深度丨2017年中国火电行业研究报告

3.设备利用率持续下滑

从设备利用率看，受火电装机规模扩大，其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷等多方面因素影响，近几年全国火电设备平均利用小时数持续下滑;进入2017年后，受下游行业供给侧改革推进，电网完善程度提高等因素影响，火电行业集中度有所上升，平均利用小时数小幅回升;分区域看，华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低;我国目前整体用电需求提振有限，加之之前年度火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加，仍可能对我国未来火电设备利用率的提升形成掣制。

截至2016年底，火电装机容量为105,388万千瓦，较上年增长5.3%，火电发电量达到42,886亿千瓦时，较上年增长2.4%，火电发电量增速小于火电装机容量增速。受此影响，2016年，全国发电设备平均利用小时为3,785小时，同比减少203小时，为1964年以来的最低水平;其中，火电设备平均利用小时4,165小时，同比减少199小时。2017年1~10月，全国发电设备累计平均利用小时3,109小时，比上年同期减少13小时;其中，全国火电设备平均利用小时为3,431小时，比上年同期增加26小时。

受区域内经济结构、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，我国各区域火电设备平均利用率差异较大。其中，华北、华东地区火电设备平均利用小时数较高;西北、东北、华中地区火电设备利用小时数一般;华南、西南地区火电利用小时数较低。具体来看，2016年，山东、江苏、河北等13个省份火电设备利用小时数超过全国平均水平;在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足2,000个小时，分别为1,922和82小时;与2015年相比，除山东、北京、河北外，全国其它省份的火电设备利用小时数均有不同程度的降低，其中青海、海南、福建下降超过600小时。从具体省份角度看，各省火电发电机组利用小时情况，与区域内经济发展状况及产业特征联系密切，虽特高压输电通道建设的陆续推进，有利于国内跨区域调电的落实，但最终实现发用电供需的平衡仍有待时日。

4.“上大压小”，机组超低排放和节能改造有序推进

我国火力发电技术不断发展，火电机组朝着大型化、清洁化方向发展;截至2016年底，我国已投运火电脱硫和脱硝装机容量已占全国煤电机组总装机容量的93.6%和86.7%;截至2017年7月底，我国已投产1,000MW超超临界机组达到100台;随着国家从严淘汰落后产能，“上大压小”政策的持续推动，煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。

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2017年7月底，我国已投产100万千瓦超超临界机组达到100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51台。依据目前国家有关政策要求，不符合要求的30万千瓦以下煤电机组(含燃煤自备机组)(主要指纯凝发电机组)需依法依规淘汰关停;随着具体政策出台，调控阻力进一步得到疏导，现存小型热电机组，特别是非民生热电机组或也将面临淘汰风险(以河北省为例，已明确提出有序关停20万千瓦以下热电机组)。关停小规模发电机组，用大规模发电机组将其取代，将有效降低煤电行业的单位煤耗，煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。

清洁化方面，我国现役机组通过节能技术改造，提高热效率、提高劣质煤利用水平，使得环保、能耗指标方面表现卓著。煤耗方面，据公开资料显示，2016年，我国煤电机组全年实现平均供电煤耗312克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时;其中，100万、60万、30万千瓦机组平均供电煤耗分别为285.32克/千瓦时、306.61克/千瓦时、318.47克/千瓦时。我国《能源发展“十三五”规划》提出，计划到2020年，煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下，从各等级发电机组单位煤耗情况看，国内60万千瓦及以上发电机组已满足煤耗要求，但30万千瓦及以下高压、超高压发电机组的发电煤耗相对较大，对我国煤电行业整体实现煤耗目标形成掣制，因此该类型电机组所面临的淘汰风险较大。目前，我国部分地区在役的30万千瓦以下高压、超高压发电机组中，部分机组为配套地区冬季供热，或电解铝、造纸等企业的自备能源供应的发电资产，未来该部分发电机组可能存在集中进行“上大压小”的机组结构调整的需求;具体来看，投产时间久，锅炉承压等级低，能耗大的发电机组为主要淘汰对象，同时未来区域居民供热模式和地区供热管网建设调整情况，也会对我国煤电企业结构改革产生一定影响。

