我国电源结构以火力发电为主,其中燃煤发电在火力发电中占据主导地位。2016年,我国火电发电量在总发电量中的占比达71.60%;燃煤发电量在火电发电量中的占比达91.07%,燃气发电、燃油发电量占比小。本报告火电研究以煤电为主。

1火电行业发展情况

1.火电装机容量持续增长,电力投资增速放缓

从装机容量看,近年来我国电力总装机容量持续增长,未来我国电力总装机容量将继续保持增长,但增长的带动因素将由之前的火电装机规模的增长转换为非化石能源装机容量的增长。

在火电装机建设方面,近年来火电装机容量持续增长,随着之前年度火电投资项目的陆续投产,短期内火电装机容量将继续保持增长,但受国家煤电停、缓建政策影响,火力发电装机容量增速将得到明显遏制。此外,近年来受环保、电源结构改革等政策影响,国内非化石能源装机快速增长,火电装机容量占电力装机容量的比重呈逐年小幅下降态势,且该趋势未来将长期保持,但同时受能源结构、历史电力装机布局等因素影响,国内电源结构仍将长期以火电为主。

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,近年来,中国电力总装机容量持续增加。截至2016年底,全国6,000千瓦及以上电厂总装机容量为164,575万千瓦,较年初增长8.2%;其中,火电装机容量为105,388万千瓦,较年初增长5.3%;火电装机容量占电力总装机容量较年初继续下降1.73个百分点至64.04%。截至2017年10月底,全国6,000千瓦及以上电厂装机容量为167,062万千瓦,较年初增长1.5%;其中,火电装机容量为108,336万千瓦,较年初增长2.8%;火电装机容量占电力总装机容量的比重为64.85%。

从各区域看,全国火电装机规模集中于华东、华北地区,其中山东、江苏、浙江、内蒙和山西地区装机规模较大。装机规模增速方面,一方面受下游用电需求增长有限、清洁能源发电量占比提高等因素影响,火电设备利用小时数持续走低,使得火电装机投资需求减弱,火电电源投资呈下降趋势;另一方面,国家基于环保、节能、引导行业有序发展等因素考虑,加速落后产能的淘汰,受上述因素影响,国内火电装机规模虽保持增长,但增速明显放缓。2016年,各地区火电装机规模增速均低于上年,其中华中、东北、西南增速均低于5%,分别为4.71%、1.41%和4.64%。

2016年,国内电力投资结构进一步调整,整体电源投资需求明显减弱,同时出于对缓解电力供需的区域性不平衡等现象的考虑,我国政府加大电网升级改造力度,使得年内电网工程投资增速明显提升。从长远看,受用电结构调整、跨区域输电能力加强等因素影响,在我国未来电力投资结构方面,电源投资极大可能将维持收缩态势,行业投资重点为电网及配套设施的建设。

2016年,全国电力工程建设完成投资8,855亿元,同比增长3.3%,增速较去年下滑6.6个百分点。其中,电源工程建设完成投资3,429亿元,比上年减少12.9%,占全国电力工程建设完成投资总额的38.72%;电网工程建设完成投资5,426亿元,比上年增长16.9%,占国内电力工程建设完成投资总额的61.28%。在电源投资中,全国水电、核电和风电完成投资均较上年减少,分别减少12.9%、10.5%和25.3%;火电完成投资1,174亿元,虽较上年增长0.9%,但其中煤电投资同比减少4.7%;非化石能源发电投资占电源总投资的比重为65.76%,比上年下降4.69个百分点。

2017年1~10月,全国主要发电企业电源工程完成投资1,977亿元,同比减少17.2%。其中,火电573亿元,同比减少25.3%;水电392亿元,同比减少22.5%;核电315亿元,同比减少16.0%;风电471亿元,同比减少14.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的71.0%,比上年同期提高3.1个百分点。全国电网工程完成投资4,126亿元,同比增长0.6%。

