那些将被淘汰的电企

　　受电力供给宽松、煤价高企等多重因素影响，占电力供应60%以上的煤电正处于盈利能力的历史低点。中央经济会议的文件中，电力行业为国有企业混改七大领域的首位。电力交易机制市场化的推进，以及煤电亟待改善盈利能力的背景，为推动煤电行业结构性改革提供了较好的时间窗口。

　　电力环保进一步加码，加快淘汰高煤耗小火电政策方向逐渐明晰。我国目前电力供给宽松，2016年火电平均利用小时数创历史新低。为改善火电发电效率，国家严控新增装机投建。大气污染问题也倒逼火电污染物排放的环保要求趋严，超低排放改造30万kW以下规模的火电机组煤耗高污染重。江苏、浙江、河北等地已出台地方文件，将淘汰30万kW以下装机煤电列入“十三五”规划。政策性引导小火电淘汰的方向将逐渐明晰。

　　电改加速交易机制市场化，推动发电端优胜劣汰。新一轮电改本着“管住中间，放开两头”的方针，在发电、售电侧引入市场竞价机制。电力供给宽松的背景下，参考广东等地区的电力集中竞价结果，我们认为发电量、边际发电成本系发电企业竞价售电的主要影响因素。市场化的优胜劣汰必将推动发电端的结构性优化。

　　“十三五”特高压将集中投产，加之雾霾严重，倒逼落地端小火电淘汰。十三五期间，主要的电力外输区域为西北、东北、西南地区。输电通道的落地端以京津冀、华东、华南等环保考核重点地区为主。特高压在十三五期间集中建成后，在当期的电力供需背景下，落地端电力存在消纳问题。2017年是大气污染防治行动计划的考核年，落地端治理雾霾压力空前。特高压输电消纳及环保的压力将加快落地端小火电机组的淘汰，据统计落地端省份30万kW以下机组占比平均值为20%。

　　政府加市场双手联动，推动行业内企业进一步优胜劣汰。电改背景及盈利能力低点的现状有望加速开展煤电行业结构性改革。一方面，环保加大监管力度，引导淘汰高煤耗30万kW以下机组的政策方向逐渐明晰。另一方面，电改加快竞价上网，市场化推动发电端优胜劣汰。此外，大气污染行动计划2017年考核，“十三五”特高压将集中投产，倒逼落地端小火电淘汰。输电通道的落地端以京津冀、华东、华南等环保考核重点地区为主。特高压在十三五期间集中建成后，在当期的电力供需背景下，落地端电力存在消纳问题。2017年是大气污染防治行动计划的考核年。特高压输电消纳及环保的压力将加快落地端小火电机组的淘汰。由于机组利用效率的提升以及度电收益恢复正常对火电上市公司的业绩改善弹性明显，所以五大发电集团受益于火电机组结构优质，有望率先受益行业结构性改革。

　　1电力亟待“供给侧+混改”注入活力

　　1.1多领域推进供给侧改革电力为混改排头兵

　　中央经济工作会议坚定了以推进供给侧结构性改革为主线的改革方向，煤炭、钢铁、农业等多领域已深入推进。2016年12月举行的中央经济工作会议上，明确了2017年未供给侧结构性改革的深化之年。会议除了提出继续推动煤炭、钢铁行业化解过剩产能，也将农业列为深入推进供给侧结构性改革的领域。

　　中央经济工作会议强调要深化国企国资混合所有制改革，电力为七大领域之首。会议提出混合所有制改革系国企改革的重要突破口，按照完善治理、强化激励、突出主业、提高效率的要求，在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐。随着电改的深化，电力领域的经营机制逐步推进市场化。我国的发电资产大部分掌握在央企、国企手中，混合所有制改革有望为电力行业带来新的活力。

　　1.2煤电企业经营惨淡，为供给侧改革创造良机

　　习近平主席于2016年11月在秘鲁利马出席APEC峰会时曾表示，中国准备在公用事业进行供给侧结构性改革。我们认为电力行业存在盈利能力差、产能过剩的隐忧，亟待政策引导统筹化解。

　　受煤价高企、利用效率低等因素影响，煤电盈利能力急速下降，为供给侧结构性改革创造机遇。受供给侧收缩等因素影响，2016年7月起全国电煤价格快速上涨。截至2016年年底，全国电煤价格指数为534.92元/吨，较年初同比增长63%。2016年全年均价为381元/吨，较2015年全年均价上涨5%。2017年1月国家发改委表示，按照煤电联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分。联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足0.2分/千瓦时时，当年不作调整。因此，时点上看，煤电盈利能力大幅下降。 

