2016年新電改配套文件相繼落地，2017年電改將進入實質(zhì)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(yīng)60%以上的煤電正處于盈利能力的歷史低點。中央經(jīng)濟會議的文件中，電力行業(yè)為國有企業(yè)混改七大領(lǐng)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(yè)結(jié)構(gòu)性改革提供了較好的時間窗口。

電力環(huán)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(shù)創(chuàng)歷史新低。為改善火電發(fā)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(huán)保要求趨嚴，超低排放改造30萬kW以下規(guī)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(guī)劃。政策性引導(dǎo)小火電淘汰的方向?qū)⒅饾u明晰。

電改加速交易機制市場化，推動發(fā)電端優(yōu)勝劣汰。新一輪電改本著“管住中間，放開兩頭”的方針，在發(fā)電、售電側(cè)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(qū)的電力集中競價結(jié)果，我們認為發(fā)電量、邊際發(fā)電成本系發(fā)電企業(yè)競價售電的主要影響因素。市場化的優(yōu)勝劣汰必將推動發(fā)電端的結(jié)構(gòu)性優(yōu)化。

“十三五”特高壓將集中投產(chǎn)，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(qū)域為西北、東北、西南地區(qū)。輸電通道的落地端以京津冀、華東、華南等環(huán)保考核重點地區(qū)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(huán)保的壓力將加快落地端小火電機組的淘汰，據(jù)統(tǒng)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(lián)動，推動行業(yè)內(nèi)企業(yè)進一步優(yōu)勝劣汰。電改背景及盈利能力低點的現(xiàn)狀有望加速開展煤電行業(yè)結(jié)構(gòu)性改革。一方面，環(huán)保加大監(jiān)管力度，引導(dǎo)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(wǎng)，市場化推動發(fā)電端優(yōu)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(chǎn)，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(huán)保考核重點地區(qū)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(huán)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(fù)正常對火電上市公司的業(yè)績改善彈性明顯，所以五大發(fā)電集團受益于火電機組結(jié)構(gòu)優(yōu)質(zhì)，有望率先受益行業(yè)結(jié)構(gòu)性改革。

1.電力亟待“供給側(cè)+混改”注入活力

1.1多領(lǐng)域推進供給側(cè)改革電力為混改排頭兵

中央經(jīng)濟工作會議堅定了以推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革為主線的改革方向，煤炭、鋼鐵、農(nóng)業(yè)等多領(lǐng)域已深入推進。2016年12月舉行的中央經(jīng)濟工作會議上，明確了2017年未供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革的深化之年。會議除了提出繼續(xù)推動煤炭、鋼鐵行業(yè)化解過剩產(chǎn)能，也將農(nóng)業(yè)列為深入推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革的領(lǐng)域。

中央經(jīng)濟工作會議強調(diào)要深化國企國資混合所有制改革，電力為七大領(lǐng)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(yè)、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(lǐng)域邁出實質(zhì)性步伐。隨著電改的深化，電力領(lǐng)域的經(jīng)營機制逐步推進市場化。我國的發(fā)電資產(chǎn)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(yè)帶來新的活力。

1.2煤電企業(yè)經(jīng)營慘淡，為供給側(cè)改革創(chuàng)造良機

習(xí)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(yè)進行供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革。我們認為電力行業(yè)存在盈利能力差、產(chǎn)能過剩的隱憂，亟待政策引導(dǎo)統(tǒng)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(cè)結(jié)構(gòu)性改革創(chuàng)造機遇。受供給側(cè)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(shù)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(fā)改委表示，按照煤電聯(lián)動計算公式測算，2017年煤電標桿上網(wǎng)電價全國平均應(yīng)上漲每千瓦時0.18分。聯(lián)動機制規(guī)定，標桿上網(wǎng)電價調(diào)整水平不足0.2分/千瓦時時，當年不作調(diào)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(shù)，我們測算了全國各地區(qū)煤電度電收益的情況，一半以上省市度電毛利為負。

2.國家嚴控新增裝機多地啟動小火電淘汰機制

2.1電力產(chǎn)能過剩，國家嚴控新增裝機

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

能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃針對煤電提出“優(yōu)化規(guī)劃建設(shè)時序，加快淘汰落后產(chǎn)能，促進煤電清潔高效發(fā)展”的發(fā)展要求。建立了煤電規(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警機制，加強煤電利用小時數(shù)監(jiān)測和考核，與新上項目規(guī)模掛鉤，合理調(diào)控建設(shè)節(jié)奏。