2016年,国家发改委和国家能源局联合发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》,提出严控各地煤电新增规模;国家能源局发布了《关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知》(国能电力〔2016〕244号),取消了大唐集团、华电集团等七个投资主体共计15个项目、1,240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目。受经济增速放缓、电力供需变化等影响,我国煤电利用小时数持续下降,同时规划和在建煤电项目规模较大,违规建设问题仍然存在,为化解煤电产能过剩风险,2017年7月26日,国家发改委、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》(发改能源〔2017〕1404号)(以下简称“《煤电供给侧改革意见》”),提出在“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。预计未来火电投资增速、火电装机容量都将进一步得到控制。

2.全国总发电量持续增加,火电发电量占比下降

受社会发展带动,国内电力设备总发电量持续增加。火电发电量方面,近年来火电发电量增速受用电需求及其他能源发电挤压影响波动较大;2017年以来,受国家淘汰落后煤电装机影响,规模以上火电机组发电量增速有所提高,但随着非化石能源电力的不断发展,火电发电量占比呈下降趋势,预计未来占比将进一步降低。

近年来,我国总发电量持续增加。2016年,我国总发电量为59,897亿千瓦时,较上年增长5.2%;其中火电发电量达到42,886亿千瓦时,较上年增长2.4%,增速较总装机容量增速低2.9个百分点;火电发电量占总发电量的比重达71.60%,占比较上年下降1.93个百分点。

2017年1~10月,全国规模以上电厂发电量51,944亿千瓦时,同比增长6.0%,增速比上年同期提高2.1个百分点。其中,全国规模以上电厂火电发电量37,993亿千瓦时,同比增长5.4%,增速较上年同期提高3.6个百分点。分省份看,全国仅4个省份出现负增长,分别为北京(-10.9%)、海南(-4.9%)、山东(-1.7%)和云南(-1.5%),其他省份火电发电量均实现增长,其中,宁夏增速达25.1%,此外增速超过10%的省份包括福建(18.6%)、广东(13.7%)、广西(12.0%)、江西(11.9%)、青海(11.3%)和山西(10.0%)。

从电源结构看,近年来,在国家推动化石能源清洁利用、提高能源领域绿色低碳发展质量和水平的背景下,我国非化石能源发电规模逐渐扩大。2016年,中国非化石能源发电装机占比、非化石能源发电量占比分别从2010年的27%和19%提高至36%和28%,水电、核电、风电及并网太阳能发电装机容量均大幅提升。受此影响,火电发电量占比呈逐年下降趋势。2016年,火电发电量占比为71.60%,较上年下降1.93个百分点。同时,据《国民经济和社会发展第十三个五年发展规划纲要》内容,提出到2020年,中国非化石能源占一次能源消费总量比重将增至15%左右(2016年约13.3%),未来我国火电发电量占比将进一步下降。

3.设备利用率持续下滑

从设备利用率看,受火电装机规模扩大,其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷等多方面因素影响,近几年全国火电设备平均利用小时数持续下滑;进入2017年后,受下游行业供给侧改革推进,电网完善程度提高等因素影响,火电行业集中度有所上升,平均利用小时数小幅回升;分区域看,华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高,西南地区年平均利用小时数最低;我国目前整体用电需求提振有限,加之之前年度火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加,仍可能对我国未来火电设备利用率的提升形成掣制。

截至2016年底,火电装机容量为105,388万千瓦,较上年增长5.3%,火电发电量达到42,886亿千瓦时,较上年增长2.4%,火电发电量增速小于火电装机容量增速。受此影响,2016年,全国发电设备平均利用小时为3,785小时,同比减少203小时,为1964年以来的最低水平;其中,火电设备平均利用小时4,165小时,同比减少199小时。2017年1~10月,全国发电设备累计平均利用小时3,109小时,比上年同期减少13小时;其中,全国火电设备平均利用小时为3,431小时,比上年同期增加26小时。

受区域内经济结构、用电需求、电力外送通道畅通性、其他电源发电挤压等因素影响,我国各区域火电设备平均利用率差异较大。其中,华北、华东地区火电设备平均利用小时数较高;西北、东北、华中地区火电设备利用小时数一般;华南、西南地区火电利用小时数较低。具体来看,2016年,山东、江苏、河北等13个省份火电设备利用小时数超过全国平均水平;在低于全国平均水平的省份中,云南和西藏最低,不足2,000个小时,分别为1,922和82小时;与2015年相比,除山东、北京、河北外,全国其它省份的火电设备利用小时数均有不同程度的降低,其中青海、海南、福建下降超过600小时。从具体省份角度看,各省火电发电机组利用小时情况,与区域内经济发展状况及产业特征联系密切,虽特高压输电通道建设的陆续推进,有利于国内跨区域调电的落实,但最终实现发用电供需的平衡仍有待时日。

