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力的背景，為推動煤電行業結構性改革提供了較好的時間窗口。

　　電力環保進一步加碼，加快淘汰高煤耗小火電政策方向逐漸明晰。我國目前電力供給寬松，2016年火電平均利用小時數創歷史新低。為改善火電發電效率，國家嚴控新增裝機投建。大氣污染問題也倒逼火電污染物排放的環保要求趨嚴，超低排放改造30萬kW以下規模的火電機組煤耗高污染重。江蘇、浙江、河北等地已出臺地方文件，將淘汰30萬kW以下裝機煤電列入“十三五”規劃。政策性引導小火電淘汰的方向將逐漸明晰。

　　電改加速交易機制市場化，推動發電端優勝劣汰。新一輪電改本著“管住中間，放開兩頭”的方針，在發電、售電側引入市場競價機制。電力供給寬松的背景下，參考廣東等地區的電力集中競價結果，我們認為發電量、邊際發電成本系發電企業競價售電的主要影響因素。市場化的優勝劣汰必將推動發電端的結構性優化。

　　“十三五”特高壓將集中投產，加之霧霾嚴重，倒逼落地端小火電淘汰。十三五期間，主要的電力外輸區域為西北、東北、西南地區。輸電通道的落地端以京津冀、華東、華南等環保考核重點地區為主。特高壓在十三五期間集中建成后，在當期的電力供需背景下，落地端電力存在消納問題。2017年是大氣污染防治行動計劃的考核年，落地端治理霧霾壓力空前。特高壓輸電消納及環保的壓力將加快落地端小火電機組的淘汰，據統計落地端省份30萬kW以下機組占比平均值為20%。

　　政府加市場雙手聯動，推動行業內企業進一步優勝劣汰。電改背景及盈利能力低點的現狀有望加速開展煤電行業結構性改革。一方面，環保加大監管力度，引導淘汰高煤耗30萬kW以下機組的政策方向逐漸明晰。另一方面，電改加快競價上網，市場化推動發電端優勝劣汰。此外，大氣污染行動計劃2017年考核，“十三五”特高壓將集中投產，倒逼落地端小火電淘汰。輸電通道的落地端以京津冀、華東、華南等環保考核重點地區為主。特高壓在十三五期間集中建成后，在當期的電力供需背景下，落地端電力存在消納問題。2017年是大氣污染防治行動計劃的考核年。特高壓輸電消納及環保的壓力將加快落地端小火電機組的淘汰。由于機組利用效率的提升以及度電收益恢復正常對火電上市公司的業績改善彈性明顯，所以五大發電集團受益于火電機組結構優質，有望率先受益行業結構性改革。

01、電力亟待“供給側+混改”注入活力

　　●多領域推進供給側改革電力為混改排頭兵

　　中央經濟工作會議堅定了以推進供給側結構性改革為主線的改革方向，煤炭、鋼鐵、農業等多領域已深入推進。2016年12月舉行的中央經濟工作會議上，明確了2017年未供給側結構性改革的深化之年。會議除了提出繼續推動煤炭、鋼鐵行業化解過剩產能，也將農業列為深入推進供給側結構性改革的領域。

　　中央經濟工作會議強調要深化國企國資混合所有制改革，電力為七大領域之首。會議提出混合所有制改革系國企改革的重要突破口，按照完善治理、強化激勵、突出主業、提高效率的要求，在電力、石油、天然氣、鐵路、民航、電信、軍工等領域邁出實質性步伐。隨著電改的深化，電力領域的經營機制逐步推進市場化。我國的發電資產大部分掌握在央企、國企手中，混合所有制改革有望為電力行業帶來新的活力。

　　●煤電企業經營慘淡，為供給側改革創造良機

　　習近平主席于2016年11月在秘魯利馬出席APEC峰會時曾表示，中國準備在公用事業進行供給側結構性改革。我們認為電力行業存在盈利能力差、產能過剩的隱憂，亟待政策引導統籌化解。

