近日，发改委发出通知，自2013年9月25日起，在保持现有销售电价总水平不变的情况下，主要利用电煤价格下降腾出的电价空间，适当提高可再生能源电价附加(0.8分到1.5分/千瓦时)、脱硝电价标准(0.8分到1分/千瓦时)，新增除尘电价(0.2分/千瓦时)，以支持可再生能源发展，鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造，改善大气质量。
上调脱硝电价助推NOx减排
作为"十二五"节能减排约束性考核指标之一，2011~2012年我国NOx排放量同比变动分别为+5.73%、-2.77%，要完成5年累计下降10%的设定目标形势依然严峻。2011年12月起，0.8分/千瓦时的脱硝补贴电价开始在14个省市试行，2013年1月1日起在全国范围内正式实施。在此推动下，截至2012年底我国脱硝装机容量达到2.26亿千瓦，占全部火电装机容量比例由2011年的16.9%提高至27.6%。此次将脱硝电价上调0.2分/千瓦时至1分/千瓦时，既是改善大气环境质量的迫切需求(2013年以来部分地区大范围雾霾天气危害严重)，也是进一步调动火电企业减排积极性(已建成设施电厂普遍反映0.8分/千瓦时脱硝补贴较难覆盖成本)、形成减排长效机制的有效手段，从而确保脱硝设施建设如期推进并完成NOx减排指标。综合考虑现有30万千瓦以上未脱硝装机以及未来年均新增0.4亿千瓦燃煤机组，并假设新建造价为100元/千瓦，估算得到2013~2017年新建火电脱硝设施投资需求为550亿元，其中大部分或将在2013~2015年释放完毕。
除尘电价出台推动改造需求释放
我国电厂除尘设施建设最早，而2011年新版火电排放标准将烟尘限值由此前50 mg/m3显著降至30 mg/m3(特别限值为20 mg/m3)，要求进一步严格。由于烟尘并未像SO2和NOx一样作为约束性指标进行考核，尽管电厂大多配备了除尘设施，但实际运行效果却并不理想，若按新标准严格要求可能大部分难以达标。此次出台的除尘电价将对烟尘排放浓度低于30 mg/m3(重点地区20 mg/m3)的燃煤发电企业实行0.2分/千瓦时的补偿，在治理PM2.5问题背景下有望显著激励电厂实施除尘设施改造并严格达标排放。假设2012年底7.6亿千瓦燃煤机组中70%需要实施除尘改造，未来年均新增燃煤机组0.4亿千瓦，新建、改造单位投入分别为70、50元/千瓦，则2013~2017年火电除尘设施新建及改造需求分别为140、266亿元，合计将达到406亿元。
烟气综合治理与特许经营趋势进一步明确
经过此次调整后，火电环保电价体系已经基本成型，涵盖脱硫(1.5分/千瓦时)、脱硝(1分/千瓦时)及除尘(0.2分/千瓦时)，合计达到2.7分/千瓦时。在此基础上，未来火电大气污染物协同处置趋势明确(特别是改造需求兴起有望为烟气治理岛提供良好发展机遇)，而基于完整电价补贴体系的特许经营模式将进一步推广。政府专注于执法监管，企业归位于主业生产，环保企业则致力于污染治理，并由运营烟气治理设施获得长期稳定的利润和现金流。考虑2012年底以及2013~2017年新增燃煤机组，预计2017年30万千瓦及以上燃煤机组容量约为7.8亿千瓦。在此基础上，假设利用小时为5,000、脱硫/脱硝/除尘电价补贴(含税)分别为1.5分/1分/0.2分/千瓦时，特许经营比例分比为40%/50%/30%，估算得到2017年脱硫/脱硝/除尘特许经营市场容量分别为200/167/20亿元。
脱硝运营直接受益，除尘改造订单兴起
一方面，此次脱硝电价上调0.2分/千瓦时将对相关特许经营项目盈利产生直接正面影响。根据目前我们了解的脱硝特许经营协议，此次上调电价带来收益大多数情况下将由环保公司全部享有。综合考虑现有脱硝装机规模及未来新增投产进度，我们上调中电远达2014~2015年EPS至0.71/0.87元(原为0.65/0.77元)，上调国电清新2014~2015年EPS至0.67/0.87元(原为0.64/0.84元)，二者后续脱硝特许经营项目持续获取依然值得期待。
另一方面，除尘电价的出台将有助于除尘改造需求进一步释放。目前该细分领域竞争格局较为清晰，龙净环保、菲达环保合计占据约50%市场份额。近年来，龙净环保除尘业绩稳步增长，在电袋除尘、湿式电除尘等领域优势地位明显(甚至可以实现排放浓度<10 mg/m3)，公司竞争力在烟尘排放标准向30甚至20 mg/m3收紧的背景下将进一步凸显，后续订单获取有望得到较强支撑，而基于电价补贴的除尘特许经营模式也有望逐步形成。此外，三维丝高温滤料产品需求也有望受到电袋/袋式除尘市场兴起的拉动。
此次环保电价调整将对火电大气污染治理产生进一步推动作用，并有助于形成减排长效机制。
