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2020年火电行业研究报告及展望

北极星电力网新闻中心  来源:联合资信  作者:工商四部  2021/1/13 12:12:11  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 火电行业 火电企业 火电

北极星火力发电网讯:中国是全球电力生产第一大国,发电量约占全球发电量总额的四分之一。中国电源结构看,截至目前,火电装机容量占比超过60%,2020年1-11月火电发电量占比仍超过70%。火电长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。本报告研究以2020年以来火电分析为主。

(来源:节选自微信公众号“联合资信”ID:lianheratings 作者:工商四部)

一、火电行业现状

1.受新冠疫情影响,第三产业用电需求增速大幅回落,第一产业和城乡居民生活用电保持较快增长,导致2020年全社会用电需求增速下降,但整体依然保持低速增长;第二、三产业用电贡献度大。

2020年以来,受新冠肺炎疫情影响,下游工业复工延迟,电力需求减弱,发供电量均下降明显。根据中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)相关统计数据显示,2020年1-11月,全国全社会用电量66772亿千瓦时,同比增长2.5%,增速较上年回落2.0个百分点。分产业看,第一产业用电量778亿千瓦时,同比增长9.9%,占全社会用电量的比重为1.2%;第二产业用电量45034亿千瓦时,同比增长2.1%,增速比上年同期回落1.0个百分点,占全社会用电量的比重为67.4%;第三产业用电量10927亿千瓦时,同比增长0.8%,增速比上年同期回落8.7个百分点,占全社会用电量的比重为16.4%;城乡居民生活用电量10034亿千瓦时,同比增长6.0%,增速比上年同期提高0.3个百分点,占全社会用电量的比重为15.0%。

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具体看,全国工业用电量同比增长2.1%,增速同比回落0.8个百分点。全国制造业用电量同比增长2.4%,增速同比回落0.6个百分点。制造业中,四大高载能行业合计用电量同比增长3.3%,其中,有色行业用电量同比增长4.3%,黑色金属行业同比增长3.5%,建材行业同比增长3.5%,化工行业同比增长1.4%;高技术及装备制造业合计用电同比增长3.1%,其中,计算机/通信和其他电子设备制造业、汽车制造业、电气机械和器材制造业、通用设备制造业、医药制造业、仪器仪表制造业同比分别增长15.0%、13.0%、8.1%、5.6%、4.0%和1.2%;消费品制造业合计用电同比下降2.4%,其中,食品制造业、农副食品加工业、家具制造业、造纸和纸制品业、酒/饮料及精制茶制造业、印刷和记录媒介复制业实现正增长,同比分别增长9.1%、4.0%、2.9%、1.2%、0.7%和0.2%。第三产业用电量同比增长0.8%。其中,信息传输/软件和信息技术服务业用电量同比增长24.3%,而住宿和餐饮业用电量同比下降7.9%。

按月来看,2020年2月新冠疫情爆发后,第二产业以及第三产业中的交通、商贸、旅游服务业等行业受新冠肺炎疫情影响严重,下游工业复工延迟导致电力需求大幅减弱,全社会用电量同比下降10.09%,之后随着疫情逐步得到控制,以及政策促进复产复工,用电需求逐步回升,3月同比减少4.17%,环比明显好转,4月开始即实现了同比正增长,同比增长0.69%,之后同比增幅持续上升,11月同比增长9.38%。

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2.发电装机延续绿色发展趋势,风电和太阳能发电量保持较快增长;发电基建新增装机同比增加,其中风电和太阳能发电新增装机约占50%;电源完成投资同比增长,清洁能源完成投资占比提高。未来火电装机增速或将持续下降,装机结构将进一步优化,大容量机组占比将有所提高;新能源装机容量有望保持快速增长,此外,特高压输电线路未来有望进一步增加,调峰火电站的数量及容量亦会随之增加,带动电网投资进一步增长。

