【行业研究】火电行业研究报告及展望

电价市场化改革

1998年以来，中国实行厂网分开、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(1998~2001年);2002年以来的改革阶段是第二阶段，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。目前中国电价仍根据《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。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，近年来电力行业逐步开展了“大用户直供”、改革调度机制、“输配分开”、“配售分离”、“水火同价”价格改革等试点或者前期准备工作。

(1)电力体制改革的思路

原有电力体制下，电网公司实行统购统销，发电企业和电力用户彼此之间缺少沟通。为缓和发电端和用电端的价格矛盾以及打破电网公司上下垄断局面，2016年，国家发改委和国家能源局陆续发布《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》、《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)》、《有序放开配电业务管理办法》。同时2016年11月发布《售电公司准入及退出管理办法》、《电力中长期交易基本规则(暂行)的通知》;2017年发布《省级电网输配电价定价方法(试行)》以及《关于有序放开发电计划的通知》等政策文件。

在具体举措方面，要求加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同)、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量、规范和完善市场化交易电量价格调整机制、有序放开跨省跨区送受电计划、允许优先发电指标有条件市场转让、参与市场交易的电力用户不再执行目录电价以及采取切实措施落实优先发电、优先购电制度等十个方面。同时在省级电网输配电价定价方法中建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系以及建立激励因素机制，调动电网企业加强管理、降低成本积极性，提高投资效率和管理水平。

2017年底，中央经济工作会议提出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重;2018年政府工作报告也提出加快要素价格市场化改革;2018年7月，国家发改委、国家能源局亦发布文件，要求加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，提高市场化交易电量规模;煤炭、钢铁、有色、建材四大行业全面放开市场化，不再执行目录电价，并且鼓励用户和发电企业约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。

此次电力体制改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，推进市场化。输配电价改革是电力体制改革和价格机制改革的关键环节，也是电力供给侧结构性改革的重要内容。输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，目的是转变对电网企业的监管模式，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。改革后，电网公司将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”。2018年中央经济工作会议和《政府工作报告》明确提出了降低一般工商业电价10%的要求，随后国家发改委对外发布《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，并逐步分四批出台了推进区域电网和跨省跨区输电价格改革、临时性降低输配电价、降低电网企业增值税、扩大跨省跨区电力交易规模等10项降价措施，降低电网环节收费和输配电价格。按年计算，上述措施合计可减轻一般工商业企业电费支出超过1000亿元，超额完成10%降幅目标。电网端成本降低，及市场化的不断推进，为发电企业和用电企业留下了更大的盈利空间。

从具体的改革方式来看，本轮电力改革的具体措施目前主要有组建电力交易机构和售配电侧改革两个方面。

通过组建电力交易机构来搭建用户和发电企业的交易平台，从而逐步取消电网公司的售电业务，来推行电力行业的市场化运营。目前的电力交易机构主要是由国家电网、南方电网和地方电网企业等发起成立的电力交易中心，主要包括北京、广州两大电力交易中心以及各省区市的电力交易中心。各大电力交易中心均为电网企业的控股或全资子公司，缺乏独立性和中立性，为此国家发改委和能源局于2018年8月份印发了《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》，其中提出要按照多元制衡的原则，推进电力交易机构股份制改造，改造后的电力交易机构的股东应来自各类交易主体，非电网企业资本股比应不低于20%，鼓励非电网企业资本占股达到50%左右。

售配电侧改革目前推行的措施可分为两方面，第一是鼓励社会资本投资成立售电主体，包括成立售电公司以及允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区组建售电主体直接购电等。第二是向符合条件的市场主体放开增量配电网投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。2016年11月以来，国家发展改革委和国家能源局分三批在全国范围内批复了320个增量配电业务改革试点，基本实现地级以上城市全覆盖。2018年10月，国家发改委和能源局印发了《关于增量配电业务改革第一批试点项目进展情况的通报》，国家发改委和能源局决定建立增量配电业务改革试点进展情况每月通报制度以加快推动试点工作。

(2)电力改革的进展

2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场化交易得以大力推进，中国逐步建立了规则明确、组织有序、形式多样、主体多元的市场化交易体系。2017年各地签订直接交易年度、月度合同以及平台集中交易合同电量，加上跨省区市场化交易、发电权交易等其他交易品种，累计完成市场化交易电量1.63万亿千瓦时，同比增长45%，其中各省内市场交易电量合计1.34万亿千瓦时(含发电权交易电量)，省间(含跨区)市场交易电量合计2924亿千瓦时(按受端口径计入、不含西电东送协议电量)。市场化交易电量达到电网销售电量比重的33.5%、全社会用电量的25.9%，为工商企业减少电费支出603亿元，度电平均降价约5分。

截至2018年6月底，在全国各电力交易机构注册的合格市场主体达82921家，较2017年底增长约2万家;8月底，全国在电力交易机构注册的售电公司达3600家左右。根据国家电网第四季度工作会议信息，2018年前三季度，国家电网完成市场化交易电量1.1万亿千瓦时，同比增长33.5%，占该公司售电量的34.5%，比较2017年全年国家电网市场化交易电量1.2万亿千万时、占该公司售电量的29.9%，同时国家电网销售电量占全国销售电量的83.2%，预计今年国家电网将带动全国市场化程度提高。

