及丰润电厂共5家燃煤电厂签订了14台5240MW燃煤发电机组的配套脱硫装置及相关资产收购协议。

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湿法脱硫 国电清新国内领先
北极星节能环保网  2011-3-16 17:23:06    我要投稿
关键词: 国电清新脱硫电力环保
北极星节能环保网讯:  北京国电清新环保技术股份有限公司(以下简称“国电清新”)顺利通过证监会审核。国电清新是国内第3家通过中电联组织的所承建脱硫设施运行检验(后评估)的脱硫公司，拥有完全自主知识产权的湿法脱硫核心技术，该技术处于国内领先地位。

国电清新使用的湿法脱硫技术主要是其独立研发并拥有完全自主知识产权的旋汇耦合脱硫装置，该装置在2003年9月取得国家实用新型专利后，又获得“2007年国家重点环境保护实用技术”、“2006中国(河北)国际环境保护技术设备博览会金奖”等多项荣誉。

国电清新采用旋汇耦合脱硫装置技术专利承建的陡河电厂8号脱硫机组项目是我国第一个具有完全自主知识产权的电厂机组烟气脱硫工程。中电联出具的本公司建造的陡河电厂7号、8号机组脱硫装置工程后评估报告认为，旋汇耦合脱硫装置具有“两高两低一强”的突出特点：

? 脱硫效率高，一般可达95%以上;

? 除尘效率高，正常情况下可达80%以上;

? 能源消耗低，脱硫系统全部能耗仅占主机发电能力的1%左右;

? 原料品质要求低，系统使用质量差、纯度低、颗粒粗的脱硫剂时，仍能正常运行;

? 对烟气含硫量的适应能力强，虽然系统烟气含硫量设计值为2,800mg/Nm3，但对含硫量1,000-4,800mg/Nm3范围内的烟气实施脱硫均能高效达标。

与此同时，国电清新把握脱硫市场需求的变化和脱硫技术的发展趋势，对旋汇耦合脱硫装置进行了持续的技术升级和性能优化，形成了第二代湿法脱硫核心技术，并已取得“旋汇耦合除硫除尘装置”和“喷淋设备”两项国家专利。

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国电清新由建设转向运营的火电脱硫企业
北极星节能环保网  2011-4-12 16:24:43    我要投稿
关键词: 脱硫国电清新电力环保
北极星节能环保网讯:  国电清新主营业务为火电烟气脱硫装置的建造和运营。2008-2010年,公司主营业务收入5.5亿、3.3亿和3.2亿,其中运营收入占比为26.3%、 67.8%和79.6%,综合毛利率31.94%、30.91%、43.61%,净利润8,020、3,008和6,505万元;

特许经营行业第一,火电脱硫建设十名左右。2010年公司在专业脱硫公司特许经营试点项目的市场份额19.60%,排名第1;2009年底,公司脱硫装置累计投运1150万千瓦,市场份额2.45%,排名13;

特许经营首批试点公司,具备先发优势。政府在2007年推出了特许经营试点,公司在首批试点的17家公司中综合排名第5。截止到2010年底,公司参与特许经营试点的运营机组装机容量4800MW,占全国批准实施特许经营试点机组的19.60%,位居全行业之首;

国电清新成立于2001年,是最早参与火电湿法脱硫的企业。2007年公司适时介入脱硫机组特许经营以及干法脱硫领域。公司在2008年调整重心,侧重运营服务,近年来运营收入占比逐步提高,改善公司财务状况和利润水平。此外,富煤缺水地区是干法脱硫的应用领域之一,未来可能成为公司盈利增长点;

风险因素:1.火电脱硫完成增长高峰,干法脱硫占比5%,公司在非电领域储备不足;2.干法脱硫面临成本问题,目前高于湿法20%左右;

催化剂:1.国家环保政策刺激;公司在特许经营(大唐国际)和干法脱硫业务(锡盟煤电基地)上获大单;

盈利预测:基于对公司经营情况的分析,预计公司2010-2012年净利润0.65亿/1.31/2.95亿元,对应EPS为0.44/0.88/1.99元;

估值定价:可比上市公司2010-2012年PE为84/46/31。国电清新特许经营收入占比较高,收入有保障且利润水平高于行业平均,给予公司一定溢价,建议询价区间为44-48.4倍,对应2011年PE为50-55倍。

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内蒙古：建设五大工程 能源升级版呼之欲出
【来源】内蒙古新闻网-《内蒙古日报》 　        【时间】2015-01-29 10:07:00
　　2015年不期而至。面对经济新常态，自治区能源产业面临着新的形势。如何应对新常态带来的风险挑战，把握新常态蕴含的发展机遇？

