深度丨中国火电行业研究报告.docx

1、深度丨中国火电行业研究报告深度丨2017年中国火电行业研究报告 我国电源结构以火力发电为主，其中燃煤发电在火力发电中占据主导地位。2016年，我国火电发电量在总发电量中的占比达71.60%;燃煤发电量在火电发电量中的占比达91.07%，燃气发电、燃油发电量占比小。本报告火电研究以煤电为主。一、火电行业发展情况1.火电装机容量持续增长，电力投资增速放缓从装机容量看，近年来我国电力总装机容量持续增长，未来我国电力总装机容量将继续保持增长，但增长的带动因素将由之前的火电装机规模的增长转换为非化石能源装机容量的增长。在火电装机建设方面，近年来火电装机容量持续增长，随着之前年度火电投资项目的陆续投产，短

2、期内火电装机容量将继续保持增长，但受国家煤电停、缓建政策影响，火力发电装机容量增速将得到明显遏制。此外，近年来受环保、电源结构改革等政策影响，国内非化石能源装机快速增长，火电装机容量占电力装机容量的比重呈逐年小幅下降态势，且该趋势未来将长期保持，但同时受能源结构、历史电力装机布局等因素影响，国内电源结构仍将长期以火电为主。根据中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)相关统计数据显示，近年来，中国电力总装机容量持续增加。截至2016年底，全国6,000千瓦及以上电厂总装机容量为164,575万千瓦，较年初增长8.2%;其中，火电装机容量为105,388万千瓦，较年初增长5.3%;火电装机容量占电

3、力总装机容量较年初继续下降1.73个百分点至64.04%。截至2017年10月底，全国6,000千瓦及以上电厂装机容量为167,062万千瓦，较年初增长1.5%;其中，火电装机容量为108,336万千瓦，较年初增长2.8%;火电装机容量占电力总装机容量的比重为64.85%。从各区域看，全国火电装机规模集中于华东、华北地区，其中山东、江苏、浙江、内蒙和山西地区装机规模较大。装机规模增速方面，一方面受下游用电需求增长有限、清洁能源发电量占比提高等因素影响，火电设备利用小时数持续走低，使得火电装机投资需求减弱，火电电源投资呈下降趋势;另一方面，国家基于环保、节能、引导行业有序发展等因素考虑，加速落后

4、产能的淘汰，受上述因素影响，国内火电装机规模虽保持增长，但增速明显放缓。2016年，各地区火电装机规模增速均低于上年，其中华中、东北、西南增速均低于5%，分别为4.71%、1.41%和4.64%。2016年，国内电力投资结构进一步调整，整体电源投资需求明显减弱，同时出于对缓解电力供需的区域性不平衡等现象的考虑，我国政府加大电网升级改造力度，使得年内电网工程投资增速明显提升。从长远看，受用电结构调整、跨区域输电能力加强等因素影响，在我国未来电力投资结构方面，电源投资极大可能将维持收缩态势，行业投资重点为电网及配套设施的建设。2016年，全国电力工程建设完成投资8,855亿元，同比增长3.3%，增

5、速较去年下滑6.6个百分点。其中，电源工程建设完成投资3,429亿元，比上年减少12.9%，占全国电力工程建设完成投资总额的38.72%;电网工程建设完成投资5,426亿元，比上年增长16.9%，占国内电力工程建设完成投资总额的61.28%。在电源投资中，全国水电、核电和风电完成投资均较上年减少，分别减少12.9%、10.5%和25.3%;火电完成投资1,174亿元，虽较上年增长0.9%，但其中煤电投资同比减少4.7%;非化石能源发电投资占电源总投资的比重为65.76%，比上年下降4.69个百分点。2017年110月，全国主要发电企业电源工程完成投资1,977亿元，同比减少17.2%。其中，火

