印度火电环保改造市场分析

根据印度中央电力局（CEA）统计，截至到2021年2月，印度火电装机总量为20 1084.50MW，其中属于中央政府（NTPC）的容量有61250.00MW，属于各邦政府的容量有65661.50MW，属于私人的容量有74173.00MW。相较中国2020年底 1245170MW的装机总量，印度的火电装机总量仅为中国的1/6。由于印度几乎所有火电厂均尚未建设烟气脱硫设备，其火电厂的So₂排放量大大超过中国。印度燃煤电厂平均So₂排放浓度约为1 500mg/Nm³，而中国绝大部分燃煤电厂So₂排放浓度低于35mg/Nm³，预计整个印度火电厂So₂排放总量约为中国的7.1倍。

巨大的火电厂So₂排放量给印度带来了严重的空气污染，造成了大量健康问题。印度环境、森林与气候变化部（ MOEF&CC）于2015年颁布了火电厂环保相关法规，并要求印度所有火电厂执行。CEA一方面向下要求火电厂执行MOEF&CC的规定，另一方面向最高法院申诉，以时间紧迫及不符合印度现实情况为由，要求MOEF&CC修改环保法规并延长最终期限。

印度业主火电脱硫招标现状

印度之前仅有两台火电机组配有石灰石石膏法脱硫设备，即Jhajjar电厂脱硫系统由远达设计，Cuddalore电厂脱硫系统由大唐环境设计，这两家电厂均属于私人企业。印度本土的国有电力集团NTPC、电力部CEA不具备火电厂脱硫系统审核、运行的经验，也缺乏完整的脱硫标书制作能力。

NTPC旗下第一个火电脱硫机组为 Vindhyachal电厂一台500MW机组的脱硫装置，由原Alstom（后被GE收购）提供，并于2018年完工。

而在Vindhyachal电厂脱硫尚未成功投运的时候，CEA就联合NTPC为主的各家单位制作了针对全国所有电厂的脱硫技术规范，其中仅有NTPC一家为脱硫系统使用方，因此绝大部分技术要求均为NTPC提出。由于官僚系统影响，本技术要求虽然给出了多种技术路线，但并不考虑投资成本和运行成本的平衡，而是刻意强调低维护频率和系统可靠性，导致其技术规范要求整体偏高。

印度绝大部分电厂在规划期均未考虑到环保方面的投资，且目前印度大部分电厂运营状况都不佳，电厂普遍排斥诸如环保工程这种建设成本和运营成本双高的项目。而印度的官僚体系更是让CEA与电厂无法轻易修改购电协议（PPA）以获得补贴，火电厂建设和运营火电脱硫设备的成本是否能够得到补偿尚未有定论，印度火电环保的建设征程漫漫。

虽然补贴尚未落地，但MOEF&CC给出了2022年底所有电厂加装火电设备的限期，所以CEA不得不要求各发电集团需要按2022年底为目标来推进火电脱硫的建设。印度各电厂不得不采取行动以响应CEA的要求。由于印度合同条款相当复杂，脱硫系统又对技术要求较专业，各个中小发电集团普遍缺乏制作脱硫标书的能力，因此制作脱硫标书的工作被分包给了NTPC、TATA Consulting EngineersLimited（Lalitpur）和TRACTEBEL ENGINEERING PVT. LTD.等咨询公司，而各方无一例外地直接引用了CEA的官方标书，且大部分情况下都按最高要求选择技术规范。

需要说明的是，各个发电集团在招标完成后，需要将一系列结果（是否完全响应标书要求，报价是否符合CEA的指导价格等）反馈给CEA，如果有明显不符项，CEA将不会批准脱硫合同。根据初步测算，以600MW机组为例， CEA给出的预算大约为 400万卢比/ MW，按目前1元人民币兑换11.13印度卢比的汇率折算，即两台 600MW机组的脱硫设备总造价约为4.3亿元人民币。从金额上来看，4.3亿元人民币相对于中国两台600MW机组仅1亿元人民币出头的脱硫价格确实高很多，但在印度标书要求的完整供货范围及最高技术要求标准下，利润空间非常小。且合同中一般会规定，在项目启动时，承包商就需要向业主提交总合同金额10%的履约保函，若承包商申请预付款，则不仅需要支付预付款总额110%的预付款保函，最后预付款还需要以年化12.2%的利息从后续合同款中扣除。无论何种形式，只要承包商提交保函，主动权就掌握在了业主手中，这一条对项目的后续执行非常关键。

