中国热电联产行业研究-行业壁垒、行业利润水平（二）行业壁垒1、政策壁垒在中国凡是经营发电业务的企业必须要有电监会办法的发电业务经营许可证，而获得这一许可证需要满足一系列条件，较一般工业行业要求更为严格。

同时，根据发电企业类型的不同，相应的政府审批要求有一定差异。

（1）热电联产热电联产项目必须根据地方政府城市规划，按照“统一规划、分步实施、以热定电和适度规模”的原则建设，项目以供热为主要任务，并符合改善环境、节约能源和提高供热质量的要求，因此一定地域范围内项目数量及规模均有限。

2014年起国务院发布下放部分审批权限的通知，热电厂由地方政府核准，其中抽凝式燃煤热电项目由省级政府在国家依据总量控制制定的建设规划内核准。

（2）风力发电新的风电场开发建设项目需要经过相当严格的审批程序。

一般风电场开发建设项目由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。

通常首先需要通过当地（省级）政府主管部门及各职能主管单位对土地、环保、地灾、水保、林业、军事、文物、电网接入等方面的审查并获得所有前期支持性批复文件，在取得各项支持性文件的基础上，取得发改委核准之后，仍需要履行土地使用权证办理程序以及办理后续项目开工建设权证等。

待所有审批程序履行完毕后，方可进行项目建设。

（3）垃圾发电生活垃圾焚烧污染控制标准GB18485-2014“新国标”2016年已全面实施，新国标对污染物排放（尤其是二噁英和汞）的规定更为严格，新建及现有生活垃圾焚烧发电厂均须满足新的排放标准。

（4）生物质发电根据国家发展改革委《关于生物质发电项目建设管理的通知》（发改委能源（2010）1803号）和国家能源局《关于农林生物质发电项目建设年度计划审核有关要求的通知》（国能新能（2011）51号），国家发改委对生物质发电项目实行“核准制”，新进入者较难拿到准入证。

因此，清洁能源发电及热电联产行业具有一定的政策壁垒。

2、技术壁垒（1）热电联产热电联产机组需要满足国家计委、经贸委、建设部以及环保总局于2000年8月25日颁布的《关于发展热电联产的规定》中的技术指标。

上述热电比等技术指标对于新进入行业的竞争者形成一定的技术壁垒。

燃机热电联产、风力发电、垃圾发电、生物质发电均属于技术密集型行业，项目开发及运营全过程对技术上要求均非常高。

上述项目开发需要开发企业具备丰富的实践经验，拥有属于行业专有的技术人才，对缺乏技术积累的新进入者构成较高的技术壁垒。

（2）风力发电风力发电开发项目属于技术密集型行业，风电项目开发及运营全过程对技术上要求都非常高。

以风电项目开发为例，开发全过程通常分为三个阶段：①风场选址、签订开发协议及风能资源评估；②内部评估及政府审批；③涉及、建造及调试。

以其中的风场选址与风资源评估为例，风场选址需要对众多影响因素进行深入的研究与分析，包括风能资源及其他气候条件、可施工性、运输条件、风电场的规模及位置、风机初步选型及分布位置、上网电价、升压站等配套系统、并网条件、电网系统的容量的等。

在风资源评估环节中，通常运营企业需要首先建造测风塔，收集特定场址的风力数据。

风电项目开发需要开发企业具备丰富的实践经验，拥有属于行业专有的技术诀窍，对缺乏技术积累的新进入者构成了较高的技术壁垒。

（3）垃圾发电中国垃圾发电行业主要采用两种焚烧工艺：机械炉排式焚烧炉和循环流化床焚烧炉，其中机械炉排式焚烧炉主要来自国外引进。

垃圾焚烧在技术指标上需要达到焚烧效率及废弃物排放上达到标准，对缺乏技术积累的新进入者构成了较高的技术壁垒。

（4）生物质发电生物质发电所用设备大部分是专用设备，技术密集程度高，生产流程控制严密。

近十几年来，中国在生物质发电技术研究方向的投入主要是针对中小型生物质气化发电技术，而直接燃烧技术主要由锅炉企业或其他相关企业自主开发，一般新进入企业往往缺乏过硬的研发实力进行相关设备的自主研发和投入。

3、资源壁垒热电行业属于公用基础设施行业，上网电量按照“以热定电”原则确定，供热量决定年度上网电量计划。

因此，周边用户的热负荷量构成热电联产行业的资源壁垒。

生物质燃料、垃圾产量、风力强度决定了可再生能源发电项目的选址，因此，上述因素构成了可再生能源行业的资源壁垒。

（三）行业利润水平影响清洁能源发电及热电联产行业利润的主要因素有电力、热力等产品的价格、以及天然气、煤炭等原料的价格。

1、行业定价机制（1）电价形成机制目前根据《电力法》规定，电价实行统一政策，统一定价原则，分级管理，上网电价实行同网同类同价。

上网电价由物价部门审查及制定，如果运营环境发生重大变动，例如燃料价格大幅变动，政府将相应调整上网电价。

2003年，国务院出台《电价改革方案》提出上网电价改革的方向是全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。

