烏海海欣電廠項目調(diào)研報告烏海市海欣環(huán)保材料科技4×50MW級自備熱電廠調(diào)研報告電廠調(diào)研小組二零一三年十一月內(nèi)容摘要市場情形分析從全國電力市場情形來看，2021年火電裝機容量76546萬千瓦時、累計發(fā)電3.91萬億千瓦時、平均利用小時數(shù)為4965小時，本報告機組可利用小時7200小時。假如以7200小時/年為標準〔相當于每年運行10個月〕，全國機組利用率為69%,本報告機組利率用為100%，君正2021年機組利率用為97%。從內(nèi)蒙電力市場情形來看，火電行業(yè)總裝機容量僅次于山東，且內(nèi)蒙增長速度16.23%遠遠高于全國平均水平7.9%。蒙西電網(wǎng)作為全國唯獨的獨立電網(wǎng)，由于與國家電網(wǎng)外送通道少，造成嚴峻的窩電現(xiàn)象，火電停機三分之一，虧損情形較為普遍。內(nèi)蒙古自治區(qū)對全區(qū)符合國家產(chǎn)業(yè)政策的電石、PVC等高耗能行業(yè)采取各種措施，直截了當或間接實施電價補貼，每度最高優(yōu)待0.1元/度，實際到位要少于此數(shù)字。依照調(diào)研結(jié)果來看，企業(yè)自備電廠存在如下優(yōu)勢：a、企業(yè)有較高的用電需求，機組利用小時數(shù)可達7200小時〔理想狀態(tài)〕；b、企業(yè)內(nèi)部用電可按成本價格約0.24元/度〔含系統(tǒng)備用費〕直截了當供內(nèi)部用電企業(yè)。同時，自備電廠也存在如下劣勢：a、政策上不承諾自備電廠富余電量上網(wǎng)交易，盡管部分企業(yè)自備電廠能夠通過專門渠道將余外電量上網(wǎng)交易，但存在一定的政策風險；b、企業(yè)自備電廠相對機組容量小、能耗高，成本相應偏高，但完全成本差不多能夠操縱在0.24元/度以內(nèi)。經(jīng)濟效益分析總投資：項目分二期建設，一期投資6.5億元，建設周期18個月；二期投資5.5億元，建設周期15個月。以上不考慮總降變及220KV雙回路供電線路建設〔估量8500萬元〕。單位名稱建設時刻總投資〔億元〕裝機容量〔MW〕單位成本〔元/KW.h〕內(nèi)蒙君正2006年122×1504000紫金礦業(yè)2021年6.52×506500東源科技2021-2021年124×506000考慮到東源科技建設規(guī)模、廠址都與我司較為接近，我公司熱電廠單位成本造價在5500-6000元/kw.h較為合理。本報告采納6000元/kw.h運算，總投資12億元。年供電量(度)：裝機容量(240MW)×機組利用小時數(shù)(7200小時)×〔1-廠用電率(11%)〕收入:年供電量×市場電價〔考慮目前存在電價優(yōu)待,本報告按兩種電價進行測算:不考慮電價補貼的情形下〔企業(yè)綜合電價不含稅0.41元/千瓦時〕，考慮電價補貼的情形下〔企業(yè)綜合電價不含稅0.33元/千瓦時〕?！晨偝杀?年供電量×綜合成本(0.24元/度)在不考慮融資成本的情形下，經(jīng)濟效益如下表所示：無電價補貼〔0.41元/度〕有電價補貼〔0.33元/度〕單位年供電量153792年供電量153792萬千瓦時收入63054.72收入50751.36萬元總成本36910.08總成本36910.08萬元稅前利潤26144.64稅前利潤13841.28萬元假如按項目融資6億元，企業(yè)自籌6億元，貸款利息11%，期限3年條件下運算，在不考慮電價補貼〔電價0.41元/度〕的情形下，估量6.5年〔含建設期〕歸還貸款、收回本金。在考慮電價補貼〔電價0.33元/度〕的情形下，估量8年〔含建設期〕才可歸還貸款、收回本金。在不考慮電價補貼〔電價0.41元/度〕的情形下，企業(yè)年均稅后利潤21100萬元，資本利潤率：稅后利潤〔21100萬元〕/資本金〔6億元〕＝35.17%；在考慮電價補貼〔電價0.33元/度〕的情形下，企業(yè)年均稅后利潤10643萬元，資本利潤率：稅后利潤〔10643萬元〕/資本金〔6億元〕＝17.74%；以上數(shù)據(jù)企業(yè)所得稅率按15%運算〔參考西部大開發(fā)優(yōu)待政策〕。

