电厂脱硫单项报告081120调整版.docx
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电厂脱硫单项报告081120调整版
火电厂脱硫调研报告
市场营销发展中心
2008年10月
目录
一、脱硫市场简述3
1.脱硫行业发展简述3
2.脱硫技术评述3
2.1脱硫技术分类3
2.2脱硫技术现状5
3.产业链分析6
二、电厂脱硫市场分析7
2.1市场分析7
2.2重点区域/用户分析10
2.3电厂脱硫项目招标方式与流程简析11
3.电厂脱硫市场竞争格局分析13
4.电厂脱硫业务常用模式13
三、机会与风险14
1.市场机会14
2.市场风险14
3.初步结论15
四、优势和劣势15
1.博奇公司承揽脱硫项目的优势15
2.博奇公司承揽脱硫项目的劣势15
五、市场计划与策略16
六、市场目标和利润预测16
1.市场目标16
2.利润预测16
3.费用分析16
附件117
附件219
附件328
附件429
一、脱硫市场简述
1.脱硫行业发展简述
我国的能源结构以燃煤为主,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,我国已经连续多年成为世界上二氧化硫排放最多的国家,这导致我国空气污染日趋严重,对农田、庄稼、植物以及人体健康造成了影响。
经专家测算,每排放一吨二氧化硫造成的经济损失约为2万元人民币。
按二氧化硫污染的工业部门来分,其污染严重程度顺序是火电厂、化工厂和冶炼厂。
其中,燃煤电厂污染物的排放量占全部工业排放总量的50%左右,是最重要的污染源。
国家"十一五"规划提出,到2010年全国主要污染物排放总量要比"十五"期末减少10%,相应需要削减二氧化硫排放总量10%以上的约束性指标。
自上世纪70年代中期,我国电力行业就开始了电厂控制二氧化硫排放的实验研究,其后经历了自主创新技术试验阶段、与国外合作技术试验示范试点阶段以及引进技术吸收创新阶段等。
通过三十多年努力探索,寻找到一条以高起点引进技术再创新为主和自主创新相结合的烟气脱硫产业化发展道路。
在环保法规和行政命令对火电厂二氧化硫排放控制要求不断加压下,在国家产业化发展政策的引导下,在市场经济机制的推进下,从2001开始短短几年,专业烟气脱硫公司由几家激增到100余家,其中具备一定技术、资金、人员实力,且拥有10万千瓦以及以上机组的烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50家。
众多脱硫公司的出现,为火电厂脱硫市场需求提供了保障的同时促进了脱硫产业链的形成。
脱硫产业化发展呈现以下特点:
一是在自主研发和在引进技术的基础上进行消化吸收再创新。
我国已拥有大型火电厂烟气脱硫自主知识产权的技术,工程建设能力可满足国内火电厂脱硫设施建设的需要 ;二是脱硫设备国产化水平大大提高。
从设备采购费用看,脱硫设备、材料的国产化率已可以达到95%以上;三是脱硫设施造价及运行成本大幅度降低,新建60万千瓦机组的单位千瓦造价已降到100元人民币左右。
2.脱硫技术评述
2.1脱硫技术分类
目前,国际上控制SO2排放的方法有很多种。
燃煤发电厂广泛采用的工艺主要有:
1)湿法烟气脱硫技术,如:
石灰石-石膏脱硫法、海水脱硫法;2)半干法烟气脱硫技术,如:
旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿法;3)干法烟气脱硫技术,如:
烟气循环流化床吸收法、NID脱硫技术等。
石灰石-石膏法脱硫工艺
是世界上应用最广泛的一种脱硫技术,日本、德国、美国的火力发电厂采用的脱硫烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
工作原理是将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合,烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙,硫酸钙达到一定饱和度后,结晶形成二水石膏。
经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水,使其含水量小于10%,然后用输送机送至石膏贮仓堆放,脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴,再经过换热器加热升温后,由烟囱排入大气。
由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触,吸收剂利用率很高,钙硫比较低,脱硫效率可大于95% 。
海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。
在脱硫吸收塔内,大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气,烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去,净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。
吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后,经曝气池曝气处理,使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-,并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。
