超超临界发电技术、煤气化联合循环(IGCC)发电系统和增压流化床联合循环技术是未来电力行业的发展趋势。脱硫、脱硝、除尘和电站空冷等技术具有良好的市场前景。

近年来，电力行业通过采取关停小火电、实行上大压小和节能发电调度办法，以及规范小火电的价格和收费理等一系列措施，节能降耗取得了很大的成绩，供电煤耗大幅度降低(表1)。全国火电供电煤耗从2005年的374克/千瓦时降低到2008年的349.35克/千瓦时，提前完成“十一五”规划的 355克/每千瓦时节能标准。不过，同世界{zxj}发电水平还有一定的差距，仍需继续努力节能降耗。

电力行业也高度关注减排工作，并取得明显成效。2008年底，我国火电厂烟气脱硫装机容量超过3.79亿千瓦，约占煤电装机总容量的66%。全国火力发电机组采用电除尘器的比例逐年提高，6000千瓦以上燃煤电厂平均除尘器效率由98%上升到98.5%以上。2007年、2008年新投产的燃煤机组，除尘效率超过99%。2007年二氧化硫排放绩效为5.32克/千瓦时。单位发电量的排放量由2002年的1.17千克/千瓦时下降为2007 年的0.78千克/千瓦时。

节能减排压力巨大

我国CO2 排放总量大，增长快，即将超越美国成为温室气体排放{dy}大国。由于中国是发展中国家，在2012年前暂不履行温室气体减排义务，但面临越来越大的减排压力。

中国政府日益重视节能减排工作，并把资源节约和环境保护列为基本国策。自2006年底中央经济工作会议提出把节能减排作为经济结构调整和增长方式转变的突破口和重要抓手，作为宏观调控的重点之后，节能减排和环保工作的重要性提升到了前所未有的高度。

截至2008年年底，中国电力装机容量达79253万千瓦，其中火电装机容量占总装机容量的75.7%。2008年，火电发电量27793亿千瓦时，约占全部发电量的80.95%。火电比例过高导致二氧化碳温室气体和二氧化硫、氧化物等污染物的大量排放，火电行业节能减排形势严峻，刻不容缓。

高效低排放的发电技术潜力巨大

大力发展高效低排放的火电技术对于中国电力行业节能减排和提高经济效益有着非常重要的作用。目前，提高火电厂发电效率主要有以下几种方法：超超临界技术、整体煤气化联合循环(IGCC) 和增压流化床联合循环技术 ，其中超超临界发电技术和增压流化床联合循环技术已化，而整体煤气化联合循环技术(IGCC)目前处于示范阶段。

超超临界发电技术前景广阔

超超临界发电技术是国际上先进的燃煤锅炉发电技术，在欧美、日本等发达国家和地区被广泛采用，具有发电效率高、供电煤耗低和可靠性好的优点，可大大减少环境污染。近年来，在我国火电建设领域，超超临界发电机组项目的比例不断提高，已成为今后我国燃煤火电机组建设的发展重点。2007年典型发电机组(60万千瓦级及以上发电机组)供电煤耗情况见表2所示。可以看出，超超临界机组的供电煤耗远低于超临界机组和亚临界机组。

目前，我国制造超超临界机组的上市公司包括上海电气和东方电气)，此外在香港上市的哈动力(1133.HK)也是制造超超临界机组的主要厂家之一。宝钢股份于2008年年底自主开发的超超临界锅炉用不锈钢新品顺利通过技术评审，打破了国外厂商对该技术的长期垄断。关注超超临界机组迅猛发展给上海电气和东方电气带来的投资机会；由于超超临界锅炉用不锈钢在宝钢股份产品中所占比重较小，适当关注该股。

我国首次投产的国产超超临界机组是2006年底投产的华能玉环电厂两台百万千瓦机组。近年来大力发展超超临界机组，目前已有15台1000MW 级和10台600MW级的超超临界机组相继建成并投入商业运行。同时，还有几十台1000MW级和10台600MW级的超超临界机组被核准开工建设。

增压流化床联合循环技术发展迅速

增压流化床联合循环是一种高效率、低污染的新型洁净煤发电技术。它的重要特点是燃烧与脱硫效率高。能除去烟气中90 %以上的SO2，同时减少NOx 的排放， 无需增加特殊设备，电站的污染排放物即可大幅度减少。目前国内研究增压流化床联合循环技术的上市公司主要有凯迪电力和华光股份等。