目錄一、調(diào)研背景及內(nèi)容 41.1調(diào)研背景 41.2建設必要性 41.3調(diào)研情形 6二、國內(nèi)電廠的差不多情形 71.國家電力產(chǎn)業(yè)概況和政策 71.1電力行業(yè)概況 71.2電力行業(yè)要緊特點分析 91.3電力行業(yè)進展時期 101.4產(chǎn)業(yè)政策對行業(yè)的阻礙 102.內(nèi)蒙古自治區(qū)電力產(chǎn)業(yè)概況和政策 132.1內(nèi)蒙古電力行業(yè)概況 132.2內(nèi)蒙古電力行業(yè)政策 143.內(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)差不多情形 154.內(nèi)蒙周邊地區(qū)裝機容量分布差不多情形 15二、火力發(fā)電廠的設備及技術(shù)簡介 161、要緊設備生產(chǎn)廠家和技術(shù)介紹 161.1汽輪機組 161.2汽輪發(fā)電機組 171.3鍋爐 182、脫硝、脫硫、除塵技術(shù)方案比較 182.1脫硫技術(shù) 182.2脫硝技術(shù) 202.3除塵技術(shù) 21三、電廠的效益分析 221、舉例說明中小型電廠的投入和產(chǎn)出 221.1 項目總投資 221.2 年發(fā)電量 221.3 供電煤耗 231.4 原煤采購 231.3成本 231.5 利潤 232、海欣電廠成本和利潤 233、自備電廠對企業(yè)經(jīng)營的阻礙 24四、風險分析 251、中小型自備電廠的政策風險、技術(shù)風險、經(jīng)濟風險 251.1政策風險 251.2技術(shù)風險 251.3經(jīng)濟風險 252、敏銳性分析 25五、結(jié)論 271、海欣電廠的投資效益分析 272、以后6年的經(jīng)營推測 272.1推測說明 272.2經(jīng)營現(xiàn)金流推測 28一、調(diào)研背景及內(nèi)容1.1調(diào)研背景2020年，隨著國家為完成節(jié)能減排任務強制關(guān)停了一些小型開放式電石爐，造成產(chǎn)量銳減而需求未變引起了下半年電石價格曾一度突破5000元大關(guān)；2020年國家對新疆2000億投資中，其中一大部分投向了高耗能行業(yè)，這批項目在2020年進入達產(chǎn)時期，使新疆2020年電石產(chǎn)量增至1730余萬噸，超過寧夏，僅次于內(nèi)蒙，居全國第二位。2020年，國家開始對房地產(chǎn)進行堅決、有效的打壓，同時由于2021年歐債危機的不明朗，使得全球都放緩投資力度，以上兩因素使得國內(nèi)PVC市場大大縮水，進而阻礙到電石價格的不斷下降。圖表1：2006-2021年電石價格趨勢圖2021年國家力推的保證房建設今年將新開工700萬套，5月以后進入施工建設的黃金期，從而導致電石市場價格有所回升，同時國家為了不使年初制定的GDP〝維穩(wěn)保八〞的目標落空，在高耗能領域采取了電價補貼等措施刺激行業(yè)的進展?？傊?，電石行業(yè)的不景氣估量還將連續(xù)，電石生產(chǎn)企業(yè)只有從節(jié)能減耗和精細化治理上下功夫，因此，如何降低生產(chǎn)成本是每家電石企業(yè)迫切需要解決的問題。1.2建設必要性電石生產(chǎn)要緊原料構(gòu)成如下表如示：〔資料來源：海鑫化工電石項目可行性研究報告〕圖表2：原材料、動力消耗定額及消耗表序號名稱及規(guī)格單位消耗定額市場價格備注一原材料1石灰CaO≥93wt%t0.933602蘭炭熱值>6000kcal/kgt0.6310893電極糊密閉糊t0.02529054鐵皮δ=2mmt0.002二公用工程5電爐電kWh36000.366一次水t1.787氮氣0.6MPaGNm3458外表空氣0.76MPaGNm353從上表能夠看出，石灰、蘭炭、電是阻礙電石成本的要緊原料，目前公司已向政府申請了5000萬噸石灰石礦資源以保證石灰生產(chǎn)原料供應，生產(chǎn)石灰石的礦業(yè)公司現(xiàn)已進入開工建設時期；同時海鑫化工正在針對電石爐進行技術(shù)改造，將半密閉電石爐改為全密閉電石爐，以降低單位電耗，同步建設利用電石爐尾氣年產(chǎn)40萬噸白灰項目，保證自身電石生產(chǎn)所需石灰，進一步降低石灰的采購成本。電力成本降低方面，從周邊內(nèi)蒙君正、湖北宜化、鄂爾多斯雙欣等相關(guān)企業(yè)的進展體會來看，企業(yè)擁有自備電廠是降低企業(yè)用電成本的關(guān)鍵所在。圖表3:西部地區(qū)用電價格表：用電分類電度電價差不多電價不滿1-1035-110110-220220最大需量變壓器容量1千伏千伏千伏以下千伏以下千伏以上元/千瓦/月元/千伏安/月一、居民生活電價0.430.420.42二、一樣工商業(yè)用電0.6840.6390.571三、大工業(yè)用電0.4870.4720.460.4532819其中電石、電爐鐵合金、電解燒堿、合成氨、電爐鈣鎂磷肥、電爐黃磷、電解鋁、多晶硅、單晶硅用電0.4440.4290.4170.412819中小化肥用電0.3270.3170.3070.32114四、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電0.4280.4180.408其中：貧困縣農(nóng)業(yè)排灌用電0.2370.2340.2312021年5月，內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府為推動經(jīng)濟進展，對全區(qū)符合國家產(chǎn)業(yè)政策的電石、PVC等高耗能行業(yè)電價補貼政策〔內(nèi)政發(fā)[2021]50號〕，具體如下：加大蒙西地區(qū)電力多邊交易力度，發(fā)電企業(yè)對新增用電負荷電力多邊交易讓利幅度原那么上不低于3分/千瓦時；對不納入電力多邊交易的企業(yè)，鼓舞與發(fā)電企業(yè)開展臨時電力交易，讓利幅度原那么上不低于3分/千瓦時。電網(wǎng)企業(yè)補貼3分/千瓦時。自治區(qū)財政補貼2分/千瓦時。盟市〔含旗縣〕財政用電獎勵不低于2分/千瓦時。依照了解，以上政策除第4條外，其他補貼政策都差不多落實到位。目前周邊電廠的完全成本在0.21元/度，正常用電只需上交給電力公司0.03元/千瓦時，每度電用電成本約為0.24元/度，不考慮電價補貼的情形下〔企業(yè)綜合電價不含稅0.41元/千瓦時〕，每噸電石可節(jié)約成本612元/噸，電石技改完成后產(chǎn)能可達32萬噸，達產(chǎn)后每年可節(jié)約成本19584萬元;考慮電價補貼的情形下〔企業(yè)綜合電價不含稅0.33元/千瓦時〕，每噸電石可節(jié)約成本324元/噸，電石技改完成后產(chǎn)能可達32萬噸，達產(chǎn)后每年可節(jié)約成本10368萬元。綜上所述，即使在當前大幅度電價補貼的情形下，電廠正常生產(chǎn)還可為企業(yè)節(jié)約成本10368萬元。因此，我司規(guī)劃建設的4*50MW發(fā)機組是降低電石生產(chǎn)成本的重要環(huán)節(jié)，該項目的建成投產(chǎn)是公司在現(xiàn)有市場情形下扭虧增盈的重要環(huán)節(jié)。1.3調(diào)研情形自2021年6月開始，公司成立了調(diào)研小組，針對相關(guān)上市企業(yè)、周邊企業(yè)的電廠進行了考察，現(xiàn)將電廠調(diào)研情形簡要說明：圖表4：調(diào)研企業(yè)情形表調(diào)研對象裝機容量〔萬千瓦時〕2021年發(fā)電量〔億千瓦時〕新疆天業(yè)2094.1新疆天辰54新疆天能60內(nèi)蒙君正3021內(nèi)蒙黑貓32新疆天業(yè)：天業(yè)集團熱電產(chǎn)業(yè)目前總裝機容量1340MW。由4×25MW、2×50MW、4×135MW、2×300MW發(fā)電機組構(gòu)成，分三個電廠運行：天業(yè)電廠200MW，天辰電廠540MW，天能電廠600MW。要緊設備均選自上海電氣、東方電氣、哈爾濱電氣集團等國內(nèi)要緊設備廠家；由于新疆煤炭資源豐富、原煤價格低，該電廠鍋爐采納的是煤粉爐，相關(guān)于循環(huán)硫化床鍋爐來講，其燃燒效率高，但對燃燒煤種的要求較高。針對天業(yè)電廠4×25MW、2×50MW調(diào)研結(jié)果來看，其綜合發(fā)電成本為0.226元/千瓦時，利潤率可達45%左右。內(nèi)蒙君正：內(nèi)蒙君正為烏海當?shù)匾患疑鲜泄荆壳把b機容量為300MW，為2×150MW煤矸石發(fā)電機組，要緊設備采納的是東方電氣設備，燃煤要緊以中煤、煤矸石為主，其鍋爐采納的是循環(huán)硫化床鍋爐。通過調(diào)研結(jié)果來看，內(nèi)蒙君正電廠綜合發(fā)電成本為0.23元/千瓦時，利潤率達31%左右，其電廠所屬公司承擔集團公司職責，相關(guān)費用較大。內(nèi)蒙黑貓：內(nèi)蒙黑貓采納的是燃氣爐發(fā)電，屬余熱發(fā)電項目，利用其集團生產(chǎn)炭黑產(chǎn)生的煤氣及焦爐煤氣發(fā)電，其機組容量為30MW，年可發(fā)電約2億千瓦時，蒸汽8萬噸。原料內(nèi)部供應不結(jié)算，內(nèi)部自用電量與蒸汽也不結(jié)算。通過調(diào)研結(jié)果來看，其對外銷售電力及蒸汽每年可產(chǎn)生4000萬元的銷售收入，由于原料不計成本，其綜合發(fā)電成本為0.1元/千瓦時。二、國內(nèi)電廠的差不多情形1.國家電力產(chǎn)業(yè)概況和政策1.1電力行業(yè)概況本報告所稱〝電力行業(yè)〞是指國家統(tǒng)計局?國民經(jīng)濟行業(yè)分類?〔GB/T4754-2002〕中的電力生產(chǎn)業(yè)，電力生產(chǎn)業(yè)即電源，指利用熱能、水能、核能及其他能源產(chǎn)生電能的生產(chǎn)活動，包括火力發(fā)電、水力發(fā)電、核力發(fā)電和其他能源發(fā)電四個子行業(yè)。從電源結(jié)構(gòu)看,由于中國能源資源以煤為主，因此，至少在2020年往常，燃煤發(fā)電仍處于穩(wěn)固進展時期。圖表5：電力行業(yè)分類行業(yè)代碼行業(yè)分類行業(yè)定義441電力生產(chǎn)4411火力發(fā)電指利用煤炭、石油、天然氣等燃料燃燒產(chǎn)生的熱能，通過火電動力裝置轉(zhuǎn)換成電能的生產(chǎn)活動。4412水力發(fā)電指通過建設水電站將水能轉(zhuǎn)換成電能的生產(chǎn)活動。4413核力發(fā)電指利用核反應堆中重核裂變所開釋出的熱能轉(zhuǎn)換成電能的生產(chǎn)活動。4419其他能源發(fā)電指利用風力、地熱、太陽能、潮汐能、生物能及其他未列明的發(fā)電活動。4420電力供應指利用電網(wǎng)出售給用戶電能的輸送與分配活動，以及供電局的供電活動。4430熱力生產(chǎn)和供應指利用煤炭、油、燃氣等能源，通過鍋爐等裝置生產(chǎn)蒸汽和熱水，或外購蒸汽、熱水進行供應銷售、供熱設施的愛護和治理的活動。