敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2018 年 6 月 15 日 公用事业 、电力设备与新能源、煤炭开采 期待能源结构调整效果 坚定“美丽中国”信心 污染防治攻坚战系列报告能源篇 行业深度 公用事业 ： 火电减排要求不断加码，供给侧改革加速推进，力促行业高效、清洁化发展。火电装机总量和占比成为能源结构调整的着力点之一，控增量、去存量 双路并进。 水电行业政策扶持，“十四五”将迎投产高峰。天然气清洁属性凸显，下游需求增速不减， 关注中上游资源拓展和气价改革 。 维持公用事业“增持”评级，推荐优质火电华能国际、浙能电力 ，有成长空间水电国投电力、川投能源，成长确定性 较 强 的区域 燃气龙头深圳燃气。 新能源行业 ： 风电方面，弃风改善趋势已经出现， 2018 年红三省的解禁以及分散式风电的启动将会推动新增装机量， 2019 年电价调整带来的风电抢装以及2020 年平价上网推动的市场化需求使得风电新增装机重回快速增长轨道。新能源汽车方面， 2020 年 200 万产量的目标将坚定不移的实现 ， 新能源车型将向高端化发展，动力电池 增速将与新能源车增速更好的匹配，市场将加速洗牌，行业集中度快速提升。 维持新能源行业“买入”评级，推荐拥有技术优势，积极扩张国内产能及风电新业务的天顺风能，及锂电池材料龙头企业杉杉股份 。 煤炭行业 ： 中长期来看，在环保高压、经济转型大背景下， 煤炭在国内能源消费中占比将持续下降。 短期来看 ，安监、环保力度增强，煤炭 产量 有一定收缩，动力煤供求紧张局面 短期 难以 改变 ， 发改委 控价措施 更多 制约 上涨的节奏 和空间， 上涨 趋势 暂时 难以改变。 行业当前 由于盈利缺乏弹性， 板块缺乏趋势性投资机会， 交易性 机会更多来自于季节性煤价涨 跌以及 市场 对经济预期的波动。 维持煤炭行业“增持”评级，推荐 兖州煤业、陕西煤业。 风险分析： 公用事业： 煤价超预期上涨吞噬火电盈利，来水低于预期降低水电利润，天然气供应短缺影响燃气公司业务量增速等；新能源行业：风电弃风率改善低于预期，动力电池需求低于预期，原材料价格超预期上涨削弱盈利等；煤炭行业：在建煤矿投产进度低于预期等。 证券 代码 公司 名称 股价 （元） EPS（元） PE（ X） 投资 评级 17A 18E 19E 17A 18E 19E 600886 国投电力 7.79 0.48 0.57 0.62 16 13 12 增持 600674 川投能源 9.49 0.74 0.73 0.77 13 13 12 增持 600011 华能国际 6.52 0.12 0.35 0.45 55 19 14 买入 600023 浙能电力 5.03 0.32 0.41 0.56 16 12 9 买入 601139 深圳燃气 7.45 0.40 0.44 0.50 19 17 15 增持 002531 天顺风能 4.87 0.26 0.37 0.50 19 13 10 买入 600884 杉杉股份 21.54 0.80 0.90 1.13 27 24 19 买入 600188 兖州煤业 14.53 1.22 1.85 1.82 10 7 7 增持 601225 陕西煤业 8.88 1.04 1.09 0.99 8 8 9 增持 资料来源： Wind，光大证券研究所预测，股价时间为 2018 年 06 月 14 日 公用事业：增持（维持） 电力设备与新能源：买入 （维持） 煤炭开采：增持（维持） 分析师 王威 (执业证书编号： S0930517030001) 021-22169047 wangwei2016ebscn 刘锐 (执业证书编号： S0930517030002) 021-22169116 liurebscn 唐宗辰 (执业证书编号： S0930516070001) 0755-23945527 tangzongchenebscn 车玺 (执业证书编号： S0930518010001) chexiebscn 联系人 于鸿光 021-22169163 yuhongguangebscn 唐雪雯 021-22169102 tangxwebscn 相关研报 能源结构调整进行时，环境约束力促清洁能源发展 “美丽中国”系列报告之能源篇 ···································· 2017-11-07 2018-06-15 公用事业、电力设备与新能源、煤炭开采 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 目 录 1、 火电行业 . 