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超低排放改造规模已近半,“十三五”期间存量市场为420-630亿。据统计,2014年全国火电装机容量9.2亿千瓦,到2015年10月装机容量升为9.5亿千瓦,其中,新建时就已达到超低排放标准的估计有1.2亿千瓦,已完成超低排放改造的燃煤机组估计有4.1亿千瓦。2017年1月国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》中规定“十三五”期间完成燃煤机组超低排放改造4.2亿千瓦,按改造单价平均为80-100元/千瓦计算,超低排放改造存量市场可达400亿元。
改造后运行成本增加,有望成为加大落后机组淘汰的强制因素。据测算,煤电机组规模越大,运行成本增加越少,以60万kw作为均值计算,新建成本需要200-300元/kw,合计为1.2-1.8亿元,运营费用1.2分/kwh,按照4000利用小时计算,每年运营费用为3000万元左右。年收入补贴0.5-1分/kwh,1250-2500万元/年。电厂每年增加成本500-1800万元左右。但如果将废水零排放成本加上之后,度电成本增加0.2-0.4分/kwh,1亿元建设投资+500-1000万元/年运营费用。
脱硫脱硝:2016年1月下调燃煤发电上网电价后,各省平均电价为0.364元/kWh,该电价已包含脱硫、脱硝和除尘电价。而在《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》中对电价补贴政策做出了规定,对达到超低排放水平的燃煤发电机组给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组,对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱;2016年1月1日后并网运行的新建机组,对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。综合考虑煤电机组排放和能效水平,适当增加超低排放机组发电利用小时数,原则上奖励200小时左右。
脱硫水零排放:在《火电厂污染防治技术政策》中鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排,即达到“零排放”。国外多采用废水蒸发结晶技术,脱硫废水经过预处理或者不经过预处理,然后进入多效蒸发器(MED)或机械压缩蒸汽蒸发器(MVR/MVC)进行浓缩、结晶,蒸发的淡水回用,结晶盐另行处置。国内该技术处理脱硫废水已在河源电厂、三水恒益电厂及长兴电厂投入运行。总投资为8000-12000万元,吨水运行费用40-80元,折算下来,每度电产生的废水处理运行费用为0.2分/kWh。
固体废物综合利用:燃煤电厂产生的粉煤灰应遵循优先综合利用原则,现在对粉煤灰的综合利用多是制成混凝土砌块、陶粒、商品粉煤灰等。西山煤电粉煤灰综合利用项目投资4.2亿元,目前已建成30万立方米粉煤灰加气砌块项目和配套的年产45万吨的商品粉煤灰生产线。华建粉煤灰综合利用项目总投资1.51亿元,完成26万吨粉煤灰仓储、分选及70万吨加工处理项目和超细粉煤灰、陶粒及白炭黑项目。项目投产后,年可加工生产70万吨粉煤灰。粉煤灰综合利用项目平均投资757元/吨,产成品售价200元/吨。也有部分电厂产生的粉煤灰直接出售给水泥厂和其他综合利用公司,直接售价约为48元/吨。
4.电改推进市场化,加速落后机组淘汰
新一轮电力体制改革放开发、售电两端,引入市场竞争机制。新一轮电改本着“管住中间,放开两端”的原则,对除西藏外的30余个省及区域开展输配电价改革,开展定价成本监审。政府核定中间输配环节的成本及收益率后,在发电侧、售电侧引入竞争,以期实现发电侧结构优化及售电侧市场放开。
发电侧放开售电业务后,多元竞价对发电企业控制成本提出新要求。电改前发电企业的交易模式是面向单一的电网公司,以国家核定的标杆上网电价按计划发电额度发电上网。电改后发电企业的交易方转变为电网、售电公司、储能企业和大用户等多种主体,定价体系由交易双方协议或市场竞价决定。
在电力市场供给宽松的背景下,发电边际成本低的发电企业更易谋取相对较多的边际收益及更多的交易电量。2016年以来,全国多个省份或地区开展售电业务试点。鉴于电力市场供给相对宽松,发电企业竞价偏向于低报价。以广东省2016年3月以来的售电竞价为例,竞价上网系统性降低电力交易成交价。我们认为,边际发电成本低的发电企业在报价上具备更多优势,更易放大竞价交易电量、边际收益,获取相对更高的收益。
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