深度报告｜火电装机已接近“十三五”红线 行业竞争将会进一步加剧

火电方面，2014~2016年末，火电装机容量分别为9.24亿千瓦、10.06亿千瓦和10.54亿千瓦，同比分别增长5.9%、8.87%和4.81%，其中2015年的火电装机容量为2009年以来年度投产最多的一年。截至2017年9月末，火电装机容量为10.80亿千瓦，已经接近于《电力发展十三五规划(2016～2020年)》(以下简称“十三五规划”)11亿千瓦红线。“十三五规划”指出按照非化石能源消费比重达到15%的要求，到2020年，非化石能源发电装机容量达到7.7亿千瓦左右，煤电装机容量力争控制在11亿千瓦以内，煤电装机比重控制在55%。在非化石能源装机容量快速增长下，2014~2016年末，火电装机容量占比不断下降，分别为67.41%、65.93%和64.04%。2016年以来火电净增规模减少主要是受国家出台的促进煤电有序发展系列政策措施影响。

2016年国家发改委、国家能源局等部门发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》(发改能源[2016]565号)、《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》(发改能源[2016]1698号)以及《关于进一步调控煤电规划建设的通知》(国能电力[2016]275号)等文件通过建立风险预警机制，制定实施“淘汰一批、取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施来调控各省煤电建设。2017年4月20日国家能源局发布《国家能源局关于发布2020年煤电规划建设风险预警通知》(以下简称“煤电2020年预警通知”)，从煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕都预警指标以及资源约束性指标来综合判断各地区煤电建设风险情况。《煤电2020年预警通知》显示仅海南和湖南为绿色预警，河南、湖北、江西和安徽为橙色预警，其余为红色预警。2017年7月26日国家发展改革委、国家能源局等16个部委联合发布《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》(以下简称《意见》)，要求2017年“淘汰、停建、缓建煤电产能5,000万千瓦以上”，此外提出从严淘汰落后产能、清理整顿违规项目、严控新建产能规模、加快机组改造提升、规范自备电厂管理以及保障电力安全供应六个任务。2016年全国共取消不具备建设条件项目1,240万千瓦，淘汰落后产能500万千瓦，当年投产煤电装机规模同比显著减少。预计“十三五”期间，全国将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，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦以及灵活性改造2.2亿千瓦。

近年来煤电装机结构持续优化，节能减排水平大幅提升。2015年，中电联统计调查显示，全国火电机组平均单机容量为12.89万千瓦，比上年增加0.4万千瓦;火电大容量高参数高效机组比重继续提高，全国百万千瓦容量等级机组已达86台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到42.91%，比上年提高1.4个百分点。2016年，中电联抽样显示，火电机组平均单机容量为13.19万千瓦时，比上年增加0.30万千瓦;全国100万千瓦级火电机组达96台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到43.4%，比上年提高0.5个百分点。截至2016年底，全国累计完成煤电超低排放和节能改造均超过4亿千瓦，其中，京津冀地区具备条件的煤电机组已全部完成超低排放改造;累计淘汰小火电机组超过1亿千瓦，煤电平均供电煤耗降至315克标煤/千瓦时;全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦，占全国煤电机组容量的93.0%，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9.1亿千瓦，占全国火电机组容量85.8%，煤电机组二氧化碳排放强度下降到约890克/千瓦时，处于世界先进水平。2017年8月7日，国家能源局发布《国家能源局关于下达2017年煤电行业淘汰落后产能目标任务(第一批)的通知》(国能发电力[2017]45号)，明确表示将淘汰高煤耗以及污染物排放不达标的机组，淘汰机组共计100台，合计472.1万千瓦，并于2017年底完成主要拆除工作。国家能源局表示，“十三五期间”力争淘汰火电落后产能2,000万千瓦以上，新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时。

2014~2016年，我国规模以上火电设备平均利用小时数分别为4,706小时、4,329小时和4,186小时，火电设备发电利用小时数不断下降。2017年前三季度，水电受来水影响发电量有所下降，火电设备平均利用小时数为3,117小时，同比增加47小时。按照电力行业的一般规则，如果某一地区的全年设备利用小时数高于5,500小时，表明该地区用电紧张，可继续增加电源投资;如果低于4,500小时，则表明该地区电力富余，一般不能再新增发电装机。以5,500小时的火电盈亏平衡点测算，目前过剩程度已经超过20%。分省份看，2016年山东、江苏、河北、宁夏、江西以及内蒙古发电利用小时数超过4,500小时，没有任何地区发电利用小时数超过5,500小时。

目前调峰调频机组、热电联产供热机组以及跨省跨区国家计划和政府间协议电量，按电改政策，给予优先发电保障;水电和核电也给予二类优先发电保障;而一般火电机组在发电序列的最末端。未来随着清洁能源发电装机容量上升，为保障清洁能源发电电力消纳，火电机组利用小时将进一步降低。

随着电力改革推进，销售电量市场化率不断提升，火电企业竞争加剧，大装机容量机组高参数机组具有竞争优势，这使得小装机容量高煤耗机组加速淘汰。

2015年3月，中共中央印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)文件，开启了新一轮电力体制改革的序幕。2015年，为配合中发[2015]9号文件落实、有序推进电力改革工作，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门制定并发布《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力市场交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》以及《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》6个电力体制改革配套文件，分别从电价、电力交易体制、电力交易机构、发用电计划、售电侧、电网公平接入等电力市场化建设相关领域以及相应的电力监管角度明确和细化电力改革的政策措施。2015年，全国31个省份中已有24个省份相继开展了大用户直接交易(仅有北京、天津、河北、上海、海南、青海、西藏等7个省份尚未开展)，直接交易电量超过4,000亿千瓦时，比2014年的1,540亿千瓦时增长近2倍，其中11个省区交易规模超过100亿千瓦时。

2016年国家发改委发布《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》(发改价[2016]498号)以及《国家发展改革委关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》(发改价格[2016]2018号)，进一步扩大输配电价改革试点范围，并有序推荐电价市场化改革。截至2016年底，已有21个省份获批电力改革综合试点，9个省份获批售电侧改革试点，1个区域电网和全部32个省级电网获批输配电价改革试点，开展首批增量配电业务试点105项，东北区域还开展了电力辅助服务市场专项改革试点。在中央和地方共同推动下，发用电计划加快放开，发售电企业和电力用户积极参与，各省级市场化电力交易陆续启动，初步统计全年市场化交易电量约1万亿千瓦时，比上年增长超过1倍，占全国全社会用电量的比重达到19%左右，其中直接交易电量接近8,000亿千瓦时，同比增长85%。2016年市场化交易电价每度电平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。

2017年3月29日，国家发展改革委和国家源局联合发布《关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行[2017]294号)(以下简称“294号文件”)，294号文件要求各地要加快推进电力体制改革，逐步扩大市场化交易电量规模，逐年减少既有燃煤发电企业计划电量;2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议(合同)超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%;2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小;对中发[2015]9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格。此外，国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电计划予以重点保障;优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平，价格按照《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(发改价格[2015]962号)有关精神，由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电价格，鼓励通过签订中长期合同的方式予以落实;优先发电计划电量以外部分参加受电地区市场化竞价。