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【行业研究】火电行业研究报告及展望

北极星电力网新闻中心  来源:联合资信  作者:工商二部  2019/1/8 10:48:11  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 电力行业 煤电 火电

北极星火力发电网讯:中国是全球电力生产第一大国,发电量约占全球发电量总额的四分之一。从2008年的约3.45万亿千瓦时到2017年的约6.42万亿千瓦时,中国发电量年均增长6.81%。2017年,中国发电总量达到64179亿千瓦时,占全球总量的25.42%;2018年1~7月,中国发电总量(3.84万亿千瓦时)已超过欧盟2017年全年发电总量(3.29万亿千瓦时)。2017年,火电发电量在全国总发电量中的占比70.92%,较2008年下降10.31个百分点,但仍然占据中国电力生产主导地位,火电中燃气发电、燃油发电量占比小,本报告研究以煤电分析为主。

(来源:微信公众号“联合资信”ID:lianheratings 作者:工商二部)

一、火电行业发展情况

1.火电装机容量持续增长,但受电力需求波动和电源结构调整政策影响投资增速放缓,地区分化依然明显

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,改革开放以来,中国电力总装机容量呈近指数增长。截至2017年底,全国全口径发电装机容量17.77亿千瓦,同比增长7.6%,增速比上年回落0.75个百分点。其中火电11.06亿千瓦(含煤电9.81亿千瓦、同比增长3.7%),同比增长4.3%。全国人均装机规模1.28千瓦,比上年增加0.09千瓦,超过世界平均水平,电力供应能力持续增强。全国100万千瓦级火电机组达到103台,60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到44.7%,比上年提高1.3个百分点,非化石能源发电装机及大容量高参数燃煤机组比重继续提高,电源结构持续优化,但从装机容量看,未来很长时间内,火电仍是中国电源主力。截至2018年9月底,全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量17.6亿千瓦,同比增长5.3%,其中水电3.0亿千瓦、火电11.2亿千瓦、核电3928万千瓦、并网风电1.8亿千瓦;全国6000千瓦及以上火电装机容量占同规模电力总装机容量的比重约为63.6%。电力分布方面,截至2017年底,华北、华东、华中、东北、西北、西南、南方地区装机容量占比分别为21.9%、19.6%、12.7%、7.8%、13.8%、6.9%和17.3%,其中火电主要分布在华北、华东地区,占比分别为27.1%和23.5%。

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新增装机量方面,从各区域看,全国6000千瓦及以上火电发电装机规模集中于华东、华北、华中地区,其中山东、内蒙、江苏、广东、四川、新疆等工业大省或煤炭产区装机规模较大。装机规模增速方面,自2016年以来,中国新增火电机组装机量已持续小于新增新能源发电装机量,2018年前三季度,全国新增发电装机容量8114万千瓦,增量同比减少1280万千瓦。其中新增火电装机2379万千瓦,增量同比减少719万千瓦。分地区看,新增装机主要分布在陕西、新疆、宁夏等省份,火电装机项目合计增长200万千瓦以上省份共有7个,而四川、青海、云南等以水电为主、火电利用小时水平偏低省份装机量则呈现零增长甚至负增长,全国火电以资源和供需为导向发生结构性调整态势明显。国家能源局于2018年3月发布《2018年能源工作指导意见》,要求继续减少2018年煤电新增装机规模,同时将淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦。预计2018年全年全国新增发电装机容量1.2亿千瓦,其中,预计非化石能源发电新增装机7300万千瓦左右,煤电新增装机略低于4000万千瓦,延续了近年来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小幅下降的态势。考虑到“十三五规划”提出到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内,目前全国火电装机量已超过规划水平,面临极大的装机量增长压力,2016年开始火电机组审批大幅减少,同时不合规、高耗能项目停建缓建,预计2017~2018年投产高峰过后,火电机组装机容量将保持相对稳定,电源结构转变未来将长期保持。

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电力投资方面,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,电力电网升级改造力度仍然相对较强。根据中电联统计数据,2017年全国电力工程建设完成投资总额8014亿元,同比下降9.49%。其中电源基本建设投资完成额2700亿元,同比下降20.8%,电源基本建设投资中火电完成投资740亿元,同比大幅下降33.9%,为近十年来最低水平;同期水电投资618亿元,同比增长0.1%;核电投资395亿元,同比下降21.6%;火电投资减少最为明显。2018年前三季度,全国电源基本建设投资完成额1696亿元,同比下降1.8%,其中火电526亿元,同比增长6.2%,增速有所回升。从长远看,中国区域电力供需不平衡,用电结构正发生调整,行业发电小时数仍有待提升,未来电源投资极大可能将维持收缩态势,行业投资重点仍将为电网及配套设施的建设。

