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2. 火力发电行业面临的主要问题
2.1 需求侧:国内经济增长乏力,火电消费减速换挡
2015年,受国内经济增速持续放缓和经济结构调整影响,全国电力需求增速明显放缓,全社会用电量增速创近四十年来新低。1-12月,我国全社会用电量累计5.55万亿千瓦时,同比增长0.5%,增速较上年下降3.3个百分点,为1974年以来最低水平。在全社会电力需求增长乏力的背景下,火电需求增速疲软,加之装机逆势大幅增长,导致设备利用小时不断下降,对行业未来的持续健康发展蒙上了一层阴影。
分地区看,东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出,西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%,增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高,其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点,是全国用电增长的主要稳定力量。而西部地区在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢影响下,高耗能行业用电增速回落,导致西部地区用电量增速大幅回落。
分产业来看,第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%,其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%,直接导致全社会用电增速明显放缓。而随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高,第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长了7.5%和5.0%,反映出国家经济结构调整效果明显,工业转型升级步伐加快,电力消费结构在不断调整。
2.2 发电侧:电力供应能力充足,非化石能源发电快速发展
2015年,全国完成电源投资4,091亿元,同比增长11.0%;净增发电装机容量1.4亿千瓦,创年度投产规模历史新高。截至2015年底,全国全口径发电装机容量达到15.1亿千瓦,同比增长10.5%,增速大幅高于电力需求增速。
同时,全国电力供应结构进一步优化,非化石能源发电装机快速增长。2015年,风电、水电、太阳能发电、核电新增装机分别达到2,961万千瓦、1,608万千瓦、1,282万千瓦和724万千瓦,占全部电力新增装机的50.7%。截至2015年末,水电、风电、核电累计装机分别达到31,937万千瓦、12,830万千瓦、2,717万千瓦,非化石能源发电在全部电力装机结构中的占比达到34.2%,占比较上年提高1.5个百分点。
2.3 供需平衡:电力供应过剩明显,火电需求增长空间有限
随着用电增速的放缓和电源规模的进一步扩张,全国电力供需进一步宽松,部分地区甚至出现富余迹象,火电需求增长空间有限。2015年,全国发电设备累计平均利用小时仅为3,969小时,同比下降349小时,已是连续第四年下降,凸显出国内电力供应过剩的现实。分电源类型来看,1-12月,全国火电、水电、风电和核电设备平均利用小时分别为4,329小时、3,621小时、1,728小时和7,350小时,分别较上年下降410小时、48小时、172小时和437小时。
在电力体制改革逐步将发电企业推向市场的背景下,利用小时数作为衡量电力供应松紧度的关键指标,其对于发电项目盈利能力的重要性不亚于电价,应该作为火电企业在进行投资决策时的重要参考。
3. 火力发电行业政策导向
2015年以来,面对火电装机逆势增长、新能源并网消纳形势恶化的局面,国家新近出台了诸多调控政策,如严控煤电建设规模、促进新能源并网、下调燃煤机组上网电价等,政策因素对火电行业发展的影响愈发明显,且政策调控方向对行业发展整体偏利空,预计未来可能会对行业装机增长形成明显制约。
3.1 产能方面:严控煤电建设规模,防范火电产能过剩进一步加剧
面对火电核准权下放后煤电装机逆势增长的局面,为防范火电产能过剩态势进一步加剧,从2015年下半年开始,国家严控煤电项目建设规模,尤其在2016年4月,国家发改委和国家能源局联合下发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》,督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐,以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面,以期化解由此带来的能源行业运行风险。对存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域,原则上不再安排新增煤电规划建设规模。即便是确有电力缺口的省份,也要优先发展非化石能源发电项目,并充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用,减少对新增煤电规划建设规模的需求。此次共有13个省被暂缓核准项目,15个省被暂缓建自用项目。
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