　　记者从自治区发改委能源开发局了解到，2015年自治区能源产业将围绕“保障首都、服务华北、面向全国”清洁能源输出基地战略，继续强化经济社会发展中能源的支持和引领作用，努力建设国家能源革命的示范区、国家能源保障的“安全岛”、国家能源输送的“丝绸之路”和升级版的内蒙古能源产业，重点建设五大工程，争取实现自治区能源产业高中速增长，中高端发展，带动自治区工业和经济实现弯道超车，持续稳定健康发展。

　　输送通道建设工程打开制约立体疏解

　　加快电力通道建设。全力推进已开工的锡盟—山东1000千伏交流特高压外送电通道工程建设，年内完成投资8亿元，2016年投产；争取国家核准蒙西—天津南1000千伏交流、上海庙—山东±800千伏直流、锡盟—江苏±800千伏直流特高压外送电通道工程，2015年开工建设，年内完成投资40亿元，2017年投产。(4条通道投产后，将新增向京津冀鲁和江苏等地外送装机4200万千瓦，年减少煤炭外送量1.4亿吨，有效降低东中部地区PM2.5排放浓度)加快推进赤峰元宝山电厂±500千伏改接华北电网和通辽至华中(或华北)±800千伏特高压电力外送通道前期工作，争取列入国家能源“十三五”规划并于2015年启动实施，两条通道建成后将再新增外送电能力1000万千瓦。

　　加强输油输气管道建设。加快途经乌兰察布、呼和浩特和鄂尔多斯的陕京四线输气管道工程建设进度，年内完成区内投资50亿元，力争2016年底完成管道建设工程，新增输气能力300亿立方米。争取蒙西(鄂尔多斯)—天津、蒙西(鄂尔多斯)—河北输气管道2015年开工建设，2017年建成，新增输气能力600亿立方米。配合国家积极推进途经呼伦贝尔的中俄原油管道二期工程和途经通辽的中俄天然气管道东线工程前期工作，争取早日开工建设。加快实施西部天然气公司等企业在乌兰察布、通辽、赤峰等地建设的输气管道项目。

　　基地建设工程强壮筋骨增实力

　　围绕转化实施煤炭基地开发。加大已批准的电源点和煤炭深加工等项目的配套煤炭项目建设力度，继续优化鄂尔多斯千万吨级矿区建设。积极推进新建项目与现有煤炭企业合作消化现有产能，提高清洁利用水平。

　　积极发展煤电基地。争取国家尽快批复四条外送通道配套电源即锡盟和鄂尔多斯煤电基地配套电源项目建设方案，尽快启动电源项目建设，预计年内完成投资100亿元。推进我区2014-2017年自用电项目核准工作，继续推进鄂尔多斯杭锦旗2×33万千瓦低热值煤发电、乌兰察布集宁热电2×35万千瓦供热机组、兴安盟蒙能2×34万千瓦热电联产等项目建设，争取年内建成投产；开工建设包头金山自备2×350兆瓦低热值煤发电、呼伦贝尔大杨树2×200兆瓦热电联产和阿拉善盾安2×350兆瓦自备电厂等项目，力争全年新增火电装机662万千瓦。

　　有序发展煤炭深加工基地。赤峰大唐克旗煤制天然气第二条生产线年内投产，计划投资40亿元，新增产能13.3亿立方米。重点推进国家已出“路条”的鄂尔多斯准格尔旗120亿立方米煤制气、杭锦旗80亿立方米煤制气、上海庙40亿立方米煤制气项目前期工作，争取国家核准，力争年内开工建设，全年预计完成投资105亿元。争取国家批准兴安盟40亿立方米煤制气项目业主和建设地点调整，力争年内上报核准。开工建设汇能煤制气二期工程，年内完成投资10亿元。开工建设神华二、三线216万吨煤制油和伊泰200万吨煤制油项目，年内完成投资115亿元，争取2017年建成。

　　大力发展风电和光伏基地。积极推进已规划基地的重点风电项目建设，全年完成投资200亿元，力争新增风电并网300万千瓦，总规模超过2300万千瓦。依托锡盟电力外送通道，争取国家尽快批复风电基地外送规模并启动基地项目前期工作。全力推进各规划计划指标内光伏发电项目建设，重点实施光伏设施农业、光伏小镇和光伏新村等分布式光伏项目，全年完成投资80亿元，新增并网100万千瓦以上，总规模达到400万千瓦。