1.1.1電力行業(yè)市場分析1.1.1.1電力裝機容量分析2020年來我國電力裝機容量保持平穩(wěn)增長，截止2021年12月，全國裝機容量達105576萬千瓦時〔其中：火電裝機容量76546萬千瓦時，同比增長7.9%〕，同比增長9.3%。圖表6：2004-2021年中國電力裝機容量增長情形1.1.1.2發(fā)電情形分析2021年，全國累計發(fā)電4.98萬億千瓦時，同比增長5.22%，其中，火電累計發(fā)電3.91萬億千瓦時，同比增長0.3%?；鹆Πl(fā)電量連續(xù)保持增長，出力均連續(xù)保持專門高水平，充分表達了火電對電力供應的基礎保證作用。圖表7：2020-2021年中國發(fā)電量及同比增長變化情形1.1.1.3機組利用小時數(shù)分析2021年，全國全部機組平均利用小時數(shù)為4572小時，同比增長1.8%，其中：火力發(fā)電平均利用小時數(shù)為4965小時，同比增長5.2%。圖表8：2006-2021年全國電力設備利用小時累計同比變化情形1.1.1.4用電情形分析2021年，全年累計用電量為4.96萬億千瓦時，同比增長5.5%。圖表9：2020-2021年全國用電量及同比變化情形1.2電力行業(yè)要緊特點分析1.2.1國家壟斷行業(yè)：電力行業(yè)在發(fā)、輸、配、售等各個環(huán)節(jié)的自然壟斷程度有所不同，其中，輸、配、售壟斷程度較高，同時在發(fā)電細分行業(yè)領域的壟斷程度也稍有不同，隨著電力體制改革、國家鼓舞民間資本介入這一狀況會有所改善。1.2.2與經(jīng)濟周期有較高關(guān)聯(lián)度：電力需求是隨著宏觀經(jīng)濟周期波動而發(fā)生一定的波動，如2020年的金融海嘯引發(fā)經(jīng)濟衰退導致電力需求增長明顯放緩、發(fā)電小時數(shù)下降，是對經(jīng)濟周期波動最為敏銳的行業(yè)之一。1.2.3技術(shù)、資金高度密集型產(chǎn)業(yè)，且不斷升級：新建電廠和輸變電設備要緊向高參數(shù)〔超臨界機組、特高壓〕、大容量、高自動化標準建設，項目造價高，進入門檻高，呈上升趨勢。1.2.4現(xiàn)金流相對穩(wěn)固、充裕：電力企業(yè)投資大、折舊高，同時應收賬款質(zhì)量也較好，現(xiàn)金流渠道順暢、穩(wěn)固。1.2.5市場煤、打算電成為阻礙火電行業(yè)進展的重要制約因素。目前我國針對電力行業(yè)的上網(wǎng)電價和銷售電價實行的是政策管制，而火電行業(yè)的要緊燃料電煤是隨著市場變化波動。1.3電力行業(yè)進展時期在我國電力行業(yè)進展過程中，由于各種能源發(fā)電技術(shù)的起步時期不同，行業(yè)也處于不同的進展時期?；鹆Πl(fā)電技術(shù)起步較早，進展技術(shù)較為成熟，在豐富的煤炭資源支持下，火電行業(yè)差不多步入成熟期，同時，水電行業(yè)相對技術(shù)較為成熟，差不多進展成為我國的第二大電源，而風電、太陽能、核電技術(shù)起步相對較晚，且國內(nèi)還存在著一些成本、技術(shù)上的問題，尚處于導入期。圖表10：電力行業(yè)進展時期1.4產(chǎn)業(yè)政策對行業(yè)的阻礙電力是重要的基礎性能源產(chǎn)品，我國對電力生產(chǎn)行業(yè)監(jiān)管專門嚴格，在我國關(guān)于電力行業(yè)會產(chǎn)生深遠阻礙的政策要緊包括電力市場改革政策、環(huán)保政策以及中長期的行業(yè)政策導向。1.4.1電力市場改革政策1.4.1.1市場體制改革隨著經(jīng)濟的大進展和市場化程度的推進，我國啟動了一系列電力行業(yè)深層次的市場化改革。2021年，深入推進電網(wǎng)企業(yè)主輔分離，出臺輸配電體制改革試點工作意見，研究制定農(nóng)村電力體制改革方案，出臺調(diào)整銷售電價分類結(jié)構(gòu)實施方法，居民階梯電價方案的推出，電網(wǎng)主輔分離的重新啟動等，政策信號正加快推進市場改革。圖表11：市場體制改革進展情形改革步驟改革內(nèi)容目前進展廠網(wǎng)分離重組原國家電力公司治理發(fā)電資產(chǎn)，組建假設干獨立發(fā)電企業(yè)已完成重組原國家電力公司治理電網(wǎng)資產(chǎn)，組建國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)公司已完成電網(wǎng)企業(yè)內(nèi)部對配電業(yè)務實施獨立核算，電網(wǎng)企業(yè)剝離輔助性業(yè)務和三產(chǎn)已完成成立監(jiān)督治理機構(gòu)成立國家電力監(jiān)管委員會，負責制定電力市場運行規(guī)那么，監(jiān)管市場運作，愛護公平競爭；依照市場情形，向政府主管部門提出調(diào)整電價建議已完成大用戶直購電具備條件地區(qū)開展向較高電壓等級和較大用電量用戶和配電網(wǎng)直截了當供電試點試點輸配分離穩(wěn)固開展輸配分開試點，逐步建立輸、配電價格機制試點電力需求側(cè)推出實行峰谷電價，銷售電價實行差別定價已推出實行居民用電階梯價格制度已推出競價上網(wǎng)發(fā)電側(cè)競價上網(wǎng)，建立電力調(diào)度交易系統(tǒng)試點上網(wǎng)電價由容量電價和競價后的電量電價組成；輸配電價由政府制定定價原那么；銷售電價以上網(wǎng)電價和輸配電價為基礎形成，并與上網(wǎng)電價聯(lián)動未推出1.4.1.2020年，在電力嚴峻緊缺的情形下，國家發(fā)改委兩次上調(diào)電價，總幅度為11.6%，2020年小幅上調(diào)1%，2020年未上調(diào)，2021年三次上調(diào)電價，總幅度達12.9%。然而，過去6年中，平均上網(wǎng)電價僅上漲了32%，而平均電煤價格卻幾乎翻番。作為解決煤電矛盾的權(quán)益之計，電價不定期上調(diào)只能緩解煤電矛盾，不能提供對電企的趨勢性投資機會；要從全然上解決煤電困局，只能依靠電力體制改革的推進。圖表12：近年來上網(wǎng)電價調(diào)整情形表2007年底2020年兩2020年底2020年一2020年底2020年一2020年底2020年三2020年底〔人民幣元/兆電價次上調(diào)電價次上調(diào)電價次上調(diào)電價次上調(diào)電價瓦時〕水平%水平%水平%水平%水平北方電網(wǎng)302.511.4336.93338.30.6340.114.2388.5東北電網(wǎng)333.38.8313.21.93161.2319.213360.6西北電網(wǎng)218.313.4247.64.32542.525919308.1華東電網(wǎng)392.510.3433-1.5427.70.4428.86.3455.9華中電網(wǎng)330.912.3371.60.9373.71377.416.5439.8南方電網(wǎng)338.314.13860.2386.40.8386.911.4433.8全國平均319.311.63481.1349.41352.312.9397.81.4.2節(jié)能環(huán)保政策2021年11月，國家發(fā)改委通知，自當年12月1日在全國范疇內(nèi)對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠試行脫硝電價政策，每千瓦時加價8厘錢，以補償脫硝成本增支。這一政策意味著〝十二五〞期間火力大規(guī)模脫硝等環(huán)保改造行動拉開帷幕。繼而在2021年1月，火電行業(yè)又迎來了?火電廠大氣污染排放標準?的實施，受資源環(huán)境約束，以后火電行業(yè)減排壓力將連續(xù)增加。標準的出臺會進一步增加火電企業(yè)的成本，脫硝電價補貼的出臺盡管在一定程度上補償火電企業(yè)的成本增支，但發(fā)電成本依舊有所上升。1.4.3電力行業(yè)政策1.4.3.1行業(yè)準入政策單純的發(fā)電企業(yè)：國家產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)指導名目〔2020年本〕中，針對單純的電力生產(chǎn)行業(yè)限制類要求如下：1.小電網(wǎng)外，單機容量30萬千瓦及以下的常規(guī)燃煤火電機組。2.小電網(wǎng)外，發(fā)電煤耗高于300克標準煤/千瓦時的濕冷發(fā)電機組，發(fā)電煤耗高于305克標準煤/千瓦時的空冷發(fā)電機組。小電網(wǎng)：為農(nóng)村及農(nóng)業(yè)區(qū)域用戶提供電能的電源。海欣電廠單機容量為5萬千瓦、發(fā)電煤耗為450克標準煤/千瓦時。熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)：1998年國家計委、國家經(jīng)貿(mào)委、電力部、建設部聯(lián)合發(fā)文?關(guān)于進展熱電聯(lián)產(chǎn)的假設干規(guī)定?，以〝熱電比〞為考核指標，對熱電聯(lián)產(chǎn)項目的審批和運行狀況進行界定：既發(fā)電又供熱的常規(guī)熱電聯(lián)產(chǎn)項目，要求總熱效率年平均大于45%；關(guān)于單機容量50兆瓦以下的熱電機組，熱電比年平均應大于100%。1．總熱效率年平均大于45%。總熱效率=〔供熱量+供電量×3600千焦/千瓦時〕/〔燃料總消耗量×燃料單位低位熱值〕×100%*2．熱電聯(lián)產(chǎn)的熱電比：〔1〕單機容量在50兆瓦以下的熱電機組，其熱電比年平均應大于100%；〔2〕單機容量在50兆瓦至200兆瓦以下的熱電機組，其熱電比年平均應大于50%；〔3〕單機容量200兆瓦及以上抽汽凝汽兩用供熱機組，采暖期熱電比應大于50%。熱電比=供熱量/〔發(fā)電量×3600千焦/千瓦時〕×100%鑒于目前海欣供熱量無法估算，本報告未考慮海欣的供熱量。1.4.3.2行業(yè)進展規(guī)劃依照中電聯(lián)公布的?電力工業(yè)十二五?規(guī)劃進展報告，〝十二五〞期間，火電仍是我國的主力電源，但國家將通過優(yōu)化火電開公布局，連續(xù)剔除落后的小火電機組、進展熱電聯(lián)產(chǎn)的方式，合理操縱火電建設規(guī)模。優(yōu)化進展煤電推行煤電一體化開發(fā)，加快建設大型煤電基地，貫徹落實國家西部大開發(fā)戰(zhàn)略，加快山西、陜西、內(nèi)蒙古、寧夏、新疆等煤炭資源豐富地區(qū)的大型煤電基地建設；鼓舞進展熱電聯(lián)產(chǎn)，統(tǒng)一規(guī)劃高參數(shù)、環(huán)保型機組、符合國家政策的熱電聯(lián)產(chǎn)項目；推進煤電綠色開發(fā)，大力推行潔凈煤發(fā)電技術(shù)。潔凈煤發(fā)電技術(shù)是指煤炭從開發(fā)到利用全過程中，旨在減少污染排放與提高利用效率的加工、燃燒、轉(zhuǎn)化及污染操縱等高新技術(shù)的總稱。