6、电573亿元，同比减少25.3%;水电392亿元，同比减少22.5%;核电315亿元，同比减少16.0%;风电471亿元，同比减少14.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.0%，比上年同期提高3.1个百分点。全国电网工程完成投资4,126亿元，同比增长0.6%。2016年，国家发改委和国家能源局联合发布关于促进我国煤电有序发展的通知，提出严控各地煤电新增规模;国家能源局发布了关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知(国能电力2016244号)，取消了大唐集团、华电集团等七个投资主体共计15个项目、1,240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。受经济增速放缓、电力供

7、需变化等影响，我国煤电利用小时数持续下降，同时规划和在建煤电项目规模较大，违规建设问题仍然存在，为化解煤电产能过剩风险，2017年7月26日，国家发改委、工信部等16部委联合发布关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见(发改能源20171404号)(以下简称“煤电供给侧改革意见”)，提出在“十三五期间”，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。预计未来火电投资增速、火电装机容量都将进一步得到控制。2.全国总发电量持续增加，火电发电量占比下降受社会发展带动，国内电力设备总发电量持续增加。火电发电量方面，近年来火电发电量增速受用电需求及其他能源发电挤压影响波

8、动较大;2017年以来，受国家淘汰落后煤电装机影响，规模以上火电机组发电量增速有所提高，但随着非化石能源电力的不断发展，火电发电量占比呈下降趋势，预计未来占比将进一步降低。近年来，我国总发电量持续增加。2016年，我国总发电量为59,897亿千瓦时，较上年增长5.2%;其中火电发电量达到42,886亿千瓦时，较上年增长2.4%，增速较总装机容量增速低2.9个百分点;火电发电量占总发电量的比重达71.60%，占比较上年下降1.93个百分点。2017年110月，全国规模以上电厂发电量51,944亿千瓦时，同比增长6.0%，增速比上年同期提高2.1个百分点。其中，全国规模以上电厂火电发电量37,99

9、3亿千瓦时，同比增长5.4%，增速较上年同期提高3.6个百分点。分省份看，全国仅4个省份出现负增长，分别为北京(-10.9%)、海南(-4.9%)、山东(-1.7%)和云南(-1.5%)，其他省份火电发电量均实现增长，其中，宁夏增速达25.1%，此外增速超过10%的省份包括福建(18.6%)、广东(13.7%)、广西(12.0%)、江西(11.9%)、青海(11.3%)和山西(10.0%)。从电源结构看，近年来，在国家推动化石能源清洁利用、提高能源领域绿色低碳发展质量和水平的背景下，我国非化石能源发电规模逐渐扩大。2016年，中国非化石能源发电装机占比、非化石能源发电量占比分别从2010年的2

10、7%和19%提高至36%和28%，水电、核电、风电及并网太阳能发电装机容量均大幅提升。受此影响，火电发电量占比呈逐年下降趋势。2016年，火电发电量占比为71.60%，较上年下降1.93个百分点。同时，据国民经济和社会发展第十三个五年发展规划纲要内容，提出到2020年，中国非化石能源占一次能源消费总量比重将增至15%左右(2016年约13.3%)，未来我国火电发电量占比将进一步下降。3.设备利用率持续下滑从设备利用率看，受火电装机规模扩大，其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷等多方面因素影响，近几年全国火电设备平均利用小时数持续下滑;进入2017年后，受下游行业供给侧改革推进，电网完善程度

11、提高等因素影响，火电行业集中度有所上升，平均利用小时数小幅回升;分区域看，华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低;我国目前整体用电需求提振有限，加之之前年度火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加，仍可能对我国未来火电设备利用率的提升形成掣制。截至2016年底，火电装机容量为105,388万千瓦，较上年增长5.3%，火电发电量达到42,886亿千瓦时，较上年增长2.4%，火电发电量增速小于火电装机容量增速。受此影响，2016年，全国发电设备平均利用小时为3,785小时，同比减少203小时，为1964年以来的最低水平;其中，火电设备平均利用小时4,16