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2. 发电量持续增加,火电发电量占比仍在下降

基于全国装机容量和全社会用电需求的持续提升,全国发电量持续增加。2017年,全国发电量6.42万亿千瓦时,同比增长6.52%,其中火力发电量4.55万亿千瓦时,同比增长5.18%;与2008年相比,火力发电量增加1.75万亿千瓦时,年均增长5.54%。分地区看,山东、江苏、内蒙古、广东火力发电量分列前四位;火电比重在90%以上的地区有天津、上海、北京、山东、安徽、河南、江苏、山西8个地区,其中北京基本为燃气发电,天津、上海燃气发电占火电比重在六分之一左右,其余地区仍多为煤电,火电发电结构预计将不断向燃气发电倾斜。2018年前三季度,全国发电量为5.04万亿千瓦时,同比增长7.4%,其中火电发电量3.69万亿千瓦时,同比增长6.9%。

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从电源结构看,随着水电、核电、风电及并网光伏装机量上升,2008年以来火电发电量占全部发电量比重波动下降,2017年为70.92%,较2008年(81.22%)下降10.30个百分点,2017年煤电发电量占比64.7%。相比之下,2017年全国非化石能源发电量同比增长9.96%,其中新能源(并网风电与光伏)发电量同比增长36.6%,对全国发电量增长贡献率达28.6%,成为重要的电源增长来源。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由2016年的13.3%增至15%左右,同时考虑目前各电源投资情况、发电量增速和政策规划,预计未来中国火电发电量占比将进一步下降。

3.用电需求上升,设备利用率水平波动回升

2010~2014年,全国电力需求增速受宏观经济影响呈波动下降趋势,2015年以来逐步复苏回升。下游行业供给侧改革、基础设施投资加大带动第二产业发展回暖,同时两大电网于2017年共推广完成电能替代电量1286亿千瓦时,达到全社会用电量2.0%,均为带动全社会电力消费增速回升的主要驱动力。2017年,全国全社会用电量6.31万亿千瓦时,同比增长6.57%,增速连续两年回升,其中第二产业用电量4.44万亿千瓦时,同比增长5.55%;此外,受电能替代步伐加快、夏季气温偏高等因素影响,第一产业、第三产业分别实现了7.34%、10.66%的用电高增长率,对应用电量比例均有所提升;全国人均用电量和人均生活用电量分别为4589千瓦时和628千瓦时,分别比上年增加268千瓦时和44千瓦时。

2018年前三季度,在高技术及装备制造业用电快速增长、高载能行业增速逐季上升、消费品制造业平稳较快增长的支撑下,第二产业用电量实现较快增长,全国全社会用电量5.11万亿千瓦时、同比增长8.9%,增速同比提高2.0个百分点。其中,一、二、三季度分别增长9.8%、9.0%和8.0%,增速连续9个季度保持在5.5%~10%的增长区间。国内消费保持平稳较快增长、服务业用电保持快速增长,也使得第一产业、第三产业用电量继续提升。

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机组利用效率方面,2008年以来,受发电装机规模总量快速提升以及电力需求增速波动下降影响,全国发电机组平均利用小时数呈波动下降趋势。2017年全国6000千瓦及以上发电设备平均利用小时数为3786小时,同比下降11个小时。其中,火电机组平均利用小时数为4209小时,同比提升23小时,为2014年以来首次回升;2018年前三季度,全国6000千瓦及以上发电设备平均利用小时数为2905小时,同比增长94小时。其中,火电利用小时数为3276小时,同比大幅提升158小时。火电设备利用率有所回升,一方面为全社会用电量增速连续两年回升所致,另一方面,近年来中国不断投资电网建设,电网规模稳步增长,跨省区输送能力大幅提升。设备利用率的提高带来火电企业盈利能力复苏,据国联证券股份有限公司研究所统计,2017年,27家A股火电企业总营业收入实现2014年以来首次净增长,2018年上半年同比增速达16.97%,但根据国家统计局数据,当前全国火电企业亏损面仍接近一半,电煤价格压力和区域性用电供需矛盾仍然是企业盈利的重要障碍。

尽管目前整体用电需求增速有所回升,电网建设不断完善,从国内火电装机容量和实际发电量对比来看,2008年以来火电装机容量不断提升(增速保持在5%~9%区间内),但2014年以来装机同比增幅明显高于火电机组发电量增幅,截至2017年底,火电装机容量达11.06亿千瓦,较2014年增长18.63%,同期火电发电量增长仅为5.77%。考虑到近年新完成火电投资项目投产速度快于电力消费增速,且政策引导下非化石能源装机规模及占比快速提升,预计短期内中国火电设备利用率仍将存在一定的回升压力,设备利用率提升仍需通过供给侧改革引导限制产能扩张实现。

从全国各类发电设备平均利用小时比较来看,2012年以来,全国发电设备平均利用小时数由4579小时波动下降,同期,核电、火电平均利用小时数变动趋势与全国发电设备总体水平基本一致;核电平均利用小时数最高,各年均在7000小时以上;火电设备利用率略高于平均水平,利用效率高于风电、水电等输出不稳定电源。

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分省份看,由于区域内经济结构、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,中国各区域火电设备平均利用率差异较大。2017年共有3个省份(河北、江西、宁夏)达到5000小时以上,较2016年增加1个省份;有12个省份达到4000~5000小时,较2016年增加1个省份;31个省份(含直辖市)中17个实现设备利用率提高。在低于全国平均水平的省份中,云南和西藏最低,分别为1236和111小时。

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