凯迪电力公司开发的100MW循环流化床技术2004年在山西永济热电厂投产运行，公司开发的135MW级超高压循环流化床锅炉技术已应用于河南蓝光环保热电厂，并成功中标越南国家煤炭-矿业集团环保热电项目。华光股份通过自主开发、合作开发与技术引进等方式，开发出一系列循环流化床和超高压循环流化床锅炉。

整体煤气化联合循环技术蓄势待发

整体煤气化联合循环(IGCC)是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。IGCC技术把高效的燃气－蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达 43%－45%，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的10%，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg/Nm3左右。氧化物排放只有常规电站的15%－20%，耗水只有常规电站的30%－50%，有利于环境保护。

2009年7月6日，大唐、华电、国电、中电投等7大集团助推的华能集团绿色煤电IGCC示范电站在天津临港区正式开工。这也是国内{dy}座、世界第六座IGCC发电站。此外，华光股份拟以1.5亿元进行整体煤气化联合循环发电关键设备及大型垃圾焚烧装备生产线技术改造项目，项目建设期限 2009年9月_2011年7月。

电站空冷技术顺应潮流，稳定发展

目前多数火力发电厂是通过开放式大水塔来实现循环水的冷却，需消耗大量淡水，而空冷电站则不需建水塔，用空气来冷却低压蒸汽使之凝结为水，水的消耗量只相当于水冷电站的20%－35%，节水性能显著，适合我国煤炭资源丰富而缺少水的三北地区。按国家政策要求，北方干旱缺水地区(主要是内蒙、山西、陕西等地)新上火电机组必须是大型空冷机组。原有大中型水冷机组改空冷机组也被提上议事日程。关注制造空冷设备的上市公司包括哈空调和双良股份。

电站环保行业大受其益

电站环境保护技术主要包括脱硫、脱硝、除尘等用于直接燃烧发电“尾气处理”技术。我国火电厂烟气脱硫产业化已取得了重大进展，约92%采用的是石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术。我国控制氧化物排放的主要手段仍是低燃烧技术，部分电站安装了烟气脱硝装置。在众多的烟气脱硝技术中，选择性催化还原法(SCR)是脱硝效率{zg}、最为成熟的脱硝技术。

2007年，国家发改委联合国家环境局印发了《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划 》。该《规划》提出：到2010年底，现有燃煤电厂二氧化硫将比2005年下降61.4%。随后，一系列火电站脱硫相关政策陆续出台，脱硫行业迎来了大发展时期。

今年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)和《钢铁行业烧结烟气脱硫实施方案》，脱硫行业又迎来了一个新的发展机遇。按照150元/千瓦的脱硫工程造价，2009和2010年火电脱硫新增市场容量分别为75亿元和46.5亿元；按照75元/千瓦的改造均价，2009 和2010年火电脱硫设施改造市场容量分别为57亿元和64亿元。

另一方面，随着脱硫行业市场集中度不断提高。2008年，脱硫行业的整体毛利率水平有所回升。

在除尘技术方面，我国新建大中型火电机组几乎{bfb}配置了电除尘器，除尘效率可达99%以上。从事电站环保业务的上市公司所示，龙净环保、中电投远达环保和众合机电在行业中处于{lx1}地位。

脱硝产业大有前途

氧化物是形成光化学烟雾和酸雨的一个重要原因，现在氧化物已成为电厂的主要排放物之一，到了需要防控的地步。我国目前对氧化物排放的要求较低，电站锅炉燃烧器只需要采用低氧化物燃烧技术就可以达到国家要求的排放标准。但这样的低排放标准已经越来越难以适应环保的要求。

2009年7月，国家环境保护部发布了《火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)。对比新标准和旧标准(GB 13223-2003)，在烟尘、二氧化硫和氧化物三个主要污染物的排放量限制方面，新标准均做出了更为严格的规定。在脱硝方面，新标准规定了到2015年所有火电机组都将执行氧化物排放浓度在重点地区不高于200mg/m3、非重点地区400mg/m3的限值。重点地区的新增机组从2010年开始实行200mg/m3的排放限值。

“十一五”期间国家强制要求新建燃煤电站项目同步建设烟气脱硫装置，并同时实施每度电加价1.5分钱的脱硫加价政策，电站脱硫取得良好效果。国家发改委借鉴电站脱硫经验，正在积极研究烟气脱硝的经济政策和电价政策，电力行业试行脱硝有望得到补偿政策支持。

在一些政策推动下，脱硝行业将迎来大好发展机遇。 据报道，在2015年以前，脱硝行业每年平均市场容量可达100亿元以上，市场容量巨大。