4.“上大压小”,机组超低排放和节能改造有序推进

我国火力发电技术不断发展,火电机组朝着大型化、清洁化方向发展;截至2016年底,我国已投运火电脱硫和脱硝装机容量已占全国煤电机组总装机容量的93.6%和86.7%;截至2017年7月底,我国已投产1,000MW超超临界机组达到100台;随着国家从严淘汰落后产能,“上大压小”政策的持续推动,煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。

大型化方面,我国火电机组呈现热电联产机组比重提高、以热电联产机组替代小机组、小机组整合以大机组替代的特点。60万千瓦、100万千瓦超(超)临界机组成为我国主力火电机组,我国火电机组的参数、性能和产量已处于世界领先水平。超超临界机组方面,截至2017年7月底,我国已投产100万千瓦超超临界机组达到100台,主要集中在广东、浙江、江苏三个电力缺口较大省份,三省合计占51台。依据目前国家有关政策要求,不符合要求的30万千瓦以下煤电机组(含燃煤自备机组)(主要指纯凝发电机组)需依法依规淘汰关停;随着具体政策出台,调控阻力进一步得到疏导,现存小型热电机组,特别是非民生热电机组或也将面临淘汰风险(以河北省为例,已明确提出有序关停20万千瓦以下热电机组)。关停小规模发电机组,用大规模发电机组将其取代,将有效降低煤电行业的单位煤耗,煤电行业整体装机技术水平将逐步提升。

清洁化方面,我国现役机组通过节能技术改造,提高热效率、提高劣质煤利用水平,使得环保、能耗指标方面表现卓著。煤耗方面,据公开资料显示,2016年,我国煤电机组全年实现平均供电煤耗312克/千瓦时,同比降低3克/千瓦时;其中,100万、60万、30万千瓦机组平均供电煤耗分别为285.32克/千瓦时、306.61克/千瓦时、318.47克/千瓦时。我国《能源发展“十三五”规划》提出,计划到2020年,煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下,从各等级发电机组单位煤耗情况看,国内60万千瓦及以上发电机组已满足煤耗要求,但30万千瓦及以下高压、超高压发电机组的发电煤耗相对较大,对我国煤电行业整体实现煤耗目标形成掣制,因此该类型电机组所面临的淘汰风险较大。目前,我国部分地区在役的30万千瓦以下高压、超高压发电机组中,部分机组为配套地区冬季供热,或电解铝、造纸等企业的自备能源供应的发电资产,未来该部分发电机组可能存在集中进行“上大压小”的机组结构调整的需求;具体来看,投产时间久,锅炉承压等级低,能耗大的发电机组为主要淘汰对象,同时未来区域居民供热模式和地区供热管网建设调整情况,也会对我国煤电企业结构改革产生一定影响。

其他排放物方面,2015年底,环境保护部、国家发改委、国家能源局发布了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》提出: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,即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。一般而言,燃煤烟气污染物超低排放改造相较于燃气发电更具经济性,相对于常规烟气治理投资较高;装机容量越大,单位发电量的环保升级投资越低。随着源头严防、环保违法实行“零容忍”《环保法》实施,环保税开征临近,“超低排放”已经成为地方政府、和电力公司追求的目标,近年来各大电力公司在煤机除尘、脱硫、脱硝建设及节能环保改造投入大量资金。截至2016年底,全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.8亿千瓦,占全国火电机组容量的83.8%,占全国煤电机组容量的93.6%;已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.1亿千瓦,占全国火电机组容量的86.7%;安装袋式除尘器、电袋复合式除尘器的机组容量超过2.97亿千瓦,占全国煤电机组容量的31.6%以上。我国煤电机组超低排放和节能改造计划全面有序推进,东部、中部、西部地区应分别在2017年、2018年和2019年底前完成具备条件机组的改造工作。煤电机组的技术水平提升,在节能环保的同时降低单位煤耗,但脱硫脱硝除尘等改造将增加企业的改造费用支出。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。

