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繁國家發改委就《燃煤自備電廠專項治理方案》徵求意見
文件要求按照穩妥處理存量、嚴格控制增量的原則，加快推進燃煤自備電廠規範治理，確保實現其能耗、污染排放和裝機規模的“三降低”。文件還提出，中發9號文後未經批準或未列入規劃的燃煤自備電廠，一律停建停運；方案印發之日起，如有違規新建燃煤自備電廠的，從嚴從重問責並停批該省所有發電類項目；自備電廠限期完成環保改造，公平承擔電網調峯責任；不達標的30萬千瓦以下燃煤自備機組堅決關停；自備電廠需繳清政府性基金及附加和系統備用費，並承擔政策性交叉補貼。
1、自備電廠歷史成因復雜，當前諸多問題凸顯
自備電廠的出現有其歷史背景和合理性。在20世紀90年代初的電力供需緊缺時期，政府“獨家辦電”電力工業政策無法滿足經濟發展對電力快速增長的需求。爲解決電力供需矛盾，中央政府開始出臺措施鼓勵“多家辦電”，支持電力市場形成多元化投資主體。自備電廠的出現一方面滿足了企業自身的大工業用電需求，另一方面也可以兼顧周邊企業和居民的用熱需求，對我國經濟和工業的快速發展做出了貢獻。但在我國電力供需由緊轉鬆的趨勢下，自備電廠調峯積極性不高、普遍欠繳政府性基金及附加、能耗及污染物排放偏高等問題逐步凸顯，成爲當前電力工業監管的一大難點。
2、集中於高耗能行業，長期脫離監管
從行業分布角度來看，自備電廠主要集中在鋼鐵、電解鋁、石油化工和水泥等高耗能行業，相關企業用電用熱需求比較穩定，電力成本佔其生產成本比重較高。以電解鋁行業爲例，其用電成本佔其生產成本的一半以上。按山東省最新大工業用電價格0.5764元/度（220V）計算，如採用自備電廠發電，度電成本可降低34.3%。從地區分布角度來看，自備電廠則主要分布在新疆（生產建設兵團辦電）和山東（電解鋁產業需求）等地區。
大規模的自備電廠不僅擠佔了統調機組的發電空間，也對區域電網可靠性造成衝擊。以新疆地區爲例，其自備電廠佔全省裝機32%，發電量卻佔新疆電網用電量的63％。與之相對應的是，當地統調機組發電量佔比下滑明顯，當前新疆電網可調峯電源僅佔全網裝機規模32％，電網調節能力受到嚴重削弱。長期脫離監管的自備電廠與統調機組、電網間矛盾日益顯現。
從當前電力統計數據來看，自備電廠體量較爲龐大，但由於其長期脫離監管，具體細節相對較少。根據2016年數據顯示，我國自備電廠總裝機達1.42億千瓦，其中煤電裝機爲1.15億千瓦；分省來看，山東（3047萬千瓦）和新疆（2493萬千瓦）屬於自備電廠裝機大省，且兩省自備電廠均以火電機組爲主。
燃煤自備電廠由於缺乏專業化運行人員、監管難度大等原因，其在環保方面投入較少，普遍存在能耗水平高、環保排放不達標、環保設施不完善等問題。對比某省份統計數據可以看到，自備電廠無論從能耗還是污染排放上均與統調電廠存在較大差距。在國家環保政策日益嚴格且煤電落後產能淘汰不斷推進的大背景下，容量較小、能耗及污染較高的自備電廠勢必成爲去產能的重點目標。
在當前煤價高位運行的前提下，我們假定自備電廠供電煤耗高於區域內平均水平30克/千瓦時，煤價按照山東省平均電煤價格指數折算，最終測算山東省自備電廠含稅發電成本爲0.3784元/千瓦時，僅爲山東省220KV大工業用電價格0.5756元/千瓦時的65.7%。
細拆銷售電價可以發現，其包括火電標杆上網電價0.3679元/千瓦時（不含環保電價0.027元/千瓦時）、各項政府性收費0.0314元/千瓦時、可再生能源補貼0.019元/千瓦時、交叉補貼0.0242元/千瓦時（估算）和輸配電價0.1331元/千瓦時。自備電廠欠繳的各項稅費補貼約爲0.0746元/千瓦時，按山東2015年自備電廠1700億千瓦時的發電規模，對應獲利空間高達126.8億元/年。而如果從全國範圍來看，如按燃煤機組5000利用小時估算，自備電廠對應可再生能源附加費用約爲110億/年左右，也會在一定程度上緩解我國可再生能源補貼的缺口。
3、歷年自備電廠政策梳理：出臺頻率不斷提高，監管用詞愈發嚴厲
我們梳理歷年涉及自備電廠監管政策，可以看到隨着電力供應過剩風險加劇和電力體制改革的不斷推進，自備電廠與電網、統調電廠的矛盾愈發凸顯，相關監管政策也更加密集和嚴格。在最新的《可再生能源電力配額及考核辦法(徵求意見稿)》中，也特意強調擁有燃煤自備發電機組的企業承擔的配額指標應高於所在省級區域的配額指標。考慮到大部分企業都不會像專業發電集團一樣在煤電及新能源全面布局，此考核辦法相當於迫使燃煤自備機組在市場上購買綠證，承擔可再生能源消納的社會責任。