12、5小时，同比减少199小时。2017年110月，全国发电设备累计平均利用小时3,109小时，比上年同期减少13小时;其中，全国火电设备平均利用小时为3,431小时，比上年同期增加26小时。受区域内经济结构、用电需求、电力外送通道畅通性、其他电源发电挤压等因素影响，我国各区域火电设备平均利用率差异较大。其中，华北、华东地区火电设备平均利用小时数较高;西北、东北、华中地区火电设备利用小时数一般;华南、西南地区火电利用小时数较低。具体来看，2016年，山东、江苏、河北等13个省份火电设备利用小时数超过全国平均水平;在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足2,000个小时，分别为1,922和8

13、2小时;与2015年相比，除山东、北京、河北外，全国其它省份的火电设备利用小时数均有不同程度的降低，其中青海、海南、福建下降超过600小时。从具体省份角度看，各省火电发电机组利用小时情况，与区域内经济发展状况及产业特征联系密切，虽特高压输电通道建设的陆续推进，有利于国内跨区域调电的落实，但最终实现发用电供需的平衡仍有待时日。4.“上大压小”，机组超低排放和节能改造有序推进我国火力发电技术不断发展，火电机组朝着大型化、清洁化方向发展;截至2016年底，我国已投运火电脱硫和脱硝装机容量已占全国煤电机组总装机容量的93.6%和86.7%;截至2017年7月底，我国已投产1,000MW超超临界机组达到

14、100台;随着国家从严淘汰落后产能，“上大压小”政策的持续推动，煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。大型化方面，我国火电机组呈现热电联产机组比重提高、以热电联产机组替代小机组、小机组整合以大机组替代的特点。60万千瓦、100万千瓦超(超)临界机组成为我国主力火电机组，我国火电机组的参数、性能和产量已处于世界领先水平。超超临界机组方面，截至2017年7月底，我国已投产100万千瓦超超临界机组达到100台，主要集中在广东、浙江、江苏三个电力缺口较大省份，三省合计占51台。依据目前国家有关政策要求，不符合要求的30万千瓦以下煤电机组(含燃煤自备机组)(主要指纯凝发电机组)需依法依规淘汰关停;随着具体

15、政策出台，调控阻力进一步得到疏导，现存小型热电机组，特别是非民生热电机组或也将面临淘汰风险(以河北省为例，已明确提出有序关停20万千瓦以下热电机组)。关停小规模发电机组，用大规模发电机组将其取代，将有效降低煤电行业的单位煤耗，煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。清洁化方面，我国现役机组通过节能技术改造，提高热效率、提高劣质煤利用水平，使得环保、能耗指标方面表现卓著。煤耗方面，据公开资料显示，2016年，我国煤电机组全年实现平均供电煤耗312克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时;其中，100万、60万、30万千瓦机组平均供电煤耗分别为285.32克/千瓦时、306.61克/千瓦时、318.47克/千

16、瓦时。我国能源发展“十三五”规划提出，计划到2020年，煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下，从各等级发电机组单位煤耗情况看，国内60万千瓦及以上发电机组已满足煤耗要求，但30万千瓦及以下高压、超高压发电机组的发电煤耗相对较大，对我国煤电行业整体实现煤耗目标形成掣制，因此该类型电机组所面临的淘汰风险较大。目前，我国部分地区在役的30万千瓦以下高压、超高压发电机组中，部分机组为配套地区冬季供热，或电解铝、造纸等企业的自备能源供应的发电资产，未来该部分发电机组可能存在集中进行“上大压小”的机组结构调整的需求;具体来看，投产时间久，锅炉承压等级低，能耗大的发电机组为主要淘汰对象，同时未来

17、区域居民供热模式和地区供热管网建设调整情况，也会对我国煤电企业结构改革产生一定影响。其他排放物方面，2015年底，环境保护部、国家发改委、国家能源局发布了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和全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案提出：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，即在基准氧含量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/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。一般而言，燃煤烟气污染物超低排放改造相较于燃气发电更具经济性，相对于常规烟气治理投资较高;装机容量越大，单位发电量的环保升级投资越低。随着源头严防、环保违法实行“