　　受煤價高企、利用效率低等因素影響，煤電盈利能力急速下降，為供給側結構性改革創造機遇。受供給側收縮等因素影響，2016年7月起全國電煤價格快速上漲。截至2016年年底，全國電煤價格指數為534.92元/噸，較年初同比增長63%。2016年全年均價為381元/噸，較2015年全年均價上漲5%。2017年1月國家發改委表示，按照煤電聯動計算公式測算，2017年煤電標桿上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分。聯動機制規定，標桿上網電價調整水平不足0.2分/千瓦時時，當年不作調整。因此，時點上看，煤電盈利能力大幅下降。

　　參考2016年12月電煤價格指數，我們測算了全國各地區煤電度電收益的情況，一半以上省市度電毛利為負。

02、國家嚴控新增裝機多地啟動小火電淘汰機制

　　●電力產能過剩，國家嚴控新增裝機

　　2016年度火電平均利用小時數創歷史新低，產能過剩問題凸顯。2016年全國火電設備平均利用小時為4165小時，同比減少199小時，創1964年以來新低。參考近20年火電設備平均利用小時5075算，火電產能過剩逾20%;參考歷史最高利用小時5991，火電產能過剩逾40%。

　　能源發展“十三五”規劃針對煤電提出“優化規劃建設時序，加快淘汰落后產能，促進煤電清潔高效發展”的發展要求。建立了煤電規劃建設風險預警機制，加強煤電利用小時數監測和考核，與新上項目規模掛鉤，合理調控建設節奏。

　　全國28個省市區劃為煤電紅色預警區域，嚴控新建機組。2016年4月國家能源局出臺未來3年煤電規劃建設風險預警機制，全國33個省級電網區域(含蒙東、蒙西和冀北、冀南)中，除湖北、江西、安徽及海南為橙色或綠色預警區域外，其他28個省市區嚴控自用煤電項目建設或投產(不含民生熱電)。其中，納入規劃但尚未核準的，暫緩核準;2016年開工的停止建設;2015年底以前開工的需調節投產節奏。

　　根據《電力發展“十三五”規劃》，“十三五”期間將力爭淘汰火電落后產能2000萬kW以上，取消和推遲煤電建設項目1.5億kW以上，到2020年全國煤電裝機力爭控制在11億kW以內，由2016年底57%的占比降至約55%。

　　●新一輪淘汰落后悄然開始多地政策劍指30萬KW

　　早于2007年，國家發改委及原能源辦聯合發布《關于加快關停小火電機組的若干意見》，鼓勵各地區和企業關停小機組，集中建設大機組，實施“上大壓小”。《意見》提出在“十一五”期間，“在大電網覆蓋范圍內逐步關停以下燃煤(油)機組(含企業自備電廠機組和躉售電網機組)：單機容量5萬千瓦以下的常規火電機組;運行滿20年、單機10萬千瓦級以下的常規火電機組;按照設計壽命服役期滿、單機20萬千瓦以下的各類機組;供電標準煤耗高出2005年本省(區、市)平均水平10%或全國平均水平15%的各類燃煤機組;未達到環保排放標準的各類機組;按照有關法律、法規應予關停或國務院有關部門明確要求關停的機組”。“十一五”提前一年半完成關停5000萬kW小火電機組的任務，其中五大發電集團承諾的關停總數超過2226萬kW。

　　到2015年，國家能源局發布“關于下達2015年電力行業淘汰落后產能目標任務的通知”中提到，30萬kW及以上機組原則上不予淘汰。

　　能源發展“十三五”規劃中明確指出，逐步淘汰不符合環保、能效等要求且不實施改造的30萬kW以下、運行滿20年以上純凝機組、25年及以上抽凝熱電機組。

　　我們認為，隨著“上大壓小”工作的推進，小火電機組淘汰的單機容量規模由“十一五”期間的5萬kW逐步提升到了15萬kW，乃至30萬kW。通過梳理各地方電力發展“十三五”規劃以及2017年各地政府工作報告，我們發現多地已將單機規模在15萬kW以下、30萬kW以下的小火電機組納入淘汰、關停的序列。

　　浙江省《電力發展“十三五”規劃》中明確“不再上新建煤電項目，調整煤電機組內部結構，全面關停30萬kW以下燃煤純凝機組，充分發揮現有超低排放燃煤機組利用率水平”。

　　江蘇省《“十三五”電力發展專項規劃》中提出，“十三五”期間關停落后煤電機組250萬kW，重點淘汰“單機30萬kW以下，達到或超過設計壽命，不具備供熱改造條件的純凝煤電機組”，股東煤耗未達到規定，以及污染物排放不符合要求的這三類煤電機組。