　　参考2016年12月电煤价格指数，我们测算了全国各地区煤电度电收益的情况，一半以上省市度电毛利为负。

　　2国家严控新增装机多地启动小火电淘汰机制

　　2.1电力产能过剩，国家严控新增装机

　　2016年度火电平均利用小时数创历史新低，产能过剩问题凸显。2016年全国火电设备平均利用小时为4165小时，同比减少199小时，创1964年以来新低。参考近20年火电设备平均利用小时5075算，火电产能过剩逾20%；参考历史最高利用小时5991，火电产能过剩逾40%。

　　能源发展“十三五”规划针对煤电提出“优化规划建设时序，加快淘汰落后产能，促进煤电清洁高效发展”的发展要求。建立了煤电规划建设风险预警机制，加强煤电利用小时数监测和考核，与新上项目规模挂钩，合理调控建设节奏。

　　全国28个省市区划为煤电红色预警区域，严控新建机组。2016年4月国家能源局出台未来3年煤电规划建设风险预警机制，全国33个省级电网区域（含蒙东、蒙西和冀北、冀南）中，除湖北、江西、安徽及海南为橙色或绿色预警区域外，其他28个省市区严控自用煤电项目建设或投产（不含民生热电）。其中，纳入规划但尚未核准的，暂缓核准；2016年开工的停止建设；2015年底以前开工的需调节投产节奏。

　　根据《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间将力争淘汰火电落后产能2000万kW以上，取消和推迟煤电建设项目1.5亿kW以上，到2020年全国煤电装机力争控制在11亿kW以内，由2016年底57%的占比降至约55%。

　　2.2新一轮淘汰落后悄然开始多地政策剑指30万kW

　　早于2007年，国家发改委及原能源办联合发布《关于加快关停小火电机组的若干意见》，鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”。《意见》提出在“十一五”期间，“在大电网覆盖范围内逐步关停以下燃煤（油）机组（含企业自备电厂机组和趸售电网机组）：单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；未达到环保排放标准的各类机组；按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组”。“十一五”提前一年半完成关停5000万kW小火电机组的任务，其中五大发电集团承诺的关停总数超过2226万kW。

　　到2015年，国家能源局发布“关于下达2015年电力行业淘汰落后产能目标任务的通知”中提到，30万kW及以上机组原则上不予淘汰。

　　能源发展“十三五”规划中明确指出，逐步淘汰不符合环保、能效等要求且不实施改造的30万kW以下、运行满20年以上纯凝机组、25年及以上抽凝热电机组。

　　我们认为，随着“上大压小”工作的推进，小火电机组淘汰的单机容量规模由“十一五”期间的5万kW逐步提升到了15万kW，乃至30万kW。通过梳理各地方电力发展“十三五”规划以及2017年各地政府工作报告，我们发现多地已将单机规模在15万kW以下、30万kW以下的小火电机组纳入淘汰、关停的序列。

　　浙江省《电力发展“十三五”规划》中明确“不再上新建煤电项目，调整煤电机组内部结构，全面关停30万kW以下燃煤纯凝机组，充分发挥现有超低排放燃煤机组利用率水平”。

　　江苏省《“十三五”电力发展专项规划》中提出，“十三五”期间关停落后煤电机组250万kW，重点淘汰“单机30万kW以下，达到或超过设计寿命，不具备供热改造条件的纯凝煤电机组”，股东煤耗未达到规定，以及污染物排放不符合要求的这三类煤电机组。

　　福建省《“十三五”能源发展专项规划》中明确将淘汰单机容量15万千瓦及以下的小火电机组71.2万千瓦（占2015年福建省煤电装机总量的2.87%）。

　　2017年河北省政府工作报告中明确“制定我省电力去产能实施方案，淘汰落后、优化布局、置换替代、改造提升。”

　　3火电环保再度加码，雪上加霜倒逼淘汰

　　3.1超低排放全面推行废水废渣处理提上日程

　　《火电厂污染防治技术政策》发布，明确以全面实施超低排放为目标，新增固废、水、噪声污染防治相关内容。2017年1月10日，环保部发布《火电厂污染防治技术政策》（以下简称《政策》）对火电厂源头控制、大气、水、固体废物、噪声、二次污染防治等问题作出规定，为火电行业污染防治规划制定、污染物达标排放技术选择、环境影响评价和排污许可制度贯彻实施等环境管理及企业污染防治工作提供技术支撑。相比2014年和2015年发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，本次发布的《政策》提出应以实施达标排放为基本要求，以全面实施超低排放为目标；淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组。对火电厂运行过程中产生的污染物规定了处理处置原则：

