那些即將被淘汰的電力企業，無可奈何！

2017-10-25 14:58:48 SWS產業投資研究　點擊量：評論 (0)

受電力供給寬松、煤價高企等多重因素影響，占電力供應60%以上的煤電正處于盈利能力的歷史低點。中央經濟會議的文件中，電力行業為國有企業混改七大領域的首位。電力交易機制市場化的推進，以及煤電亟待改善盈利能

3.2超低排放由京津冀、珠三角、長三角三地向全國推廣

2014年9月，國家發改委、環保部、國家能源局聯合印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020)》，規定東部地區(遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等11省市)新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到超低排放，中部地區(黑龍江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)原則上接近或達到超低排放，西部地區(內蒙古、廣西、重慶、四川、貴州、云南、西藏、陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆等12省區市及新疆生產建設兵團)鼓勵接近或達到超低排放。對東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發電機組以及其他有條件的燃煤發電機組進行改造，改造后基本達到超低排放。

2015年12月11日，根據國務院常務會議，環保部、發改委和能源局聯合制定了《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，在2020年前，對燃煤機組全面實施超低排放和節能改造，范圍推廣至全國，大幅降低發電煤耗和污染排放。將東部地區超低排放任務提前至2017年完成，中部地區提前至2018年完成，西部地區仍為2020年完成。

珠三角地區：2014年5月30日，國內首臺超低排放機組——嘉興電廠8號機組成功投運。國內首個海、陸、空全方位環保型電廠——臺州第二發電廠，各主要污染物排放優于天然氣機組排放標準，達到國內領先水平。

京津冀地區：2014年7月誕生京津冀地區首臺超低排放機組，2015年11月神華國華三河電廠完成改造，成為京津冀地區首家“超低排放”電廠。

長三角地區：截至2016年底，江蘇省10萬千瓦以上煤電機組中，共有104臺5629萬千瓦機組達到超低排放水平，占比84%，規模為全國首位。南京市全部完成超低排放改造。浙江省共有3563萬千瓦機組達到超低排放水平，占比90%。

隨著全面超低排放工作逐漸推進，全國其他省市改造進度也在加快。河南省已全面完成超低排放改造，共計改造5619萬千瓦煤電機組。山西、上海、浙江預計于2017年全面完成改造。

3.3脫硫脫硝補貼不足覆蓋成本，廢水廢渣監管趨嚴進一步倒逼淘汰

超低排放改造規模已近半，“十三五”期間存量市場為420-630億。據統計，2014年全國火電裝機容量9.2億千瓦，到2015年10月裝機容量升為9.5億千瓦，其中，新建時就已達到超低排放標準的估計有1.2億千瓦，已完成超低排放改造的燃煤機組估計有4.1億千瓦。2017年1月國家能源局發布的《能源發展“十三五”規劃》中規定“十三五”期間完成燃煤機組超低排放改造4.2億千瓦，按改造單價平均為80-100元/千瓦計算，超低排放改造存量市場可達400億元。

改造后運行成本增加，有望成為加大落后機組淘汰的強制因素。據測算，煤電機組規模越大，運行成本增加越少，以60萬kw作為均值計算，新建成本需要200-300元/kw，合計為1.2-1.8億元，運營費用1.2分/kwh，按照4000利用小時計算，每年運營費用為3000萬元左右。年收入補貼0.5-1分/kwh，1250-2500萬元/年。電廠每年增加成本500-1800萬元左右。但如果將廢水零排放成本加上之后，度電成本增加0.2-0.4分/kwh，1億元建設投資+500-1000萬元/年運營費用。

脫硫脫硝：2016年1月下調燃煤發電上網電價后，各省平均電價為0.364元/kWh，該電價已包含脫硫、脫硝和除塵電價。而在《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》中對電價補貼政策做出了規定，對達到超低排放水平的燃煤發電機組給予電價補貼。2016年1月1日前已經并網運行的現役機組，對其統購上網電量每千瓦時加價1分錢;2016年1月1日后并網運行的新建機組，對其統購上網電量每千瓦時加價0.5分錢。綜合考慮煤電機組排放和能效水平，適當增加超低排放機組發電利用小時數，原則上獎勵200小時左右。