2上游煤炭行业对火电行业影响

受煤炭行业去产能政策的影响,2016年下半年动力煤价格明显上涨,煤电企业成本大幅增加;2017年以来,受全年安全大检查、6月份的“煤管票”,以及上半年“两会”、下半年“十九大”等因素影响,煤炭产能仍无法充分释放,煤价高位波动运行;国家取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金,相当于变相上调上网电价,但受直购电市场化定价影响,煤电企业盈利能力仍然较弱。

1.煤炭价格情况

受煤炭行业去产能政策的影响,2016年,我国煤炭产量进一步下滑,我国全年生产原煤33.64亿吨,同比下降8.71%,供求关系紧张拉动煤价持续上涨。为保证煤炭供给并抑制煤价上涨,2016年9月,发改委制定《稳定煤炭供应、抑制煤价过快上涨预案》,旨在保证煤炭稳定供应和抑制煤价过快上涨,允许先进产能企业释放产能(恢复330工作日生产),从而使得原煤产量增加。2017年上半年,煤炭价格指数保持相对稳定,呈高位波动运行。2017年1~10月,全国原煤产量17.13亿吨,同比增长5%。

受煤价高位运行影响,煤电企业利润普遍呈现大幅缩水,以前五大电力集团为例,2017年1~9月净利润及经营活动净现金流均呈现大幅下滑。一般煤电企业无法具备五大电力集团电源多元结构、上下游产业链延伸、议价话语权等优势,盈利受挤压情况更为严重。

按火电企业的一般业务周期特征,每年第三季度存在“迎峰度夏”、“冬煤夏储”等因素,动力煤需求规模较大;同时供给方面,受2017年安全大检查、6月份的“煤管票”,以及“两会”及“十九大”等因素影响,煤炭产能仍无法充分释放。需求旺盛以及供给未充分释放两方面因素导致煤炭供应偏紧,煤矿库存维持在较低水平,将在一段时间内促使煤价继续高位运行。

2.煤电联动分析

由于我国电力实行计划制,煤炭实行市场制,煤和电的价格偏离较高时则电力企业会出现严重亏损,为缓解煤电价格矛盾,我国从2004年引入了煤电联动机制。自煤电联动机制实施后,我国共经历四次煤电联动,但均发生在2009年以前。

2016年以来受动力煤价格连续上涨影响,煤电企业盈利空间不断受到挤压,但2017年初国家发改委表示,根据煤电价格联动计算公式测算,2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱(未达每千瓦时0.20分钱调整线),全国煤电标杆上网电价故此未作调整,但进入2017年后,国内煤价维持高位运行,同时受直购电试点展开(以山东省电改方案为例,2017年参与市场交易的用电量计划达全省用电量的30%),火电企业受煤企和市场化用户两头挤压,盈利能力进一步减弱,火电企业全面亏损。此情形下,国家发改委发于2017年6月下发《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》,通知中称,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,腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。该政策的调整相当于上网电价的上调,可视为变相的煤电联动。但2017年下半年以来,煤价再次出现小幅上涨并维持在高位,虽专项资金的取消,维持了一部分企业盈利空间,但煤电矛盾仍然突出。同时考虑到降低企业能源成本为国务院工作重点目标之一,简单的直接启动煤电联动的可能性不大,相关配套调整措施或变相联动措施更具出台预期。

3下游主要用电行业用电需求分析

2016年,在实体经济运行企稳发展、夏季高温天气频现,以及上年同期低基数等因素影响下,全社会用电量保持增长态势,电力消费增速有所回升。进入2017年后,受电力下游行业产品市场需求回暖、行业集中度提升等因素带动,工业用电量小幅提升;第三产业及居民用电量继续保持较高增速,全社会用电量增速同比小幅提高。三次产业中,第二产业一直为电力的主要消纳方,但随着近年来第三产业快速发展,该次产业用电比重持续增高,但受该次产业总体用电规模的限制,用电需求仍不足以对电力行业的发展形成显著促进。此外,鉴于电力需求与经济发展息息相关,预计未来在经济形势基本保持稳定的情况下,全社会用电量增速有限,火电行业产能过剩局面的改善仍需一定时间。