　　福建省《“十三五”能源發展專項規劃》中明確將淘汰單機容量15萬千瓦及以下的小火電機組71.2萬千瓦(占2015年福建省煤電裝機總量的2.87%)。

　　2017年河北省政府工作報告中明確“制定我省電力去產能實施方案，淘汰落后、優化布局、置換替代、改造提升。”

03、火電環保再度加碼，雪上加霜倒逼淘汰

　　●超低排放全面推行廢水廢渣處理提上日程

　　《火電廠污染防治技術政策》發布，明確以全面實施超低排放為目標，新增固廢、水、噪聲污染防治相關內容。2017年1月10日，環保部發布《火電廠污染防治技術政策》(以下簡稱《政策》)對火電廠源頭控制、大氣、水、固體廢物、噪聲、二次污染防治等問題作出規定，為火電行業污染防治規劃制定、污染物達標排放技術選擇、環境影響評價和排污許可制度貫徹實施等環境管理及企業污染防治工作提供技術支撐。相比2014年和2015年發布的《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》和《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，本次發布的《政策》提出應以實施達標排放為基本要求，以全面實施超低排放為目標;淘汰改造后仍不符合能效、環保等標準的30萬千瓦以下機組。對火電廠運行過程中產生的污染物規定了處理處置原則：

　　水污染防治：應遵循分類處理、一水多用的原則。鼓勵火電廠實現廢水的循環使用不外排。

　　固體廢物污染防治：應遵循優先綜合利用的原則。

　　噪聲污染防治：應遵循“合理布局、源頭控制”的原則。

　　煤粉揚塵污染：進一步加大煤炭的洗選量，提高動力煤的質量。加強對煤炭開采、運輸、存儲、輸送等過程中的環境管理，防治煤粉揚塵污染。

　　在對全國新建燃煤發電項目及其平均供電煤耗上沒有變化。

　　超低排放，是指火電廠燃煤鍋爐采用多種污染物高效協同脫除集成系統技術，使其大氣污染物排放濃度基本符合燃氣機組排放限值，即二氧化硫不超過35 mg/m3、氮氧化物不超過50mg/m3、煙塵不超過10mg/m3;相比于2011年的火電排放標準有極大提高(二氧化硫不超過100mg/m3、氮氧化物不超過100mg/m3、煙塵不超過30mg/m3)

　　●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。

　　●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。

04、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。

05、特高壓初現規模推動行業結構性改革

　　“十三五”持續推進綜合能源基地建設，優化能源開發布局。為促進能源富集地及能源消費地的協調可持續發展，《能源發展“十三五”規劃》明確將綜合能源基地建設工程作為能源系統優化重點工程之一。其一，優化建設山西、鄂爾多斯盆地、內蒙古東部地區、西南地區和新疆五大國家綜合能源基地。其二，穩步推進寧夏寧東、甘肅隴東區域能源基地開發。其三，科學規劃安徽兩淮、貴州畢節、陜西延安內蒙古呼倫貝爾、河北張家口等區域能源基地建設。通過在能源資源富集地區建設大型能源基地，并借助外送通道提升能源系統綜合效率。

　　合理布局能源富集地區外送，“十三五”繼續推進特高壓輸電和常規輸電技術的“西電東送”輸電通道建設。按照規劃，將新增規模1.3億kW，達到2.7億kW左右。在實施水電配套外送輸電通道的基礎上，重點實施大氣污染防治行動12條輸電通道及酒泉至湖南、準東至安徽、金中至廣西輸電通道。建成東北(扎魯特)送電華北(山東)特高壓直流輸電通道，解決東北電力冗余問題。適時推進陜北(神府、延安)電力外送通道建設。結合受端市場情況，積極推進新疆、呼盟、蒙西(包頭、阿拉善、烏蘭察布)、隴(東)彬(長)、青海等地區電力外送通道論證。

