深度报告丨2016年中国火电行业研究报告

5.装机技术水平

随着我国火力发电技术不断发展，火电机组向大型化、清洁化发展，1,000MW 超超临界机组达到 82 台、脱硫脱硝装机容量比例已分别达到总装机容量的 99%和 92%;但依然存在核心技术缺乏、关键装备及材料依赖进口问题比较突出、高温材料长期落后的困境，给火电企业造成一定成本压力。

大型化方面，我国火电机组呈现热电联产机组比重提高、以热电联产机组替代小机组、小机组整合以大机组替代的特点。60 万千瓦、100 万千瓦超(超)临界机组成为我国主力火电机组，我国火电机组的参数、性能和产量已处于世界领先水平。超超临界机组方面，截至 2015 年 9 月底，我国已投产 1,000MW 超超临界机组达到 82 台，主要集中在广东、浙江、江苏三个电力缺口较大省份，三省合计占 46 台。

清洁化方面，我国现役机组通过节能技术改造，以综合技术提高热效率、提高劣质煤利用水平方法，使得环保、能耗指标方面表现卓著。据中电联统计，2015 年，中国火电机组净效率为 39%(供电标准煤耗 315 克/千瓦时)，较 2010 年提高了 2 个百分点(降低 18 克/千瓦时)。2014 年单位发电量及火电发电量二氧化碳排放量分别约 645 和 855 克/千瓦时，较 2010 年分别降低了 99 和 66 克/千瓦时。其他排放物方面，2015 年底，环境保护部、国家发改委、国家能源局发布了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》提出：到 2020 年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10 毫克/立方米、35 毫克/立方米、50 毫克/立方米。一般而言，燃煤烟气污染物超低排放相对于燃气发电经济性显著，相对于常规烟气治理投资较高;装机容量越大，单位发电量的环保升级投资越低。随着源头严防、环保违法实行“零容忍”《环保法》实施，环保税开征临近，“超低排放”已经成为地方政府、和电力公司追求的目标，近年来各大电力公司在煤机除尘、脱硫、脱硝建设及节能环保改造投入大量资金。截至 2015 年底，我国火电脱硫脱硝装机容量比例已分别达到总装机容量的 99% 和 92%。

尽管我国火电设备锅炉、汽轮机和发电机这火电“三大主机”已能够自主设计制造，四大管道、高端阀门、炉水循环泵等辅机设备及材料国内制造也已具备一定实力，但受外资垄断影响，关键基础材料、核心基础零部件的工程化、产业化依然存在瓶颈限制，进口依赖程度仍较高，增加了电力建设成本。同时，特种金属功能材料、高性能结构材料、先进复合材料、高温超导材料等是突破我国火电辅机设备瓶颈的关键。预计短期内突破进口依赖局面，实现国产化的可能性不大。

三、上游煤炭价格对火电行业影响分析

受煤炭行业去产能政策的影响，动力煤价格自 2016 年初连续上涨，煤电企业成本大幅增加;随着 2016 年下半年煤炭去产能的力度和速度进一步加大，电煤供给侧会继续相对紧张，考虑到国家相关部门在煤价涨幅过大，或库存过低的情况下将会释放部分产能来平抑价格波动，预计 2016 年下半年煤价增速可能会略有放缓，但是上涨的趋势仍不变;尽管 2016 年动力煤价上涨触发 2017 年初煤电联动上调电价的可能性较大，但考虑到在目前中国经济处于低迷时期、国家努力降低工商业用电价格的大环境下，即使 2016 年煤价上涨至煤电联动触发点，预计上网电价调整的可能性也不大;在电煤成本上升、上网电价不调整的情况下，预计未来一段时期内煤电企业成本压力或将加大，盈利空间将被进一步压缩。

