深度报告丨2016年中国火电行业研究报告

5.行业内竞争者的竞争能力

目前火电行业集中度较高，五大发电集团在火电行业中占据绝对优势，各省属区域性电力集团也具有较强的竞争能力;考虑到火电行业对于资源、技术、人员等的较高要求，预计未来具备较强竞争实力的火电企业规模将继续保持优势地位、竞争实力将得到进一步加强，火电行业竞争格局将保持稳定。

近年来，火电行业装机规模不断扩大但行业整体竞争格局保持稳定。具体看来，五大发电集团是电力行业主力梯队，2015 年五大发电集团总装机占比为 47.91%。部分省属区域性电力集团也拥有较大规模的装机规模，但与全国性电力集团相比差距较大。考虑到火电行业对于资源、技术、人员等的较高要求，预计未来具备较强竞争实力的火电企业规模将继续保持优势地位，行业规模排序将不会发生显著变化，竞争格局将保持稳定。

表 8 2014~2015 年主要火电企业可控装机容量及占比情况(万千瓦、%)

资料来源：各公司募集说明书等公开资料，联合评级整理。

七、行业政策

目前对火电行业影响较大的行业政策主要集中在新增装机控制方面及电网改革方面。

1.煤电新增规模政策及影响

从新增规模来看，“十三五”期间国家将严格控制煤电新增规模，预计未来受煤电新增规模大幅减少的影响，火电装机新增规模将会大幅减少，火电“急刹”已成为必然。

国家发改委和国家能源局于 2016 年 3 月 17 日联合发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》(以下简称《通知》)，提出：“严控各地煤电新增规模，即对经电力电量平衡测算存在电力冗余的省份(不包含革命老区和集中连片贫困地区煤电项目)，采取取消一批、缓核一批、缓建一批等措施，适当放缓其现有纳入规划及核准在建煤电项目的规划建设。其中，所谓取消一批是指取消 2012 年及以前纳入规划的未核准煤电项目，相应规模滚入当地未来电力电量平衡，待 2018 年后结合电力供需情况再逐步安排。缓核一批是指全国有 13 个省(区)(黑龙江、山东、山西、内蒙古、江苏、安徽、福建、湖北、河南、宁夏、甘肃、广东、云南)2017 年底前暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目。缓建一批是指全国有 15 个省(区)(黑龙江、辽宁、山东、山西、内蒙古、陕西、宁夏、甘肃、湖北、河南、江苏、广东、广西、贵州、云南)，除民生热电外的自用煤电项目，尚未开工建设的，2017 年底前暂缓开工;正在建设的，适当调整建设工期，把握好投产节奏”。受此影响，2016 年 1~8 月，火电新增装机 2,875 万千瓦，较上年同期少投产 207 万千瓦，同比下降 6.71%。

2016 年 9 月 23 日，国家能源局发布了《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》(国能电力[2016]244 号)，取消了一批 15 项、1,240 万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目，并明确要求：“对于存在拒不执行“取消一批”、“假取消、真建设”等违规行为的煤电项目，相应省(区、市)发展改革委(能源局)要责令其立即停止建设，并视情况对项目单位及其所属集团公司实行限批新建煤电项目、开展自用及外送煤电项目优选工作时不予考虑，电力工程质量监督中心站不予进行质量监督注册，国家能源局及其派出机构不予办理业务许可证并通报全国，电网企业不得予以并网，银行及金融机构依据法律、法规和国家有关规定停止对其发放贷款等措施”。这就意味着，这些项目，即使是正在建设当中，也必须马上停建。这批项目纳入规划的时间分布在 2009 年至 2012 年之间。据国际能源网能源资讯频道信息显示，在这些取消的项目中，如果按照投资主体来排序，国电集团在五大发电集团中被取消的项目最多、受到的影响最大，总计有 5 个项目、 650 万千瓦被取消，占被取消总量 1240 万千瓦的 52.4%;其次是大唐集团，有 3 个项目、 190 万千瓦被取消，占比 15.3%;接下来是华电集团，有 1 个项目、30 万千瓦被取消，占比 2.4%;华能集团、国电投集团则没有项目被取消。另外 6 个项目，则分属晋能(2 个， 140 万千瓦)、华润(1 个，60 万千瓦)、广州发展(1 个，100 万千瓦)、新矿(1 个， 30 万千瓦)、香港美亚(1 个，40 万千瓦)等五个投资主体。

根据目前消息，“十三五”前两年将暂缓核准新建煤电项目，后三年根据国家总量控制要求，合理安排分省新增煤电装机规模。未来 5 年，中国煤电投产装机控制在 10.5 亿千瓦左右。根据国家能源局对 2019 年煤电规划建设风险预警的结果显示，即便到 2019 年，能够新建火电的省份也仅仅 4 个，未来五年火电新增装机必然有限。