依照國務院機構(gòu)改革和職能轉(zhuǎn)變要求，新組建的國家能源局正在研究簡政放權(quán)、下放投資審批事項。能源局下放涉及能源領域的行政審批事項如下：企業(yè)投資在非要緊河流上建設的水電站項目核準；企業(yè)投資分布式燃氣發(fā)電項目核準；企業(yè)投資燃煤背壓熱電項目核準；企業(yè)投資風電站項目核準；企業(yè)投資330千伏及以下電壓等級的交流電網(wǎng)工程項目，列入國家規(guī)劃的非跨境、跨省〔區(qū)、市〕500千伏電壓等級的交流電網(wǎng)工程項目核準；企業(yè)投資國家規(guī)劃礦區(qū)內(nèi)新增年生產(chǎn)能力低于120萬噸的煤礦開發(fā)項目核準；企業(yè)投資非跨境、跨省〔區(qū)、市〕的油氣輸送管道項目核準。2.內(nèi)蒙古自治區(qū)電力產(chǎn)業(yè)概況和政策2.1內(nèi)蒙古電力行業(yè)概況電力行業(yè)是內(nèi)蒙古經(jīng)濟的支柱產(chǎn)業(yè)，在豐富的煤炭資源保證下，內(nèi)蒙古電力行業(yè)保持較好的進展勢頭，內(nèi)蒙古電力將重點建設西電東送、煤電一體化和區(qū)內(nèi)用電項目，鼓舞和支持自備電廠建設。大力開發(fā)利用風能、太陽能和生物質(zhì)能源，重點在錫林浩特、烏蘭察布等地建設大中型風電廠，裝機容量達400萬千瓦。加快電網(wǎng)建設，形成多條交、直流外送通道和區(qū)內(nèi)500千伏主網(wǎng)架結(jié)構(gòu)電網(wǎng)。圖表13：2021年內(nèi)蒙電力生產(chǎn)產(chǎn)品產(chǎn)量及增長情形表產(chǎn)品名稱單位2021年產(chǎn)量同比占全國比重發(fā)電量萬千瓦時29705211.7216.826.45其中：火力發(fā)電量萬千瓦時26390005.216.236.92水力發(fā)電量萬千瓦時121577.21-24.460.22.2內(nèi)蒙古電力行業(yè)政策?國務院關(guān)于進一步促進內(nèi)蒙古經(jīng)濟又好又快進展假設干意見?指出，〝鼓舞都市進展背壓機組實現(xiàn)集中采暖，承諾符合條件的地級都市進展大型熱電聯(lián)產(chǎn)，合理安排工業(yè)園區(qū)熱電建設，在特大型洗煤廠周邊優(yōu)化布局煤矸石資源綜合利用電廠。〞、〝建立健全電力市場機制，大力推進電力多邊交易。〞2.2.1企業(yè)自備電廠?內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府關(guān)于自備電廠并網(wǎng)有關(guān)問題的通知?〔內(nèi)政字〔2005〕170號〕和?內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府辦公廳關(guān)于規(guī)范自備電廠治理有關(guān)事宜的通知?〔內(nèi)政字〔2007〕15號〕以及?內(nèi)蒙古電網(wǎng)企業(yè)自備電廠治理暫行規(guī)那么?規(guī)定：建設熱電聯(lián)產(chǎn)電廠應符合原國家發(fā)改委、經(jīng)貿(mào)委、建設部、環(huán)?？偩?關(guān)于進展熱電聯(lián)產(chǎn)的規(guī)定?〔計基礎[2000]1268號文〕和?關(guān)于做好關(guān)停小火電機組工作中小型熱電聯(lián)產(chǎn)機組審核工作的通知?〔國經(jīng)貿(mào)電力[2000]879號文〕規(guī)定的認定標準，符合〝以熱定電〞原那么，以供熱為要緊任務。企業(yè)自備電廠應堅持〝自發(fā)自用＂原那么〔見原電力工業(yè)部電計[1997]431號文〕，發(fā)電裝機總?cè)萘坎粦^本企業(yè)內(nèi)部電力需求的30%，單機容量一樣不得低于2.5兆瓦〔見原電力部電計[1997]431號文〕。假如需要并入電網(wǎng)運行，必須符合國家標準或電力行業(yè)標準，并向電網(wǎng)企業(yè)支付系統(tǒng)備用費。企業(yè)自備電廠是企業(yè)的動力車間，或者是該企業(yè)〔集團〕的分公司或子公司。自備電廠與用電企業(yè)〝同為一個企業(yè)集團、同在一個工業(yè)園區(qū)、同在一個生產(chǎn)廠區(qū)、同為工業(yè)生產(chǎn)用電〞。截至2021年10月底，全區(qū)6000千瓦及以上自備電廠裝機容量已達到939.55萬千瓦，占火電裝機的15.66%。其中，蒙西電網(wǎng)自備電廠裝機容量777.55萬千瓦時，占蒙西電網(wǎng)裝機容量的18.41%；圖表14：自備電廠不同裝機容量情形表項目裝機容量〔萬千瓦〕占比單機裝機容量10萬千瓦以下175.5518.68%單機裝機容量10-20萬千瓦30232.14%單機裝機容量20-30萬千瓦14014.90%單機裝機容量30萬千瓦以下32234.27%合計939.552.2.2電力多邊交易電力多邊交易是指在由多賣方和多買方共同參與的電力市場中，電力買賣雙方不直截了當接觸，而由電力經(jīng)紀人或電力交易中心進行交易撮合的交易方式。與其他地區(qū)相比，內(nèi)蒙古電網(wǎng)關(guān)于開展電力多邊交易具有專門專門的優(yōu)勢：內(nèi)蒙古電力公司地位專門，是全國唯獨一家獨立于國家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司之外的自治區(qū)直屬電網(wǎng)企業(yè)，自治區(qū)政府對電力的調(diào)控能力較強。內(nèi)蒙古是資源大省，煤炭、風能、太陽能資源豐富，是國家西電東送戰(zhàn)略重要的煤電和風電基地，每年與華北、東北電網(wǎng)有大宗的電能交易。