根据中电联相关统计数据显示,改革开放以来,中国电力总装机容量呈近指数增长。2020年1-11月,全国基建新增发电生产能力10203万千瓦,比上年同期多投产2597万千瓦。其中,水电1079万千瓦、火电3934万千瓦(其中燃煤2724万千瓦、燃气620万千瓦)、核电112万千瓦、风电2462万千瓦、太阳能发电2590万千瓦。水电、火电、风电和太阳能发电比上年同期多投产740、517、816和795万千瓦,核电比上年同期少投产297万千瓦。

截至11月底,全国发电装机容量21.2亿千瓦,同比增长6.8%。水电3.7亿千瓦,同比增长3.4%,其中,常规水电3.4亿千瓦,同比增长3.3%。火电12.3亿千瓦,同比增长4.1%,其中,燃煤发电10.7亿千瓦,同比增长3.2%,燃气发电9751万千瓦,同比增长8.4%。核电4989万千瓦,同比增长2.4%。风电2.4亿千瓦,同比增长17.5%。太阳能发电2.3亿千瓦,同比增长19.8%。火电基建稳步增长,但风电和太阳能等新能源新增规模已大幅超越火电。

截至11月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量20.0亿千瓦,同比增长6.6%,比上月增加1405万千瓦,增速比上年同期提高1.0个百分点。水电3.2亿千瓦,其中,常规水电2.9亿千瓦;火电12.3亿千瓦,其中,燃煤发电10.7亿千瓦、燃气发电9613万千瓦;核电4989万千瓦;并网风电2.4亿千瓦;并网太阳能发电1.6亿千瓦。

电力投资方面,2020年1-11月,全国主要发电企业电源工程完成投资4157亿元,同比增长43.5%。其中,水电894亿元,同比增长23.2%;火电448亿元,同比下降28.8%;核电285亿元,同比下降11.0%;风电2151亿元,同比增长109.9%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的92.1%,比上年同期提高10.3个百分点。2020年1-11月,全国电网工程完成投资3942亿元,同比下降4.2%。从长远看,中国电力供应能力已出现过剩趋势,且伴有区域电力供需不平衡问题,从政策看,中国国家主席习近平在9月22日召开的联合国大会上表示:“中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,争取在2060年前实现碳中和。”未来火电装机增速将持续下降,装机结构将进一步优化,大容量机组占比将有所提高;新能源装机容量有望保持快速增长,此外,考虑到今年12月份以来,湖南、浙江等多地出现多年不见的拉闸限电现象,对电网的输电能力亦提出了更高要求,特高压输电线路未来有望进一步增加,调峰火电站的数量及容量亦会随之增加,带动电网投资进一步增长。

3.火电发电量平稳,但在总发电量中占比继续下降。除火电和太阳能发电外,其他类型发电设备利用小时均同比增加;伴随输配电能力的增强,跨区域送电量规模快速增长,对火电发电量形成一定支撑;但受电力供需区域性差异以及可再生能源上网电量挤占,火电机组利用效率仍旧偏低。

受新冠肺炎疫情导致的电力需求下降影响,发电量增速整体有所下滑。根据中电联相关统计数据,2020年1-11月,全国规模以上电厂发电量66824亿千瓦时,同比增长2.0%,增速比上年同期回落1.4个百分点。全国规模以上电厂水电发电量11378亿千瓦时,同比增长4.9%,增速比上年同期回落0.5个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川(3135亿千瓦时)、云南(2584亿千瓦时)和湖北(1490亿千瓦时),其合计水电发电量占全国水电发电量的63.4%,同比分别增长8.3%、3.3%和19.2%。全国规模以上电厂火电发电量47096亿千瓦时,同比增长0.3%,增速比上年同期回落1.3个百分点,在总发电量中的占比由上年的71.80%进一步下降至70.48%。分省份看,全国共有18个省份火电发电量同比增长,其中,增速超过10%的省份有云南(32.7%)、新疆(14.2%)、福建(11.3%)和甘肃(10.7%);在13个火电发电量增速为负的省份中,湖北(-19.3%)同比下降超10%。全国核电发电量3310亿千瓦时,同比增长5.0%,增速比上年同期回落13.8个百分点。全国6000千瓦及以上风电厂发电量4184亿千瓦时,同比增长15.0%,增速比上年同期提高3.7个百分点。