海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。
旋转喷雾干燥脱硫烟气脱硫工艺
喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂,石灰经消化并加水制成消石灰乳,消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置,在吸收塔内,被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触,与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3,烟气中的SO2被脱除。
与此同时,吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥,烟气温度随之降低。
脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔,进入除尘器被收集下来。
脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。
为了提高脱硫吸收剂的利用率,一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。
该工艺有两种不同的雾化形式可供选择,一种为旋转喷雾轮雾化,另一种为气液两相流。
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,脱硫率可达到85%以上。
该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围(8%)。
脱硫灰渣可用作制砖、筑路,但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
炉内喷钙尾部增湿脱硫
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段,以提高脱硫效率。
该工艺多以石灰石粉为吸收剂,石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区,石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳,氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。
由于反应在气固两相之间进行,受到传质过程的影响,反应速度较慢,吸收剂利用率较低。
在尾部增湿活化反应器内,增湿水以雾状喷入,与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。
当钙硫比控制在2.0~2.5时,系统脱硫率可达到65~80%。
由于增湿水的加入使烟气温度下降,一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃,增湿水由于烟温加热被迅速蒸发,未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出,被除尘器收集下来。
烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。
该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂,也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔(即流化床)底部进入。
吸收塔底部为一个文丘里装置,烟气流经文丘里管后速度加快,并在此与很细的吸收剂粉末互相混合,颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦,形成流化床,在喷入均匀水雾降低烟温的条件下,吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。
脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出,进入再循环除尘器,被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔,由于固体颗粒反复循环达百次之多,故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状,其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似,主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成,适合作废矿井回填、道路基础等。
⑥ 电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。
锅炉所排出的烟气,经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔,在冷却塔内喷射冷却水,将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度(约70℃)。
烟气的露点通常约为50℃,被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发,因此,不产生废水。