內(nèi)蒙古電力企業(yè)年發(fā)電利用小時數(shù)均低于全國平均水平，存在窩電現(xiàn)象。3.內(nèi)蒙古自治區(qū)電網(wǎng)差不多情形多煤多風的內(nèi)蒙古，目前是全國最大〝電源〞。截至2020年底，內(nèi)蒙古發(fā)電裝機容量7344萬千瓦，位居全國第一。2020年，蒙東電網(wǎng)所轄赤峰、通遼、呼倫貝爾、興安4盟市正式并入國家電網(wǎng)，而分管除原蒙東電網(wǎng)區(qū)域之外的8個蒙市的蒙西電網(wǎng)，那么成為了最后一個獨立的省級供電企業(yè)。如同一個小小的王國，作為獨立電網(wǎng)，蒙西電網(wǎng)對所轄區(qū)域的電網(wǎng)建設、決策運營、電價制定、電力購銷都有決策權(quán)。為了降低工業(yè)、生活用電成本，增加招商引資的籌碼，蒙西電網(wǎng)的電價往往低于全國其他地區(qū)。但蒙西電網(wǎng)，由于與國家電網(wǎng)外送通道少，造成嚴峻的窩電現(xiàn)象，火電停機三分之一，風電機組停風42%。(信息來源：時代周報)4.內(nèi)蒙周邊地區(qū)裝機容量分布差不多情形圖表15:2020年內(nèi)蒙及周邊地區(qū)發(fā)電裝機容量分布〔單位：億千瓦時〕：地區(qū)總計其中水電火電核電風電太陽能發(fā)電全國合計105576230517654612574505214.3河北省4431179380743213山西省49872434652902內(nèi)蒙古734485589413641山東省684410764922424甘肅省272765015245467寧夏區(qū)184443164011249新疆區(qū)217235116311882二、火力發(fā)電廠的設備及技術(shù)簡介在國內(nèi)市場，東方電氣集團、上海電氣集團、哈爾濱電氣集團是我國三大動力，這三家企業(yè)占到發(fā)電設備技術(shù)市場的80%，市場份額相互接近。從現(xiàn)在我國發(fā)電設備企業(yè)的技術(shù)和工藝水平來看，他們在吸取和消化外資技術(shù)的基礎上實現(xiàn)了自主創(chuàng)新，擁有了100萬千瓦火電機組獨立生產(chǎn)能力。在30-60萬千瓦級別的發(fā)電設備上，我國的技術(shù)水平不遜色于國際競爭對手，差不多把握制造百萬千瓦超超臨界成套機組技術(shù)。由于海欣電廠項目為4×50MW發(fā)電機組，屬小機組，目前國內(nèi)三大動力不生產(chǎn)此規(guī)模機組，故在要緊設備廠家介紹中不作詳細介紹。1、要緊設備生產(chǎn)廠家和技術(shù)介紹1.1汽輪機組汽輪機的類型專門多，為了便于選用，常按熱力過程特性、工作原理、新蒸汽參數(shù)、蒸汽流淌方向及用途等對其進行分類。以下為按熱力過程特性分類：圖表16：汽輪機分類分類內(nèi)容凝汽式蒸汽在汽輪機中膨脹作功后，進入高度真空狀態(tài)下的凝汽器，凝聚成水背壓式排汽壓力高于大氣壓力，直截了當用于供熱，無凝汽器。調(diào)整抽汽式從汽輪機中間某個級后抽出一定參數(shù)、一定流量的蒸汽〔在規(guī)定的壓力下〕對外供熱，其余排汽仍排入凝汽器，有一次調(diào)整抽汽和二次抽汽之分。中間再熱式蒸汽在汽輪機中膨脹作功后被引出，再次加熱后返回汽輪機連續(xù)膨脹作功。圖表17：汽輪機要緊生產(chǎn)廠家：廠家核心技術(shù)優(yōu)勢分析杭州汽輪機股份西門子三系列的工業(yè)汽輪機設備技術(shù)質(zhì)量方面可與三大動力比美，但產(chǎn)品價格楄高青島捷能汽輪機集團股份日本三菱重工株式會社的50-200MW陸用蒸汽輪機技術(shù)小汽機上的風云廠商中國長江動力公司具有世界領先水平的全三維扭轉(zhuǎn)葉片技術(shù)原機械工業(yè)部定點生產(chǎn)熱電聯(lián)供汽輪發(fā)電機組的專業(yè)廠家公司采取招標的方式采納了青汽空冷抽汽凝汽式汽輪機組(調(diào)整抽汽式)。青島捷能汽輪機集團股份是中國汽輪機行業(yè)骨干企業(yè)。公司以〝捷能牌〞汽輪機為主導產(chǎn)品，依靠省級技術(shù)開發(fā)中心和院士工作站，實現(xiàn)自主研發(fā)與引進吸取國際先進技術(shù)相結(jié)合。 2021年4月，青島捷能汽輪機集團股份與日本三菱重工株式會社，正式簽訂50-200MW陸用蒸汽輪機技術(shù)許可協(xié)議，向青島捷能提供蒸汽輪機相關(guān)的技術(shù)授權(quán)。三菱重工業(yè)株式會社是享譽全球的世界500強企業(yè)，專門是在汽輪機領域，具有突出的國際品牌、技術(shù)和治理優(yōu)勢，青島捷能集團公司那么是中國中小型汽輪機最大最強的設計制造供應商，具有強大的生產(chǎn)制造和市場開發(fā)優(yōu)勢以及品牌阻礙力。1.2汽輪發(fā)電機組發(fā)電機的種類有專門多種。從原理上分為同步發(fā)電機、異步發(fā)電機、單相發(fā)電機、三相發(fā)電機。從產(chǎn)生方式上分為汽輪發(fā)電機、水輪發(fā)電機、風力發(fā)電機等。從能源上分為火力發(fā)電機、水力發(fā)電機等。圖表18：發(fā)電機國內(nèi)要緊生產(chǎn)廠家：廠家核心技術(shù)優(yōu)勢分析南京汽輪電機〔集團〕有限責任公司美國GE公司6B系列燃氣輪機〔40MW等級、9E燃氣輪機〔125MW等級〕、6FA燃氣輪機〔70MW等級〕技術(shù)當今世界領先的全四維通流技術(shù)設計制造，單機功率6-330MW，產(chǎn)品涵蓋凝汽式、抽汽式、背壓式、抽氣背壓式等一百六十多個品種中國長江動力公司具有世界先進水平的空內(nèi)冷、電液調(diào)劑、無刷勵磁技術(shù)原機械工業(yè)部定點生產(chǎn)熱電聯(lián)供汽輪發(fā)電機組的專業(yè)廠家山東濟南發(fā)電設備廠ALSTOM公司許可證技術(shù)生產(chǎn)汽輪發(fā)電機為主，集科研開發(fā)、生產(chǎn)制造、經(jīng)營銷售和其他多種經(jīng)營于一體的國有大型電機制造企業(yè)公司采取招標的方式采納了山東濟南發(fā)電設備廠火力發(fā)電機組。山東濟南發(fā)電設備廠〔簡稱JPEF〕位于濟南市高新技術(shù)開發(fā)區(qū)，是以生產(chǎn)汽輪發(fā)電機為主，集科研開發(fā)、生產(chǎn)制造、經(jīng)營銷售和其他多種經(jīng)營于一體的國有大型電機制造企業(yè)，主導產(chǎn)品為國產(chǎn)QF系列空冷汽輪發(fā)電機和引進ALSTOM公司許可證技術(shù)〔原ABB公司〕WX系列空內(nèi)冷汽輪發(fā)電機，單機容量達350MW等級,擁有一個國家級科研開發(fā)中心。該公司現(xiàn)已生產(chǎn)銷售WX系列發(fā)電機600余臺，最大單機容量350MW。已與上海汽輪機廠、哈爾濱汽輪機廠、東方汽輪機廠、北京北重、杭州汽輪機廠、武漢汽輪機廠、南京汽輪機廠、青島汽輪機廠等國內(nèi)汽輪機廠家及ALSTOM、德國西門子公司、日本新造機公司等國外汽輪機廠家的汽輪機配套運行，成效良好。1.3鍋爐鍋爐是指將其它熱能轉(zhuǎn)變成其它工質(zhì)熱能，生產(chǎn)規(guī)定參數(shù)和品質(zhì)的工質(zhì)的設備。按鍋爐燃用的燃料分類可分為：燃煤爐、燃油爐和燃氣爐。按燃燒方式分類可分為：層燃爐、室燃爐和介于二者之間的沸騰〔流化床〕爐。按蒸汽壓力分類可分為：低壓鍋爐、中壓鍋爐、次高壓鍋爐、高壓鍋爐、超高壓鍋爐、亞臨界壓力鍋爐和超臨界壓力鍋爐。圖表19：鍋爐國內(nèi)要緊生產(chǎn)廠家：廠家核心技術(shù)優(yōu)勢分析武漢鍋爐股份阿爾斯通全球最大的鍋爐制造基地，三分之一的產(chǎn)品將用于出口阿爾斯通是全球電力行業(yè)的領先企業(yè)，為該領域的創(chuàng)新技術(shù)設定基準，為其客戶提供清潔高效的電力解決方案，提供的發(fā)電設備現(xiàn)已占全球總裝機容量的25%，并在蒸汽發(fā)電和燃料燃燒技術(shù)開發(fā)方面處于領導地位。濟南鍋爐集團為中國最早研制潔凈煤燃燒技術(shù)——國內(nèi)第一臺循環(huán)流化床發(fā)電鍋爐的企業(yè)國際知名的循環(huán)流化床鍋爐研發(fā)基地和生物質(zhì)鍋爐世界最大制造基地四川川鍋鍋爐有限責任公司，同德國LLB公司簽有循環(huán)流化床鍋爐協(xié)議，同法國BABCOCK公司、美國F.W公司建有緊密的合作關(guān)系產(chǎn)品在科技含量方面始終處于國內(nèi)先進水平，部份達到國際先進水平。公司采取招標的方式采納了四川川鍋鍋爐有限責任公司四川川鍋鍋爐有限責任公司循環(huán)流化床鍋爐〔CG-280/9.81-MX〕。四川川鍋鍋爐有限責任公司是中國發(fā)電設備的要緊制造廠家之一。公司工廠要緊產(chǎn)品包括：額定蒸發(fā)量在670蒸噸/小時及以下的各種電站鍋爐、工業(yè)鍋爐、余熱鍋爐、各型高、中、低壓加熱器、各種電站輔機、水電設備、環(huán)保設備、石化和壓力容器、高壓醫(yī)用氧倉等。其中受國家產(chǎn)業(yè)政策鼓舞和扶持的循環(huán)流化床鍋爐系列產(chǎn)品的技術(shù)水平居于國家較高水平，市場信譽和占有率極高。2、脫硝、脫硫、除塵技術(shù)方案比較2.1脫硫技術(shù)目前世界上煙氣脫硫工藝技術(shù)〔FGD〕有上百種，然而具有有用價值的僅十幾種，它們分別適用于不同的場合和要求。海欣電廠擬采取氨法脫硫工藝。圖表20：常用煙氣脫硫技術(shù)表：序號分類工藝名稱脫硫劑脫硫效率投資成本運行費用備注1拋棄法干/半干法石灰70％～80％低低占地面積較小，副產(chǎn)物無利用2鈣法〔濕式〕石灰石/石灰＞95%高高占地面積大，副產(chǎn)利用較困難3鈉法NaOH/Na2CO390％～95％中高占地面一樣，4雙堿法鈉堿/石灰石/石灰70％～90％中中占地面積大6回收法氨法氨水/液氨＞95%較高低占地面積中等，副產(chǎn)物價值高7氧化鎂法MgO＞90%中較高中地面積中等，目前副產(chǎn)物未做回收處理石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)是目前世界技術(shù)上較成熟、有用業(yè)績多、運行狀況較穩(wěn)固的脫硫工藝，已有幾十年的運行體會。脫硫工藝系統(tǒng)要緊包括：煙氣系統(tǒng)、吸取氧化系統(tǒng)、漿液制備系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)、排放系統(tǒng)等。在脫硫過程中，脫硫效率可高達95%以上，吸取劑利用率高〔90%以上〕鈣硫比較低，對鍋爐負荷變化有良好的適應性，在不同的煙氣負荷及SO2濃度下，脫硫系統(tǒng)仍可保持較高的脫硫效率及較好的系統(tǒng)穩(wěn)固性。