對比新舊監管政策可以看到，新的監管政策在徵收相關政府性附加和補貼方面更爲細化，明確了徵收主體，更具有可執行性。在新建產能限制方面，除延續京津冀等地區禁止新建燃煤電廠的政策外，更強調原則上不再新（擴）建自備電廠。如在方案印發之日後仍有違規新建燃煤自備電廠的，將從嚴從重問責並停批該省所有發電類項目，處罰措施極爲嚴格。在去產能方面，強調對落後的自備電廠要堅決淘汰，考慮到自備電廠普遍裝機容量較小，投資環保設施缺乏規模效益，中電聯曾預測約有7000萬千瓦自備火電裝機將被納入整治目標，我們判斷對自備電廠的整治淘汰有可能使得煤電去產能超預期。
4、監管政策短期內影響較小，長期影響深遠
此次方案的推出對火電行業影響較爲深遠。從短期來看，考慮到各地仍需時間對自備電廠實際情況進行摸排督查，加之徵求意見稿到落地仍需時日，我們認爲自備電廠整治對18年火電行業影響相對較小，預測今年累計火電新增裝機爲3700萬千瓦。未來三年內我們認爲自備電廠整治有望從三方面對存量統調機組帶來利好：一是部分自備電廠容量小、能耗高、排放不達標，如果進行改造的話投資較大，很可能被納入落後產能予以淘汰，從而爲存量機組騰退出發電空間；二是之前自備電廠普遍利用小時高於區域內統調機組，在整治監管後滿足要求的自備電廠也將納入統一監管體系，承擔電網調度責任，兩者利用小時有望拉平；三是通過要求自備電廠補繳相關稅費和可再生能源補貼、強制提高綠證配額等方式可以在一定程度上填補新能源補貼的缺口，對各發電集團的新能源運營業務也有一定利好。
根據中電聯的預測，在平水、沒有大範圍極端氣溫影響情況下，預計2018年全社會用電量增長5.5%左右。我們基於這一假設，考慮自備電廠整治爲火電去產能額外帶來400萬千瓦的增量，最終計算出火電利用小時數有望進一步回升至4230小時，同比2017年增長21個小時。
在其他假設不變的前提下，我們考慮自備電廠整治進度對2018年火電利用小時的影響，分悲觀、中性、樂觀三種情況進行敏感性分析。在假定自備電廠整治並未淘汰落後產能的悲觀假設下，相應的火電利用小時爲4223小時，僅比淘汰400萬千瓦的中性假設低7個小時，這也符合我們短期內自備電廠整治對存量火電改善有限的判斷。
5、火電處在盈利和估值谷底，有望出現反轉
電改方面，意見提出加快推進配售電、增量配電試點改革，提高電力市場化交易比重，推進八個電力現貨市場試點的建設。油氣體制改革方面，意見要求加快推動油氣基礎設施公平開放，理順省級管網體制。我們認爲在電力和油氣體制內引入市場化的機制也有助於行業長遠的健康發展。
2017年火電行業受煤價高位運行影響，主要火電上市公司淨利潤下滑明顯，整體經營較爲困難。以華能國際爲例，公司2017年歸母淨利潤爲17.93億，同比下滑82.73%；每股收益僅爲0.11元，爲上市以來第三低水平（2008年EPS爲-0.31元，2011年EPS爲0.09元）。根據2018年1月22日四大電力集團向發改委提交的《關於當前電煤保供形勢嚴峻的緊急報告》，電力行業當前虧損面高達60%。我們認爲火電行業大面積虧損的困境不利於國家電力保障安全，不會成爲常態。考慮到國務院政府工作會議強調進一步降低下遊企業用電成本，煤電聯動漲幅可能不及預期，從維持上中下遊企業利潤合理分配的角度出發，有關部門將力促煤炭價格回歸合理區間。
從我們前述分析可以看到，火電利用小時已基本觸底反彈，有望逐步邊際改善，不存在大幅度惡化的風險。在火電上網電價維持相對穩定的狀態下，當前火電行業業績彈性主要在於煤價的變化。自2月份以來我國各類動力煤價格指標整體呈下跌趨勢，秦皇島港山西產5500大卡動力煤報價609元/噸，較2月底下跌86元/噸，降幅12.4%；較2月初高點765元/噸下跌156元/噸，跌幅達20.39%。最新一期環渤海動力煤價格指數爲571元/噸，較1月底下降6元。
當前火電企業PB估值已處於歷史低位，當前華能國際A股及H股PB分別爲1.35和0.76，與歷史中樞1.72和1.41相比仍處於較低水平；華電國際A股及H股PB分別爲0.88和0.58，更是遠低於歷史中樞1.52和0.94。一旦煤價下行趨勢確立，火電企業將有較大的盈利彈性，業績及估值都將得到修復，重點推薦華能國際及華電國際。（萬煒）