2015年3月，国务院发布电改“9号文”，标志着自2002年《电力体制改革方案》以来，市场化改革再度起航。

主要内容可概括为“三放开、一独立、三加强”，即“放开新增配售电市场，放开输配以外的经营性电价，公益性调节性以外的发电计划放开”、“交易机构相对独立”、“加强政府监管，强化电力统筹规划，强化和提升电力安全高效运行和可靠性供应水平”。

2015年11月，国家能源局出台六个配套文件，电力交易平台化、售电侧市场化以及大用户直供电将是未来改革的方向。

因此，预计中国未来电价的形成机制将逐步向市场化过渡。

（2）供热价格形成机制2007年，国家发改委、建设部印发的《城市供热价格管理暂行办法》提出，热价原则上实行政府定价或者政府指导价，由省（区、市）人民政府价格主管部门或者经授权的市、县人民政府根据合理补偿成本、合理确定收益、促进节约用热、坚持公平负担的原则，并按照国家有关规定实行煤热联动制定。

居民采暖热价实行政府定价，工业蒸汽热价实行政府指导价。

市价格行政主管部门应当会同供热行政主管部门根据供热主要原材料市场价格等因素，按照法定程序适时调整政府指导价。

以工业蒸汽价格为例，供热企业和热用户参照指导价可以上浮10%-15%，但下浮不限，双方基于商业谈判而最终拟定合同价格。

（3）天然气价格形成机制目前国内天然气主要存在四种来源：国产陆上气、国产海上气、进口液化天然气（LNG）和进口管道气，以上四种气源的定价模式不同，尚未形成统一的天然气定价模式。

国产陆上气基本采用市场净回值法定价。

2013年6月，政府对国产陆上气的定价进行了重大改革：之前“两广”试点的市场净回值模式在全国范围内推广，并将传统的“出厂环节定价”改为“门站环节定价”。

“非两广”区域以用户2012年使用量为标准，将天然气消费分为存量气和增量气，增量气采取“市场净回值”定价，存量气仍采取管制定价。

“两广”采用市场净回值定价，不区分存量气和增量气。

2015年4月，国产陆上气全部采用“市场净回值”法确定门站价，存量气和增量气并轨。

国产海上气和进口LNG基本实现了市场化定价。

国产海上气价格由供需双方协商确定，政府不干预。

中国主要从澳大利亚、中东等天然气资源丰富的国家进口LNG，进口价格主要采用长协或与OPEC油价挂钩方式确定，终端销售价格由供需双方协商确定。

进口管道气主要采用双边垄断定价模式。

中国进口管道气主要来自独联体国家，进口价格采用双边垄断定价模式，通过两国政府谈判确定。

进口后纳入国产陆上气体系，一并定价销售。

中国进口管道气呈现“价格倒挂”的状况，亏损部分由管道气进口商承担。

（4）煤炭价格形成机制2012年底，国务院办公厅出台《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》，自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发改委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。

煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格，鼓励双方签订中长期合同。

地方各级人民政府对煤电企业正常经营活动不得干预，将逐步形成合理的电煤运行和调节机制。

随着电煤价格市场化之后，其价格主要受市场供需情况决定，煤电联动可以积极有效的减缓热力和电力生产企业的压力。

2、行业利润率水平和未来变动情况根据“电改9号文”配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》规定：纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电；为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采暖期优先发电，以上原则上列为一类优先保障。

因此，相对于常规火电等发电业态，热电联产和清洁能源发电业务均属于国家优先保障范畴，未来利润率将保持相对稳定。

（1）热电联产燃机热电联产及燃煤热电联产受天然气价格及燃煤价格变化，对行业盈利能力有一定影响，但由于行业目前执行的气电联动、煤电联动、煤热联动等机制充分保障，上述成本变化对行业整体盈利只产生周期性的波动，利润率保持稳定。

①气电联动《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（发改价格[2014]3009号）第三条规定“建立气、电价格联动机制。

当天然气价格出现较大变化时，天然气发电上网电价应及时调整，但最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元。

有条件的地方要积极采取财政补贴、气价优惠等措施疏导天然气发电价格矛盾。

”2015年11月26日，江苏省出台《江苏省物价局关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》（苏价工[2015]323号），规定：为适应天然气价格市场化的改革方向，自2016年1月1日起，天然气发电上网电价采取与天然气门站价格联动的方式。

实际执行中，价格管理部门会综合考虑燃料价格波动情况等因素不定期调整燃机热电联产机上网电价，但由于受诸多其他因素影响，在调整力度、调整及时性方面存在未充分、及时调整的情况，各地区执行情况也有所不同。

②煤电联动2012年12月25日国务院发布《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》（国办发[2012]57号文件），意见中第二条主要任务中提出：完善煤电价格联动机制。

继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。

2015年12月31日，《国家发展改革委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格[2015]3169号），规定煤电价格联动机制以年度为周期，由国家发展改革委统一部署启动，以省（区、市）为单位组织实施。

煤电价格联动机制依据的电煤价格按照中国电煤价格指数确定。

电煤价格以中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价，原则上以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。

今后，每次实施煤电价格联动，电煤价格和上网电价分别与基准煤价、基准电价相比较计算。

在2020年之前，上述基准煤价和基准电价是否调整根据实际情况确定。