中国火力发电行业的发展现状及前景分析

　　在电力体制改革逐步将发电企业推向市场的背景下，利用小时数作为衡量电力供应松紧度的关键指标，其对于发电项目盈利能力的重要性不亚于电价，应该作为火电企业在进行投资决策时的重要参考。

　　2015年以来，面对火电装机逆势增长、新能源并网消纳形势恶化的局面，国家新近出台了诸多调控政策，如严控煤电建设规模、促进新能源并网、下调燃煤机组上网电价等，政策因素对火电行业发展的影响愈发明显，且政策调控方向对行业发展整体偏利空，预计未来可能会对行业装机增长形成明显制约。

　　面对火电核准权下放后煤电装机逆势增长的局面，为防范火电产能过剩态势进一步加剧，从2015年下半年开始，国家严控煤电项目建设规模，尤其在2016年4月，国家发改委和国家能源局联合下发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。对存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模。即便是确有电力缺口的省份，也要优先发展非化石能源发电项目，并充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用，减少对新增煤电规划建设规模的需求。此次共有13个省被暂缓核准项目，15个省被暂缓建自用项目。

　　2015年以来，为促进电力生产结构优化升级、缓解日益严峻的弃风弃光问题，国家发改委和国家能源局出台了一系列政策来促进新能源发展。从短期看，实施可再生能源发电全额保障性收购制度和优先发电制度，并完善调峰补偿机制，促进清洁能源多发满发;从长期看，建立可再生能源开发利用目标引导制度，力争到2020年，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。我们认为，在国内电力需求持续疲软的背景下，国家大力推动风电、太阳能发电新能源发展，将对火电发展形成明显的挤压作用，利空火电行业。

　　2015年，根据煤电价格联动机制的有关规定，国家发改委分别于4月和12月两次下发相关文件，下调燃煤发电上网电价，两次分别下调2分和3分钱，同时下调工商业用电价格。虽然目前煤炭价格处于低位，但我们预计受全球经济低迷导致的大宗商品价格疲软影响，电煤价格仍有一定程度的下降空间，相应未来燃煤上网电价也有进一步下调的可能，这将对火电企业的营业收入和业绩带来一定的负面影响，在一定程度上降低火电企业投资的积极性。

　　“十二五”以来，国家将火电脱硫脱硝作为应对大气污染防治的重大举措，出台了一系列政策推动燃煤机组加装脱硫脱硝装置，经过五年的努力，全国火电行业脱硫脱硝工作进展良好。根据中国电力企业联合会的数据，2015年，全国新投运脱硫机组0.53亿千瓦，累计投运8.2亿千瓦，占现役火电机组容量的82.8%;新投运脱硝机组1.6亿千瓦，累计投运脱硝机组8.5亿千瓦，占现役火电机组容量85.9%。从目前进展看，全国火电脱硫脱硝工作已接近尾声。

　　但与此同时，国家已将火电行业环保政策重心开始移向燃煤电厂超低排放。根据2015年12月的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，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，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。我们认为，“十三五”期间，国家在火电行业环保关注点将从脱硫脱硝转向超低排放。

　　随着国内经济发展速度持续放缓，我国电力生产消费呈现出新的特征，电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松，火电行业产能过剩的态势将进一步加剧。

　　2015年，全国全社会用电量为5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点;“十二五”时期，全社会用电量年均增长5.7%，比“十一五”时期回落5.4个百分点，电力消费换档减速趋势明显。预计2016年，国内经济总体仍将呈现稳中缓降态势，用电需求仍将比较低迷。根据中国电力企业联合会的预测，在考虑常年气温水平的情况下，预计2016年全社会用电量同比增长1%-2%(在电量低速增长情况下，如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右)。

　　由于火电发电量在全社会发电量中的比重高达约75%，电力消费增速低迷必然导致火电需求疲软;同时，2016年以来，国家开始推行可再生能源配额制，4月底国家发改委和国家能源局又向大型电力企业下发了《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求通知意见的函》，就“2020年各燃煤发电企业承担的非水可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应达到15%以上”的规定向相关企业征求意见，如果该政策能够顺利实施，将严重挤压火电的需求空间，进一步压低火电发电空间，导致2016年火电发电量或将继续呈负增长态势。

　　根据中国电力企业联合会的预测，2016年，全国将新增发电装机1亿千瓦左右。预计到2016年底，全国发电装机达到16.1亿千瓦、同比增长6.5%左右，其中水电3.3亿千瓦、核电3450万千瓦、并网风电1.5亿千瓦、并网太阳能发电5700万千瓦左右，非化石能源发电装机比重提高到36%左右。

　　当前，相对于电力需求，国内电力供应明显过剩。2016年一季度，全国基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦;截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速，导致全国发电设备利用小时仅为886小时，创历史新低。我们认为，随着2015年底国家对火电行业调控力度的不断加强，“十三五”期间，火电装机将呈明显下降态势，但配额制的逐步实施，将推动风电、光伏发电等清洁能源装机持续快速增长，全国电力供应将非常充足。在这种形势下，预计“十三五”期间，火电行业的出力空间将持续呈萎缩态势。

　　2015年，全国电力供需形势进一步趋于宽松，部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北电力供需总体平衡略宽松，华东、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余。预计2016年，伴随着装机继续较快增长、而电力需求持续疲软，全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩的趋势将进一步凸显。其中，东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡、部分省份富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。

　　受2015年大规模投产的机组开始出力、电力需求持续疲软、可再生能源发电优先上网等多重因素影响，火电机组利用率下降的趋势预计将在中长期延续，火电行业产能过剩的态势很有可能会更加明显。根据银河证券的预测，2016-2017年，火电行业设备平均利用小时数分别仅有4007小时和3839小时，产能利用率很有可能将降到50%以下。

　　“十三五”期间，火电行业的装机增长布局可以从区域电力平衡状况和国家的能源调控政策结合分析。区域电力平衡状况采用发电设备平均利用小时来分析，通常若某一地区的全年发电设备平均利用小时数高于5500小时，表明该地区用电紧张，可继续增加电源投资;若低于4500小时，表明该地区电力富余，一般不能再新增发电装机。从2015年全国各省区发电设备平均利用小时看，除江苏(4908小时)、海南(4754小时)、山东(4587小时)和江西(4564小时)外，其余省区发电设备利用小时均小于4500小时，电力供应富余，火电装机增长空间有限。

　　从国家能源调控政策看，为遏制火电行业装机的进一步盲目增长，2016年3月，国家发改委和国家能源局联合下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》，督促各地方政府和企业放缓建设步伐，以应对目前严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。

　　《通知》提出的化解煤电过剩的措施包括：建立风险预警机制;严控煤电总量规模;有序推进煤电建设;加大监督管理力度等。其中，严控总量规模提出针对目前宽松的用电形势，在电力盈余省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电建设规模;对确有电力缺口的省份，应优先发展本地非化石能源发电项目，减少对煤电建设规模的需求。同时，电力冗余省份要对现有纳入规划和核准(建设)煤电项目采取取消、缓核和缓建等措施，适当放缓煤电建设速度。

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