(3)电力体制改革对于发电企业的影响

本次改革有利于电力价格市场化的形成，电力价格市场化将会促使发电企业加强成本管控、优化产业布局和产业链延伸;但同时，新的电价机制也容易引发过度竞争，从而加剧电价水平下降，火电企业盈利空间将被进一步压缩;可以预见，未来几年内，将会有大量包袱重、效率低、管理差的火电企业面临被市场淘汰的风险，火电行业将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。

一方面，市场竞价有利于促使发电企业加强成本管控。新的定价机制确立之后，原有标杆上网电价政策保护将被取消，按机组容量平均分配电量的传统模式也将被打破，不同发电企业经营差距会明显拉大。电价市场化改革后，发电企业的竞价能力与生产成本(煤价等)关联度越来越高，容量大、效率高、符合环保政策的机组具有较强的竞争优势，利用小时会得到大幅提升，经营效益将明显优于老旧机组。新的改革形势将促使发电企业加强存量资产管理，巩固价值创造理念，加快企业从生产型向经营型转变。同时，新价格机制有利于推动发电企业优化产业布局。价格机制调整将引导发电企业优化资源配置、调整商业模式。发电企业在今后规划电源布局选址时，将更多考虑输配电价改革后对跨省区送电、新能源并网的利好，并要考虑售电侧竞价因素，通过优化布局提高市场竞争力。此外，售电侧放开后允许符合条件的发电企业投资组建售电公司，有利于发电企业延伸产业链，实行发售一体化。产业链向下游延伸后，发电企业将加强内部协调，发掘电力产品的附加价值，开辟新的利润增长点。

另一方面，改革的压力基本也集中在了发电企业身上。在目前的电力市场过剩加剧、经济稳增长压力加大的背景下，新的电价机制容易引发过度竞争，电力市场竞争将更加激烈、公平、直接，从而加剧电价水平下降，企业盈利空间可能进一步压缩。此外《关于有序放开发用电计划工作的通知》规定，未来几年内，电力企业的所有发电量都将被推向市场，上网电价和销售电价将会全部放开，同时要求未来要优先保证水电、核电等非化石能源发电机组上网。

3.调峰建设

2018年3月23日，国家发改委、国家能源局印发了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，提出实施火电灵活性提升工程，加快推进电源侧调节能力提升。进一步完善和深化电力辅助服务补偿(市场)机制，鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程、加快推进电力市场建设、建立电力系统调节能力提升标准体系等方面予以推进。

在火电行业产能过剩和电网对新能源大量吸纳的双重压力下，火电机组处于中低负荷下运行会成为常态。提高火电机组的灵活性，尤其是供暖热电联产机组的灵活性对于实现科学调峰、有序调度，保障民生供热、促进新能源电量消纳、维护电力系统安全稳定运行有着积极作用。提升火电机组运行灵活性，大规模参与电网深度调峰将是大势所趋。目前，我国“三北”地区煤电占总装机容量的60%，其中一半左右为热电机组。预计到2020年这一比例仍将高于60%，热电机组比重也将有所增加。与之相比，抽水蓄能、调峰气电等调峰电源占比到2020年仍不足2%。在未来相当长的一段时期内，“三北”地区电力系统仍将依赖煤电机组进行调峰。

近期，热电解耦改造和纯凝火电机组深度调峰改造持续推进，部分机组改造已经完成，系统调峰能力逐步增强。

4. 节能降耗及环保要求

近年来，国家频频针对环境保护出台相关的政策方案，针对煤炭发电产生的污染问题也增加了较大力度的政策约束。2016年11月24日，国务院出台《“十三五”生态环境保护规划》明确了“十三五”期间电力环保的重要性，并应不断加大对污染的治理。随后相关部门也出台了煤炭发电及减排、防范和清洁能源利用的相关政策。一系列政策的实施为我国煤炭电力的改造等工程提供了方向支持，同时为电力环保行业的发展提供了政策保障。

电力行业环保主要分三个领域，即脱硫、脱硝和除尘。根据中电联数据，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83.2%，占全国煤电机组容量的93.8%。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%。同期，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86.8%。截至2017年底，采用第三方模式运营的脱硫机组容量超过2.0亿千瓦，占煤电机组总容量比例超过20.4%;采用第三方模式运营的脱硝机组容量超过1.1亿千瓦，占煤电机组总容量比例超过11.2%。截至2017年底，火电厂安装袋式除尘器、电袋复合式除尘器的机组容量超过3.3亿千瓦，占全国煤电机组容量的33.6%以上。其中，袋式除尘器机组容量超过0.8亿千瓦，占全国煤电机组容量的8.2%;电袋复合式除尘器机组容量约2.5亿千瓦，占全国燃煤机组容量的25.5%。同期，火电厂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27.5%。其中，湿式电除尘器机组容量约1.3亿千瓦，占全国煤电机组容量的13.3%;低(低)温电除尘器机组容量约1.4亿千瓦，占全国燃煤机组容量的14.3%。

目前，国家电力行业节能降耗取得积极进展。2018年上半年，电力行业继续淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下燃煤机组，装机结构持续优化，节能技术改造大力推进，供电煤耗比去年同期下降1.3g/kWh。