2016年,在实体经济运行显现出稳中趋好迹象、夏季高温天气频现、上年同期低基数等因素影响下,全社会用电量保持增长态势,其中三、四季度增长较快,电力消费结构不断优化。根据中电联统计,2016年全社会用电量59,198亿千瓦时,同比增长5.0%,增速较上年提高4.0个百分点,电力消费增速有所回升。全国发电设备累计平均利用小时3,785小时,比上年同期降低203小时;其中火电设备累计平均利用小时4,165小时,比上年同期减少199小时。2016年,全国跨区域送电量累计达3,324亿千瓦时,同比增长16.0%。

2017年1~10月,全国全社会用电量52,018亿千瓦时,同比增长6.7%,增速比上年同期提高1.9个百分点。全国发电设备累计平均利用小时3,109小时,比上年同期降低13小时;其中火电设备累计平均利用小时3,431小时,比上年同期增加26小时。全国跨区送电完成3,535亿千瓦时,同比增长11.9%。

从电力消费结构看,第二产业用电是全社会电量的最主要部分,该产业电力消耗量占全社会用电量的比例一直维持在70%以上。据中电联统计,2016年,第三产业用电量同比增长11.2%,持续保持较高增速;第二产业用电量同比增长2.9%,制造业用电量同比增长2.5%,其中钢铁、有色和化工等四大高耗能行业合计用电量同比零增长,而装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好,反映制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现;城乡居民生活用电量同比增长10.8%。

2017年1~10月,第一产业用电量995亿千瓦时,同比增长7.4%,占全社会用电量的比重为1.9%;第二产业用电量36,280亿千瓦时,同比增长5.7%,增速比上年同期提高3.4个百分点,占全社会用电量的比重为69.74%,对全社会用电量增长的贡献率为60.0%;第三产业用电量7,367亿千瓦时,同比增长10.7%,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14.2%,对全社会用电量增长的贡献率为21.8%。第二产业中全国工业用电量35,634亿千瓦时,同比增长5.7%,增速比上年同期提高3.4个百分点,占全社会用电量的比重为68.5%,对全社会用电量增长的贡献率为58.4%。其中,轻工业用电量为6,187亿千瓦时,同比增长7.4%,增速比上年同期提高3.3个百分点;重工业用电量为29,447亿千瓦时,同比增长5.3%,增速比上年同期提高3.4个百分点。城乡居民生活用电量7,376亿千瓦时,同比增长7.6%,增速比上年同期回落4.0个百分点,占全社会用电量的比重为14.2%,对全社会用电量增长的贡献率为16.1%。

4电网运行情况分析

1.电网投资保持较高增速,跨区域送电能力不断提升

近年来我国电网行业进入升级改造期,基本建设投资持续增长,跨区域送电能力不断提升,有利于解决国内长期存在的区域性电力供需不平衡问题;电网升级改造有利于中西部地区一次能源富集区发电设备利用小时数的提升和国内全口径度电成本的降低,但同时亦会降低国内电力投资需求,并推动落后发电设施的产能淘汰。

近年来,我国持续保持较大规模的电网建设投入力度。2016年,我国新增交流220kV及以上输电线路长度3.20万千米。目前,我国电力输配的主要系统包括:国家电网有限公司(以下简称“国家电网”)、中国南方电网有限责任公司(以下简称“南方电网”)和内蒙古电力集团有限责任公司。截至2016年底,国家电网110kV及以上输电线路长度93.8万千米,110kV及以上变电容量36.12亿千伏安,占我国输电线路长度的76%,占我国变电容量总量的66%。南方电网110kV及以上输电线路长度21万千米,占输电线路总长度17%,110kV及以上变电容量8.9亿千伏安,占变电容量总量的16%。

继2005~2009年中国输配电行业的高速发展期后,为解决配电网薄弱问题、提高新能源接纳能力、实现智能互联目标,近年来我国输配电行业将进入改造转型的更新换代周期,电网基本建设投资完成额呈持续增长趋势,2016年全年累计完成5,426.00亿元,同比增长16.94%,增速提高4.30个百分点。

