【行业研究】火电行业研究报告及展望

4.电网建设不断完善，推动电力资源合理分配

2010年以来，中国电网建设投资持续加大，且增速波动增长。回望电网发展轨迹，电网骨干网架日趋坚强，配网、农网供电水平稳步提升，2017年，中国建成“两交五直”特高压输电工程，国家大气污染防治行动计划特高压交直流工程全面建成，基本形成西电东送、北电南供的特高压输电网络，±1100千伏、±800千伏电压等级投资增加较多，跨区输电规模进一步扩大，全国跨区输电能力达到了1.3亿千瓦时，完成跨区送电量4235亿千瓦时、同比增长12.1%，跨省送出电量1.13万亿千瓦时、同比增长12.7%。截至2017年底，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度183万千米、同比增长4.0%，其中220千伏及以上线路长度69万千米，同比增长6.5%;220千伏及以上公用变设备容量37亿千伏安，同比增长7.9%。年内新增110千伏及以上交流输电线路5.8万千米，同比增加1406千米;新增直流输电线路7900万千瓦，同比多投产4660万千瓦。电网建设不断完善，电力普遍服务能力持续增强，全国小城镇中心村电网改造全面完成，惠及农村居民1.8亿人，使得部分地区电源利用效能提高，推动了电力资源合理分配。2018年前三季度，全国基建新增220千伏及以上变电设备容量18691万千伏安，新增220千伏及以上输电线路长度30559千米，新增直流换流容量500万千瓦。在近两年多条特高压工程陆续投产的拉动下，全国分别完成跨区、跨省送电量3567和9634亿千瓦时，同比分别增长14.9%和16.5%，增速同比分别提高3.8和5.1个百分点。

2017年，全国电网基本建设投资完成额5315亿元，同比下降2.14%;2018年前三季度，全国电网基本建设投资完成额3373亿元，同比下降9.6%。整体看，电网基本建设投资完成额呈波动增长趋势，且2014年以来，电网基本建设投资完成额显著高于电源基本建设投资完成额，预期部分地区电力产能消纳能力还将不断提升。

5. 能效水平不断提高，污染排放大幅下降

节能降耗方面，“十三五”以来，国家不断出台政策，清退小型落后产能。2017年火电机组退役和关停落后产能929万千瓦时，同比增长62.64%。2018年政府工作报告提出淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组的要求;国务院《打赢蓝天保卫战三年行动计划》制定专项方案，大力淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下燃煤机组，对于关停机组的装机容量、煤炭消费量和污染物排放量指标，允许进行交易或置换，可统筹安排建设等容量超低排放燃煤机组。重点区域严格控制燃煤机组新增装机规模，新增用电量主要依靠区域内非化石能源发电和外送电满足。随着节能技术改造、大型化火电机组和热电联产机组比重提高，小机组不断清退，60万千瓦、100万千瓦超(超)临界机组成为中国主力火电机组，中国火电机组的参数、性能和产量已处于世界领先水平。据主要发电集团火电机组分容量供电煤耗统计显示，100万千瓦以上超超临界机组供电耗煤仅为10万千瓦以下小型机组供电耗煤的78.5%。根据中电联数据，2017年6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为309克/千瓦时，同比减少3克/千瓦时，已完成“十三五”规划到2020年煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下的目标;火电厂厂用电率6.04%，比上年提高0.03个百分点;输电线损率6.42%，比上年降低0.07个百分点;火电厂单位发电量耗水量保持了2000年以来逐年下降的趋势。

清洁化、减排方面，截至2017年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约9.2亿千瓦，占全国火电机组容量的83.2%，占全国煤电机组容量的93.8%。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%。同期，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.6亿千瓦，占全国火电机组容量的86.8%，脱硫脱硝改造效果显著，全国累计完成燃煤电厂超低排放改造7亿千瓦，占全国煤电机组容量7成以上，提前两年完成“十三五”改造目标任务。2017年全年烟尘排放量、二氧化硫排放量、氮氧化物排放量分别同比下降25.7%、29.4%和26.5%，单位火电发电量烟尘排放量0.06克/千瓦时，同比减少0.02克/千瓦时;二氧化硫排放量0.26克/千瓦时，同比减少0.13克/千瓦时;氮氧化物排放量0.25克/千瓦时，同比减少0.11克/千瓦时;粉煤灰、脱硫石膏综合利用率保持在72%以上的较高水平，整体污染物排放量大幅下降，行业改造成效显著。按照2018年6月中共中央、国务院发布的《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》，到2020年，具备改造条件的燃煤电厂将全部完成超低排放改造，重点区域不具备改造条件的高污染燃煤电厂逐步关停，届时，全国超低排放和节能改造计划将基本完成。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、火电行业重要影响因素