通过冷却塔后的烟气流进反应器,在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入,加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度,经过电子束照射后,SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸(H2SO4)和硝酸(HNO3)。
然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应,生成粉状微粒(硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体)。
这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部,通过输送机排出,其余被副产品除尘器所分离和捕集,经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。
净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
⑦ 氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂,副产硫酸铵化肥。
锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃,进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF,洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。
在前置洗涤器中,氨水自塔顶喷淋洗涤烟气,烟气中的SO2被洗涤吸收除去,经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴,进入脱硫洗涤器。
在该洗涤器中烟气进一步被洗涤,经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴,进入脱硫洗涤器。
再经烟气换热器加热后经烟囱排放。
洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔,可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售,也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
2.2脱硫技术现状
、石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫为主流技术
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,应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上,应用的单机容量已达100万千瓦。
国家发改委2005年5月份公布的《脱硫产业化发展的意见》中明确指出燃用含硫量大于1%煤(含1%)并且容量大于200MW(含200MW)的机组,建设烟气脱硫设施应重点考虑采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术。
从2002年开始,我国逐渐引进、消化国外先进的脱硫技术,目前在国内的石灰石—石膏湿法脱硫技术流派有德国斯坦米勒(后更名为费赛亚巴高克)、德国比晓夫、奥地利AEE、美国玛苏莱、美国巴威、日本川崎、日本千代田等十余种,石灰石湿法烟气脱硫工艺流程及反应原理相近,差别主要在吸收塔的内部结构不同。
吸收塔形式主要有喷淋塔、鼓泡塔和液柱塔三种,在国内均有投运业绩。
除日本千代田(鼓泡塔)和日本三菱重工(液柱塔)外,其他技术方均采用喷淋塔工艺,从而使喷淋塔成为最被业主接受得以广泛应用的塔型。
自2006年开始,各脱硫公司逐渐在消化吸收国外脱硫技术的基础上,研发更适合中国国情的自有脱硫技术。
目前,博奇、远达、苏源、龙源等环保公司已拥有了较为成熟的自有脱硫技术。
沿海部分电厂采用海水脱硫工艺
目前海水脱硫工艺的主要有德国比晓夫、法国阿尔斯通、日本富士化水三家,在国内主要以项目合作为主,其中阿尔斯通具有绝对的优势,在占有率和业绩方面远远超过另外两家。
龙源公司与阿尔斯通独家合作,获得了较多的海水脱硫项目。
东锅环保、武汉晶源等公司也有小型的海水脱硫业绩。
干法、半干法脱硫主要应用小型技改机组
随着湿法烟气脱硫的价格的逐步降低,干法、半干法脱硫工艺已经失去造价低的优势,且因脱硫效率低,副产品不稳定,已逐渐被湿法烟气脱硫方式取代。
干法脱硫主要应用30万等级以下的机组,目前主要应用于小机组改造及钢铁、石化等行业的脱硫工程。
3、产业链分析
脱硫行业的发展带动了相关产业的发展,很多泵、阀门、挡板、防腐剂等生产厂家因此发展壮大,但随着脱硫市场的萎缩,此部分厂家也将面临尴尬的局面。
博奇公司主要以工程总包为主,不适宜涉足设备制造企业。
现对我公司具有相对优势的上游产业中电石渣供应、下游产业中石膏综合利用及延伸的运营维护做简要分析:
●电石渣代替部分石灰石进行脱硫
电石渣是乙炔生产过程中排放的废弃物,主要在建材等行业中有部分应用。
电石渣的主要成分是Ca(OH)2,可将其应用于烟气脱硫中。
目前,利用电石渣等碱性工业废弃物进行烟气脱硫以湿法居多,采用电石渣作为脱硫剂对于降低烟气脱硫运行成本,以废治废,保护环境具有重要意义。
(1)开发对电石渣的利用,不仅减少了这些废渣对环境的污染,而且为以废治废开辟了新的途径。
(2)利用电石渣作为脱硫剂,大大地节省了运行费用,为脱硫系统能够长期连续投运提供了经济基础。
(3)经过脱硫后的脱硫剂主要以干式的锅炉灰渣的形式排放,不会形成二次污染,可以用来制作水泥的原料。