18、零容忍”环保法实施，环保税开征临近，“超低排放”已经成为地方政府、和电力公司追求的目标，近年来各大电力公司在煤机除尘、脱硫、脱硝建设及节能环保改造投入大量资金。截至2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦，占全国火电机组容量的83.8%，占全国煤电机组容量的93.6%;已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.1亿千瓦，占全国火电机组容量的86.7%;安装袋式除尘器、电袋复合式除尘器的机组容量超过2.97亿千瓦，占全国煤电机组容量的31.6%以上。我国煤电机组超低排放和节能改造计划全面有序推进，东部、中部、西部地区应分别在2017年、2018年和2019年底前完成具备条件机组的改造

19、工作。煤电机组的技术水平提升，在节能环保的同时降低单位煤耗，但脱硫脱硝除尘等改造将增加企业的改造费用支出。同时，部分发电机组由于投产建成时间久，存在较大的改造难度，在达标排放、经济效益及政策导向三方面压力下，机组关停的可能性较大。二、上游煤炭行业对火电行业影响受煤炭行业去产能政策的影响，2016年下半年动力煤价格明显上涨，煤电企业成本大幅增加;2017年以来，受全年安全大检查、6月份的“煤管票”，以及上半年“两会”、下半年“十九大”等因素影响，煤炭产能仍无法充分释放，煤价高位波动运行;国家取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，相当于变相上调上网电价，但受直购电市场化定价影响，煤电企业盈

20、利能力仍然较弱。1.煤炭价格情况受煤炭行业去产能政策的影响，2016年，我国煤炭产量进一步下滑，我国全年生产原煤33.64亿吨，同比下降8.71%，供求关系紧张拉动煤价持续上涨。为保证煤炭供给并抑制煤价上涨，2016年9月，发改委制定稳定煤炭供应、抑制煤价过快上涨预案，旨在保证煤炭稳定供应和抑制煤价过快上涨，允许先进产能企业释放产能(恢复330工作日生产)，从而使得原煤产量增加。2017年上半年，煤炭价格指数保持相对稳定，呈高位波动运行。2017年110月，全国原煤产量17.13亿吨，同比增长5%。受煤价高位运行影响，煤电企业利润普遍呈现大幅缩水，以前五大电力集团为例，2017年19月净利润及

21、经营活动净现金流均呈现大幅下滑。一般煤电企业无法具备五大电力集团电源多元结构、上下游产业链延伸、议价话语权等优势，盈利受挤压情况更为严重。按火电企业的一般业务周期特征，每年第三季度存在“迎峰度夏”、“冬煤夏储”等因素，动力煤需求规模较大;同时供给方面，受2017年安全大检查、6月份的“煤管票”，以及“两会”及“十九大”等因素影响，煤炭产能仍无法充分释放。需求旺盛以及供给未充分释放两方面因素导致煤炭供应偏紧，煤矿库存维持在较低水平，将在一段时间内促使煤价继续高位运行。2.煤电联动分析由于我国电力实行计划制，煤炭实行市场制，煤和电的价格偏离较高时则电力企业会出现严重亏损，为缓解煤电价格矛盾，我国从

22、2004年引入了煤电联动机制。自煤电联动机制实施后，我国共经历四次煤电联动，但均发生在2009年以前。2016年以来受动力煤价格连续上涨影响，煤电企业盈利空间不断受到挤压，但2017年初国家发改委表示，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱(未达每千瓦时0.20分钱调整线)，全国煤电标杆上网电价故此未作调整，但进入2017年后，国内煤价维持高位运行，同时受直购电试点展开(以山东省电改方案为例，2017年参与市场交易的用电量计划达全省用电量的30%)，火电企业受煤企和市场化用户两头挤压，盈利能力进一步减弱，火电企业全面亏损。此情形下，国家发改委