3 1.1、 火电行业与环境污染的关系 严控生产排放，贡献清洁二次能源 . 3 1.2、 火电行业环保及供给侧改革政策梳理 . 4 1.3、 重 点领域分析 火电减排要求不断加码，近些年的投入与消化 . 10 1.4、 投资机会与风险因素 . 11 2、 水电行业 . 11 2.1、 水电行业稳步发展 . 11 2.2、 政策助力消纳，弃水问题有望改善 . 14 2.3、 投资机会与风险因素 . 15 3、 燃气行业 . 15 3.1、 清洁能源属性凸显 . 15 3.2、 下游需求增量不减，煤改气趋于理性 . 16 3.3、 投资机会与风险因素 . 17 4、 新能源行业 . 18 4.1、 以清洁模式替代传统 . 18 4.2、 光伏、风电十三五发展目标已基本完成 . 19 4.3、 逐步摆脱补贴依赖，进入自主快速发展阶段 . 22 4.4、 投资建议 . 43 5、 煤炭行业 . 44 5.1、 短期，环保因素制约煤炭有效供给，加剧煤炭供求紧张 . 44 5.2、 中长期，环保高压下煤炭消费增速放缓 . 50 5.3、 投资建议 . 53 6、 相关公司推荐 . 53 6.1、 国投电力 . 53 6.2、 川投能源 . 54 6.3、 华能国际 . 55 6.4、 浙能电力 . 56 6.5、 深圳燃气 . 57 6.6、 天顺风能 . 59 6.7、 杉杉股份 . 60 6.8、 兖州煤业 . 60 6.9、 陕西煤业 . 61 7、 风险分析 . 62 2018-06-15 公用事业 、电力设备与新能源、煤炭开采 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 1、 火 电 行业 1.1、 火电行业与环境污染的关系 严控生产排放，贡献清洁二次能源 火电行业作为我国能源消耗和污染物排放的大户，一直以来是工业污染源领域防治的重点。 火电厂 发电 全过程中，各种排放物对环境的影响超过一定限度而造成环境质量 下降， 这些排放物包括 ： 燃料燃 烧过程排出的尘粒、灰渣、烟气 ， 电厂各类设备运行中排出的废水、废液，以及 机组 运行时的噪声。 火电生产过程排出的污染物中，灰渣、废水、废液以及噪声基本上得到了较好的处理或循环利用，而尘粒和烟气是火电排污治理的关键。在尘粒治理方面，火电行业形成了以技术成熟可靠的电除尘器为主，日趋成熟的袋式除尘器和电袋复合除尘器为辅的格局。烟气 -二氧化硫治理方面，火电行业形成了以石灰石石膏湿法脱硫为主的技术路线，通过近 10 年来对脱硫工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，在脱硫效率、运行可靠性、运行成 本等方面有很大的提升。烟气 -氮氧化物治理方面，火电行业形成了以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线，低氮燃烧是控制氮氧化物最经济的手段，但它不利于煤燃烧过程本身，因此低氮燃烧改造应以不降低锅炉效率为前提； SCR 是技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是控制氮氧化物最根本的措施，其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入脱硝还原剂氨，将 NOx 还原为 N2。在烟气治理方面，国内也在研发新技术，包括脱硫脱硝一体化技术、低温 SCR 技术、炭基催化剂（活性焦）吸附技术等。 近年来，我国出台了一系列政策措施促进火电行业 排污治理，目前燃煤电厂除尘、脱硫、脱硝装置已基本实现全覆盖，且总体的治理技术比肩世界先进水平。截至 2017 年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约 9.2 亿千瓦，占全国火电机组容量的 83.6%，占全国煤电机组容量的 93.9%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近 100%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约 9.6 亿千瓦，占全国火电机组容量的87.3%；安装袋式除尘器、电袋复合式除尘器的机组容量约 3.3 亿千瓦，占全国煤电机组容量的 33.4%以上，安装湿式电除尘器和低（低）温电除尘器的机 组容量约 2.7 亿千瓦，占全国煤电机组容量的 27.0%以上。 