特许经营产业发展规划2013.12.25.doc

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1、精品文档，仅供学习与交流，如有侵权请联系网站删除特许经营产业发展规划火电厂烟气脱硫、脱硝特许经营（简称“特许经营”）是指：在政府有关部门的组织协调下，火电厂将国家出台的脱硫、脱硝电价、与脱硫、脱硝相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化环保公司，由专业化环保公司承担脱硫、脱硝设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫、脱硝任务。特许经营产业属于环保服务业范畴，环保服务业是节能环保产业的重要组成部分。“十二五”期间节能环保产业将成为新的增长点，节能环保产业是国家重点发展的七大战略新兴产业之首。到2015年节能环保产业产值预计占GDP比重的10%，年均增长率20%，节能

2、环保骨干企业产值年均增长率达到30%。拥有自主技术、在行业中处于领先地位的公司将获得高于行业平均水平的超额利润。 一、特许经营产业发展情况（一）发展现状近年来，我国环境保护的年投资额一直呈稳定上升趋势。20042008年，环境保护的年投资额分别为1908.6亿元、2388.0亿元、2566.0亿元、3387.3亿元和4490.3亿元，占同期GDP比重分别为1.19、1.30、1.22、1.36和1.49。在当前我国经济结构转型的大背景下，环保产业作为新的经济增长点和潜在的国民经济支柱产业，投资额正不断稳定攀升，未来发展空间巨大。一、 企业发展现状为实现十一五规划纲要提出的二氧化硫削减目标，提高

3、烟气脱硫设施建设和运行质量，根据国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定精神和国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知要求，2007年7月4日国家发展改革委会同国家环保总局以发改办环资20071570号文，印发了关于开展烟气脱硫特许经营试点工作的通知和火电厂烟气脱硫特许经营试点工作方案，决定开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。“十二五”期间，我国大气污染形势依旧严峻，大气污染防治仍是重点领域之一。一是脱硫脱硝除尘仍是重点发展领域。其中二氧化硫排放总量和氮氧化物排放总量的削减是“十二五”环境保护主要指标之一。重点区域大气污染防治“十二五”规划显示：“十二五”规划期内，重点区域脱硫脱硝除尘相关

4、领域的重点工程投资需求达到重点工程投资总需求量的50%；二是脱硫增容改造类项目是重点，非电行业脱硫将全面推行，脱硫特许经营将是新增长点；三是脱硝市场主要在火电行业中；四是在除尘领域，新建、改造并重，电力、钢铁行业为重点，新火电厂大气污染排放标准中现有设施排放限值生效前夕将迎来发展新潮。（一） 产业现状 为实现十一五规划纲要提出的二氧化硫削减目标，提高烟气脱硫设施建设和运行质量，根据国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定精神和国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知要求，2007年7月4日国家发展改革委会同国家环保总局以发改办环资20071570号文，印发了关于开展烟气脱硫特许经营试点工作

5、的通知和火电厂烟气脱硫特许经营试点工作方案，决定开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。 “十二五”期间，我国大气污染形势依旧严峻，大气污染防治仍是重点领域之一。目前，国家和地方陆续出台政策，加大对环保领域的政策、资金支持，特别在大气、水、土壤污染防治方面，排放标准越来越严格，迫使能耗企业加大对环保设施的建设和运营投入。对于电力环保来说，委托专业化环保企业实施工程建设与运营，有利于实现降低投资和环保达标排放。近年来，火电厂烟气脱硫特许经营试点作用成果显著，并在电力系统内全面推广。坚持社会化、专业化、市场化的原则，放宽市场准入，引入竞争机制，同时鼓励环保公司优化组合，推动融资-技术咨询-工程建设-运

6、营服务一体化服务模式，有利于打破环保服务领域垄断经营状况，提升服务质量、降低服务成本。对于火电企业，委托专业化环保企业实施工程建设与运营，有利于实现项目全生命周期效益优化。近年来，火电厂烟气脱硫特许经营试点作用成果显著，并在电力系统内全面推广。坚持社会化、专业化、市场化的原则，有利于打破环保服务领域垄断经营状况，提升服务质量、降低服务成本。目前五大发电集团公司除中国华能集团公司外，均有专业环保公司从事特许经营相关工作，国电龙源环保工程有限公司、大唐科技产业有限公司、中电投远达环保工程有限公司、中国华电工程有限公司，这四家脱硫环保企业在市场竞争中具有绝对优势。此外，国电清新、北京博奇、武汉凯迪、