23、发于2017年6月下发关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知，通知中称，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。该政策的调整相当于上网电价的上调，可视为变相的煤电联动。但2017年下半年以来，煤价再次出现小幅上涨并维持在高位，虽专项资金的取消，维持了一部分企业盈利空间，但煤电矛盾仍然突出。同时考虑到降低企业能源成本为国务院工作重点目标之一，简单的直接启动煤电联动的可能性不大，相关配套调整措施或变相联动措施更具出台预期。三、下游主要用电行业用电需求分析2016年，在实体经济运行企稳发展、夏季高温天气频现，以及

24、上年同期低基数等因素影响下，全社会用电量保持增长态势，电力消费增速有所回升。进入2017年后，受电力下游行业产品市场需求回暖、行业集中度提升等因素带动，工业用电量小幅提升;第三产业及居民用电量继续保持较高增速，全社会用电量增速同比小幅提高。三次产业中，第二产业一直为电力的主要消纳方，但随着近年来第三产业快速发展，该次产业用电比重持续增高，但受该次产业总体用电规模的限制，用电需求仍不足以对电力行业的发展形成显著促进。此外，鉴于电力需求与经济发展息息相关，预计未来在经济形势基本保持稳定的情况下，全社会用电量增速有限，火电行业产能过剩局面的改善仍需一定时间。2016年，在实体经济运行显现出稳中趋好迹

25、象、夏季高温天气频现、上年同期低基数等因素影响下，全社会用电量保持增长态势，其中三、四季度增长较快，电力消费结构不断优化。根据中电联统计，2016年全社会用电量59,198亿千瓦时，同比增长5.0%，增速较上年提高4.0个百分点，电力消费增速有所回升。全国发电设备累计平均利用小时3,785小时，比上年同期降低203小时;其中火电设备累计平均利用小时4,165小时，比上年同期减少199小时。2016年，全国跨区域送电量累计达3,324亿千瓦时，同比增长16.0%。2017年110月，全国全社会用电量52,018亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比上年同期提高1.9个百分点。全国发电设备累计平均利用

26、小时3,109小时，比上年同期降低13小时;其中火电设备累计平均利用小时3,431小时，比上年同期增加26小时。全国跨区送电完成3,535亿千瓦时，同比增长11.9%。从电力消费结构看，第二产业用电是全社会电量的最主要部分，该产业电力消耗量占全社会用电量的比例一直维持在70%以上。据中电联统计，2016年，第三产业用电量同比增长11.2%，持续保持较高增速;第二产业用电量同比增长2.9%，制造业用电量同比增长2.5%，其中钢铁、有色和化工等四大高耗能行业合计用电量同比零增长，而装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，反映制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现;城乡居民生活用电量同比增长

27、10.8%。2017年110月，第一产业用电量995亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量的比重为1.9%;第二产业用电量36,280亿千瓦时，同比增长5.7%，增速比上年同期提高3.4个百分点，占全社会用电量的比重为69.74%，对全社会用电量增长的贡献率为60.0%;第三产业用电量7,367亿千瓦时，同比增长10.7%，增速比上年同期回落1.0个百分点，占全社会用电量的比重为14.2%，对全社会用电量增长的贡献率为21.8%。第二产业中全国工业用电量35,634亿千瓦时，同比增长5.7%，增速比上年同期提高3.4个百分点，占全社会用电量的比重为68.5%，对全社会用电量增长的贡献率为5

28、8.4%。其中，轻工业用电量为6,187亿千瓦时，同比增长7.4%，增速比上年同期提高3.3个百分点;重工业用电量为29,447亿千瓦时，同比增长5.3%，增速比上年同期提高3.4个百分点。城乡居民生活用电量7,376亿千瓦时，同比增长7.6%，增速比上年同期回落4.0个百分点，占全社会用电量的比重为14.2%，对全社会用电量增长的贡献率为16.1%。四、电网运行情况分析1.电网投资保持较高增速，跨区域送电能力不断提升近年来我国电网行业进入升级改造期，基本建设投资持续增长，跨区域送电能力不断提升，有利于解决国内长期存在的区域性电力供需不平衡问题;电网升级改造有利于中西部地区一次能源富集区发电设