2016 年，我国单位火电发电量的二氧化硫、氮氧化物和烟粉尘排放量分别降至 0.39、 0.36 和 0.08 克，而在 2005 年，单位火电发电量的二氧化硫、氮氧化物排放量分别为 6.36、 3.62 克，治理效果显著。 电力是一种清洁、安全、 便携、 应用范围广泛的二次能源。 当前，我国电气化水平偏低，大量的散烧煤与燃油消费是造成严重雾霾的主要因素之一。2016 年 5 月，国家发改委、能源局提出 关于推进电能替代的指导意见 。实施电能替代对于推动能源消费革命、落实国家能源战 略、促进能源清洁化发展意义重大，是提高电煤比重、控制煤炭消费总量、减少大气污染的重要举措。 因此，火电行业只要解决好自身生产过程的环境问题，即是对环境保护作出了巨大贡献。 2018-06-15 公用事业 、电力设备与新能源、煤炭开采 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 1.2、 火电行业环保 及供给侧改革 政策 梳理 1.2.1、 减排标准趋严，电价补偿落实 我国火电行业脱硫始于本世纪最初几年 ， 2003 年之前火电机组安装配套脱硫设施的比例极低（ 5%以下） ， 随着国务院、国家相关部委对 “酸雨 ”等大气污染带来的严重后果日渐重视， 2000-2004 年开始，对火电烟气脱硫的支持政策陆续出台。 随着氮氧化物排放污染的日趋严重，国家于 “十二五 ”期间加大了对火电厂氮氧化物排放的控制力度 ， 而脱硝作为减少氮氧化物排放的主要手段，成为 “十二五 ”期间火电企业面临的首要任务 ， 2011 年 以后 ，国家发改委、环境保护部及地方政府均出台了相关促进政策措施 。 为解决 PM2.5 的环境污染问题，在环境污染防治技术进步的支撑下，火电 环保排放标准逐渐趋严 ，“超低排放”展开推行。 “超低排放 ”是指在火电厂大气污染 物排放标准 (GB132232011)的基础上， 燃煤电厂 排放的二氧化硫 (SO2)、氮氧化物 (NOx)、烟尘浓度达到或接近该标准中规定的以天然气为燃料的燃气轮机组的大气污染物排放限值。即在基准含氧量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10 毫克 /标准立方米、 35 毫克/标准立方米、 50 毫克 /标准立方米。 为控制和减少温室气体排放、推动绿色低碳发展，党的十九大报告指出，要加快生态文明体制改革，建立健全绿色、低碳、循环发展的经济体系，启动全国碳排放交易体系，稳步推进全国碳排放权交易市场建设，国家发展改革委于 2017 年 12 月印发了全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）。近年来发电行业的碳排放量占比 48-50%，故以发电行业作为全国碳市场建设的突破口 。 表 1： 火电减排标准提高的政策脉络 发布 时间 文件名称 发布机构 相关 内容 2000.04 中华人民共和国大气污染防治法 全国人大常委会 新建、扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫、除尘装 置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施。 2005.05 国家发展和改革委员会关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见 国家发改委 通过三年的努力，建立健全火电厂烟气脱硫产业化市场监管体系，完善火电厂烟气脱硫技术标准体系和主流工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标 准、规范；主流烟气脱硫设备的本地化率达到 95%以上，烟气脱硫设备的可用率达到 95%以上；建立有效的中介服务体系和行业自律体系。 2007.03 现有燃煤电厂二氧化硫治理“ 十一五 ” 规划 国家发改委 国家环保总局 把全国二氧化硫排放总量减少 10%作为 “ 十一五 ” 规划目标的约束性指标，并对现有燃煤电厂明确提出了加快脱硫设施建设，增加脱硫能力的要求；对新建燃煤电厂提出了必须根据排放标准安装脱硫装置的要求。 对 各省、自治区、直辖市 实行二氧化硫总量控制计划。 2007.05 燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理 办法 国家发改委 国家环保总局 现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总 局印发的现有燃煤电厂二氧化硫治理 “ 十一五 ” 规划要求完 成脱硫改造。