全國28個省市區(qū)劃為煤電紅色預(yù)警區(qū)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(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警機制，全國33個省級電網(wǎng)區(qū)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(yù)警區(qū)域外，其他28個省市區(qū)嚴控自用煤電項目建設(shè)或投產(chǎn)(不含民生熱電)。其中，納入規(guī)劃但尚未核準的，暫緩核準;2016年開工的停止建設(shè);2015年底以前開工的需調(diào)節(jié)投產(chǎn)節(jié)奏。

根據(jù)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，“十三五”期間將力爭淘汰火電落后產(chǎn)能2000萬kW以上，取消和推遲煤電建設(shè)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(nèi)，由2016年底57%的占比降至約55%。

2.2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(fā)改委及原能源辦聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于加快關(guān)停小火電機組的若干意見》，鼓勵各地區(qū)和企業(yè)關(guān)停小機組，集中建設(shè)大機組，實施“上大壓小”?！兑庖姟诽岢鲈?ldquo;十一五”期間，“在大電網(wǎng)覆蓋范圍內(nèi)逐步關(guān)停以下燃煤(油)機組(含企業(yè)自備電廠機組和躉售電網(wǎng)機組)：單機容量5萬千瓦以下的常規(guī)火電機組;運行滿20年、單機10萬千瓦級以下的常規(guī)火電機組;按照設(shè)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(qū)、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(huán)保排放標準的各類機組;按照有關(guān)法律、法規(guī)應(yīng)予關(guān)?；驀鴦?wù)院有關(guān)部門明確要求關(guān)停的機組”。“十一五”提前一年半完成關(guān)停5000萬kW小火電機組的任務(wù)，其中五大發(fā)電集團承諾的關(guān)停總數(shù)超過2226萬kW。

到2015年，國家能源局發(fā)布“關(guān)于下達2015年電力行業(yè)淘汰落后產(chǎn)能目標任務(wù)的通知”中提到，30萬kW及以上機組原則上不予淘汰。

能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃中明確指出，逐步淘汰不符合環(huán)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(guī)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(fā)展“十三五”規(guī)劃以及2017年各地政府工作報告，我們發(fā)現(xiàn)多地已將單機規(guī)模在15萬kW以下、30萬kW以下的小火電機組納入淘汰、關(guān)停的序列。

浙江省《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中明確“不再上新建煤電項目，調(diào)整煤電機組內(nèi)部結(jié)構(gòu)，全面關(guān)停30萬kW以下燃煤純凝機組，充分發(fā)揮現(xiàn)有超低排放燃煤機組利用率水平”。

江蘇省《“十三五”電力發(fā)展專項規(guī)劃》中提出，“十三五”期間關(guān)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(shè)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(guī)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(fā)展專項規(guī)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(chǎn)能實施方案，淘汰落后、優(yōu)化布局、置換替代、改造提升。”

3.火電環(huán)保再度加碼，雪上加霜倒逼淘汰

3.1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(shù)政策》發(fā)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(guān)內(nèi)容。2017年1月10日，環(huán)保部發(fā)布《火電廠污染防治技術(shù)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(guī)定，為火電行業(yè)污染防治規(guī)劃制定、污染物達標排放技術(shù)選擇、環(huán)境影響評價和排污許可制度貫徹實施等環(huán)境管理及企業(yè)污染防治工作提供技術(shù)支撐。相比2014年和2015年發(fā)布的《煤電節(jié)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(jié)能改造工作方案》，本次發(fā)布的《政策》提出應(yīng)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(huán)保等標準的30萬千瓦以下機組。對火電廠運行過程中產(chǎn)生的污染物規(guī)定了處理處置原則：

水污染防治：應(yīng)遵循分類處理、一水多用的原則。鼓勵火電廠實現(xiàn)廢水的循環(huán)使用不外排。

固體廢物污染防治：應(yīng)遵循優(yōu)先綜合利用的原則。

噪聲污染防治：應(yīng)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(zhì)量。加強對煤炭開采、運輸、存儲、輸送等過程中的環(huán)境管理，防治煤粉揚塵污染。

在對全國新建燃煤發(fā)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(xié)同脫除集成系統(tǒng)技術(shù)，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)

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(fā)改委、環(huán)保部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020)》，規(guī)定東部地區(qū)(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(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達到超低排放，中部地區(qū)(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(qū)(內(nèi)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(qū)市及新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團)鼓勵接近或達到超低排放。對東部地區(qū)現(xiàn)役30萬千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發(fā)電機組以及其他有條件的燃煤發(fā)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(jù)國務(wù)院常務(wù)會議，環(huán)保部、發(fā)改委和能源局聯(lián)合制定了《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)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(jié)能改造，范圍推廣至全國，大幅降低發(fā)電煤耗和污染排放。將東部地區(qū)超低排放任務(wù)提前至2017年完成，中部地區(qū)提前至2018年完成，西部地區(qū)仍為2020年完成。

