近日，發改委發出通知，自2013年9月25日起，在保持現有銷售電價總水平不變的情況下，主要利用電煤價格下降騰出的電價空間，適當提高可再生能源電價附加(0.8分到1.5分/千瓦時)、脫硝電價標準(0.8分到1分/千瓦時)，新增除塵電價(0.2分/千瓦時)，以支持可再生能源發展，鼓勵燃煤發電企業進行脫硝、除塵改造，改善大氣質量。

上調脫硝電價助推NOx減排

作為"十二五"節能減排約束性考核指標之一，2011~2012年我國NOx排放量同比變動分別為+5.73%、-2.77%，要完成5年累計下降10%的設定目標形勢依然嚴峻。2011年12月起，0.8分/千瓦時的脫硝補貼電價開始在14個省市試行，2013年1月1日起在全國范圍內正式實施。在此推動下，截至2012年底我國脫硝裝機容量達到2.26億千瓦，占全部火電裝機容量比例由2011年的16.9%提高至27.6%。此次將脫硝電價上調0.2分/千瓦時至1分/千瓦時，既是改善大氣環境質量的迫切需求(2013年以來部分地區大范圍霧霾天氣危害嚴重)，也是進一步調動火電企業減排積極性(已建成設施電廠普遍反映0.8分/千瓦時脫硝補貼較難覆蓋成本)、形成減排長效機制的有效手段，從而確保脫硝設施建設如期推進并完成NOx減排指標。綜合考慮現有30萬千瓦以上未脫硝裝機以及未來年均新增0.4億千瓦燃煤機組，并假設新建造價為100元/千瓦，估算得到2013~2017年新建火電脫硝設施投資需求為550億元，其中大部分或將在2013~2015年釋放完畢。

除塵電價出臺推動改造需求釋放

我國電廠除塵設施建設最早，而2011年新版火電排放標準將煙塵限值由此前50 mg/m3顯著降至30 mg/m3(特別限值為20 mg/m3)，要求進一步嚴格。由于煙塵并未像SO2和NOx一樣作為約束性指標進行考核，盡管電廠大多配備了除塵設施，但實際運行效果卻并不理想，若按新標準嚴格要求可能大部分難以達標。此次出臺的除塵電價將對煙塵排放濃度低于30 mg/m3(重點地區20 mg/m3)的燃煤發電企業實行0.2分/千瓦時的補償，在治理PM2.5問題背景下有望顯著激勵電廠實施除塵設施改造并嚴格達標排放。假設2012年底7.6億千瓦燃煤機組中70%需要實施除塵改造，未來年均新增燃煤機組0.4億千瓦，新建、改造單位投入分別為70、50元/千瓦，則2013~2017年火電除塵設施新建及改造需求分別為140、266億元，合計將達到406億元。

煙氣綜合治理與特許經營趨勢進一步明確

經過此次調整后，火電環保電價體系已經基本成型，涵蓋脫硫(1.5分/千瓦時)、脫硝(1分/千瓦時)及除塵(0.2分/千瓦時)，合計達到2.7分/千瓦時。在此基礎上，未來火電大氣污染物協同處置趨勢明確(特別是改造需求興起有望為煙氣治理島提供良好發展機遇)，而基于完整電價補貼體系的特許經營模式將進一步推廣。政府專注于執法監管，企業歸位于主業生產，環保企業則致力于污染治理，并由運營煙氣治理設施獲得長期穩定的利潤和現金流。考慮2012年底以及2013~2017年新增燃煤機組，預計2017年30萬千瓦及以上燃煤機組容量約為7.8億千瓦。在此基礎上，假設利用小時為5,000、脫硫/脫硝/除塵電價補貼(含稅)分別為1.5分/1分/0.2分/千瓦時，特許經營比例分比為40%/50%/30%，估算得到2017年脫硫/脫硝/除塵特許經營市場容量分別為200/167/20億元。

脫硝運營直接受益，除塵改造訂單興起

一方面，此次脫硝電價上調0.2分/千瓦時將對相關特許經營項目盈利產生直接正面影響。根據目前我們了解的脫硝特許經營協議，此次上調電價帶來收益大多數情況下將由環保公司全部享有。綜合考慮現有脫硝裝機規模及未來新增投產進度，我們上調中電遠達2014~2015年EPS至0.71/0.87元(原為0.65/0.77元)，上調國電清新2014~2015年EPS至0.67/0.87元(原為0.64/0.84元)，二者后續脫硝特許經營項目持續獲取依然值得期待。

另一方面，除塵電價的出臺將有助于除塵改造需求進一步釋放。目前該細分領域競爭格局較為清晰，龍凈環保、菲達環保合計占據約50%市場份額。近年來，龍凈環保除塵業績穩步增長，在電袋除塵、濕式電除塵等領域優勢地位明顯(甚至可以實現排放濃度<10 mg/m3)，公司競爭力在煙塵排放標準向30甚至20 mg/m3收緊的背景下將進一步凸顯，后續訂單獲取有望得到較強支撐，而基于電價補貼的除塵特許經營模式也有望逐步形成。此外，三維絲高溫濾料產品需求也有望受到電袋/袋式除塵市場興起的拉動。

此次環保電價調整將對火電大氣污染治理產生進一步推動作用，并有助于形成減排長效機制。