7、福建龙净、浙江天地、同方环境等脱硫环保企业依靠灵活的机制、积极的服务意识等参与脱硫市场竞争。（二） （二）发展成就截至2012年底，全国累计已投运火电厂烟气脱硫机组总容量约6.8亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的90%，比2011年提高1个百分点。全国火电已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量8389.5万千瓦，其中，已投运机组容量7645.5万千瓦；已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量750万千瓦，其中已投运机组容量570万千瓦。2012年当年，新投运火电厂烟气脱硫机组总容量约4500万千瓦，五大发电集团占全国脱硫装机总量的61%左右，其中采用特许经营方式的占50%左右。（三） （三

8、）主要经验特许经营产业经过六年的试点，尤其是2011、2012年的迅速发展，基本形成了一套有效的运营管理体系，建立了一支专业化的运营队伍，与发电企业建立了和谐的工作关系，逐步形成了专业化管理、集约化经营的管理模式。1、国家政策和集团公司的大力支持是特许经营产业化顺利发展推进的前提和基础。2、“专业化管理、集约化经营”专业化管理是特许经营产业化顺利发展发展和提升盈利能力的必由之路关键。3、集约化经营是特许经营提升盈利能力的必由之路。34、环保标准的不断提升是特许经营持续进步的动力。二、 形势分析（一） 外部环境分析1、 国家层面形势分析从国际看，在应对国际金融危机和全球气候变化的挑战中，世界主要

9、经济体都把实施绿色新政、发展绿色经济作为刺激经济增长和转型的重要内容，一些发达国家利用节能环保方面的技术优势，在国际贸易中制造绿色壁垒。为使我国在新一轮经济竞争中占据有利地位，必须大力发展节能环保产业。从国内看，节能环保产业是国家加快培育和发展的七7个战略性新兴产业之一，发展前景广阔。加快发展节能环保产业，是调整经济结构、转变经济发展方式的内在要求，是推动节能减排，发展绿色经济和循环经济，建设资源节约型环境友好型社会，积极应对气候变化，抢占未来竞争制高点的战略选择。实现“十二五”规划纲要确定的节能减排约束性指标，必须加快提升我国节能环保技术装备和服务水平。国务院关于加快发展节能环保产业的意见（

10、国发201330号）指出，创新引领，服务提升，推行合同能源管理、特许经营、综合环境服务等市场化新型节能环保服务业态，同时还明确要扩大环保服务产业，以及拓展节能环保产业的投融资渠道。国家环境保护“十二五”规划中也明确指出：推进烟气脱硫脱硝等污染设施建设和运营的专业化、社会化、市场化进程，推行烟气脱硫设施特许经营。据测算，到2015年，城镇污水垃圾、脱硫脱硝设施建设投资超过8000亿元，环境服务总产值将达5000亿元，节能环保产业将成为新的经济增长点和新兴支柱产业。2、 行业层面形势分析“十二五”期间，到2015年节能环保产业产值预计占GDP比重的10%，年均增长率20%，节能环保骨干企业产值年均

11、增长率达到30%，拥有自主技术、在行业中处于领先地位的公司将获得高于行业平均水平的超额利润。从环保产业自身的发展趋势来看，环保产业将不断趋于“服务化”。环保设施建设和环保设备制造业只是环保产业发展中的一个重要的过渡环节，环保产业的重点必将由环境治理初期所产生的污染设备需求逐步转移到污染设施的运营上来，环境服务业才是环保产业中最为核心和稳定的部分。在环保产业成熟的国家里，环境服务业是环保产业最主要形态，通常要占到环保产业的60以上，环保特许经营将成为环保服务的主要项目之一。（二） 内部条件分析1、 优势（S）我公司从2008年开始在洛河项目开展特许经营以来，积累了一定的特许经营经验，并取得了良好

12、的社会信誉，目前拥有特许经营容量已达到26260MW，处于火电脱硫脱硝行业第二位。当前主要通过资产收购或BOT方式运营集团所属部分火电机组的烟气脱硫设施，积累了“专业化管理、集约化经营”的一定优势。2、 劣势 (W)目前国家实行脱硫、脱硝电价补贴，从整体上看还不能补偿脱硫脱硝的全部成本。随着环保标准越来越高，补贴电价不调整，特许经营项目的亏损面将越来越大，有盈利能力的项目将越来越少，通过规模扩张提升产业盈利能力空间是有限的。从自身来看也存在专业化管理、集约化经营水平还需进一步提高；人员储备不足；资产收购进度较慢等等不足。3、 机会 (O)2013年8月27日，国家发展改革委关于调整可再生能源电