安装脱硫设施后，其上网电量执行在现行上网电价 基础上每千瓦时加价 1.5 分钱的脱硫加价政策。 2018-06-15 公用事业 、电力设备与新能源、煤炭开采 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 2011.07 火电厂大气污染物排放标准(GB13223 2011) 环保部 国家质检总局 针对现有燃煤发电机组和新建机组，要求分别自 2014.07.01 和 2012.01.01 起，执行新的标准，重点地区执行特别排放限值， SO2 和烟尘的控制浓度更低。电力企业纷纷 提出按要求设计或改造燃煤电厂。 2014.09 煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014 2020年 ) (发改能源20142093 号 ) 国家发改委 环保部 国家 能源局 新建机组基本达到燃气轮机组排放限值 ，到 2020 年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放。 2015.12 全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案 国家发改委 国家 能源局 要求对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，范围推广至全国，大幅降低发电煤耗和污染排放。要求东部、中部、西部地区 10 万千瓦以上自备燃煤发电机组分别在 2017、 2018 和 2020 年之前实施超低排放改造。 2017.01 火电厂污染防 治技术政策 环保部 燃煤电厂大气污染防治应以实施达标排放为基本要求，以全面实施超低排放 为目标。 资料来源： 国家发改委，环境保护部，国家能源局 伴随火电行业减排标准逐步趋严，相应的电价补偿措施也逐步落实，电价补偿的落实也成为火电行业烟尘治理覆盖 面扩大 的催化剂。 2004 年，国家发改委对新投产燃煤机组给予统一的上网电价即俗称的“标杆电价 ”，其中安装脱硫设施的燃煤机组上网电价比未安装脱硫设施的机组每千瓦时高出 1.5 分钱 。 2011 年 11 月，国家发展改革委出台燃煤发电机组试行脱硝电价政策，对北京、天津、河北、山西、山东、上海、浙江、江苏、福建、广东、海南、四川、甘肃、宁夏等 14 个省（区、市）符合国家政策要求的燃煤发电机组，上网电价在现行基础上每千瓦时加价 8 厘钱，用于补偿企业脱硝成本。 2013 年 1 月 1 日起，将脱硝电价试点范围由现行 14 个省（自治区、直辖市）的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组。脱硝电价标准为每千瓦时 8 厘钱。 2013 年 9 月，国家发改委将将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时 0.8 分钱，提高至 1 分钱。 同时，对采用新技术进行除尘设施改造、烟尘排放浓度低于 30mg/m3（重点地区低于 20mg/m3），并经环保部门验收合格的燃煤发电企业除尘成本予以适当支持，电价补偿标准为每千瓦时 0.2 分钱。自 2013 年 9 月 25 日起执行。 2015 年 12 月，国家发改委、环保部、国家能源局联合发出 关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知 ， 在电价补贴方面，对达到超低排放标准并通过绩效审核的燃煤机组实行超低排放电价政策，规定 2016 年 1 月 1 日前已并网运行的机组，上网电量每千瓦时加价 1 分钱；后并网的机组，上网电量每千瓦时 加价 0.5 分钱 。 2018-06-15 公用事业 、电力设备与新能源、煤炭开采 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 图 1： 燃煤电厂烟气脱硫机组装机容量占比及二氧化硫排放绩效变化 0 1 2 3 4 5 6 7 0%20%40%60%80%100%2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017脱硫机组装机容量占煤电比重（左轴）单位发电量二氧化硫排放量（右轴，克 / 千瓦时）资料来源： 中电联，中国产业信息网， Wind，光大证券研究所 图 2：燃煤电厂烟气脱硝机组装机容量占比及氮氧化物排放绩效变化 0 . 0 0 . 5 1 . 0 1 . 5 2 . 0 2 . 5 3 . 0 3 . 5 4 . 