1.煤炭价格变动对煤电企业的影响

在煤电企业的所有成本中，煤炭成本约占 60%，煤价的上涨对电厂的成本有着重要影响。据统计，2015 年，中国约有 18.4 亿吨的煤炭用于发电，煤炭价格每吨涨 10 元，对发电企业而言，就会增加 180 亿元的成本。虽然 2016 年上半年煤炭去产能未能完成 2016 年全年煤炭减产目标的一半，但煤炭减产已经使煤价上涨超出预期。同时，据秦皇岛煤炭网分析显示，环渤海港口煤炭库存水平继续保持在相对低位，沿海六大电厂库存也在持续下降，库存水平创 2013 年以来新低，阶段性的需求高峰暂时还在持续。据 2016 年 10 月 19 日数据，环渤海地区 5,500 大卡动力煤价平均价格报收 577 元/吨，较年初上涨 217 元/ 吨，涨幅 60.28%，已连续十六期上涨，继续刷新年内最高纪录。考虑到 2016 年下半年去产能政策的继续实施，面对剩余 62%去产能任务，预计煤炭去产能的力度和速度都将会加大，这将使得供应侧继续相对紧张，下半年煤价将继续保持上涨趋势。

图 9 2010年10月~2016年10月综合平均价格指数:环渤海动力煤(Q5500K)(单位：元/吨)

资料来源：Wind 资讯

具体来看，在煤价对煤电企业成本影响方面，据国家能源局西北能监局测算：“以陕西火电平均发电标煤耗 315 克/千瓦时、榆林 5,500 大卡动力煤价格为例进行测算，原煤价格每上涨 25 元，影响发电燃料成本增加 1 分钱。2016 年上半年，陕西电煤供应较为充裕、价格走势平稳，基本维持在 214~218 元/吨。随着供求关系紧张，电煤价格从 6 月份开始持续上涨，8 月底涨至 251.50 元/吨，较 5 月底增长 14.36%。进入 9 月以来，煤炭价格上涨加速，以每周 20 元/吨左右大幅攀升，仅 9 月至今电煤每吨上涨 94.40 元，比 8 月末上涨 37.52%;截至 10 月 14 日，陕西动力煤价格涨至 346 元/吨，比 5 月底增长 126 元，涨幅 57.27%。以燃煤标杆电价和 2015 年陕西火电相关成本数据进行测算，2016 年单位燃料成本预计已达 181.51 元/千千瓦时，单位发电成本 285.12 元/千千瓦时，发电利润仅为 0.86 元/千千瓦时，基本属于盈亏平衡。若煤价进一步上涨，发电企业将出现亏损”。

表 5 陕西火电企业成本利润预测(单位：元/千千瓦时)

资料来源：国家能源局西北监管局、北极星电力网。

但同时值得关注的是，据国家发改委预测，当前煤炭日均缺口量约 90 万吨，考虑冬季储煤因素，2016 年第四季度日均耗煤约 1,100 万吨，日增产 100 万吨，才能够保持煤炭的供需平衡。因此，在启动《稳定煤炭供应、抑制煤价过快上涨预案》一级响应后，国家发改委、国家能源局、国家煤矿安监局 9 月 29 日又下发了《关于适度增加部分先进产能投放、保障今冬明春煤炭供应稳定的通知》，在 2016 年 10 月 1 日至 2016 年 12 月 31 日期间，适当增加安全高效矿井的产能释放，允许这些煤矿在 276 至 330 个工作日之间释放产能，而没有参与产能释放的煤矿仍要严格执行 276 个工作日制度。根据该通知给出的先进产能煤矿范围，共计将有 1,503 家煤矿加入到先进产能的释放行列。如果未来上述 1,503 家先进煤矿产能得到充分释放，目前煤炭市场供应偏紧的状态将有所扭转，煤炭价格快速上涨的趋势将得到控制，但是考虑到上涨的趋势仍不变，煤电企业的盈利空间或将受到进一步挑战。

2.煤电联动机制对煤电企业成本的影响

2004 年之前，由于我国电力实行计划制，煤炭实行市场制，煤和电的价格形成机制存在本质差异导致电力企业严重亏损，为缓解电力企业亏损，从 2004 年开始，我国实施煤电联动机制。

自 2004 年第一次实施以来，煤电联动机制经历三次改进。2004 年最初提出煤电联动时，以 6 个月为一个周期，在平均电煤价格波动超过 5%时触发调整电价。2012 年，根据《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，以一年为一个周期，煤电企业自行消纳的煤价波动比例从 30%调整为 10%。2015 年底的最新政策以 2014 年为基准年，年度为单位，参考发布的中国电煤价格指数，波动大于 30 元时触发测算公式，在符合条件下以 2014 年的电价为基准，对上网电价和销售电价进行区间联动调整。