1. 煤炭成本在煤电总成本中占比较高，其供给稳定性系下游电厂稳定发电的保障性因素之一;同时煤价波动对煤电企业盈利水平影响大，一方面煤炭价格波动会影响电力企业成本控制水平，另一方面煤价的大幅波动会带动火电上网电价的波动，进而影响电力企业收入水平。由于近期煤炭供给侧改革带动落后产能退出，煤炭供需结构调整导致煤价快速提升且持续高位盘整，煤电企业发电成本快速提升，同时由于上网电价偏低，煤电企业盈利能力明显下滑。

煤炭价格情况

2016~2017年，随着国家去产能政策的逐步推进，中国已退出落后煤炭产能超过5亿吨，2018年4月9日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局、财政部、人力资源社会保障部、国务院国资委联合印发的《关于做好2018年重点领域化解过剩产能工作的通知》提出，2018年继续退出过剩煤炭产能1.5亿吨左右，确保去产能目标实现三年“大头落地”。上游产能清退，叠加火电需求回暖、环保限产等因素，拉动煤价高位运行，为了稳定煤炭市场，发改委、铁路总公司以及大型煤企密集出台相关措施，以保证电煤供应，抑制煤炭价格上涨。2017年11月，发改委出台《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，明确要求2018年中长期合同数量应达到自有资源或采购量的75%以上，而且要求全年合同履约不低于90%。这种限量限价的长协合同，一定程度上限制了煤炭成本的过快增长。此外，煤炭进口限制亦有所放松，2017年初开始，进口煤炭不断增长，2018年前三季度，全国进口煤炭2.29亿吨，同比增长11.8%。一系列政策与市场引导措施下，2017年以来煤炭价格指数保持相对稳定，呈高位波动运行。

目前，煤炭行业供给侧结构性改革已经渡过了大规模产能清退阶段，后续行业整合将更加深入，但行业产能去化潜力已有限。按火电企业的一般业务周期特征，每年7~8月是动力煤的需求旺季，9月后将迎来冬储煤的需求，而截至2018年10月底，沿海6大发电集团煤炭库存已经达到了1623.26万吨，为2014年以来最高点，且沿海电厂持续高库存、低日耗状态运行，对煤价支撑力度有限。整体看，2018年动力煤价格保持高位震荡，截至2018年11月1日秦皇岛港5500大卡煤主流平仓价645元/吨。

煤电联动分析

由于中国电力实行计划制，煤炭实行市场制，因此煤和电的价格偏离较高时则电力企业会出现亏损，中国于2004年引入了煤电联动机制，在保民生的基础上，以调整上网电价来平衡煤炭价格波动带来的超额收益或严重亏损。2012年12月25日，国务院正式发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。但受价格波动幅度限制及上下游传导时差影响，煤电联动的价格调整具有一定的滞后性。

受前期电煤价格持续低位盘整影响，火电上网电价历经多次下调。根据国家发改委于2014年8月27日印发的《关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2014]1908号)，自9月1日起在保持销售电价总水平不变的情况下，实施火电上网电价调整方案，全国平均将下调0.93分/千瓦时(相当于2%)。根据国家发改委于2015年4月17日发布的《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》(发改价格[2015]748号)规定，自4月20日起，全国统一下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格，全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2分钱，下调燃煤发电上网电价形成的降价空间，除适当疏导部分地区天然气发电价格以及脱硝、除尘、超低排放环保电价等突出结构性矛盾，促进节能减排和大气污染防治外，主要用于下调工商业用电价格。根据国家发改委于2015年12月30日发布的《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格[2015]3105号)规定，为减轻中小微企业负担，促进可再生能源发展、支持燃煤电厂超低排放改造，自2016年1月1日起，降低燃煤发电上网电价和一般工商业销售电价全国平均每千瓦时约3分钱。火电上网电价的下调一定程度上压缩了电力企业的盈利空间，增加了运营压力。