　　特高壓集中建成疊加大氣十條考核期到限，有望加快跨區輸電落地端小火電淘汰。從綜合能源基地建設及外輸電力通道的規劃看，十三五期間，主要的電力外輸區域為內蒙古、山西以及其他西北、東北、西南地區。輸電通道的主要落地端以京津冀、華東、華南等環保考核重點地區為主。特高壓在十三五期間集中建成后，在當期的電力供需背景下，落地端電力存在消納問題。2017年是大氣污染防治行動計劃的考核年。我們認為，特高壓輸電消納及環保的壓力將加快落地端小火電機組的淘汰，據統計落地端省份30萬kW以下機組占比平均值20%。

06、政府+市場聯動，推動行業內進一步優勝劣汰

　　電改背景及盈利能力低點的現狀有望加速開展煤電行業結構性改革。2016年四季度，《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》等新電改配套文件相繼落地，并于年底推出首批105個增量配電網試點項目。我們認為，2017年電改將進入實質性實踐階段。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。電力交易機制市場化的推進，以及煤電亟待改善盈利能力的背景，為推動煤電行業結構性改革提供了較佳的時間窗口。

　　環保加大監管力度，引導淘汰高煤耗30萬kW以下機組的政策方向逐漸明晰。我國電力市場表現出供給寬松的局面，2016年火電平均利用小時數創歷史新低。為改善火電發電效率，國家嚴控新增裝機。大氣污染問題也倒逼火電污染物排放的環保要求趨嚴，超低排放改造30萬kW以下規模的火電機組經濟表現較差。江蘇、浙江、河北等多地已出臺地方規劃，將淘汰30萬kW以下裝機煤電列上“十三五”日程。我們認為，政策性引導小火電淘汰的方向將逐漸明晰。

　　電改加快競價上網，市場化推動發電端優勝劣汰。新一輪電改本著“管住中間，放開兩頭”的方針，在發電、售電側引入市場競價機制。電力供給寬松的背景下，參考廣東等地區的電力集中競價，我們認為發電量、邊際發電成本系發電企業競價售電的主要影響因素。市場化的優勝劣汰必將推動發電端的結構性優化。

　　大氣污染行動計劃2017年考核，“十三五”特高壓將集中投產，倒逼落地端小火電淘汰。輸電通道的落地端以京津冀、華東、華南等環保考核重點地區為主。特高壓在十三五期間集中建成后，在當期的電力供需背景下，落地端電力存在消納問題。2017年是大氣污染防治行動計劃的考核年。特高壓輸電消納及環保的壓力將加快落地端小火電機組的淘汰。

　　機組利用效率的提升以及度電收益恢復正常對火電上市公司的業績改善彈性明顯。過去5年里，煤電平均度電收益約0.058元。過去5年的煤電平均利用小時數高于2015年平均水平約10%。基于以上關鍵假設，我們測算發現華能國際、大唐發電、國電電力、華電國際等上市公司的業績增長彈性均在10%以上。

　　五大發電集團的火電機組結構優質，有望率先受益行業結構性改革。在上一輪煤電“上大壓小”過程中，五大發電集團基本都完成了小機組的淘汰或改造。我們梳理華能國際、大唐發電、國電電力、華電國際等五大發電集團的火電上市公司資料發現，此類公司的30萬kW機組(非熱電、燃氣)占比接近0%，60萬kW以上的大型機組占比基本超過50%。我們認為，小火電機組淘汰將有利于提升大火電機組的利用效率，機組結構優質的火電企業將優先受益。

　　京津冀地區環保治理壓力大，企業退城入園帶動熱電發展，利好當地電力、熱力企業。京津冀地區系我國霧霾高發地區，區域大氣污染治理受到國家和地方的高度重視。2017年環首都地區劃定禁煤區，高耗能企業退城入園成為當地的趨勢。目前京津冀地區在白洋淀、滄州渤海新區、石家莊良村等多地規劃大型工業園區。未來電廠以大換小的趨勢將有利于東方能源、建投能源等區域熱力、電力企業擴大業務規模。

　　德標專業生產供應電力產品(冷縮電纜附件)新型液態硅膠注型機，設備具有一拖三功能，可以同時給3臺平板硫化機供料，簡單操作，按照需求設置相對應的工藝參數即可實現，工藝可遙控器控制，省時省力。有意向購買者可以聯系：肖經理 18321638559。