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据不完全统计，截至2016年底，国电集团共121台、5221万千瓦燃煤机组实现超低排放，占在运燃煤机组总装机的52.6%；华能集团累计6921万千瓦机组完成超低排放改造，占煤电装机的59%；大唐集团完成88台机组超低排放改造，累计超低排放机组数量达到157台，容量6454.5万千瓦，占在役煤电机组容量的67.8%；华电集团全年新增超低排放机组3418万千瓦，累计达4532万千瓦，占到了煤电装机的51%；国家电投集团超低排放机组装机容量3557.8万千瓦，超低排放机组占煤电装机比例为52.25%；国华电力共计47台燃煤机组实现超低排放，超低排放机组容量达2719万千瓦，占燃煤机组装机的75%。 2.2技术同质化加速，火电脱硫脱硝市场进入“红海阶段” 当前，环保行业发展进入快速期。首先，环保法规、监管进入史上最严时期，新环保法的出台使环保考核更加行政化、处罚更加合理化；其次，投资空前高涨，数据显示“十三五”期间环保产业总投资预计超17万亿元，是“十二五”期间的两倍以上，而“气十条”等政策“红包”将直接撬动万亿级产业风口；再次，环保产业政策法规密集酝酿出台，PPP、第三方治理、环境税、服务性环境监测等政策理念正在改变着环保市场格局。在这种局势下，带来的是环保产业的持续快速增长。然而在火电脱硫脱硝领域，技术同质化特点愈发突出。根据2016年发布的《火电厂污染防治技术政策》，火电厂烟气脱硫技术主要选用石灰石-石膏法烟气脱硫技术、氨法烟气脱硫技术、海水法烟气脱硫技术、烟气循环流化床法脱硫技术；火电厂氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线，煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术（SCR）；循环流化床锅炉烟气脱硝宜选用非选择性催化还原技术（SNCR）。相对成熟的脱硫脱硝技术导致了产能过剩、低价竞争加剧的局面，使得火电脱硫脱硝市场已成为不折不扣的“红海”。 “红海阶段”下，为更好满足更高的环保标准要求、深耕脱硫脱硝市场，需要积累技术优势，完成技术升级，形成核心竞争力脱离“红海”。同时，随着供给侧改革的大力开展，监管力度的不断加大，未来只有进一步进行技术升级、工艺技术路径领先的企业才能符合行业标准。 3脱硫脱硝行业发展存在的主要问题 3.1电力行业脱硫脱硝发展存在的主要问题 3.1.1电力市场“双低双降”竞争压力传导到火电环保产业 按照“三去一降一补”的改革思路，要求优化新建火电建设时序，取消一批，缓核一批，缓建一批和停建火电项目，新增投产规模控制在2亿千瓦以内。对于现有火电机组要求，淘汰落后产能：逐步淘汰不符合环保、能效等要求且不实施改造的30万千瓦以下、运行满20年以上纯凝机组、25年及以上的抽凝热电机组，力争淘汰落后产能2000万千瓦。而从电力市场角度，降电价、降利用小时数、电量低增长、机组低负荷的“双低双降”通道将持续延伸，发电企业的市场竞争压力势必传导到火电环保产业。 近年来电力行业总发电量持续增加，未来随着装机规模及下游需求的增加，电力行业总发电量将继续增加；在火电发电量方面，近年来火电发电量的增速受用电需求及其他能源发电挤压影响波动较大。2016年以来，受国家控制煤电装机规模及下游需求小幅回暖影响，火电发电量降幅同比有所收窄。近年来火电发电量在电力总发电量中的占比均达到70%以上，但随着非化石能源发电的不断发展，火电发电量占比呈逐年下降趋势，预计未来占比将进一步降低。 中电联公布的一组发电利用小时数据显示，2016年1~8月，全国规模以上电厂发电量38,772亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期提高2.5个百分点。其中，全国规模以上电厂火电发电量28,639亿千瓦时，同比下降0.5%，降幅比上年同期收窄1.7个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过5%的有7个省，分别为北京（11.8%）、安徽（9.3%）、浙江（6.3%）、陕西（6.0%）、山东（5.4%）、新疆（5.3%）和江苏（5.2%）；全国有19个省份火电发电量出现负增长，其中，福建（-22.6%）、湖南（-21.2%）同比下降超过20%。 从设备利用率看，受火电装机规模扩大、其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷的影响，近几年全国火电设备平均利用小时数持续维持较低水平；2016年以来，受国家严格控制煤电新增规模以及全社会用电量增速同比小幅提高影响，火电设备利用小时降幅收窄；分区域看，华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低；考虑到目前整体用电需求提振有限，加之前两年火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加，预计在未来几年内，火电设备利用率将继续维持在较低水平。 受宏观经济及电源投资的周期变化影响，我国火电机组利用小时也呈现周期性变化。2012年以来，我国经济增速下降导致用电需求增速放缓。截至2015年底，我国火电装机容量达到100,554万千瓦，较上年增长8.87%，火电发电量达到42,307亿千瓦时，较上年增长0.08%，火电发电量增速远小于火电装机容量增速。受此影响，2015年，全国发电设备累计平均利用小时为3969小时，同比减少163小时，是1978年以来的最低水平。其中，火电利用小时为4364小时，较上年减少375个小时。2016年1~8月，全国发电设备累计平均利用小时为2507小时，同比减少173小时。其中，全国火电设备平均利用小时为2727小时，同比减少228小时。 从煤炭供应角度看，受煤炭行业去产能政策的影响，动力煤价格自2016年初连续上涨，火电企业成本大幅增加；随着2016年下半年煤炭去产能的力度和速度进一步加大，电煤供给侧会继续相对紧张，考虑到国家相关部门在煤价涨幅过大或库存过低的情况下将会释放部分产能来平抑价格波动，预计2016年下半年煤价增速可能会略有放缓，但是上涨的趋势仍不变；尽管2016年动力煤价上涨触发2017年初煤电联动上调电价的可能性较大，但考虑到在目前中国经济处于低迷时期、国家努力降低工商业用电价格的大环境下，即使2016年煤价上涨至煤电联动触发点，预计上网电价调整的可能性也不大；在电煤成本上升、上网电价不调整的情况下，预计未来一段时期内火电企业成本或将加大，盈利空间将被进一步压缩。 在火电企业的所有成本中，煤炭成本约占60%，煤价的上涨对电厂的成本有着重要影响。据统计，2015年，中国约有18.4亿吨的煤炭用于发电，煤炭价格每吨涨10元，对发电企业而言，就会增加180亿元的成本。虽然2016年上半年煤炭去产能未能完成2016年全年煤炭减产目标的一半，但炭减产已经使煤价上涨超出预期。同时，据秦皇岛煤炭网分析显示，环渤海港口煤炭库存水平继续保持在相对低位，沿海六大电厂库存也在持续下降，库存水平创2013年以来新低，阶段性的需求高峰暂时还在持续。据2016年10月19日数据，环渤海地区5500大卡动力煤价平均价格报收577元/吨，较年初上涨217元/吨，涨幅60.28%，已连续十六期上涨，继续刷新年内最高纪录。受到煤价大幅上涨影响，火电企业绩同比下滑，盈利能力受到极大影响。 |
