2020年火电行业研究报告及展望

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高，其供应稳定程度影响火电企业经营稳定性，同时煤炭价格走势将严重影响火电企业经营成本，近期煤炭价格上涨明显，将对电力企业业绩产生一定影响。现行燃煤发电标杆电价机制将于2020年改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，且首年电价暂不上浮，或将进一步加剧电力供应市场竞争，火电电价让利将影响火电企业收入水平；但中长期看，市场化改革有望推进上网电价理性回归，电价折价有望缩窄。

煤炭供应

近年来，政策导向逐步淘汰煤炭落后产能，同时环保安监要求趋严，单一煤矿出现安全事故连带区域性矿区全部停产，导致煤炭供给减少，煤炭价格于2015年底快速回升并高位盘整。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。2017年以来，动力煤价格整体稳定在较高水平；但随着煤炭优质产能的释放，我国动力煤供应相对充足，而需求端随着宏观经济增速下滑而有所收缩，未来煤炭价格承压下行，但下行幅度有限。

2020年初，新冠肺炎疫情爆发，初期对煤炭生产及运输均有一定负面影响，导致短期内煤炭供应减弱，同时火电企业为保障电力供应加强储煤力度，煤炭需求随之增长，导致煤炭价格于2020年有所回升；随后，政策导向保障煤炭供给，煤矿复工复产效果较好，主产地煤炭供应量持续增加，但下游电厂需求恢复不足，水电、风电等清洁能源替代效应冲击火电需求，叠加天气回暖导致供热用煤需求减弱，煤炭供应充裕，带动煤炭价格回落，下半年以来，随着进口煤的收紧，季节性因素影响等，煤炭价格上涨明显。

为应对火电企业煤炭成本长期高企问题，保障火电燃料供应稳定性，2019年11月底，国家发展改革委办公厅发布《关于推进2020年煤炭中长期合同签订类型有关工作的通知》（发改办运行〔2019〕1098号，以下简称“《通知》”），要求切实提高中长期合同签订的数量，其中中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，较2019年水平有合理增加，鼓励引导新投产煤矿签订更高比例的中长期合同。支持签订2年及以上量价齐全的中长期合同。鼓励多签有运力保障的三方中长期合同。同时要求国家铁路集团依据运输能力，组织指导有关运输企业进行运力衔接；加大运力配置比例，优先保障中长期合同兑现，加快构建现代煤炭物流体系等。价格方面，仍坚持“基准价+浮动价”定价机制，协商确定年度中长期合同价格；若无法对基准价达成一致，则下水煤合同基准价执行2019年度水平，铁路直达煤合同基准价由下水煤基准价格扣除运杂费后的坑口平均价格和供需双方2019年月度平均成交价格综合确定，两类价格权重各占50%；浮动价均可结合环渤海煤炭价格指数、CCTD秦皇岛港煤炭价格指数等综合确定。

2020年四季度起，受部分省市行业整顿、天气极寒以及外煤进口量下降等因素影响，国内煤炭市场价格大幅上升，火电企业对非长协燃煤价格的控制难度加大。燃煤价格问题仍需政府进行一定管控，保证发电企业燃料供应的稳定性。

火电上网电价

2004年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立，并成为上网电价形成的重要基准。近年来，随着电力市场化改革的不断深化，竞争性环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化，不利于电力上下游产业协调可持续发展，不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用等。为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度，2019年10月21日，国家发展和改革委员会发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号，以下简称“《电价指导意见》”）。《电价指导意见》提出将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制；国家发改委将根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量以及燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。《电价指导意见》将于2020年1月1日起实施，并约定实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升，燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制将不再执行。

《电价指导意见》的实施将一定程度推动电力价格市场化，但在全社会用电需求增速平稳，并确保用户端用电成本相对稳定的前提下，电力企业将采取降电价的方式争取市场电量。短期看，目前仍没有参与市场交易的工商业用户自身参与市场交易的意愿不强，且整体议价能力偏弱，暂不上浮的市场化价格将主要影响已参与市场交易的工商业用户交易电价，并可能进一步压缩煤电企业利润水平；但中长期看，由于煤炭价格大幅回落的可能性较小，浮动价格机制将推动上网电价竞价的理性回归，电价折价有望缩窄。