0 0%20%40%60%80%100%2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017脱硝机组装机容量占火电比重（左轴）单位发电量氮氧化物排放量（右轴，克 / 千瓦时）资料来源：中电联，中国产业信息网， Wind，光大证券研究所 1.2.2、 供给侧改革走入深水区 上述之外，火电行业进一步为环境保护作出贡献则要依靠供给侧改革 -结构调整。电力行业供给侧改革的目标即 去产能、促进行业高效、清洁化发展。总量控制尤为重要，特别是火电装机总量和占比，这是能源结构调整的着力点之一；控增量、去存量是达成总量控制及相关环保要求的主要途径。 火电行业供给侧改革主要两条线 控制增量、淘汰落后存量，我国开始针对拟建和在建火电项目的增量控制主要始于 2016-2017 这两年，而淘汰高煤耗、重污染、低效率的存量小火电则始于 1986 年。 减存量： 早期较为重要的一份文件是 1999 年国务院办公厅转发国家经贸委关于关停小火电机组有关问题意见的通知，这份文件标志着关停工作的正式启动。到 2002 年 底，全国已累计关停小火电 1500 万千瓦，但是2018-06-15 公用事业 、电力设备与新能源、煤炭开采 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 “十五”期间全国电力供需形势趋紧，保障电力供应成为首要任务，因此关停小火电的工作出现放缓，与此同时，各个地方甚至又兴建或改建一批小火电机组，因此，这一时期的小火电治理效果无可评论。 伴随电力供需形势好转， 2005 年关停小火电的工作重新获得重视。国家发改委于 2005 年 8 月公布 2010 年前第一批要关停的小火电机组，容量合计 534 万千瓦。 2006 年 2 月，国家发改委下发了国家发展改革委办公厅关于做好小火电机组关停调查工作的通知，要求各地对1999 年以来的小火电机组关停 情况进行核查。 2004 年，国家发改委出台了节能中长期专项规划，明确指出电力工业要大力发展 60 万千瓦及以上超（超）临界机组，实施“以大代小”、“上大压小”和小机组淘汰退役。 2007 年 1 月，国务院批转发展改革委、能源办关于加快关停小火电机组若干意见的通知，为实现“十一五”规划纲要提出的单位国内生产总值能源消耗降低和主要污染物排放总量减少目标，推进电力工业结构调整，针对加快关停小火电机组工作提出 24 项工作意见。最终，“十一五”期间，全国上大压小、关停小火电机组 7682.5 万千瓦，远超 5000万千瓦的关 停目标。 2012 年 8 月，国务院印发节能减排“十二五”规划，明确提出淘汰小火电 2000 万千瓦。而从“十二五”伊始至 2016 年后期全国共关停小火电约 3300 万千瓦，也超出了关停的规划目标。截至 2015 年底，我国 30 万千瓦及以上 火电机组 比例已提高至 78.6%，若参照国家能源局公布的全口径火电装机容量 9.9 亿 千瓦计算， 2015 年后我国 30 万千瓦以下等级的火电机组容量总计约 2.1 亿千瓦。 控增量 ： 2016 年 3 月，国家发改委、能源局联合下发特急文件，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面。据国家能源局的测算，“十三五”期间全国电力需求约 7 万亿千瓦时，其中留给煤电的增长空间不超过 1.9 亿千瓦。但目前在建与核准的装机容量是 3 亿千瓦，远超用电需求空间。主管部门要求，进一步提高标准、加大力度，逐步淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的火电机组。 30 万千瓦以下运行满 20 年的纯凝机组和运行满 25 年的抽凝热电机组，将会被优先淘汰。短期内，针对过剩严重的区域，取消、缓核、缓建一大批煤电项目。 2016年 10月，国家能源局发布关于进一步调控煤电规划建设的通知，严控自用煤电规划建设，明确外送煤电投产规模，规范煤电开工建设秩序，严肃处理违规建设项目，以期进一步化解“十三五”煤电潜在过剩风险。 2016 年 11 月，国家发改委、能源局对外正式发布电力发展“十三五”规划，规划提出，加快煤电转型升级，促进清洁有序发展，“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目 1.5 亿千瓦以上，到 2020 年 全国煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内，占比降至约 55%。力争淘汰火电落后产能 2000 万千瓦以上。 