　　水污染防治：应遵循分类处理、一水多用的原则。鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排。

　　固体废物污染防治：应遵循优先综合利用的原则。

　　噪声污染防治：应遵循“合理布局、源头控制”的原则。

　　煤粉扬尘污染：进一步加大煤炭的洗选量，提高动力煤的质量。加强对煤炭开采、运输、存储、输送等过程中的环境管理，防治煤粉扬尘污染。

　　在对全国新建燃煤发电项目及其平均供电煤耗上没有变化。

　　超低排放，是指火电厂燃煤锅炉采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即二氧化硫不超过35 mg/m³、氮氧化物不超过50mg/m³、烟尘不超过10mg/m³；相比于2011年的火电排放标准有极大提高（二氧化硫不超过100mg/m³、氮氧化物不超过100mg/m³、烟尘不超过30mg/m³）

　　3.2超低排放由京津冀、珠三角、长三角三地向全国推广

　　2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020）》，规定东部地区（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到超低排放，中部地区（黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省）原则上接近或达到超低排放，西部地区（内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等12省区市及新疆生产建设兵团）鼓励接近或达到超低排放。对东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组进行改造，改造后基本达到超低排放。

　　2015年12月11日，根据国务院常务会议，环保部、发改委和能源局联合制定了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，范围推广至全国，大幅降低发电煤耗和污染排放。将东部地区超低排放任务提前至2017年完成，中部地区提前至2018年完成，西部地区仍为2020年完成。

　　珠三角地区：2014年5月30日，国内首台超低排放机组——嘉兴电厂8号机组成功投运。国内首个海、陆、空全方位环保型电厂——台州第二发电厂，各主要污染物排放优于天然气机组排放标准，达到国内领先水平。

　　京津冀地区：2014年7月诞生京津冀地区首台超低排放机组，2015年11月神华国华三河电厂完成改造，成为京津冀地区首家“超低排放”电厂。

　　长三角地区：截至2016年底，江苏省10万千瓦以上煤电机组中，共有104台5629万千瓦机组达到超低排放水平，占比84%，规模为全国首位。南京市全部完成超低排放改造。浙江省共有3563万千瓦机组达到超低排放水平，占比90%。

　　随着全面超低排放工作逐渐推进，全国其他省市改造进度也在加快。河南省已全面完成超低排放改造，共计改造5619万千瓦煤电机组。山西、上海、浙江预计于2017年全面完成改造。

　　3.3脱硫脱硝补贴不足覆盖成本，废水废渣监管趋严进一步倒逼淘汰

　　超低排放改造规模已近半，“十三五”期间存量市场为420-630亿。据统计，2014年全国火电装机容量9.2亿千瓦，到2015年10月装机容量升为9.5亿千瓦，其中，新建时就已达到超低排放标准的估计有1.2亿千瓦，已完成超低排放改造的燃煤机组估计有4.1亿千瓦。2017年1月国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》中规定“十三五”期间完成燃煤机组超低排放改造4.2亿千瓦，按改造单价平均为80-100元/千瓦计算，超低排放改造存量市场可达400亿元。

　　改造后运行成本增加，有望成为加大落后机组淘汰的强制因素。据测算，煤电机组规模越大，运行成本增加越少，以60万kw作为均值计算，新建成本需要200-300元/kw，合计为1.2-1.8亿元，运营费用1.2分/kwh，按照4000利用小时计算，每年运营费用为3000万元左右。年收入补贴0.5-1分/kwh，1250-2500万元/年。电厂每年增加成本500-1800万元左右。但如果将废水零排放成本加上之后，度电成本增加0.2-0.4分/kwh，1亿元建设投资+500-1000万元/年运营费用。

　　脱硫脱硝：2016年1月下调燃煤发电上网电价后，各省平均电价为0.364元/kWh，该电价已包含脱硫、脱硝和除尘电价。而在《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》中对电价补贴政策做出了规定，对达到超低排放水平的燃煤发电机组给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱；2016年1月1日后并网运行的新建机组，对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。综合考虑煤电机组排放和能效水平，适当增加超低排放机组发电利用小时数，原则上奖励200小时左右。