据公开信息，上海中芬新能源投资有限公司率先于2018年初与印度本土工程公司Reliance Infrastructure（RInfra）合作，接下了NTPCJhajjar电厂3×500MW机组脱硫。清新环境于2019年9月和2020年3月先后以EPC形式3.96亿元人民币中标印度北方邦安帕拉D电厂2×500MW机组脱硫，以核心技术专利和服务输出的形式 4.27亿元人民币中标 NTP辛格劳利电厂一期、二期（5×200MW+2×500MW）脱硫项目。大唐环境于2019年签订印度古吉拉特和NLC等两个脱硫项目。

然而事实情况是，近几年中国企业在印度脱硫市场上步履维艰。以公开信息的中芬新能源和大唐环境为例。中芬新能源的合作方RInfra公司向业主NTPC开具保函后，作为技术方的中芬新能源公司迟迟未能在项目上取得任何推进，从2018年初以来长达10个月的时间内，既无法提交履约保函，也无法获得初步设计的批准，更无法在现场实际开展桩基工作。最后，NTPC没收了RInfra公司约4亿卢比的保函，并通过重新招标将Jhajjar项目授予了GE执行。中芬新能源公司因为未提交保函，未蒙受损失。

印度大部分发电集团在招标时，所提的技术要求都偏高，自然获得的报价也会高于CEA给的预算价，这样做主要的目的就是为了试探供应商（尤其是中国供应商）的底线，同时应付CEA的要求（尽快开始火电厂脱硫的招标工作）。而CEA也是心照不宣地将电厂“已发布火电厂脱硫标书”作为一项对自己工作的考核指标，对外报告。

由于印度限制火电厂污染物排放的政策推出之时恰逢国内火电脱硫市场萎缩之际，在上述大背景下，期望最大、投入最多的无疑是寄期望于印度市场的中国火电环保承包商们。根据目前已展开招标的项目来看，包括上海电气、远达环保、清新环境、大唐环境、德创环保等，均是较积极的参与者。

自2020年以来，由于中印关系的不明朗和疫情原因导致的航班停飞，中国企业在参与印度脱硫项目招标时阻力明显增大。但最主要限制中国企业中标印度脱硫项目的原因，不仅是冗长的标书、过高过细的技术要求、业主过低的预算价，还有业主观望的心态。由于标书技术要求非常详细，最后签合同时一份全英文脱硫的技术规范书可能长达4000页，包含着各种各样的专业化术语，处处是陷阱，而一开始招标时业主往往仅给2个月左右时间消化标书、提交方案并报价，这对大部分新出海的脱硫团队是一个巨大考验，不排除相当一部分中国脱硫团队并没有完全消化标书就匆匆给出了自己的脱硫方案。而业主虽然对CEA乃至MOEF&CC政策持观望态度，但在实际的技术要求上完全遵巡其要求，同时采取各种商业手段诱导投标者按CEA指导价报价。

一旦有3家投标者响应技术要求，并给出了接近或低于CEA指导价的报价，发电企业就可以向CEA汇报，并着手选定合适的承包商。大唐环境在 TamilNadu邦拿到的NLC2×500MW的脱硫项目就面临很大风险。2020年9月14日，大唐环境发布公告称，中国大唐集团科技工程有限公司（公司附属公司）收到来自印度内伊韦利褐煤集团（上述项目业主）兑付NLCNNTPP2×500MW脱硫项目履约保函的要求。大唐环境声称，项目迟迟未开工的原因主要是受2020年上半年新冠疫情影响，项目所在地区持续处于封锁状态，且业主方不配合，不予批准入场证的发放。背后根本的原因很可能有：NLC方标书要求过高，大唐环境无力完全按照标书要求设计脱硫系统；NLC方对CEA和MOEF&CC的政策仍处于观望状态，并不急着真正投资建设脱硫系统，因此在文件审核过程中一定会以最高标准要求承包商；大唐集团提交的保函金额远远超过NLC所支付的项目款，且客观上大唐集团可能确实在各种方面未能履行标书义务，没收项目履约保函对于NLC来说，合情合理。虽然大唐集团已向中国及印度相关法院申请履约保函的止付，但很有可能大唐集团无法从此项目中全身而退。

