【行业研究】火电行业研究报告及展望

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%。

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。

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。

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%。

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。

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。

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。