机组效率方面,2020年1-11月,全国发电设备累计平均利用小时3384小时,比上年同期降低85小时(装机容量增速高于发电量增速,导致机组平均运营效率降低);分类型看,全国水电设备平均利用小时为3627小时,比上年同期增加128小时。在水电装机容量排前10的省份中,除福建、广东、浙江和广西外,其他省份水电设备平均利用小时均同比增加,其中,湖北、青海和湖南同比增加超过300小时,分别增加716、367和333小时;全国火电设备平均利用小时为3727小时(其中,燃煤发电和燃气发电设备平均利用小时分别为3814和2364小时),比上年同期降低129小时。分省份看,全国共有13个省份火电设备利用小时超过全国平均水平,其中内蒙古和江西超过4500小时,分别为4771和4582小时,而西藏仅为291小时。与上年同期相比,共有20个省份火电利用小时同比降低,其中湖北、海南、贵州、河北、安徽和重庆同比降低超300小时,分别降低956、608、494、402、317和309小时,湖南、山东、宁夏和河南同比降低超200小时,而云南、甘肃、福建和新疆同比增加超200小时,分别增加708、301、299和214小时;全国核电设备平均利用小时6746小时,比上年同期增加36小时;全国并网风电设备平均利用小时1912小时,比上年同期增加30小时;全国太阳能发电设备平均利用小时1203小时,比上年同期降低2小时。

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2018年3月,国家发改委、国家能源局印发了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(以下简称“《指导意见》”),提出实施火电灵活性提升工程,加快推进电源侧调节能力提升;同时要求进一步完善和深化电力辅助服务补偿(市场)机制。《指导意见》提出优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量,热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量;部分电厂达到国际先进水平,机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。政策上调节发电量结构,鼓励火电参与深度调峰,一方面要求电厂技术提升,机组改造,保障机组中低负荷运行的低耗、稳定、安全、可调节;另一方面也要求合理补偿机制的完善落实。部分地区存在火电强制调峰降负荷,但电价、电量补偿不到位的问题,更加剧了火电的经营亏损。

目前,火电机组利用效率偏低,导致固定成本摊销占比提高,进一步加剧火电行业经营压力。考虑到近年新完成火电投资项目投产速度快于电力消费增速,且政策引导下非化石能源装机规模及占比快速提升,预计短期内中国火电设备利用率仍将存在一定的回升压力,设备利用率提升仍需通过供给侧改革引导限制产能扩张实现。

由于电力市场供需存在时间和空间差异,受益于输配电系统的逐步完善,跨区域电力消纳能力逐步增强,中国跨区域送电规模持续增长;同时,电网运行稳定性需求对火电发电量也有一定支撑作用。根据Wind相关统计数据,2020年1-11月全国跨区送电完成5617亿千瓦时,同比增长13.5%。其中,华北送华中(特高压)35亿千瓦时,同比增长3.0%;华北送华东543亿千瓦时,同比增长9.5%;东北送华北460亿千瓦时,同比增长9.9%;华中送华东394亿千瓦时,同比增长11.6%;华中送南方275亿千瓦时,同比增长29.3%;西北送华北和华中合计1300亿千瓦时,同比增长7.4%;西南送华东977亿千瓦时,同比增长0.3%。全国各省送出电量合计14041亿千瓦时,同比增长6.1%。其中,内蒙古送出电量1865亿千瓦时,同比下降1.9%;云南送出电量1581亿千瓦时,同比下降0.1%;四川送出电量1374亿千瓦时,同比增长3.2%;山西送出电量1218亿千瓦时,同比增长8.6%;宁夏送出电量984亿千瓦时,同比增长19.4%;湖北送出电量921亿千瓦时,同比增长17.6%。

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