13、价附加标准与环保电价有关事项的通知，将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱。同时对除尘成本予以电价补偿每千瓦时0.2分钱。在当前情况下，调高脱硝电价，为脱硝特许经营带来机遇和盈利空间；新增除尘电价，也为除尘领域的特许经营带来下一个蓝海市场。集团公司也着力支持推动特许经营，将环保设备集中交由我公司管理，让发电企业集中力量去做好主业，发挥各自的优势，做强精做优强，提高归母利水平。4、 威胁 (T)新修订的火电厂大气污染物排放标准自2012年1月1日起实施，到2015年初全面实现达新标排放。该标准对各项污染物的排放要求达到了历史最严格的水平，也提高火电行业环保准入门槛，要求火

14、电行业排放强度降低并减少污染物排放，因此脱硫脱硝的存量环保设施技改投入和增量环保设施的投资成本都有不同程度增长，特许经营企业的资金周转难度和财务费用负担随之加大，运营成本也逐年增长。（三） 企业对比分析目前我国从事特许经营的专业环保公司主要有，国电龙源环保工程有限公司、大唐科技产业有限公司、中电投远达环保工程有限公司、中国华电工程有限公司，国电清新等等。国电龙源环保工程公司脱硫特许经营项目31个、74台机组，其中1000MW机组4台、600MW机组24台、300MW机组40台、200MW等级及以下机组6台。除29台热电联产机组，其余45台为纯发电机组。投运脱硫特许经营装机容量26270MW，基

15、建容量5850MW。脱硝特许运营装机容量3200MW,基建容量1200MW。资产总额近58亿元，是国内最大的脱硫脱硝装置投资运营公司。2011年完成利润6000万元，2012年实现利润11000万元，2013年上半年实现利润9000万元。中电投远达环保股份公司已投运脱硫特许经营装机容量15200MW；总计拥有脱硫特许运营装机容量15200MW。2011年完成利润5194万元，2012年实现利润15200万元，2013年上半年实现利润8624万元。华电工程公司已投运脱硫特许经营装机容量1200MW；在建脱硫2560MW，总计拥有特许运营脱硫装置装机容量3760MW。由于资产质量不好，基本盈亏平衡

16、。国电清新环保公司已投运脱硫特许经营装机容量7020MW；在建脱硫特许经营装机容量3220MW，总计拥有脱硫特许运营脱硫装置装机容量10240MW；已投运脱硝特许经营装机容量2240MW；在建脱硝特许经营装机容量1200MW。2011年完成利润10000万元，2012年实现利润11355万元，2013年上半年实现利润9174万元。大唐科技产业有限公司拥有特许经营容量17240MW，委托运营容量8040MW时，基建容量1920MW时，合计拥有特许运营脱硫装置装机容27200MW。2011年完成利润13850万元，2012年实现利润24199万元，2013年上半年实现利润10338万元。在大唐科技

17、产业公司所属58台机组中，除2台热电联产机组，其余56台为纯发电机组。目前大唐科技、国电龙源、中电投远达、华电工程公司的项目全部集中在集团公司内部，五大发电公司以外的特许经营市场由其他的特许经营公司瓜分。大唐科技与国电清新2013年上半年运营状况对比表公司指标单位大唐科技国电清新总资产报告期末万元298000298505报告期初万元273681同比增速%9.07%营业收入半年累计万元47845.0528999.20上年同期万元14602.8118178.02同比增速%227.64%59.53%营业利润半年累计万元10338.359114.17上年同期万元4826.455439.52同比增速%1

18、96.89%67.55%利润总额半年累计万元10338.359174.69上年同期万元4826.455453.32同比增速%196.89%68.24%【精品文档】第 32 页国内主要特许经营公司资产状况表公司名称脱硫特许经营装机容量（MW）脱硫特许经营项目数量脱硫1000MW等级机组台数脱硫600MW等级机组台数脱硫300MW等级机组台数脱硫200MW及以下等级机组台数脱硝特许经营装机容量（MW）2011年利润（万元）2012年利润（万元）2013年上半年利润（万元）运营容量（MW）基建容量（MW）合计容量（MW）运营容量（MW）基建容量（MW）合计容量（MW）大唐科技产业2528019202