國內(nèi)脫硫公司有三十多家，要緊引進了BQW〔巴威〕、斯坦米勒、KAWASAKI〔川崎〕等國外幾家大公司的先進濕法脫硫工藝，并在此基礎上吸取創(chuàng)新，研究開發(fā)了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的脫硫工藝，能依照電廠的實際情形設計出最正確的工藝參數(shù)。濕法氨水脫硫工藝最早是由德國克盧伯公司于20世紀70年代開發(fā)的Walther工藝，80年代初得到一定的應用，其中1套脫硫裝置的處理煙氣量為750000m3/h。經(jīng)世界各國過多年研究，原有氨法脫硫氣溶膠問題得到改進，進入工業(yè)推廣使用時期。1956年，我國建立了第一套氨法回收硫酸廠尾氣中SO2的工業(yè)規(guī)模裝置。我國上海硫酸廠、上海吳涇化工廠等近百套硫鐵礦制酸裝置都采納氨法脫除尾氣中的SO2，目前仍在使用。

氨法脫硫工藝的要緊特點是可將回收的SO2和氨全部轉(zhuǎn)化為硫酸銨化肥，實現(xiàn)了廢物資源化，脫硫效率高達95%-99%，對環(huán)境的適應性廣，運行費用可通過其副產(chǎn)物的銷售來降低，且經(jīng)濟效益隨煙氣中的SO2含量的增加而更佳，專門適合燃用中高硫煤的電廠。脫硫過程中形成的亞硫銨對NOx具有還原作用，可同時脫除20%左右的NOx。