为加快推进配电网建设改造,2015年,国家发改委和国家能源局先后发布《关于加快配电网建设改造的指导意见》和《配电网建设改造行动计划(2015-2020年》,其中明确提出:2015~2020年,配电网建设改造投资不低于2万亿元。预计到2020年,高压配电网变电容量达到21亿千伏安、线路长度达到101万千米,分别是2014年的1.5倍、1.4倍,中压公用配变容量达到11.5亿千伏安、线路长度达到404万千米,分别是2014年的1.4倍、1.3倍,城市供电可靠率将达99.99%。近年来,我国配电网建设投入不断加大,配电网发展取得显著成效,但用电水平相对国际先进水平仍有差距,城乡区域发展不平衡,供电质量有待改善。提高电网装备水平、促进节能降耗和推动输配电网智能互联化发展是我国电网改造的几大发展目标。

从跨区域送电情况来看,随着我国电网接纳能力的不断提高、西电东送工程不断推进,近年来我国跨区域送电量增长明显。2016年,全国跨区域送电量累计达3,324亿千瓦时,同比增长16.0%。根据国家发改委、国家能源局下发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,大气污染防治“四交五直”特高压建设任务计划于2018年完成,加之我国目前已建成的多条长距离、大容量输电通道,可为跨省区电力互济提供了基础,有利于我国电力供需不平衡矛盾的化解,在提升西北部地区发电设施利用程度的同时,满足我国东部、南部用电大省的电力需求,降低东部、南部用电大省的电力建设需求,并有利于区域内落后发电设施的淘汰。

2.国内电网运营模式及电价定价机制

目前我国实行厂网分开、竞价上网模式,这一模式实际分为两个阶段,第一阶段是试点阶段(1998~2001年);2002年以来的第二阶段是改革阶段,目前已成功重组发电和电网企业,达到电价市场化的必要条件。目前我国电价仍根据《价格法》实施政府定价,电价由电力企业或省价格主管部门根据电力商品类别、生产经营成本及其变化情况提出电价制定与调整建议方案,国家价格主管部门综合考虑电力供求平衡状态和宏观经济承受能力等因素后,提出具体意见,报国务院审批后,通知省价格主管部门和电力企业执行(各省最新煤电上网电价见表3)。此外,为打破输配电一体化垄断、电网企业独家购买电力的格局,近年来发电企业向大用户直接供电业务开展较多,为电价市场化改革积累了有益经验。

5行业格局

1.竞争格局稳定

目前火电行业集中度较高,五大发电集团在火电行业中占据绝对优势,各省属区域性电力集团也具有较强的竞争能力;考虑到火电行业对于资源、技术、人员等的较高要求,预计未来具备较强竞争实力的火电企业规模将继续保持优势地位、竞争实力将得到进一步加强,火电行业竞争格局将保持稳定。

近年来,火电行业装机规模不断扩大,但行业整体竞争格局保持稳定。具体看来,五大发电集团是电力行业主力梯队,2016年五大发电集团总装机占比为51.37%,较上年进一步提高。部分省属区域性电力集团也拥有较大规模的装机规模,但与全国性电力集团相比仍差距很大。考虑到火电行业对于资源、技术、人员等的较高要求,预计未来具备较强竞争实力的火电企业规模将继续保持优势地位,行业竞争格局将保持稳定。

2.神华集团与国电集团重组

2017年8月,神华集团与国电集团实施重组,形成我国第一大一次能源及二次能源生产巨头。该次合并重组,在国家资本整合、优质资源整合、降低发电成本以及拓宽保持“市场煤、计划电”平稳共存思路等多个方面,对大型电力集团及整体火电及煤电行业具备明显的指导意义。

2016年7月,国务院办公厅公布《关于推进中央企业结构调整与重组的指导意见》,提出“推进强强联合:稳妥推进装备制造、建筑工程、电力、钢铁、有色金属、航运、建材、旅游和航空服务等领域企业重组,集中资源形成合力,减少无序竞争和同质化经营。鼓励煤炭、电力、冶金等产业链上下游中央企业重组,打造全产业链竞争优势,更好发挥协同效应。”