19、720017222304000138502419910338国电龙源26270585032120314244063200120044006000110007600中电投远达1520015200005194152008624国电清新702032201024070148222401200344010022113559174华电工程120025603760700101070007000（四） 需求预测1、需求分析2012年底，全国火电装机容量75811万千瓦，由于环保设施故障率高，环保压力大，发电企业普遍希望将环保设施交由环保专业公司运营。目前，除大唐、国电、中电投、华电集团外，其他集团均没有专业开

20、展特许经营的公司，也就是有50%以上的火电机组需要通过市场外的运作选择开展特许经营的企业。虽然在系统外开展特许经营利润不高，但可以通过规模优势、集约化管理降低各项成本，提高公司的整体效益。加快发展集团公司科技环保运营产业，是适应集团公司“十二五”期间加强节能减排的需要。发展科技环保运营产业，推进专业化管理、集约化经营，可以有效提升清洁生产水平，发挥专业化优势和协同效应，提高环保设施运营效率，降低环保设施运营成本。国家和集团公司对燃煤电厂脱硫脱硝环保设施的投运率和脱硫效率要求越来越高，督察也越来越严格。发电企业在环保核查的压力下，加上配煤掺烧对脱硫设施的运行影响较大，希望专业的环保公司来接管脱硫

21、脱硫设施,实施特许经营或委托运营，形成了实际的市场需求，无疑将助推特许经营产业的快速发展，未来五年将成为环保特许经营高速增长期。2、区域分析2.1 京津唐、东南沿海由于京津唐地区、山东、江苏、浙江、广东、福建省经济发达，机组利用小时数高，应作为特许经营产业拓展的首先区域。京津唐地区由于靠近煤源，发电成本低。山东、江苏、浙江、广东、福建省均为沿海省份，便于采购进口煤炭，价格相对稳定，发电成本相对较低，也应作为市场拓展的主要区域。福建省水电较多，火电机组发电量较大。2.2东北、西北地区由于东北、西北是主要煤炭产地，煤炭价格低，发电成本低。煤炭含硫量低，脱硫运营变动成本低。由于经济不发达，机组利用小

22、时数低。该区域为强制采暖区，供热机组多。在没有确定供热脱硫补贴时，该区域拓展项目时需要深入分析。2.3 云贵川地区该地区煤炭含硫量高，脱硫运营变动成本高。水电装机容量大，火电机组利用小时数低。由于西电东送，云贵地区火电利用小时数增加较多，但受广东省经济影响巨大，发电量不稳定。云南、贵州的脱硫补偿电价较高。在选择项目应对具体项目综合分析。2.4 中部地区陕西、山西、河北省：煤炭丰富，机组利用小数较高。河南省：煤炭丰富，装机容量大，机组利用小时数低；高能耗企业多，发电量受经济影响大。湖南省、江西省：煤炭匮乏，运输方式单一，来煤不稳定；水电多，火电机组利用小时数低。但近期江西发展较快，电力需求增加较

23、多。安徽省：煤炭产量较多，但仍需要外购。煤炭运输方式单一，受经济形势影响大。近期经济发展较快，电力需求增加较多。3、项目选择由于脱硫特许经营的运营成本中，固定成本占总成本的53.2%，其中财务费用与折旧费用占总成本的32.83%（收购资产按照新机组计算），修理费占总成本的5.97%，运行维护费用占总成本的9.3%，管理费用占总成本的4.88%；变动成本占总成本的45.62%，其中电费占总成本的33.5%，水费占总成本的1.98%，石灰石费用占总成本的9.12%，其他运行材料费用占总成本的1.0%；税费占总成本的1.38%。根据特许经营项目运营成本购成，项目选择应遵循以下原则：3.1单位造价低。

24、收购项目按照新机组计算折旧率时，财务与折旧费用约占运营成本的32.83%，按照剩余年限计算时财务与折旧费用占运营成本的比例更大。在选择收购项目时应优先选择单位千瓦造价低的项目。由于早期投产的机组脱硫投资大，净资产较大，收购成本高。环保标准的提高导致很多早期投产项目需要技改。收购项目时优先选择运行时间短的机组。根据现有项目的运营经验，黄岛、潮州、宁德、张家口项目，由于单位千瓦造价高，严重制约项目后期的盈利能力。3.2 发电成本低。在运营成本中，购电成本约占运营成本的33.5%。购电价格为发电成本电价，发电成本越低，运营成本越少，利润越高。3.3 含硫量低。含硫量越低，脱硫耗电率、耗水率、石灰石消