29、备利用小时数的提升和国内全口径度电成本的降低，但同时亦会降低国内电力投资需求，并推动落后发电设施的产能淘汰。近年来，我国持续保持较大规模的电网建设投入力度。2016年，我国新增交流220kV及以上输电线路长度3.20万千米。目前，我国电力输配的主要系统包括：国家电网有限公司(以下简称“国家电网”)、中国南方电网有限责任公司(以下简称“南方电网”)和内蒙古电力集团有限责任公司。截至2016年底，国家电网110kV及以上输电线路长度93.8万千米，110kV及以上变电容量36.12亿千伏安，占我国输电线路长度的76%，占我国变电容量总量的66%。南方电网110kV及以上输电线路长度21万千米，占输

30、电线路总长度17%，110kV及以上变电容量8.9亿千伏安，占变电容量总量的16%。继20052009年中国输配电行业的高速发展期后，为解决配电网薄弱问题、提高新能源接纳能力、实现智能互联目标，近年来我国输配电行业将进入改造转型的更新换代周期，电网基本建设投资完成额呈持续增长趋势，2016年全年累计完成5,426.00亿元，同比增长16.94%，增速提高4.30个百分点。为加快推进配电网建设改造，2015年，国家发改委和国家能源局先后发布关于加快配电网建设改造的指导意见和配电网建设改造行动计划(2015-2020年，其中明确提出：20152020年，配电网建设改造投资不低于2万亿元。预计到20

31、20年，高压配电网变电容量达到21亿千伏安、线路长度达到101万千米，分别是2014年的1.5倍、1.4倍，中压公用配变容量达到11.5亿千伏安、线路长度达到404万千米，分别是2014年的1.4倍、1.3倍，城市供电可靠率将达99.99%。近年来，我国配电网建设投入不断加大，配电网发展取得显著成效，但用电水平相对国际先进水平仍有差距，城乡区域发展不平衡，供电质量有待改善。提高电网装备水平、促进节能降耗和推动输配电网智能互联化发展是我国电网改造的几大发展目标。从跨区域送电情况来看，随着我国电网接纳能力的不断提高、西电东送工程不断推进，近年来我国跨区域送电量增长明显。2016年，全国跨区域送电量

32、累计达3,324亿千瓦时，同比增长16.0%。根据国家发改委、国家能源局下发的解决弃水弃风弃光问题实施方案，大气污染防治“四交五直”特高压建设任务计划于2018年完成，加之我国目前已建成的多条长距离、大容量输电通道，可为跨省区电力互济提供了基础，有利于我国电力供需不平衡矛盾的化解，在提升西北部地区发电设施利用程度的同时，满足我国东部、南部用电大省的电力需求，降低东部、南部用电大省的电力建设需求，并有利于区域内落后发电设施的淘汰。2.国内电网运营模式及电价定价机制目前我国实行厂网分开、竞价上网模式，这一模式实际分为两个阶段，第一阶段是试点阶段(19982001年);2002年以来的第二阶段是改革

33、阶段，目前已成功重组发电和电网企业，达到电价市场化的必要条件。目前我国电价仍根据价格法实施政府定价，电价由电力企业或省价格主管部门根据电力商品类别、生产经营成本及其变化情况提出电价制定与调整建议方案，国家价格主管部门综合考虑电力供求平衡状态和宏观经济承受能力等因素后，提出具体意见，报国务院审批后，通知省价格主管部门和电力企业执行(各省最新煤电上网电价见表3)。此外，为打破输配电一体化垄断、电网企业独家购买电力的格局，近年来发电企业向大用户直接供电业务开展较多，为电价市场化改革积累了有益经验。五、行业格局1.竞争格局稳定目前火电行业集中度较高，五大发电集团在火电行业中占据绝对优势，各省属区域性电力集团也具有较强的竞争能力;考虑到火电行业对于资源、技术、人员等的较高要求，预计未来具备较强竞争实力的火