2020年火电行业研究报告及展望-第3页-北极星火力发电网

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三、行业格局

1.电力行业集中度较高，原有“五大四小”集团在电力行业占据绝对优势，且电力行业对于资源、资金和技术均具有较高要求，已具备较强竞争力的火电企业仍将保持规模优势、区位优势。近年来，国家不断推进行业资本整合、资源整合，原神华集团和国电集团重组成立国家能源投资集团有限责任公司，形成中国第一大一次能源及二次能源生产巨头，实现煤电联动效应，有效增强其资本实力及综合竞争力。同时，面对火电企业持续性经营压力，国家亦推动煤电资源区域整合，提升煤电经营效率。

2016年7月，国务院办公厅公布《关于推进中央企业结构调整与重组的指导意见》，鼓励煤炭、电力、冶金等产业链上下游中央企业重组，打造全产业链竞争优势，更好发挥协同效应。2017年8月，中国国电集团有限公司（以下简称“国电集团”）收到国务院国资委《关于中国国电集团公司与神华集团有限责任公司重组的通知》（国资发改革〔2017〕146号），同意国电集团与神华集团有限责任公司（以下简称“神华集团”）合并重组，神华集团更名为国家能源投资集团有限责任公司（以下简称“国家能源集团”），作为重组后的母公司，吸收合并国电集团。本次合并完成后，国电集团注销，国家能源集团作为合并后公司继续存续。2018年8月27日，国家能源集团和国电集团收到国家市场监督管理总局反垄断局出具的经营者集中反垄断审查不予禁止决定书，至此合并协议约定的合并交割条件全部满足，即日起实施集中。

两家合并后成立的国家能源集团为中国第一大一次能源和二次能源生产公司，煤和电的产量都占全国总产量15%左右。截至2019年9月底，国家能源集团资产总额17625.61亿元，所有者权益7087.48亿元；2019年前三季度实现收入4092.53亿元，利润总额616.45亿元。神华集团与国电集团强强联合是近年来煤炭电力行业规模最大的重组案例，其产业链上下游的联合重组，对于推进煤电一体化、稳定煤炭市场、促进行业可持续发展和企业转型升级均具有重要意义。

由于电力行业产能过剩，火电机组发电效率受限，部分深度调峰机组持续中低负荷运行；且煤炭成本持续高企，火电企业经营压力大，已出现全行业政策性亏损问题。根据国务院国资委统计数据，截至2018年底，五大煤电央企合计煤电厂474家，装机容量5.2亿千瓦，平均资产负债率73.1%；其中亏损企业257家，占比54.2%，累计亏损379.6亿元，平均资产负债率88.6%。2019年11月，国务院国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》（以下简称“《方案》”），自2019年开始启动，用3年左右时间开展中央企业重点区域煤电资源整合试点工作，通过区域整合优化资源配置，淘汰落后产能，减少同质化竞争，缓解电力企业经营困难，促进电力行业健康可持续发展。力争到2021年底，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。

《方案》确定首批试点将在煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的区域推进，包括新疆、青海、宁夏、甘肃和陕西5省，原则上根据中国华能集团有限公司（以下简称“华能集团”）、中国华电集团有限公司（以下简称“华电集团”）、大唐集团、国家电力投资集团有限公司（以下简称“国电投集团”）和国家能源集团5家集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，在此基础上，综合考虑地区电价，过剩产能消纳、煤电联营、各企业区域战略发展规划等因素，确定华电集团牵头新疆，国电投集团牵头青海，国家能源集团牵头宁夏，华能集团牵头甘肃，大唐集团牵头陕西。试点将稳妥开展资产重组置换，以产权无偿划转为主，市场转让为辅，尽量不产生现金交易，人员、负债随资产一并划转。上市公司所属煤电企业，将股权上移至母公司后再划转，也可以市场化方式转让或置换。此外，《方案》提出要推动企业转型升级，在试点区域带头打造高效清洁可持续发展的煤电产业；同时，支持企业积极引入外部资本，牵头单位要通过债转股、引战投等措施加快降低试点区域煤电企业负债率，积极探索混合所有制改革。

在火电行业产能过剩、成本高企的背景下，煤电联动的行业整合以及火电企业的区域性整合已是大势所趋，若能有效提升产业协同效应，整合高效资源，将有利于火电企业控制成本、提升火电机组运营效率，进而实现扭亏，提升综合竞争力。

2.电力市场化改革逐步推进，交易电量继续提升；2020年以来，随着电力交易上市建设逐步完善，一些电力市场改革较快的省份市场化交易电量价差已经开始回落，市场竞争逐步趋于良性。

电力市场化改革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；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，逐步取消电网公司的售电业务，推行电力行业的市场化运营；同时鼓励社会资本投资成立售电主体，并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。

2020年，交易电量规模进一步提升。根据中电联相关统计数据，2020年上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量12024亿千瓦时，同比增长5.9%。其中，电力市场中长期电力直接交易电量为9602亿千瓦时，同比增长8.5%，占全社会用电量比重为28.6%，同比提高2.6个百分点。国家电网有限公司经营区域各电力交易中心总交易电量累计完成21437亿千瓦时，同比下降2.4%。其中，市场化交易电量8597亿千瓦时，同比增长1.9%。电力直接交易电量6655亿千瓦时，同比增长0.7%，降低电力用户用电成本201亿元，持续释放改革红利。2020年上半年，国网区域内省间交易电量完成4855亿千瓦时，同比增长4.8%。其中，清洁能源1900亿千瓦时，占39.1%。

从交易电价看，各省市场交易电价价差有所分化。其中山东地区直接交易电价平均降幅1.31分/千瓦时，降低用户电费成本12.36亿元；甘肃地区售电到户均价累计完成446.61元/千千瓦时，同比降低39.50元/千千瓦时；而市场化进展较快的省份，随着市场的出清，交易机制的完善，市场交易电价价差已经开始有所回落，以市场化改革较为先进的广东省为例，2020年市场化交易价差同比上年下降明显。

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