25、耗率等越低，运营成本越少，盈利能力越大。3.4 机组利用小时数高。由于固定成本占运营成本的53.2%，变动成本低，单位发电量的边际贡献超过7元/MWh。机组利用小时数越高，盈利能力越大。总之，根据特许经营运营成本的分析，选择项目应遵循以下原则：一是位置上优先选择京津唐、东南沿海地区；二是优先选择新投产机组；三是选择运行变动成本低的项目；四是选择机组利用小时数高的项目。三、 规划的总体思路按照集团公司的总体部署，以科学发展观为指导，紧紧围绕发展与板块上市，以经济效益为中心，坚持价值思维和效益导向，以深化全面计划、全面预算、全面风险和全面责任管理为抓手，着力壮大企业规模，着力优化资产结构，着力提升

26、管理水平，着力推动科技创新，着力提高经济效益，为做强做优科技环保板块奠定坚实基础。（一） 战略定位依托大唐科技产业有限公司的技术与管理优势，通过市场并购与直接投资，依靠专业化管理、集约化经营，实现运行可靠、清洁环保、达标排放、管理先进、效益一流。在2014年达到规模效益行业第一，并力争成功上市。（二） 发展思路1.价值机制创造驱动。坚持价值思维与效益导向，选择收购有盈利能力的优质资产，或选择发展前景好、盈利能力强的投资项目，通过管理提升、效益提升，为企业发展提供动力，为社会提供清洁能源。2.技术创新引领。完善以研发中心为主体的技术创新体系，立足原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新，不断提升专

27、业化水平，形成核心竞争力。3.板块上市带动。围绕科技板块上市，不断优化资产结构、管理管理提高融资能力；不断优化治理结构，提高管理能力；，不断延伸产业链，提升综合效益，形成对特许经营产业最直接、最有效的提升需求拉动，带动特许经营产业快速发展。4.特许专业拓展。根据国家十二五环保产业发展规划，在继续开展脱硫特许经营的基础上，探索脱硝、灰渣、水务等环保服务新机制，推动环保设施建设和运营社会化、市场化、专业化服务体系建设。（三） 发展目标紧紧围绕集团公司发展战略，贯彻“价值思维、效益导向”，以“管理效益提升”为抓手，依托集团公司优势项目，以集团公司效益最大化为目标，积极推进特许经营产业化工作。通过收购

28、优质资产、投资优质项目，实施专业化管理与集约化经营，努力实现管理效益双提升，力争实现行业一流，积极贡献集团公司“做强做优、世界一流”的宏伟目标。四、 规划实施方案1、2013年特许经营工作2013年特许经营产业原计划完成南京、彬长、许昌、信阳、七台河，大唐国际盘山、宁德、乌沙山、大坝、运城项目的脱硫资产收购，实现3个基建项目（徐塘、虎山、呼图壁）的顺利投产，但到目前为止资产收购推进缓慢，仅完成彬长、南京、徐塘的特许合同签订。新建项目徐塘、虎山项已经投产，呼图壁项目年内可竣工投产。集团新开工的三门峡三期（1*1000MW）、抚州（2*1000MW）脱硫BOT项目已经启动；对许昌、信阳、三门峡、安

29、阳、首阳山项目继续开展委托运营。到2013年末，预计特许经营运营容量1916万千瓦，委托运营804万千瓦，脱硫特许经营预计可以产生利润23250万元。经过沟通，集团公司已经同意启动脱硝特许经营试点工作，要求开展前期调研。为保证脱硝特许经营试点的顺利实施，需要首先完成特许经营管理指导意见的修订工作。2、2014年特许经营产业推进计划2.1 资产收购计划2.1.1 加强与分子公司、发电企业沟通，完成列入计划的脱硫资产收购工作。完成许昌、信阳、七台河、三门峡、安阳、首阳山、宁德、盘山、乌沙山、大坝、运城项目的脱硫资产收购，预计收购容量1846万kw，预计实现利润12200万元；继续对黄岛二期、阳城项

30、目实施委托运营，委托运营容量374万kw。力争到2014年特许经营运行容量达到4190万千瓦，预计完成利润29500万元，资产规模达到519587万元。2.2 争取集团公司的支持，开展脱硝特许经营试点工作根据前期脱硝项目调研情况，完成黄岛、潮州、马鞍山、洛河、虎山、南京、彬长、吕四港电厂的脱硝资产收购工作，启动脱硝特许经营试点，预计收购容量1366万kw，预计实现利润9900万元，资产规模达到137958万元，脱硝特许经营容量达到行业第一。2.3 新建项目的投资计划根据集团公司规划，目前集团公司已经取得前期路条暂未核准的火电项目有10个，总容量1920万kw；列入集团计划但未取得路条的项目有2