目前，國內(nèi)以氨法為主的脫硫公司有十家左右，各家公司差不多上圍繞如何更好地操縱硫銨氣溶膠的生成和逃逸，亞硫酸氨氧化和硫氨結(jié)晶等難點，對氨法脫硫系統(tǒng)進行相應改良優(yōu)化，形成具有各自特點的氨法脫硫技術(shù)。石灰石-石膏法占地面積相對較大〔幾乎是氨法的兩倍〕；脫硫塔阻力大，需要增壓風機；槳液循環(huán)量大，耗電量較高；不能專門好地脫除SO3和NOx等污染物。氨法脫硫技術(shù)存在問題是排出煙氣中的氨生成亞硫酸銨、硫酸銨和氯化銨等難以除去的氣溶膠，造成氨缺失和煙霧排放；硫銨結(jié)晶過程能耗大，對加熱器材質(zhì)要求較高；設備國產(chǎn)化程度和系統(tǒng)利用率均不及石灰石-石膏法。圖表21：兩種技術(shù)方案鍋爐煙氣脫硫裝置技術(shù)經(jīng)濟分析如下：項目石灰石-石膏法氨法工程造價/元.kw100130折舊費〔20年〕/萬元.a150190吸取劑費用/萬元.a1661922電費用/萬元.a1080842水費用/萬元a89114氣費用/萬元.a216540愛護費用/萬元.a160250副產(chǎn)品收益/萬元.a02822效益〔不含折舊〕/萬元.a-1711-846石灰石-石膏法所用脫硫劑石灰石價格低廉，而氨法脫硫技術(shù)吸取劑氨的費用較高，占運行成本的比重較大。值得注意的是，隨著工藝和設備國產(chǎn)化程度的不斷提高，石灰石-石膏法平均單位造價已由20世紀80年代引進國外技術(shù)時的1200元/kW降到了現(xiàn)在的100元/kW，甚至更低，這使其運行費用要緊集中在電耗上，因此進一步減低電耗是石灰石-石膏法工藝技改的關(guān)鍵。氨法脫硫技術(shù)的副產(chǎn)品銷售收入能夠抵消大部分脫硫成本，使其發(fā)電成本低于石灰石-石膏法，能夠推測當煙氣中SO2含量更高時，氨法脫硫項目完全有可能實現(xiàn)盈利。2.2脫硝技術(shù)降低NOx排放要緊有兩種措施。NOx的生成，即低NOx燃燒技術(shù)；二是對生成的NOx進行處理，即煙氣脫硝技術(shù)。海欣電廠擬采取SNCR脫硝技術(shù)。圖表22：脫硝技術(shù)比較表：所采納的技術(shù)脫硝效率%工程造價運行費用低氮燃燒技術(shù)

25-40

較低低SNCR技術(shù)

25-40

低中等LNB

+

SNCR技術(shù)

40-70

中等中等SCR技術(shù)

80-90

高中等SNCR/SCR

混合技術(shù)