　　脱硫水零排放：在《火电厂污染防治技术政策》中鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排，即达到“零排放”。国外多采用废水蒸发结晶技术，脱硫废水经过预处理或者不经过预处理，然后进入多效蒸发器(MED)或机械压缩蒸汽蒸发器(MVR/MVC)进行浓缩、结晶，蒸发的淡水回用，结晶盐另行处置。国内该技术处理脱硫废水已在河源电厂、三水恒益电厂及长兴电厂投入运行。总投资为8000-12000万元，吨水运行费用40-80元，折算下来，每度电产生的废水处理运行费用为0.2分/kWh。

　　固体废物综合利用：燃煤电厂产生的粉煤灰应遵循优先综合利用原则，现在对粉煤灰的综合利用多是制成混凝土砌块、陶粒、商品粉煤灰等。西山煤电粉煤灰综合利用项目投资4.2亿元，目前已建成30万立方米粉煤灰加气砌块项目和配套的年产45万吨的商品粉煤灰生产线。华建粉煤灰综合利用项目总投资1.51亿元，完成26万吨粉煤灰仓储、分选及70万吨加工处理项目和超细粉煤灰、陶粒及白炭黑项目。项目投产后，年可加工生产70万吨粉煤灰。粉煤灰综合利用项目平均投资757元/吨，产成品售价200元/吨。也有部分电厂产生的粉煤灰直接出售给水泥厂和其他综合利用公司，直接售价约为48元/吨。

　　4电改推进市场化，加速落后机组淘汰

　　新一轮电力体制改革放开发、售电两端，引入市场竞争机制。新一轮电改本着“管住中间，放开两端”的原则，对除西藏外的30余个省及区域开展输配电价改革，开展定价成本监审。政府核定中间输配环节的成本及收益率后，在发电侧、售电侧引入竞争，以期实现发电侧结构优化及售电侧市场放开。

　　发电侧放开售电业务后，多元竞价对发电企业控制成本提出新要求。电改前发电企业的交易模式是面向单一的电网公司，以国家核定的标杆上网电价按计划发电额度发电上网。电改后发电企业的交易方转变为电网、售电公司、储能企业和大用户等多种主体，定价体系由交易双方协议或市场竞价决定。

　　在电力市场供给宽松的背景下，发电边际成本低的发电企业更易谋取相对较多的边际收益及更多的交易电量。2016年以来，全国多个省份或地区开展售电业务试点。鉴于电力市场供给相对宽松，发电企业竞价偏向于低报价。以广东省2016年3月以来的售电竞价为例，竞价上网系统性降低电力交易成交价。我们认为，边际发电成本低的发电企业在报价上具备更多优势，更易放大竞价交易电量、边际收益，获取相对更高的收益。

　　大型新建煤电超净排放机组边际发电成本更具优势，市场竞价加速小型机组淘汰。煤电企业的边际发电成本以燃料费为主，燃料费与煤价、锅炉供电煤耗正相关。以2015年数据为例，60万kW单机规模的供电煤耗平均为291g/kWh，远低于30万kW单机规模的供电煤耗320g/kWh以上的平均水平。此外，根据国家能源局发布的超净排放电价补贴机制，2016年1月1日前完成超净排放改造的机组，对其统购上网电量提供每千瓦时1分（含税）的超净排放电价补贴，2016年1月1日后完成超净排放改造的新建机组，电价补贴为每千瓦时0.5分（含税）。对比发电边际成本，并考虑环保改造带来的发电收益，小型机组报价能力及收益能力远低于大型新建机组，市场竞价将加速小型机组的淘汰。

　　5特高压初现规模推动行业结构性改革

　　“十三五”持续推进综合能源基地建设，优化能源开发布局。为促进能源富集地及能源消费地的协调可持续发展，《能源发展“十三五”规划》明确将综合能源基地建设工程作为能源系统优化重点工程之一。其一，优化建设山西、鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆五大国家综合能源基地。其二，稳步推进宁夏宁东、甘肃陇东区域能源基地开发。其三，科学规划安徽两淮、贵州毕节、陕西延安内蒙古呼伦贝尔、河北张家口等区域能源基地建设。通过在能源资源富集地区建设大型能源基地，并借助外送通道提升能源系统综合效率。