由于电煤价格于2016年下半年快速回升，且出现暂时性煤电供不应求的局面，导致火电成本快速回升，各火电企业收入和利润水平均有所下降，盈利能力也呈现下降趋势，且已有部分成本控制能力偏弱的企业出现亏损。但根据当期煤炭价格及现有煤电联动作用的测算，短期内不会出现火电上网电价的回调。2017年6月22日发改委发布《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》，称为贯彻落实国务院关于取消工业企业结构调整专项资金，降低国际重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，进一步降低用能成本、助力企业减负，促进供给侧改革，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，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价(从全国平均来看，相当于变相提高电价0.76分/千瓦时)，有助于缓解燃煤发电企业经营压力。

2018年7月，国家发改委、国家能源局对外发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》以及《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》，备受瞩目的电力市场化改革进一步推进，其中对于煤电价格矛盾明确提出，在确定基准电价的基础上，鼓励在电力交易环节，在合同中约定价格浮动调整机制。鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入规范科学、电力交易双方认可的煤炭价格指数作参考，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。具体浮动调整方式由双方充分协商，在合同中予以明确，浮动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。该建议实际鼓励将煤炭与电力价格矛盾向下游疏解，将价格传导至电力交易市场化流通环节，有助于缓解煤电企业周期性亏损压力，实现真正意义上的“煤电联动”。

2. 电力行业属国家管控型行业，受政策变化导向明显，包括建设装机容量、上网电量水平、上网电价等各个方面。近年来，国家逐步推行电力改革，在确保机组运营环保达标、电网稳定、电力供需平衡的基础上，放开电网垄断，推进电量、电价市场化。

供给侧改革

电力行业供给侧改革主要体现在严控装机规模和淘汰落后产能两方面;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。

2017年8月，发改委、财政部、央行、国资委、工信部等16部委联合发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》(以下简称“《意见》”)，《意见》指出“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。随后在2017年9月，发改委及能源局分别发布《关于印发2017年分省煤电停建和缓减项目名单的通知》和《关于2017年煤电行业淘汰落后产能目标任务(第一批)的通知》。其中，对停建及缓建项目进行了明确说明。

从首批全国煤电调控任务落实情况来看，关停落后产能合计512万千瓦;停建违规项目合计4172万千瓦，涉及投资额1745亿元;推迟缓建项目合计6463万千瓦，涉及投资额2725亿元。

淘汰落后产能力度最大的省、市及地区(以淘汰产能规模排序)包括天津、北京、山西、安徽、江苏，分别关停产能86.0万千瓦、84.5万千瓦、50.0万千瓦、40.8万千瓦、27.8万千瓦。

停建违规项目力度最大的省、市及地区(以淘汰产能规模排序)包括山西、山东、广东、内蒙古、广西，分别停建1608万千瓦、594万千瓦、448万千瓦、386万千瓦、270万千瓦;其中仅山西1省涉及投资额达692.5亿元。

推迟项目力度最大的省、市及地区(以淘汰产能规模排序)包括宁夏、山西、福建、内蒙古、河南，分别推迟936万千瓦、746万千瓦、664万千瓦、633万千瓦、580万千瓦;其中以宁夏为代表的西部省份，缓建力度较大与国家对其可再生能源发电量占全社会用电量比重指标要求、可再生能源消纳问题密切相关，后续规划也或受该地区可再生能源消纳情况影响。

2017年煤电行业共淘汰停建缓建煤电产能6500万千瓦，超额完成了年度各项目标任务。根据2018年8月国家发改委和能源局下发的《关于加快做好淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组工作暨下达2018年煤电行业淘汰落后产能目标任务(第一批)的通知》，2018年首批确定了17省市共计1190.64万千瓦的煤电行业落后产能淘汰任务。

《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》指出，应强化燃煤发电项目的总量控制，所有燃煤发电项目都要纳入国家依据总量控制制定的电力建设规划(含燃煤自备机组)。及时发布并实施年度煤电项目规划建设风险预警，预警等级为红色和橙色的省份，不再新增煤电规划建设规模，确需新增的按“先关后建，等容量替代”原则淘汰相应煤电落后产能;除国家确定的示范项目首台(套)机组外，一律暂缓核准和开工建设自用煤电项目(含燃煤自备机组)。2018年5月，国家能源局发布了《关于发布2021年煤电规划建设风险预警的通知》，其中从煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标三个方面对31个省、市、自治区煤电规划建设风险预警作出了等级划分，其中陕西、湖南、江西、安徽和海南五省为绿色，辽宁、河南和湖北为橙色，其余省份均为红色。即便到2020年，能够新建火电的省份也仅仅6个，未来三年火电新增装机规模有限。