●石膏综合利用
目前在国外,脱硫石膏的综合利用已较为成熟,并形成了较多可借鉴的工艺技术和先进设备,尤其是美国、日本、德国、英国等国。
国内对脱硫石膏的综合处理和应用还处于起步阶段,尚未形成工业化、规模化和专业化生产,但也有了一些实践经验。
中国新型建筑材料工业杭州设计研究院、中国林科院木材工业研究所、重庆大学、重庆市建筑科学研究院等研究机构近年来均对脱硫石膏用于石膏板行业的生产工艺进行了研究和实践,认为脱硫石膏用于制造纸面石膏板、石膏刨花板等完全可行,且其性能优于天然石膏生产的产品
在国内,BPB、拉法基、可耐福、北新建材、山东泰和集团等中国主要的石膏生产企业均开始以脱硫石膏逐渐替代天然石膏。
法国石膏业巨头拉法基已在重庆电厂附近独资建设了一座完全用脱硫石膏生产制造纸面石膏板的工厂,年产2000万m2纸面石膏板;山东泰和东新股份有限公司自上世纪开始就采用特殊的干燥、煅烧工艺(已获得专利)和独特的纸面石膏板生产工艺技术,生产出了符合国标要求的纸面石膏板;上海的英国杰科石膏板(BPB)公司和法国拉法基公司早已开始了对电厂脱硫石膏的规模利用。
电厂实施烟气脱硫后所产出的脱硫石膏得到有效利用是推动各电厂脱硫装置正常运行的前提条件。
根据国内外文献调研和部分电厂、建材行业等的实地调研,电厂脱硫石膏可作为天然石膏替代品,用作水泥缓凝剂或用于制作石膏制品、改良土壤、矿井与路基回填等。
从技术层面考虑,上述综合利用途径在国内外均有了一定实践经验,存在的技术难点也能得到较好的解决,从而为电厂烟气脱硫的实施提供了支持。
●运行维护市场
随着国家环保政策的进一步加强以及由国家发改委和国家环保总局联合下发的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》的试行,脱硫系统正常、稳定、可靠、高效地运行,涉及了社会利益和业主的切身利益。
同时,脱硫系统是否可靠取决于整个脱硫系统的设计是否合理;设备是否可靠;更重要的运行维护是否满足要求。
由于脱硫对于大多数改造和新建电厂来说是一个新的系统,由此造成了目前为数众多的脱硫系统投运后未达到理想的要求,甚至给业主带来了负面的影响,这与各电厂对脱硫的运行和维护均存在不熟悉、不了解的情况是有很大关系的。
目前国内的脱硫工程基本都采用了EPC、EP的模式。
脱硫承建单位在完成建设并移交后虽然对电厂业主进行了培训等工作,但由于时间短、培训面窄、专业性和针对性不强、实际情况导致深度不够,因此运行和维护工作存在一定的问题和困难。
同时,由于目前各大电力集团为了提高效率,对各电厂尤其是新建电厂的人员进行了严格的限制,这些也造成了脱硫系统投运后运行维护人员不到位的情况出现。
脱硫设施需要专业的运营维护队伍。
截止2007年底,我国已建成投运的脱硫机组总容量约为2.7亿千瓦,到2010年,预计建成投运的脱硫机组总容量约为4.5亿千瓦,脱硫的运营市场将形成一定的规模。
二、电厂脱硫市场分析
2.1市场分析
国家支持行业行业发展相对成熟
我国的能源结构以燃煤为主,煤炭占一次能源消费总量的75%,按二氧化硫污染的工业部门来分,其污染严重程度顺序是火电厂、化工厂和冶炼厂。
其中,燃煤电厂污染物的排放量占全部工业排放总量的50%左右,是最重要的污染源。
国家"十一五"规划提出,到2010年全国主要污染物排放总量要比"十五"期末减少10%,相应需要削减二氧化硫排放总量10%以上的约束性指标。
控制电力行业二氧化硫排放无疑是实现"十一五"全国二氧化硫削减目标的关键,这使得火电烟气脱硫变得尤为重要,国家出台了一系列的政策来规范脱硫行业,主要政策和法规见附件1。
经过几年的发展,脱硫行业已相对成熟,已拥有大型火电厂烟气脱硫自主知识产权的技术,工程建设能力可满足国内火电厂脱硫设施建设的需要 ,且脱硫设备国、材料的国产化率已可以达到95%以上,脱硫设施造价及运行成本大幅度降低。
市场容量呈递减趋势
截至2008年6月,中国电力装机容量达7.5亿千瓦,火电装机容量达5.8亿千瓦,预计2010年脱硫装机容量占火电装机容量的60%。
2007、2008年全国新增装机容量绝对值保持在相对高位,但从增长速度来看,2006年的20%已成为历史高点,未来也很难超越。
基数绝对值的提升和新增装机逐步下降都将使2007-2010年的电力行业产能扩张速度逐步下降。
根据国网北京经济技术研究院副院长胡兆光博士预测,2010年中国装机容量约为预计2010年全国发电装机容量将超过9.5亿千瓦,其中火电7.1亿千瓦,2008年-2010年共计新增机组容量2.32亿千瓦,其中火电1.54亿千瓦火电装机容量年均新增5100万千瓦。
根据《国家环境保护“十一五”规划》,2010年前需关停小机组5,000万千瓦,截至2007年底已关停1752万千瓦,2008年-2010年,年均关停1082万千瓦。
此外,考虑未建和已建脱硫系统重建预计1000万千瓦。
综合上述分析,考虑火电年均新增5100万千瓦,以大带小重建1082万千瓦,未建和已建脱硫系统重建预计1000万千瓦,2008年~2010年,每年市场容量6000-7000万千瓦,按120元/千瓦计算,可提供72-84亿元的脱硫市场,市场容量下降幅度明显。
“十二五”期间火电厂装机容量预计将有所减缓,预计不超过1.5亿千瓦,因此新建和改扩建火电厂脱硫也将随之下降,持续的容量:
(1)来自新建火电厂的脱硫设施需求;
(2)来自已投运脱硫设施的更新换代需求,(3)来自脱硫设施的后期运营维护需求。
无法确定这部分的市场容量,不过可以肯定的是脱硫设施的后期运营维护会成为一个脱硫项目的主要收入来源。
“十三五”末即2020年,中国火电厂脱硫达到100%时,经过15-20年的老脱硫装置将进入大鼓规模翻新、改建和重建时期。