2020年7月，为深入贯彻落实《中共中央国务院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《若干意见》）及配套文件关于推进电力体制改革的工作要求，进一步完善电力中长期交易，国家发展改革委、国家能源局于近日联合修订印发《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）（以下简称“《基本规则》”）。

此次修订印发的《基本规则》，重点从市场准入退出、交易组织、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面进行补充、完善和深化，丰富了交易周期、交易品种和交易方式，优化了交易组织形式，提高了交易的灵活性和流动性，增强了中长期交易稳定收益、规避风险的“压舱石”作用。《基本规则》的修订出台是我国电力市场建设和不断深化的重要成果和标志，将进一步指导和规范各地电力中长期交易，推动形成统一开放、竞争有序的市场体系和有效竞争的市场结构，促进电力要素市场化配置和电力行业持续健康发展。

2.行业及区域性竞争程度亦为火电企业经营效率的主要影响因素之一。目前电力行业已出现产能过剩问题，政策不断推进电力行业供给侧改革，严控装机规模快速增长和淘汰落后产能，并逐步推进供给侧电源结构改革，火电装机容量和发电量增长均承压较大。

近年来，国家不断出台政策，限制已出现严重产能过剩问题的省份和地区推进火电建设。《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）。

2019年3月，国家发改委、国家能源局发布《关于深入推进供给侧结构性改革进一步淘汰煤电落后产能促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431号，以下简称“《意见》”），指出要有力有序淘汰煤电落后产能，加快煤电产业新旧动能转换，实现煤电行业清洁高效有序发展。《意见》明确要求符合以下条件之一的燃煤机组应实施淘汰关停：不具备供热条件的单机5万千瓦级及以下纯凝煤电机组、不具备供热条件的大电网覆盖范围内单机10万千瓦级及以下的纯凝煤电机组和单机20万千瓦级及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组；设计寿命期满且不具备延寿条件的现役30万千瓦级纯凝煤电机组；不实施改造或改造后供电煤耗、污染物排放、以及水耗仍不达标的煤电机组；《打赢蓝天保卫战三年行动计划》明确的重点区域范围内30万千瓦级及以上热电联产机组供热半径15公里范围内的落后燃煤小热电机组；有关法律法规及标准等要求应予以关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。在国家明确淘汰关停保准的基础上，鼓励各地进一步加大煤电落后产能淘汰力度，其关停容量指标可通过交易方式用于需通过等量替代建设的煤电项目。

2019年5月，国家发改委发布《关于做好2019年重点领域化解产能工作的通知》及附件《2019年煤电化解过剩产能工作要点》（以下简称“《工作要点》”），《工作要点》指出2019年的目标任务为淘汰关停不达标的落后煤电机组，依法依规清理整顿违规建设煤电项目，发布实施煤电规划建设风险预警，有序推动项目核准建设，严控煤电新增产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。落后产能淘汰方面，列入2019年煤电淘汰落后产能目前任务的机组，出地方政府明确作为应急备用电源的机组外，应在2019年底前完成拆除工作，需至少拆除锅炉、汽轮机、发电机、输煤栈桥、冷却塔、烟囱中的任两项。整顿违规方面，对未核先建、违规核准、批件不符、开工手续不全等违规煤电项目，依法依规停工并予以处罚，不得办法电力业务许可证，不予并网；结合各省份煤电规划建设风险预警等级，研究适时按需分类将取齐（补齐）手续的停建、缓建项目移出名单。风险预警方面，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。装机充裕度指标为红色和橙色的省份，原则上不新安排省内自用煤电项目投产，要暂缓核准、暂缓新开工建设省内自用煤电项目，确有需要的，有序适度安排煤电应急调峰储备电源；装机充裕度指标为绿色、资源约束指标为红色的地区，严格控制新核准、新开工建设煤电项目规模；必须密切跟踪电力（供需）形势变化，合理控制建设节奏，防范出现新的煤电产能过剩。

整体看，目前电力行业已出现产能过剩问题。根据《2022年煤电规划建设风险预警》（国能发电力〔2019〕31号），约25%的省份已出现煤电装机明显冗余、系统备用率过高预警，区域内市场竞争激烈（见附件1）。国家不断出台政策淘汰落后产能，同时限制已出现装机容量过剩预警的地区新增装机扩张，同等条件下优先可再生能源机组并网发电，鼓励火电参与应急调峰。火电装机容量和发电量的增长均承压较大。