2020年火电行业研究报告及展望

　　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。

　　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%。

　　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%。

　　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。

　　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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