2.电力体制改革政策及影响

此次电力价格改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。过去，电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润，改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”;政府单独核定输配电价从制度上改变了电网盈利模式，电价机制将更趋市场化，大用户直购电改革使发电企业能够争取更多电量，降低固定成本，减少效益流失，但目前电力市场过剩，容易引发过度竞争，加剧电价水平下降，企业盈利空间可能进一步压缩，在可以预见的未来几年内，小规模火电企业倒闭潮可能到来;发电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。

(1) 电力体制改革的思路及进展

现行电力体制下，电网公司实行统购统销，发电企业向电力公司出售电力，电力用户向电网公司购买电力，发电企业和电力用户彼此之间缺少沟通，因此电力用户一味抵制电力价格提高，不理解由于安全、环保和低碳要求导致的电力成本价格上升，因此发电企业用于相应领域的成本也没有办法及时回收。为解决上述矛盾，国家积极推行电力体制改革。2015 年 3 月 15 日，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)(以下简称“《电改 9 号文》”)，此次改革方案明确了“三放开、一独立、三强化”的总体思路，通过改变目前电网公司统购统销的垄断局面，使电力买卖双方有机会自行直接商谈，决定电量、电价，打破电网公司的垄断地位，给大机组发电企业提供进一步的创利空间。

2015 年 11 月 30 日，为贯彻落实《电改 9 号文》，推进电力体制改革实施工作，由国家发展改革委、国家能源局和中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资委、法制办等部门制定，经报请国务院同意，并经经济体制改革工作部际联席会议(电力专题)审议通过，国家发改委、国家能源局正式公布 6 大电力体制改革配套文件。具体包括：《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。

2016 年，为贯彻落实电改 9 号文和 6 大配套文件，国家发展改革委和国家能源局继续发布《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》、《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)》、《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》。电价改革方面，在 18 个省级电网输配电价改革试点基础上，2016 年 9 月进一步开展 14 个省级电网启动输配电价改革试点;并提出 2017 年，在西藏电网，华东、华中、东北、西北等区域电网开展输配电价改革试点。电力市场建设方面，提出 2016 年力争直接交易电量比例达到本地工业用电量的 30%，2018 年实现工业用电量 100%放开，2020 年实现商业用电量的全部放开的中长期市场建设目标;明确 10 千伏及以上电压等级工商业用户可直接与发电企业交易，也可委托售电公司参与直接交易，10 千伏以下电压等级工商业用户可通过售电公司参与直接交易。放开发、用电计划方面，提出煤电企业与售电企业、用户签订发购电协议，各地测算确定煤电机组保障执行的发电小时基准数，并逐步减少煤电机组非市场化电量等。

此次电力体制改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，推进市场化。输配电价改革是电力体制改革和价格机制改革的关键环节，也是电力供给侧结构性改革的重要内容。输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，目的是转变对电网企业的监管模式，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。过去，电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润，改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”。

从具体的改革方式来看，本轮电力改革主要是通过建立多个电力交易中心来搭建用户和发电企业的交易平台，从而逐步取消电网公司的售电业务，来推行电力行业的市场化运营。据北极星电力网信息显示，自 2015 年 3 月“电改 9 号文”发布以来，截至 2016 年 9 月，国家已经批复了多个试点：2 个电力体制改革试点：甘肃和海南;5 个售电侧改革试点，分别为广东、重庆、新疆建设兵团、福建和黑龙江;13 个综合性改革试点，分别为贵州、云南、广西、山西、北京、湖北、四川、辽宁、陕西、安徽、河南、新疆维吾尔自治区和山东。截至 2016 年 9 月，全国各省市已发布的方案中，官方发布的有 2 个总体性实施方案、2 竞价规则，2 个交易细则，2 个电力体制改革试点方案，4 个售电侧试点改革方案和 13 个综合试点改革方案。

本轮电改中，最值得一提是售电公司的成立。据北极星电力网不完全统计，截至 2016 年 12 月 16 日，全国范围内已成立 3512 家售电公司。改革后直接收电费的单位不再是“国家电网公司”和“南方电网公司”，而是新成立的当地区的售电公司。售电公司的成立是电价市场化的标志。随着发用电计划有序放开，市场化电量不再列入计划，无需备案核准，2016 年市场化交易电量大幅增长，以南方电网为例，2016 年 1~5 月，南方电网完成省内市场化交易电量 502 亿千瓦时，占网内售电量 16.6%，预计今年全网市场化交易电量将达 1,440 亿千瓦时，约占网内售电量的 18%。