2018-06-15 公用事业 、电力设备与新能源、煤炭开采 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 2017 年初，国家能源局电力司往各省（区、市）发出了关于衔接“十三五”煤电投产规模的函件，函件要求相应地区压减“十三五”煤电建设规模，以实现电力发展“十三五”规划（ 20162020 年）提出的，到 2020 年全国煤电装机规模控制在 11 亿千瓦以内的目标。经过我们摘录测算，涉及 103 个、合计 12013 万千瓦煤电项目被推迟到“十四五”及以后建设、投产，且“十三五”期间煤电投产规模合计控制在 10211万千瓦以内， 则 “十三五”叫停的项目占全部纳入规划或核准（在建）项目装机总量的 54%，超过一半。 表 2： 火电供给侧改革政策脉络梳理 发布时间 文件名称 相关内容 1999.08 关于关停小火电机组有关问题意见的通知 关停小火电机组的进度目标： （一）总体目标：单机容量 5 万千瓦以下（含 5 万千瓦）的常规小火电机组在 2003 年底前基本关停。 （二）分阶段目标： 1999 年，关停以下小火电机组：在老旧机组替代改造项目中已明确被替代的机组；已退役、报废的机组；单机容量 2.5 万 千瓦以下（含 2.5 万千瓦）且服役期满 20 年的凝汽式机组。 2000年，关停单机容量 5 万千瓦以下（含 5 万千瓦）的低压和中压常规燃煤、燃油机组。 2001-2003 年，关停单机容量 5 万千瓦以下（含 5 万千瓦）的高压常规燃煤、燃油机组。 2007.01 关于加快关停小火电机组若干意见的通知 “十一五”期间，在大电网覆盖范围内逐步关停以下燃煤（油）机组（含企业自备电厂机组和趸售电网机组）：单机容量 5 万千瓦以下的常规火电机组；运行满 20 年、单机 10 万千瓦级以下的常规火电机组；按照设计寿命服役期满、单机 20 万千瓦以下的 各类机组；供电标准煤耗高出 2005 年本省（区、市）平均水平 10%或全国平均水平 15%的各类燃煤机组；未达到环保排放标准的各类机组；按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。 热电联产机组供电标准煤耗高出第一条中煤耗要求的，要结合热电联产规划，以“上大压小”或在役机组供热改造，按“先建设后关停”或“先改造后关停”的原则予以关停。热电联产机组原则上要执行“以热定电”，非供热期供电煤耗高出上年本省（区、市）火电机组平均水平 10%或全国火电机组平均水平 15%的热电联产机组，在非供热期应停止运行或 限制发电。 鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”。 2012.08 节能减排“十二五”规划 淘汰小火电 2000 万千瓦：大电网覆盖范围内，单机容量在 10 万千瓦及以下的常规燃煤火电机组，单机容量在 5 万千瓦及以下的常规小火电机组，以发电为主的燃油锅炉及发电机组（ 5 万千瓦及以下）；大电网覆盖范围内，设计寿命期满的单机容量在 20 万千瓦及以下的常规燃煤火电机组。 2016.03 （国家发改委、国家能源局联合下发特急文件） 督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电 产能过剩局面。 1、建立风险预警机制。这一机制将定期发布分省煤电规划建设风险预警提示。国家发改委、能源局根据电力供需变化趋势与煤电风险预警提示及时调整相关措施。预警提示对外将给国土、环保、水利等部门以及银行业等金融机构提供参考依据，即在为煤电项目办理核准及开工建设所需支持性文件、发放贷款时，根据风险预警提示采取有针对性的政策措施。 2、严控新增规模，加大淘汰力度。对存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模。即便是确有电力缺口的省份，也优先发展非化石能源发电项目，并充分发 挥跨省去电力互济、电量短时互补作用，减少对新增煤电规划建设规模的需求。对于国家能源基地的建设步伐也将有所收缩，需要统筹考虑受端省份的火电设备利用水平。基地煤电项目的规划建设要利用基地现有煤炭产能，并充分考虑环境、水资源承受能力以及受端省份的用电需求。合理安排现有煤电基地规划建设时序，分期规划建设基地配套煤电项目，避免因接收外来煤电造成受端省份电力冗余。淘汰落后产能的力度将加大。主管部门要求，进一步提高标准、加大力度，逐步淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的火电机组。 30