40-80

中等中等在眾多的脫硝技術(shù)中，選擇性催化還原法〔SCR〕是脫硝效率最高，最為成熟的脫硝技術(shù)。1975年在日本Shimoneski電廠建立了第一個SCR系統(tǒng)的示范工程，其后SCR技術(shù)在日本得到了廣泛應用。在歐洲已有120多臺大型裝置的成功應用體會，其NOx的脫除率可達到80~90%。日本大約有170套裝置，接近100GW容量的電廠安裝了這種設備。美國政府也將SCR技術(shù)作為要緊的電廠操縱NOx技術(shù)。SCR方法已成為目前國內(nèi)外電站脫硝比較成熟的主流技術(shù)。2.3除塵技術(shù)除塵器是火力發(fā)電廠重要的煙氣凈化設備，目前我國火電廠要緊采納的除塵器型式要緊有電除塵器、袋式除塵器及電袋復合除塵器。目前國內(nèi)火電廠要緊以電除塵器、袋式除塵器為主。海欣電廠擬采取布袋除塵器技術(shù)。圖表23：除塵技術(shù)要緊經(jīng)濟性比較：對比項目布袋除塵器靜電除塵器除塵器本體費用/萬元45007000引風機增加費用/萬元1600空壓機費用/萬元1150電氣費用/萬元100400土建費用/萬元286353.6安裝費用/萬元7882500初始投資合計/萬元594910253.6愛護費用/萬元.a-1518.433.3運行電費/萬元.a-11043.71257.7運行愛護費用合計/萬元.a-11562.11291運行30年折合凈現(xiàn)值/萬元1899315697合計/萬元2494225950注：1.電費按0.4元/KWH，年利用小時按5500H運算；2.布袋除塵器的運行愛護費按濾袋3年更換一次、濾袋價格450元/袋運算；籠骨、脈沖閥壽命按8年更換一次〔價格表中未考慮〕3.靜電除塵器的運行愛護費按6年大修一次，每次200萬元運算；4.引風機設置以靜電除塵器為基準，布袋除塵器新增費用在此基礎上增加。出處:面對日益嚴格的粉塵排放要求，除塵器型式的選擇十分重要，除了要滿足排放要求，還要考慮經(jīng)濟性和安全可靠性。除塵器的選擇關(guān)鍵在于煤質(zhì)的分析和灰成分分析。三、電廠的效益分析1、舉例說明中小型電廠的投入和產(chǎn)出依照近期參觀考察的內(nèi)蒙君正2×150MW煤矸石發(fā)電機組、新疆天業(yè)電廠4×25MW、2×50MW發(fā)電機組、天辰電廠4×135MW發(fā)電機組、天能電廠2×300MW發(fā)電機組、黑貓集團2×15MW燃氣發(fā)電機組等電廠，結(jié)合海欣電廠情形，以內(nèi)蒙君正及新疆天業(yè)電廠為例進行分析。項目總投資圖表24：周邊電廠企業(yè)投資對比表序號單位名稱建設時刻總投資〔億元〕裝機容量〔MW〕單位成本〔元/KW.h〕1內(nèi)蒙古君正熱電2006年122×15040002神華西來峰電廠2020年19.52×20048753伊東煤炭電廠2007年6.12×5061004山盛新能源電廠2020年82×5080005紫金礦業(yè)電廠1012年6.52×5065006東源科技電廠2021-2021年124×506000內(nèi)蒙君正熱電不含脫硫、脫硝、空冷島，如建設需1.2億元，那么單位成本為4400元。東源科技自備電廠目前在建，已支付10.2億元，依照東源測算項目全部建成大約需要12億元。依照電力系統(tǒng)建設規(guī)律，機組容量越大，單位成本越低。我公司熱電廠分兩期建設。儲煤場、輸煤系統(tǒng)及公用系統(tǒng)要在一期建成?？紤]到東源科技建設規(guī)模、廠址都與我司較為接近，我公司熱電廠單位成本造價在5500-6000元/kw.h較為合理。本報告采納6000元/kw.h運算，總投資12億元。年發(fā)電量圖表25：調(diào)研企業(yè)發(fā)電量企業(yè)裝機容量2021年發(fā)電量裝機容量占比新疆天業(yè)200MW11億度76.39%內(nèi)蒙君正300MW21億度97.22%〔理論值運算：裝機容量×7200小時〕海欣4×50MW發(fā)電機組估量年發(fā)電量＝240MW*7200小時＝17.28億千瓦時，廠用電率按11%運算，海欣4×50MW發(fā)電機組估量年供電量＝17.28億千瓦時*〔1-11%〕＝15.38億千瓦時。供電煤耗圖表26：調(diào)研企業(yè)供電煤耗機組項目單位標準天業(yè)電廠供電煤耗克標煤/千瓦時535.82君正電廠供電煤耗381.56行業(yè)標準供電煤耗≤420由于天業(yè)電廠與海欣電廠一期機組容量相當，鑒于天業(yè)電廠運行時刻長、設備相對落后，估量海欣電廠一期供電煤耗為450克標煤/千瓦時原煤采購圖表27：調(diào)研企業(yè)原煤采購情形電廠煤種單價煤源天業(yè)電廠原煤190當?shù)夭少従姀S中煤199.63當?shù)夭少徝喉肥?2.26當?shù)夭少徲捎谔鞓I(yè)電廠鍋爐采納的是粉煤爐，要緊煤種為原煤，君正電廠鍋爐采納的是循環(huán)硫化床鍋爐，相關(guān)于粉煤爐其燃燒效率高，可燃燒熱值低、顆粒較大的燃料，甚至是煤泥、煤矸石、垃圾、秸桿等，海欣電廠一期采納的為循環(huán)硫化床鍋爐，適合燃燒的煤種較多。1.3成本圖表28：調(diào)研企業(yè)成本情形〔單位：元〕電廠直截了當材料直截了當人工制造成本系統(tǒng)費其他生產(chǎn)成本完全成本天業(yè)電廠0.120030.007760.056480.184.270.226君正電廠0.09530.01020.03660.02850.1706約0.23參考天業(yè)電廠和君正電廠的完全成本，估量海欣電廠一期的完全成本在0.24元/度。利潤圖表29：調(diào)研企業(yè)利潤情形項目銷售收入成本利潤毛利率天業(yè)電廠1-5月11860萬6523萬5437萬45.01%君正電廠1-3月32441萬22494萬9947萬30.66%2、海欣電廠成本和利潤當前烏海當?shù)仄髽I(yè)綜合電價不含稅0.41元/度〔不考慮電價補貼〕，參考天業(yè)電廠和君正電廠的完全成本，估量海欣電廠〔4*50MW〕的完全成本在0.24元/度,自備電成本與外購電差額0.17元/度。按年供電量15.38億度、融資利息支出按2500萬/年運算，年利潤23646萬元。假如考慮2021年電價補貼的情形，企業(yè)綜合電價不含稅0.33元/度，其他條件不變，年利潤降至11342萬元。3、自備電廠對企業(yè)經(jīng)營的阻礙依照海欣公司〝煤-電-電石-化工產(chǎn)品〞的整體規(guī)模思路，結(jié)合目前上市公司產(chǎn)品信息，現(xiàn)對各上市企業(yè)自備電廠對企業(yè)經(jīng)營阻礙分析如下：圖表30：2021年相關(guān)上市公司財務信息表單位：萬元股票名稱合并電力產(chǎn)品電廠凈利潤占比備注營業(yè)收入凈利潤營業(yè)收入凈利潤內(nèi)蒙君正364941417881208542770366.29%2*150MW億利能源110515924735945537874.6831.84%2*50MW湖北宜化1931761147357594415101.02%合資入股內(nèi)蒙君正是完全按照〝煤-電-電石-PVC-水泥〞的循環(huán)經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)鏈實現(xiàn)上市的公司，差不多沒有產(chǎn)業(yè)鏈外產(chǎn)品，目前煤炭收入占比較小，其電廠規(guī)模為2*150MW，年發(fā)電量為21億度，不能完全滿足企業(yè)用電需求，現(xiàn)正在烏達地區(qū)建設2*200MW、蒙西地區(qū)建設2*300MW發(fā)電機組，用于補充企業(yè)進展形成的用電缺口，依照上表能夠看出，內(nèi)蒙君正電廠凈利潤占集團整體利潤的66.29%，占比較大。億利能源產(chǎn)品較為復雜，涉及化工、醫(yī)藥、煤炭、生態(tài)生物、發(fā)電、裝備制造等行業(yè)，煤炭行業(yè)利潤為其集團利潤的要緊來源，剔除煤炭、醫(yī)藥行業(yè)利潤集團利潤的要緊來源差不多為電廠提供。湖北宜化目前無全資電廠，其收購了內(nèi)蒙華電烏達熱電27%的股權(quán)，烏達熱電成為內(nèi)蒙宜化的自備電廠，內(nèi)蒙宜化生產(chǎn)用電將從當時的0.455元/千瓦時降至0.365元/千瓦時，每年能夠使內(nèi)蒙宜化降低生產(chǎn)成本約17010萬元。新疆天業(yè)由于上市組織架構(gòu)中不包含電廠，無法從公布信息中獵取電廠的收入、利潤情形，但從天業(yè)電廠了解的情形來看，新疆天業(yè)整體的利潤來源也是電廠提供。四、風險分析1、中小型自備電廠的政策風險、技術(shù)風險、經(jīng)濟風險1.1政策風險2021年5月，內(nèi)蒙經(jīng)信委以內(nèi)經(jīng)信投規(guī)字[2021]344號文件，同意海欣環(huán)保建設年產(chǎn)22萬噸聚乙烯醇、年產(chǎn)8萬噸三氯乙烯、年產(chǎn)6萬噸特種纖維、年產(chǎn)4萬噸VEA干粉膠。動力車間按以熱定電的原那么，配套建設4*50MW背壓式發(fā)電機組。該項目是內(nèi)蒙經(jīng)信委按〝以熱定電〞的原那么為企業(yè)配套的動力車間，文件批復建設的是4*50MW背壓式發(fā)電機組，海欣環(huán)保初步設計是按照4*50MW抽凝式發(fā)電機組設計建設，機組的建設形式不符合文件要求，不符合熱電聯(lián)產(chǎn)機組以熱定電的差不多原那么，但經(jīng)與設計單位、東源科技等類似企業(yè)了解情形來看，大部分都采納的是抽凝機組，存在一定的政策風險。1.2技術(shù)風險4*50MW發(fā)電機組屬于小型機組，在國內(nèi)有著多年的建設和生產(chǎn)體會，設備生產(chǎn)廠家技術(shù)成熟；烏海地區(qū)電廠較多，技術(shù)人員相對充裕；本項目技術(shù)風險較小。但由于海欣電廠項目三大主機的選型為不同廠家的產(chǎn)品，汽輪機、發(fā)電機、鍋爐之間接口參數(shù)是否一致，如何對接還需要專業(yè)技術(shù)人員核實確定。1.3經(jīng)濟風險本項目建設規(guī)模為4*50MW發(fā)電機組，自治區(qū)經(jīng)信委按以熱定電的原那么予以批復。目前要緊銀行的電廠準入條件一樣都在單機330MW以上，因此項目融資的難度較大，需進一步開拓企業(yè)融資渠道。2、敏銳性分析在不考慮電價補貼情形下〔當前電價為0.41元/度〕，分析依據(jù)如下：圖表31：不考慮電價補貼情形下分析依據(jù)：總投資120000萬元收入63054.72萬元變動成本24105.6萬元裝機容量240MW標煤價格310元/噸年利用小時數(shù)7200小時發(fā)電煤耗450克/千瓦時年發(fā)電量172800萬千瓦時原料成本24105.6萬元廠用電率0.11固定成本12804.48萬元年供電量153792萬千瓦時折舊費用8000萬元當前電價0.41元/千瓦時其他4804.48萬元利潤總額26144.64萬元總成本36910.08萬元單位總成本0.24元/千瓦時圖表32：不考慮電價補貼情形下分析結(jié)論：不確定因素變化率利潤總額變化率差不多方案--26,144.64總投資-10%26,944.643.06%總投資10%25,344.64-3.06%電價-10%19,839.17-24.12%電價10%32,450.1124.12%煤價-10%28,555.209.22%煤價10%23,734.08-9.22%結(jié)論：依照項目敏銳性分析能夠看出，電價變化對項目的阻礙較大，但從近年的上網(wǎng)電價調(diào)整情形來看，電價呈逐步上升的趨勢，無下調(diào)記錄。在考慮電價補貼情形下〔當前電價為0.33元/度〕，分析依據(jù)如下：圖表33：考慮電價補貼情形下分析依據(jù)：總投資120000萬元收入50751.36萬元變動成本24105.6萬元裝機容量240MW標煤價格310元/噸年利用小時數(shù)7200小時發(fā)電煤耗450克/千瓦時年發(fā)電量172800萬千瓦時原料成本24105.6萬元廠用電率0.11固定成本12804.48萬元年供電量153792萬千瓦時折舊費用8000萬元當前電價0.33元/千瓦時其他4804.48萬元利潤總額13841.28萬元總成本36910.08萬元單位總成本0.24元/千瓦時圖表34：考慮電價補貼情形下分析結(jié)論：不確定因素變化率利潤總額變化率差不多方案--13,841.28總投資-10%14,641.285.78%總投資10%13,041.28-5.78%電價-10%8,766.14-36.67%電價10%18,916.4236.67%煤價-10%16,251.8417.42%煤價10%11,430.72-17.42%五、結(jié)論1、海欣電廠的投資效益分析圖表35：海欣電廠投資效益分析無電價補貼〔0.4