那些即将被淘汰的电力企业，无可奈何！

2017-10-25 14:58:48 SWS产业投资研究　点击量：评论 (0)

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

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。