　　民生能源工程惠民生促和谐

　　加快电网改造升级和通电全覆盖工程建设。突出电网末端、农网和重点工业园区，提高电网供电能力和用电质量，保证经济社会用电需求。全年计划安排电网投资169亿元，其中农网改造升级投资50亿元。蒙东地区要实施好《呼伦贝尔岭东地区电力改造规划方案》，解决蒙东边远地区缺电问题，全年计划投资66亿元。蒙西地区重点解决电网末端建设和重点工业园区电网建设，提高供电保障能力，全年计划投资103亿元。按照自治区推进农村牧区“十个全覆盖”工程实施方案的要求，组织实施好村村通电全覆盖2015年工程，年内安排投资4.5亿元，重点解决好兴安盟2个无电村185户通电、蒙西地区2037户新能源供电户电网延伸供电工程和边防连队哨所通电问题。明确项目运行和维护责任，确保风光互补供电设备稳定运行。

　　加快推进“气化内蒙古”进程。出台《内蒙古自治区能源管道建设规划(2015-2020)》，加快推进全区天然气管网建设，提高天然气利用水平，加快“气化内蒙古”进程。推进煤层气地下抽采、瓦斯发电和液化综合利用，争取自治区政府批复《内蒙古自治区煤层气勘查开发利用实施方案》，向国家争取落实资源潜力调查资金。

　　能源结构调整工程清洁高效添动力

　　大力发展清洁能源。加强可再生能源消纳能力研究，落实可再生能源保障性收购指导意见。强化电网企业收购可再生能源的责任和义务，提高电网吸纳可再生能源电量比例，保障蒙西风电年利用小时数不低于2000小时，光伏发电不低于1500小时，蒙东风电年利用小时数不低于1800小时，光伏发电不低于1400小时。全年可再生能源发电量占总电量比重达到12%，同比增长14%。进一步扩大风电供热实施范围，重点推进赤峰、兴安盟风电供热项目建设，年内力争新增风电供热面积70万平方米，风电供热装机达到100万千瓦，占风电总装机比重的5%。

　　提高煤炭清洁高效利用水平。按照控增量、转存量、减外运、减散烧的原则，加快煤炭转化升级。鼓励支持现有煤炭企业转化重组，鼓励支持新上项目与存量煤炭联合转化，控制煤炭产能过快投放。提高优质煤炭产能，煤炭洗选率达到85%。提高蒙东褐煤、低热值煤和鄂尔多斯地区高铝煤的就地加工转化水平，力争区内煤炭就地转化比重达到38%，同比增加6个百分点；减少煤炭外运，主要外送高热值煤和洗精煤，全年外送煤炭减少至5亿吨左右；支持开展煤改气、煤改电、热电冷联供，实施清洁集中供应集中燃烧。

　　能源体制革命和技术创新工程深化改革激活力

　　推进电力体制改革。按照内蒙古西部电网输配电价改革试点的相关要求，积极推动改革顺利实施，探索建立独立的输配电价形成机制，推进电力市场化运营。争取国家尽快批复《鄂尔多斯集团棋盘井园区微网运行电力市场化改革试点实施方案》和《通辽北部区域微型电网试点实施方案》，在霍林河循环经济微电网示范工程基础上继续扩大微电网工程示范范围。明确备用容量核定方式，规范棋盘井园区微网运行。进一步扩大电力多边交易和大用户直供电范围，增加发电企业利用小时，提高优势产业竞争能力。

　　强化重大项目统筹管理。在总结我区风电开发权有偿出让经验基础上，逐步推进能源项目开发权市场化改革工程。围绕清洁能源输出基地项目建设，在统一规划前提下，选择具备建设条件、收益较好的项目，由自治区人民政府主管部门统一组织开展项目前期工作，通过招投标方式转让能源项目开发权(包括水资源、煤炭资源、环境容量指标等配套要素)，企业通过公平、公正、公开的竞争获取开发权，试点成功后在全区全行业逐步推广。

　　加强能源技术创新。总结鄂尔多斯神华煤制油高浓度盐水处理经验，采用先进的用水、节水措施，不断提高鄂尔多斯、呼伦贝尔等地新建煤制油、气项目循环水浓缩倍数和水资源重复利用率。加快高度节水技术在燃煤电站集成应用，最大限度降低水资源消耗，单位水耗达到全国先进值。推广一批相对成熟、有需求、有市场的先进煤电节能减排技术、油气长输管线装备技术，继续保持煤炭综采、火力发电、煤制油、煤制气等生产转化技术全国领先水平，为行业技术定标，为行业管理建制。(记者 戴宏)

　　[责任编辑 李珍 ]