　　合理布局能源富集地区外送，“十三五”继续推进特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道建设。按照规划，将新增规模1.3亿kW，达到2.7亿kW左右。在实施水电配套外送输电通道的基础上，重点实施大气污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北（扎鲁特）送电华北（山东）特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。适时推进陕北（神府、延安）电力外送通道建设。结合受端市场情况，积极推进新疆、呼盟、蒙西（包头、阿拉善、乌兰察布）、陇（东）彬（长）、青海等地区电力外送通道论证。

　　特高压集中建成叠加大气十条考核期到限，有望加快跨区输电落地端小火电淘汰。从综合能源基地建设及外输电力通道的规划看，十三五期间，主要的电力外输区域为内蒙古、山西以及其他西北、东北、西南地区。输电通道的主要落地端以京津冀、华东、华南等环保考核重点地区为主。特高压在十三五期间集中建成后，在当期的电力供需背景下，落地端电力存在消纳问题。2017年是大气污染防治行动计划的考核年。我们认为，特高压输电消纳及环保的压力将加快落地端小火电机组的淘汰，据统计落地端省份30万kW以下机组占比平均值20%。

　　6政府+市场两只手联动，推动行业内进一步优胜劣汰

　　电改背景及盈利能力低点的现状有望加速开展煤电行业结构性改革。2016年四季度，《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》等新电改配套文件相继落地，并于年底推出首批105个增量配电网试点项目。我们认为，2017年电改将进入实质性实践阶段。受电力供给宽松、煤价高企等多重因素影响，占电力供应60%以上的煤电正处于盈利能力的历史低点。电力交易机制市场化的推进，以及煤电亟待改善盈利能力的背景，为推动煤电行业结构性改革提供了较佳的时间窗口。

　　环保加大监管力度，引导淘汰高煤耗30万kW以下机组的政策方向逐渐明晰。我国电力市场表现出供给宽松的局面，2016年火电平均利用小时数创历史新低。为改善火电发电效率，国家严控新增装机。大气污染问题也倒逼火电污染物排放的环保要求趋严，超低排放改造30万kW以下规模的火电机组经济表现较差。江苏、浙江、河北等多地已出台地方规划，将淘汰30万kW以下装机煤电列上“十三五”日程。我们认为，政策性引导小火电淘汰的方向将逐渐明晰。

　　电改加快竞价上网，市场化推动发电端优胜劣汰。新一轮电改本着“管住中间，放开两头”的方针，在发电、售电侧引入市场竞价机制。电力供给宽松的背景下，参考广东等地区的电力集中竞价，我们认为发电量、边际发电成本系发电企业竞价售电的主要影响因素。市场化的优胜劣汰必将推动发电端的结构性优化。

　　大气污染行动计划2017年考核，“十三五”特高压将集中投产，倒逼落地端小火电淘汰。输电通道的落地端以京津冀、华东、华南等环保考核重点地区为主。特高压在十三五期间集中建成后，在当期的电力供需背景下，落地端电力存在消纳问题。2017年是大气污染防治行动计划的考核年。特高压输电消纳及环保的压力将加快落地端小火电机组的淘汰。

　　机组利用效率的提升以及度电收益恢复正常对火电上市公司的业绩改善弹性明显。过去5年里，煤电平均度电收益约0.058元。过去5年的煤电平均利用小时数高于2015年平均水平约10%。基于以上关键假设，我们测算发现华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际等上市公司的业绩增长弹性均在10%以上。

　　五大发电集团的火电机组结构优质，有望率先受益行业结构性改革。在上一轮煤电“上大压小”过程中，五大发电集团基本都完成了小机组的淘汰或改造。我们梳理华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际等五大发电集团的火电上市公司资料发现，此类公司的30万kW机组（非热电、燃气）占比接近0%，60万kW以上的大型机组占比基本超过50%。我们认为，小火电机组淘汰将有利于提升大火电机组的利用效率，机组结构优质的火电企业将优先受益。

　　京津冀地区环保治理压力大，企业退城入园带动热电发展，利好当地电力、热力企业。京津冀地区系我国雾霾高发地区，区域大气污染治理受到国家和地方的高度重视。2017年环首都地区划定禁煤区，高耗能企业退城入园成为当地的趋势。目前京津冀地区在白洋淀、沧州渤海新区、石家庄良村等多地规划大型工业园区。未来电厂以大换小的趋势将有利于东方能源、建投能源等区域热力、电力企业扩大业务规模。（作者｜刘晓宁，叶旭晨，王璐）