31、个，容量200万kw。预计2014年核准的项目有两个：广东雷州、托克托五期，容量332万kw。根据集团公司要求，新开工项目的脱硫脱硝由大唐科技产业公司直接投资建设，2014年预计需要投资13200万元。2014年基建规模632万kw，新开工332万kw。项目名称容量（MW）项目阶段审批情况投资（万元）广东雷州2*1000核准已取得路条38000广东阳江2*1000可研已取得路条38000潮州三期2*1000可研已取得路条38000乌沙山二期2*1000可研已取得路条38000吕四港二期2*1000可研已取得路条38000山东东营2*1000可研已取得路条38000河北丰宁2*1000可研已取得

32、路条38000四川广元2*1000可研已取得路条38000河北蔚县2*600可研已取得路条25200托克托五期2*660核准已取得路条27700山东莒南2*1000可研未取得路条38000彬长二期2*1000可研未取得路条380003、2015年特许经营产业推进计划3.1 资产收购计划3.1.1 脱硫项目收购与运营根据集团公司修订后的特许经营指导意见，对未实行特许经营的项目重新进行测算，满足集团投资要求后完成资产收购工作。计划完成发耳（4*600MW）脱硫资产的收购工作，收购容量240万千瓦，预计实现利润600万元，同时继续对阳城、黄岛二期实施委托运营。2015年公司直接投资的三门峡三期（1*

33、1000MW）抚州（2*1000MW）将转入商业运行。到2015年特许经营运营容量4718万kw，资产规模519139万元，实施利润30000万元。公司的特许经营容量将达到行业第一。在协调取得供热脱硫补贴后，对有盈利能力的供热机组开展特许经营。3.1.2 继续收购脱硝资产，壮大脱硝特许经营规模。收购宁德、盘山、大坝、乌沙山、托克托、大同、王滩、发耳项目的脱硝资产，收购容量1672万kw，预计实现利润9450万元。到2015年预计脱硝运营容量达到3038万kw，资产规模达到323758万元，实现利润19350万元。3.2 新开工项目投资计划2015年预计潮州三期、吕四港二期、乌沙山二期、阳江、广

34、元、东营、丰宁、蔚县等将具备开工条件。按照集团公司统一安排，科技产业公司投资其中的脱硫脱硝工程，预计需要资金58200万元。2015年科技产业公司基建规模2152万千瓦，总投资373000万元。4、2016年特许经营推进计划根据国家环保政策的变化结合电力市场情况，参照集团公司特许经营管理指导，继续选择收购集团内部有盈利能力的600MW等级及以上就的脱硫脱硝资产，也可根据供热脱硫脱硝补贴，对300MW等级的供热机组实施特许经营。五、 保障措施（一） 在产业拓展方面充分利用科技产业发展的有利时机，积极争取集团公司在政策和资金方面的大力支持，与各分子公司、发电企业密切配合，完成计划内脱硫、脱硝资产的

35、评估审计备案和资产收购工作，为特许经营产业发展奠定基础。（二） 在降本增效方面一是争取集团公司和发电企业的支持，调整边际条件，提升盈利能力。二是组织项目部开展“优化运行、确保安全、降本增效”活动和小指标竞赛活动，在对设备和运行状况深入分析的基础上，加大对标管理力度，集中技术力量对项目部的设备管理和运行优化给予指导。三是加强计划和预算管理，建立完善的计划和预算管理体系，对采购、分包和资金计划和预算管理实行月计划、周安排、日落实，加强精细化管理。四是发挥集约化优势，对大额度、通用型的备件采购和合同分包采取集中招标，按计划采购，降低成本。（三） 在管理提升方面一是进一步落实安全生产管理一体化，确保安

36、全生产管理纳入集团公司管理体系，认真贯彻执行集团公司生产运营的各项制度和要求。二是进一步规范特许经营的各项管理工作，健全管理制度，对合同、台帐及例行工作提出具体管理要求，并及时监督检查考核落实。三是进一步落实各级生产经营主体的责任，明确各级岗位人员的工作职责和工作要求，合理配备人员，实现责权对等、目标明确、管控有效、考核激励到位。四是进一步加强专业化、标准化建设，制订点检定修标准、旁路封堵后的运行以及设备防腐、化学实验分析等专项工作指导意见，集中专业技术力量指导项目部解决技术难题，提高工作质量。五是开展安全生产标准化达标活动和小指标竞赛活动，通过对标管理专项分析提高项目部的管理水平。六是加强对