因此，冗长的技术文件、过高过细的技术要求、不对等的风险、业主观望的心态以及处处刁难的工作方式，会给中国承包商带来巨大的项目执行风险。投标者想要拿到印度火电厂的脱硫项目，关键就在于是否愿意接受高风险。也正是因为这个原因，印度本土的脱硫厂家GE和BHEL已经放慢了接印度火电厂脱硫项目的脚步，集中精力做好在手的项目。

印度火电环保市场客观进展及出路

根据2017年CEA制定的脱硫计划，2022年底需要完成所有火电机组的脱硫建设。即使到2022年底，以开工来计算，2019-2022年这4年间，至少每年都要实现近50GW的机组开始建设脱硫系统。而事实上，仅有 NTPC因为完全属于国有电力公司，技术力量雄厚，资金情况较好且机组打包后议价能力强，于2020年初完成了60%机组的授标工作，邦电力与私人电厂分别仅完成了1.9%和9.4%。而到2021年2月，NTPC完成了86%机组的授标工作，邦电力与私人电厂则仍只有可怜的8 .1%和2 7.1%。截止2021年2月，全国一共有2160MW的火电机组完成了脱硫设施建设，仅占比1.3%，离2022年底100%的目标相距甚远。

CEA和各电力企业所做的工作绝大部分是在“踢皮球”，并没有关注实际建设和运行脱硫所面临的困难，也没有采取针对性措施，只是在表面上应付MOEF&CC的要求。

同样作为火电装机大国，我国早在2002年2月国务院颁布电力体制改革方案时就已经明确提到了“制定发电排放的环保折价标准”，这也成为了2004年标杆电价政策规定烟气脱硫机组上网电价提高1.5分的基础。中国环保总局在GB13223-2003标准中规定了自2005年1月1日开始，按地区不同火电厂So₂排放需控制在300/600mg/Nm³，从而开始了第一轮真正意义上的火电厂环保改造热潮。

与印度相比，中国的火电脱硫执行力度无疑是巨大的。其背后的原因，除了有中国体制带来的强大执行力外，更有两个印度无法学到的方面。一是电价改革带来的环保电价机遇。2002年我国决定重组电网资产，并成立国家电网公司，同时开始逐步实施竞价上网。2004年1月1日开始，全国省级及以上电网统一调度的燃煤机组上网电价统一提高每千瓦时（度）0.7分。这个适时的电价改革，也给了国家电网补贴烟气脱硫机组上网电价的底气。二是中国政策对于效率的追求。印度由CEA制定脱硫基准，由各发电集团自行招标，并将结果提交给CEA审批，一旦招标结果被CEA认可，则最后整个脱硫建设和运行的投资很有可能由国家承担。这个过程中，CEA最担心的应该是发电集团与投标人串通，恶意提高脱硫设备建造成本，从而向CEA争取更高的补贴。虽然整个审批过程看上去完整，但实际执行起来效率非常低。而在中国的政策中，脱硫电价的补贴是固定的，越早建设脱硫设备、越低的成本建设脱硫设备，获得的收益就越可观，这也就刺激了各个电厂尽早实现烟气脱硫。从执行效率上来说，中国的方法远远优于印度。

结论

印度自2015年开始计划对火电厂烟气进行处理，截止到2021年初，仍然只有1.3%的机组完成了这项工作，以中国1 /6的火电装机容量，排放了7倍于中国火电厂的So₂污染物，无疑是非常失败的。由于印度体制的限制，短期来看，很难打破现有的政策桎梏。

对于印度CEA和各发电集团，应当向中国学习，改进脱硫技术规范，降低技术要求，在投资成本和运营维护便利性上取得平衡，同时以更坦诚的态度欢迎国外供应商。

对于仍然在积极参与印度脱硫市场的中国供应商，应当吸取中芬新能源和大唐环境的经验，不要只是看到印度脱硫项目巨大的合同额，而是应认真分析标书、识别风险，并积极争取对等的合同地位，以避免无谓损失。

（作者单位：上海电气电站环保工程有限公司）