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

京津冀地區(qū)：2014年7月誕生京津冀地區(qū)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(qū)首家“超低排放”電廠。

長三角地區(qū)：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(guī)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(yù)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(jiān)管趨嚴進一步倒逼淘汰

超低排放改造規(guī)模已近半，“十三五”期間存量市場為420-630億。據(jù)統(tǒng)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(fā)布的《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中規(guī)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(jù)測算，煤電機組規(guī)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(shè)投資+500-1000萬元/年運營費用。

脫硫脫硝：2016年1月下調(diào)燃煤發(fā)電上網(wǎng)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(jié)能改造工作方案》中對電價補貼政策做出了規(guī)定，對達到超低排放水平的燃煤發(fā)電機組給予電價補貼。2016年1月1日前已經(jīng)并網(wǎng)運行的現(xiàn)役機組，對其統(tǒng)購上網(wǎng)電量每千瓦時加價1分錢;2016年1月1日后并網(wǎng)運行的新建機組，對其統(tǒng)購上網(wǎng)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(fā)電利用小時數(shù)，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(shù)政策》中鼓勵火電廠實現(xiàn)廢水的循環(huán)使用不外排，即達到“零排放”。國外多采用廢水蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)，脫硫廢水經(jīng)過預(yù)處理或者不經(jīng)過預(yù)處理，然后進入多效蒸發(fā)器(MED)或機械壓縮蒸汽蒸發(fā)器(MVR/MVC)進行濃縮、結(jié)晶，蒸發(fā)的淡水回用，結(jié)晶鹽另行處置。國內(nèi)該技術(shù)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(chǎn)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(chǎn)生的粉煤灰應(yīng)遵循優(yōu)先綜合利用原則，現(xiàn)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(chǎn)45萬噸的商品粉煤灰生產(chǎn)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(chǎn)后，年可加工生產(chǎn)70萬噸粉煤灰。粉煤灰綜合利用項目平均投資757元/噸，產(chǎn)成品售價200元/噸。也有部分電廠產(chǎn)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(fā)、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(qū)域開展輸配電價改革，開展定價成本監(jiān)審。政府核定中間輸配環(huán)節(jié)的成本及收益率后，在發(fā)電側(cè)、售電側(cè)引入競爭，以期實現(xiàn)發(fā)電側(cè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化及售電側(cè)市場放開。

發(fā)電側(cè)放開售電業(yè)務(wù)后，多元競價對發(fā)電企業(yè)控制成本提出新要求。電改前發(fā)電企業(yè)的交易模式是面向單一的電網(wǎng)公司，以國家核定的標桿上網(wǎng)電價按計劃發(fā)電額度發(fā)電上網(wǎng)。電改后發(fā)電企業(yè)的交易方轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)、售電公司、儲能企業(yè)和大用戶等多種主體，定價體系由交易雙方協(xié)議或市場競價決定。

在電力市場供給寬松的背景下，發(fā)電邊際成本低的發(fā)電企業(yè)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(qū)開展售電業(yè)務(wù)試點。鑒于電力市場供給相對寬松，發(fā)電企業(yè)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(wǎng)系統(tǒng)性降低電力交易成交價。我們認為，邊際發(fā)電成本低的發(fā)電企業(yè)在報價上具備更多優(yōu)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(fā)電成本更具優(yōu)勢，市場競價加速小型機組淘汰。煤電企業(yè)的邊際發(fā)電成本以燃料費為主，燃料費與煤價、鍋爐供電煤耗正相關(guān)。以2015年數(shù)據(jù)為例，60萬kW單機規(guī)模的供電煤耗平均為291g/kWh，遠低于30萬kW單機規(guī)模的供電煤耗320g/kWh以上的平均水平。此外，根據(jù)國家能源局發(fā)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(tǒng)購上網(wǎng)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(fā)電邊際成本，并考慮環(huán)保改造帶來的發(fā)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。