37、各岗位人员的专业培训和综合管理素质的提升。七是进一步加强信息化建设，提高集团化管控能力，整合资源，优化审批流程，提高工作效率。八是加强对环保新技术、新材料、新工艺的收集、研究和应用，提高设备健康水平，提高经济效益。（四）在业绩提升方面1、积极争取国家政策和争取集团公司的大力支持，提升盈利能力。特许经营产业化推进是政策性很强的工作，国家政策和集团的大力支持是产业化推进、盈利能力提升的关键。6、争取国家对环保服务行业的支持。环保压力推动国家各项政策向环保服务倾斜。为提高企业投资环保服务的积极性，逐步实行脱硫、脱硝、除尘补偿电价。十二五期间环保服务是国家重点发展的产业之一，确保环保服务公司盈利是环保

38、产业做大做强的关键。由于环保服务业初期投资大，导致运营期间税负过重。环保标准的逐步提高也增加了后期运营风险。争取国家对环保服务业的进一步扶持，提高环保服务的价格，是特许经营未来做强的关键。围绕中国梦，推广绿色发电，另外，开展排污权交易是未来的环保服务业盈利的主要方向。根据国家关于开展烟气脱硫特许经营试点工作的通知、火电厂烟气脱硫特许经营试点工作方案、燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法，符合环保标准要求建设并运营的机组，全部上网电量均含有脱硫电价；特许经营项目的用电水汽价格按照成本电价结算；。这些政策是特许经营企业生存与发展的根本，直接影响发电企业与特许经营公司的利益，集团的支持是提升盈

39、利能力的关键因此需要集团公司在国家政策范围内，制订特许经营的指导意见，。进一步明确和规范合同双方的义务和工作界面，对争议问题制订合理的解决方案，以指导产业的健康发展。2、全面深化管理提升工作是提升盈利能力的根本保证。2.1专业化管理是保证特许经营顺利实施的关键。在特许经营运营成本中，财务与折旧费用占运营成本的35%，依托公司工程建设、设计的经验，优化系统设计、优化设备配置，不仅可以降低初期投资，也可以降低运行成本。变动成本占总成本的45%，发挥专业公司的技术优势和特许经营开展问题诊断、系统评估、设备治理，实施优化运行、对标管理，提高运行经济性，提升盈利能力。2.2集约化经营是提升盈利能力的有效

40、措施。发挥规模优势，提升特许经营项目的议价能力。特许经营项目资产规模小，单一项目采购量少，采购成本高。根据采购项目的特点，实施集中采购，可以有效降低采购成本。在现有特许经营项目，每年预计发生计划检修费用9000万元，检修材料备品备件费用8000万元。如果30%的项目实行集中招标、采购，可以降低10%，全年预计节约510万元。随着特许经营规模的增大，集约化经营的优势将越来越大。实行经营工作向公司、分公司集中，不仅可以降低降低经营成本，还可以降低经营风险。2.3 专业化运行检修队伍是专业化管理的有利支持。目前，特许经营项目的运行检修主要委托发电企业负责。运行检修人员由发电企业管理，项目部难以直接考

41、核到具体负责人员，各项技术措施、管理要求很难落实到位，专业化管理在生产经营中贯彻不够，不能充分发挥专业化管理的优势。通过市场选择的检修单位人员素质不高，检修质量差、设备故障率高，备品备件消耗量大。组织专业运行检修队伍可以提升专业化管理水平，降低运营成本。3、稳步推进外部市场的开拓由于国内实行的脱硫脱硝补贴电价政策，依靠现有的脱硫脱硝电价能够实现盈利的项目是有限的。集团外的项目盈利能力强的项目一般不会让外部单位实施特许经营市场；盈利能力弱的项目竞争也十分激烈。由于发展中国家的脱硫脱硝改造刚刚启动，对工程造价、运营成本还不清楚，在国内实行委托运营还有较大的盈利空间，依托国内资源拓展外部市场是产业做