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改造相较于燃气发电更具经济性，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2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦，占全国火电机组容量的83.8%，占全国煤电机组容量的93.6%;已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.1亿千瓦，占全国火电机组容量的86.7%;安装袋式除尘器、电袋复合式除尘器的机组容量超过2.97亿千瓦，占全国煤电机组容量的31.6%以上。我国煤电机组超低排放和节能改造计划全面有序推进，东部、中部、西部地区应分别在2017年、2018年和2019年底前完成具备条件机组的改造工作。煤电机组的技术水平提升，在节能环保的同时降低单位煤耗，但脱硫脱硝除尘等改造将增加企业的改造费用支出。同时，部分发电机组由于投产建成时间久，存在较大的改造难度，在达标排放、经济效益及政策导向三方面压力下，机组关停的可能性较大。

二、上游煤炭行业对火电行业影响

受煤炭行业去产能政策的影响，2016年下半年动力煤价格明显上涨，煤电企业成本大幅增加;2017年以来，受全年安全大检查、6月份的“煤管票”，以及上半年“两会”、下半年“十九大”等因素影响，煤炭产能仍无法充分释放，煤价高位波动运行;国家取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，相当于变相上调上网电价，但受直购电市场化定价影响，煤电企业盈利能力仍然较弱。

1.煤炭价格情况

受煤炭行业去产能政策的影响，2016年，我国煤炭产量进一步下滑，我国全年生产原煤33.64亿吨，同比下降8.71%，供求关系紧张拉动煤价持续上涨。为保证煤炭供给并抑制煤价上涨，2016年9月，发改委制定《稳定煤炭供应、抑制煤价过快上涨预案》，旨在保证煤炭稳定供应和抑制煤价过快上涨，允许先进产能企业释放产能(恢复330工作日生产)，从而使得原煤产量增加。2017年上半年，煤炭价格指数保持相对稳定，呈高位波动运行。2017年1~10月，全国原煤产量17.13亿吨，同比增长5%。

受煤价高位运行影响，煤电企业利润普遍呈现大幅缩水，以前五大电力集团为例，2017年1~9月净利润及经营活动净现金流均呈现大幅下滑。一般煤电企业无法具备五大电力集团电源多元结构、上下游产业链延伸、议价话语权等优势，盈利受挤压情况更为严重。

按火电企业的一般业务周期特征，每年第三季度存在“迎峰度夏”、“冬煤夏储”等因素，动力煤需求规模较大;同时供给方面，受2017年安全大检查、6月份的“煤管票”，以及“两会”及“十九大”等因素影响，煤炭产能仍无法充分释放。需求旺盛以及供给未充分释放两方面因素导致煤炭供应偏紧，煤矿库存维持在较低水平，将在一段时间内促使煤价继续高位运行。

2.煤电联动分析

由于我国电力实行计划制，煤炭实行市场制，煤和电的价格偏离较高时则电力企业会出现严重亏损，为缓解煤电价格矛盾，我国从2004年引入了煤电联动机制。自煤电联动机制实施后，我国共经历四次煤电联动，但均发生在2009年以前。

2016年以来受动力煤价格连续上涨影响，煤电企业盈利空间不断受到挤压，但2017年初国家发改委表示，根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱(未达每千瓦时0.20分钱调整线)，全国煤电标杆上网电价故此未作调整，但进入2017年后，国内煤价维持高位运行，同时受直购电试点展开(以山东省电改方案为例，2017年参与市场交易的用电量计划达全省用电量的30%)，火电企业受煤企和市场化用户两头挤压，盈利能力进一步减弱，火电企业全面亏损。此情形下，国家发改委发于2017年6月下发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，通知中称，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。该政策的调整相当于上网电价的上调，可视为变相的煤电联动。但2017年下半年以来，煤价再次出现小幅上涨并维持在高位，虽专项资金的取消，维持了一部分企业盈利空间，但煤电矛盾仍然突出。同时考虑到降低企业能源成本为国务院工作重点目标之一，简单的直接启动煤电联动的可能性不大，相关配套调整措施或变相联动措施更具出台预期。