5.特高壓初現(xiàn)規(guī)模推動行業(yè)結(jié)構(gòu)性改革

“十三五”持續(xù)推進綜合能源基地建設(shè)，優(yōu)化能源開發(fā)布局。為促進能源富集地及能源消費地的協(xié)調(diào)可持續(xù)發(fā)展，《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確將綜合能源基地建設(shè)工程作為能源系統(tǒng)優(yōu)化重點工程之一。其一，優(yōu)化建設(shè)山西、鄂爾多斯盆地、內(nèi)蒙古東部地區(qū)、西南地區(qū)和新疆五大國家綜合能源基地。其二，穩(wěn)步推進寧夏寧東、甘肅隴東區(qū)域能源基地開發(fā)。其三，科學(xué)規(guī)劃安徽兩淮、貴州畢節(jié)、陜西延安內(nèi)蒙古呼倫貝爾、河北張家口等區(qū)域能源基地建設(shè)。通過在能源資源富集地區(qū)建設(shè)大型能源基地，并借助外送通道提升能源系統(tǒng)綜合效率。

合理布局能源富集地區(qū)外送，“十三五”繼續(xù)推進特高壓輸電和常規(guī)輸電技術(shù)的“西電東送”輸電通道建設(shè)。按照規(guī)劃，將新增規(guī)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(chǔ)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(shè)。結(jié)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(qū)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(qū)輸電落地端小火電淘汰。從綜合能源基地建設(shè)及外輸電力通道的規(guī)劃看，十三五期間，主要的電力外輸區(qū)域為內(nèi)蒙古、山西以及其他西北、東北、西南地區(qū)。輸電通道的主要落地端以京津冀、華東、華南等環(huán)保考核重點地區(qū)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(huán)保的壓力將加快落地端小火電機組的淘汰，據(jù)統(tǒng)計落地端省份30萬kW以下機組占比平均值20%。

6.政府+市場兩只手聯(lián)動，推動行業(yè)內(nèi)進一步優(yōu)勝劣汰

電改背景及盈利能力低點的現(xiàn)狀有望加速開展煤電行業(yè)結(jié)構(gòu)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(wǎng)業(yè)務(wù)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(wǎng)試點項目。我們認為，2017年電改將進入實質(zhì)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(yīng)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(yè)結(jié)構(gòu)性改革提供了較佳的時間窗口。

環(huán)保加大監(jiān)管力度，引導(dǎo)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(xiàn)出供給寬松的局面，2016年火電平均利用小時數(shù)創(chuàng)歷史新低。為改善火電發(fā)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(huán)保要求趨嚴，超低排放改造30萬kW以下規(guī)模的火電機組經(jīng)濟表現(xiàn)較差。江蘇、浙江、河北等多地已出臺地方規(guī)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(dǎo)小火電淘汰的方向?qū)⒅饾u明晰。

電改加快競價上網(wǎng)，市場化推動發(fā)電端優(yōu)勝劣汰。新一輪電改本著“管住中間，放開兩頭”的方針，在發(fā)電、售電側(cè)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(qū)的電力集中競價，我們認為發(fā)電量、邊際發(fā)電成本系發(fā)電企業(yè)競價售電的主要影響因素。市場化的優(yōu)勝劣汰必將推動發(fā)電端的結(jié)構(gòu)性優(yōu)化。

大氣污染行動計劃2017年考核，“十三五”特高壓將集中投產(chǎn)，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(huán)?？己酥攸c地區(qū)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(huán)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(fù)正常對火電上市公司的業(yè)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(shù)高于2015年平均水平約10%?；谝陨详P(guān)鍵假設(shè)，我們測算發(fā)現(xiàn)華能國際、大唐發(fā)電、國電電力、華電國際等上市公司的業(yè)績增長彈性均在10%以上。

五大發(fā)電集團的火電機組結(jié)構(gòu)優(yōu)質(zhì)，有望率先受益行業(yè)結(jié)構(gòu)性改革。在上一輪煤電“上大壓小”過程中，五大發(fā)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(fā)電、國電電力、華電國際等五大發(fā)電集團的火電上市公司資料發(fā)現(xiàn)，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(jié)構(gòu)優(yōu)質(zhì)的火電企業(yè)將優(yōu)先受益。

京津冀地區(qū)環(huán)保治理壓力大，企業(yè)退城入園帶動熱電發(fā)展，利好當?shù)仉娏?、熱力企業(yè)。京津冀地區(qū)系我國霧霾高發(fā)地區(qū)，區(qū)域大氣污染治理受到國家和地方的高度重視。2017年環(huán)首都地區(qū)劃定禁煤區(qū)，高耗能企業(yè)退城入園成為當?shù)氐内厔?。目前京津冀地區(qū)在白洋淀、滄州渤海新區(qū)、石家莊良村等多地規(guī)劃大型工業(yè)園區(qū)。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(qū)域熱力、電力企業(yè)擴大業(yè)務(wù)規(guī)模。