42、大的方向。4、延伸产业链，挖掘项目的盈利潜力，提升抗风险能力。脱硫特许经营的副产物石膏量很大，如果不能利用，还需要发生很多处置费用。石膏出售利润率很低，仅仅能解决石膏处置问题。与社会厂家合作，生产板材或石膏可以大大提升石膏的附加值。脱硝装置的广泛投运使液氨、尿素的用量大幅增长，将带动液氨、尿素价格的攀升。特许经营项目集中的区域，并购一家化肥厂，满足脱硝运营的需要，不仅可以降低脱硝运营成本，还可以冲抵脱硝投运对液氨、尿素价格的冲击。5、拓展业务范围，开展环保一体化服务。随着环保标准提高，环保分散管理的模式将很难满足新的标准要求，环保一体化服务将是未来发展方向。开展炉后一体化特许经营、试点水务特许

43、经营，培育新的利润增长点。6、争取国家对环保服务行业的支持。环保压力推动国家各项政策向环保服务倾斜。为提高企业投资环保服务的积极性，逐步实行脱硫、脱硝、除尘补偿电价。十二五期间环保服务是国家重点发展的产业之一，确保环保服务公司盈利是环保产业做大做强的关键。由于环保服务业初期投资大，导致运营期间税负过重。环保标准的逐步提高也增加了后期运营风险。争取国家对环保服务业的进一步扶持，提高环保服务的价格，是特许经营未来做强的关键。围绕中国梦，推广绿色发电，开展排污权交易是未来的环保服务业盈利的主要方向。六、 风险防控措施1、资产收购风险资产收购是产业推进的主要手段，由于涉及到各股东方的利益，完成收购计划

44、难度很大。1.1 分子公司、发电企业的态度支持与否直接决定资产收购能否按期完成。发电企业、分子公司不支持也是必然的。发电企业不能帮助协调股东方，资产收购无法实现。按照计划，2013年完成南京、彬长、许昌、信阳、七台河、大唐国际（宁德、盘山、乌沙山、大坝、运城）等10个项目脱硫资产收购并实施特许经营，目前看来除彬长、南京、徐塘外其他项目已无法完成。发电企业不支持、股东方反对是资产收购无法完成的主要原因。1.2 资产交易价格界定是实施资产收购的另一个障碍。一是脱硫技改费用问题：由于环保标准的提高、燃料含硫量的变化，导致部分脱硫系统发生重大技改，旁路封堵、增引风机合并等也使脱硫资产发生重大变化。如何

45、确定脱硫资产的交易价格直接困扰资产收购能否实现。二是脱硝资产范围问题。脱硝脱硝技改时配套进行了引风机、预热器、低氮燃烧器甚至除尘器、低温省煤器、除灰系统、压缩空气系统等一系列改造。合理界定脱硝资产的范围直接影响脱硝资产价格。由于配套改造费用过大，发电企业与科技产业公司很难达成一致。三是催化剂的属性问题。在脱硝工程造价中催化剂的费用约占30%，折旧年限的选择将对脱硝装置收购价造成重大影响。从设备构成上，催化剂属于固定资产，从使用上催化剂属于消耗性材料。如果按照设备折旧年限，将导致脱硝资产的收购时账面净值虚高，导致收购价格过高。根据前期对脱硫资产的收购经验，如果脱硫脱硝资产收购价格过高，大量的财务

46、费用、折旧费用将严重蚕食特许经营产业的利润。建议：（1）争取集团公司的支持，加强与分子公司、发电企业的沟通，推动协调股东方，确保完成资产收购目标。（2）推动集团公司尽快修订特许经营管理指导意见,明确脱硝资产的范围、技改费用分摊的原则。对于资产交割前发生重大技改的项目，重新组织评估，按照评估价值交易。2、资金风险脱硫、脱硝项目资产规模大，出售方对收购资金是否及时到位极为关注。在收购时，科技产业公司需准备收购总额的20%自有资金。2014年资产收购、基建项目投资需要资金393235万元，其中自有资金78647万元；2015年需要资金286390万元，自有资金57278万元；2016年需要资金180

47、000万元，自有资金36000万元。环境公司注册资本金较少，按照收购计划，自有资金严重不足，难以满足23年内产业发展的要求。建议：（1）强化脱硫电费的回收力度。（2）科技产业公司需要与集团职能部门和专业公司专题进行研讨，采取增资、发行债券等多种渠道解决资金问题。（3）做好上市培育，利用上市募集资金完成资产收购。3、政策风险3.1补偿电价问题按照正常测算，新建机组脱硝电价0.012元/kwh，技改项目脱硝电价0.015元/kwh才能实现整体盈利。目前脱硝电价统一执行0.01元/kwh；脱硫电价大部分地区执行0.015元/kwh，个别地区执行0.013元/kwh（东北地区）或0.0216元/kwh（云南、贵州）。如果补偿电价不能提高，随着设备老化、人工