脫硫水零排放：在《火電廠污染防治技術政策》中鼓勵火電廠實現廢水的循環使用不外排，即達到“零排放”。國外多采用廢水蒸發結晶技術，脫硫廢水經過預處理或者不經過預處理，然后進入多效蒸發器(MED)或機械壓縮蒸汽蒸發器(MVR/MVC)進行濃縮、結晶，蒸發的淡水回用，結晶鹽另行處置。國內該技術處理脫硫廢水已在河源電廠、三水恒益電廠及長興電廠投入運行。總投資為8000-12000萬元，噸水運行費用40-80元，折算下來，每度電產生的廢水處理運行費用為0.2分/kWh。

固體廢物綜合利用：燃煤電廠產生的粉煤灰應遵循優先綜合利用原則，現在對粉煤灰的綜合利用多是制成混凝土砌塊、陶粒、商品粉煤灰等。西山煤電粉煤灰綜合利用項目投資4.2億元，目前已建成30萬立方米粉煤灰加氣砌塊項目和配套的年產45萬噸的商品粉煤灰生產線。華建粉煤灰綜合利用項目總投資1.51億元，完成26萬噸粉煤灰倉儲、分選及70萬噸加工處理項目和超細粉煤灰、陶粒及白炭黑項目。項目投產后，年可加工生產70萬噸粉煤灰。粉煤灰綜合利用項目平均投資757元/噸，產成品售價200元/噸。也有部分電廠產生的粉煤灰直接出售給水泥廠和其他綜合利用公司，直接售價約為48元/噸。

4.電改推進市場化，加速落后機組淘汰

新一輪電力體制改革放開發、售電兩端，引入市場競爭機制。新一輪電改本著“管住中間，放開兩端”的原則，對除西藏外的30余個省及區域開展輸配電價改革，開展定價成本監審。政府核定中間輸配環節的成本及收益率后，在發電側、售電側引入競爭，以期實現發電側結構優化及售電側市場放開。

發電側放開售電業務后，多元競價對發電企業控制成本提出新要求。電改前發電企業的交易模式是面向單一的電網公司，以國家核定的標桿上網電價按計劃發電額度發電上網。電改后發電企業的交易方轉變為電網、售電公司、儲能企業和大用戶等多種主體，定價體系由交易雙方協議或市場競價決定。

在電力市場供給寬松的背景下，發電邊際成本低的發電企業更易謀取相對較多的邊際收益及更多的交易電量。2016年以來，全國多個省份或地區開展售電業務試點。鑒于電力市場供給相對寬松，發電企業競價偏向于低報價。以廣東省2016年3月以來的售電競價為例，競價上網系統性降低電力交易成交價。我們認為，邊際發電成本低的發電企業在報價上具備更多優勢，更易放大競價交易電量、邊際收益，獲取相對更高的收益。

大型新建煤電超凈排放機組邊際發電成本更具優勢，市場競價加速小型機組淘汰。煤電企業的邊際發電成本以燃料費為主，燃料費與煤價、鍋爐供電煤耗正相關。以2015年數據為例，60萬kW單機規模的供電煤耗平均為291g/kWh，遠低于30萬kW單機規模的供電煤耗320g/kWh以上的平均水平。此外，根據國家能源局發布的超凈排放電價補貼機制，2016年1月1日前完成超凈排放改造的機組，對其統購上網電量提供每千瓦時1分(含稅)的超凈排放電價補貼，2016年1月1日后完成超凈排放改造的新建機組，電價補貼為每千瓦時0.5分(含稅)。對比發電邊際成本，并考慮環保改造帶來的發電收益，小型機組報價能力及收益能力遠低于大型新建機組，市場競價將加速小型機組的淘汰。