如果考虑到二氧化硫排放标准的不断提高,改造可能提前3-5年左右。
脱硫竞争呈集中趋势
根据中电联2007年度统计,目前排在前十位的脱硫公司拥有75%以上的市场份额,脱硫市场竞争呈集中态势;
目前活跃在脱硫市场的主要有龙源、博奇、凯迪、同方、龙净、网新、远达等脱硫公司;
龙源、远达因有电力集团支持,年度业绩情况差别不大;博奇、网新、龙净、凯迪等公司因无电力集团背景,2008年市场情况较低落。
见图2
④市场竞争进一步加剧:
根据博奇公司统计数据,2008年1-10月份发标的135MW及以上机组项目中五大电力项目约占70%,由此可以看出目前新建大型项目仍主要被五大电力集团控制;其中国电、中电投集团的项目多被下属环保公司国电龙源和远达获得;华电项目采用E+P+C的招标形式,直接议标给华电工程;华能项目多被无电力集团支持的大型环保公司如博奇、同方等获得;大唐对大唐环境支持力度相对较弱,项目被清华同方、国电清新等瓜分。
地方电力集团项目及企业自备电厂的脱硫工程,竞争激烈,业主为节省造价,一般是最低价中标,需要牺牲公司的利润甚至要低于成本才能获得此类项目。
脱硫价格未出现预期的回升
历年脱硫千瓦造价情况
年份
2004
2005
2006
2007
2008
千瓦造价(元)
250.82
204.71
127.42
122.42
110.06
各脱硫企业竞相压价造成电力环保企业总体利润率下降,同时由于脱硫行业相对门槛较低,不断有新的企业进入这个领域,新企业的加入虽然促进了烟气脱硫市场的发展,但同时也在一定程度对干扰了市场,形成恶性竞争,脱硫单位造价自2004年一直逐年下滑,已由250元降到110元。
价格的持续走低势必使技术竞争相对弱化。
为了节约成本,脱硫企业在设计过程中减少设计裕量、选用劣质的材料、设备和选用不合格的施工队伍,从而使工程质量无法被保证,随着脱硫装置的不断投运,大量的问题将被暴露,有些项目甚至不能够投入运行。
2.2重点区域/用户分析
五大发电集团(华能集团、国电集团、中电投集团、大唐集团、华电集团)容量占全部装机容量的41.98%,除华能没有自己的环保公司外,其他均有自己的环保公司。
博奇公司已获得的项目中华能占18.81%、国华9.88%、大唐9.88%、德源9.05%、北方电力5.77%、江苏国信4.98%、中电国际4.90%。
由于目前国电、中电投集团的项目多被下属环保公司国电龙源和远达获得;国华、华电项目采用E+P+C的招标形式,直接议标给国华荏原、华电工程;大唐电力对大唐环境支持力度相对较弱,但项目多被清华同方与国电清新获得。
综上,博奇公司目标客户主要集中在华能集团、北方电力、地方投资企业(如江苏国信)和大型企业自备电厂。
2.3电厂脱硫项目招标方式与流程简析
招标方式
电厂脱硫项目招标方式一般有公开招标和邀请招标两种,其中以公开招标较为常见。
电厂脱硫项目实行公开招标时,招标人在指定的报刊、电子网络或其他媒体上发布招标公告,吸引众多的相关单位参加投标竞争,提交资格预审资料,俗称报名。
招标人从中择优选择中标单位,也就是入围。
电厂或电厂委托的招标公司应当依照法定程序和方式,发布招标公告,提供载有脱硫工程的主要技术要求、主要的合同条款、评标的标准和方法以及开标、评标、定标的程序等内容的招标文件,一般分为商务部分、技术部分、商务报价三部分。
开标应当在招标文件规定的时间、地点公开进行。
开标后应当按照招标文件规定的评标标准和程序对标书进行评价、比较,在具备相应资质条件的投标者中,择优选定中标者。
若脱硫项目采取邀请招标,则由招标人根据供应商、承包资信和业绩,选择一定数目的法人或其他组织(一般不能少于3家),向其发出投标邀请书,邀请他们参加投标竞争。
招标流程
3.电厂脱硫市场竞争格局分析
大型脱硫公司目前主要有三类,一类五大电力集团下属的环保公司,除华能集团之外的四大电力集团均有下属的环保公司,分别是龙源、远达、大唐、华电,这类公司的业绩大都来自其投资集团,第二类是其他电力集团及地方能源、投资公司出资成立的环保公司,如凯迪、苏源等,这类公司也会获得地方电力资源的支持;第三类是博奇、网新等具有竞争实力但无电力集团背景的公司,其凭借成本优势及到位的服务获得电力集团项目。
各环保公司情况见附件3。
2008年3月17日,国家发改委网站公布了中电联统计的截至2007年底脱硫容量情况,中国火电厂烟气脱硫装机容量已超过2.7亿千瓦,约占火电装机总容量的50%。
当年投运100MW及以上火电机组脱硫装置1.16亿千瓦,比2006年增长14%。
2007年排名前10的脱硫公司合同容量占全国总量的75%,投运容量占全国总量的77%(见附表3、附表4)。
脱硫行业成集中发展态势,有利用形成规范稳定的竞争秩序。
截至2007年底,合同容量市场排名情况为国电龙源占13.72%、博奇12.03%、凯迪11.39%、网新8.63%、远达8.29%、三融6.73%,与2006年相比,前六位无新公司列入,变化为博奇公司由第三位上升至第二位,远达由第六位上升到第五位,大唐和同方进入前十位。
脱硫EPC市场已不是脱硫竞争的唯一市场,脱硫BOT和脱硫运营维护市场正在成为新的竞争焦点。
凯迪已在上中电国际大别山、皖能合肥、皖能安庆等项目上实施BOT模式。
有实力的环保公司在立足国内市场的基础上开拓海外市场,并取得了不错的成绩,博奇公司也已拥有苏丹、土耳其等海外项目执行业绩。
部分环保公司按集团化发展,业主逐渐多元化,如国电龙源在风电设备制造、凯迪公司在电站建设和煤炭开发等方面取得不错的成绩,三融公司也涉及设备制造、风能发电等领域。
详见《RO2博奇
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