在国家鼓励大型央企产业链延伸的背景下,2017年8月28日,神华集团有限责任公司(以下简称“神华集团”)收到国务院国资委的通知,同意中国国电集团公司(以下简称“中国国电”)与神华集团实施联合重组,神华集团更名为国家能源投资集团有限责任公司(以下简称“国家能源集团”),作为重组后的母公司,吸收合并中国国电。

两家合并后成立的国家能源集团将成为中国第一大一次能源生产公司和二次能源生产公司,煤和电的产量都占全国总产量15%左右,其总资产将超过1.8万亿元。神华集团与中国国电强强联合是近年来煤炭电力行业规模最大的重组案例,其产业链上下游的联合重组,对于推进煤电一体化、稳定煤炭市场、促进行业可持续发展和企业转型升级均具有重要意义。

2017年11月28日,国家能源投资集团有限责任公司重组成立大会在北京召开,标志着国家能源集团正式成立。

6行业政策

目前火电行业政策主要集中在供给侧改革及电价市场化改革两方面。

1.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7月,16部委联合发布的《煤电供给侧改革意见》中指出,“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明确。

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4,172万千瓦,涉及投资额1,745亿元;推迟缓建项目合计6,463万千瓦,涉及投资额2,725亿元。

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86万千瓦、84.5万千瓦、50万千瓦、40.75万千瓦、27.757万千瓦。

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1,608万千瓦、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。

根据目前消息,“十三五”前两年将暂缓核准新建煤电项目,后三年根据国家总量控制要求,合理安排分省新增煤电装机规模。未来5年,中国煤电投产装机控制在10.5亿千瓦左右。《煤电供给侧改革意见》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)。2017年4月,国家能源局发布了《关于发布2020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,其中除海南、湖南两省为绿色,河南、湖北、江西、安徽四省为橙色,其它地区煤电规划建设风险预警等级均为红色(见附件一)。即便到2019年,能够新建火电的省份也仅仅4个,未来五年火电新增装机必然有限。

2.电价市场化改革

此次电力价格改革的总体思路是“管住中间,放开两头”,输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施,打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”,为电力价格市场化奠定基础。过去,电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润,改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”;政府单独核定输配电价从制度上改变了电网盈利模式,电价机制将更趋市场化,大用户直购电改革使发电企业能够争取更多电量,降低固定成本,减少效益流失,但目前电力市场过剩,容易引发过度竞争,加剧电价水平下降,发电企业盈利空间可能进一步压缩;发电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。

(1)电力体制改革的思路及进展

现行电力体制下,电网公司实行统购统销,发电企业向电力公司出售电力,电力用户向电网公司购买电力,发电企业和电力用户彼此之间缺少沟通,因此电力用户一味抵制电力价格提高,不理解由于安全、环保和低碳要求导致的电力成本价格上升,因此发电企业用于相应领域的成本也没有办法及时回收。为解决上述矛盾,国家积极推行电力体制改革。

2016年,为贯彻落实电改9号文和6大配套文件,国家发展改革委和国家能源局陆续发布《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》、《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)》、《有序放开配电业务管理办法》。同时2016年11月发布《售电公司准入及退出管理办法》、《电力中长期交易基本规则(暂行)的通知》;2017年发布《省级电网输配电价定价方法(试行)》以及《关于有序放开发电计划的通知》。在具体举措方面,发改委及能源局要求加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同)、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量、规范和完善市场化交易电量价格调整机制、有序放开跨省跨区送受电计划、允许优先发电指标有条件市场转让、参与市场交易的电力用户不再执行目录电价以及采取切实措施落实优先发电、优先购电制度等十个方面。同时在省级电网输配电价定价方法中建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系以及建立激励因素机制,调动电网企业加强管理、降低成本积极性,提高投资效率和管理水平。

此次电力体制改革的总体思路是“管住中间,放开两头”,推进市场化。输配电价改革是电力体制改革和价格机制改革的关键环节,也是电力供给侧结构性改革的重要内容。输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施,目的是转变对电网企业的监管模式,打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”,为电力价格市场化奠定基础。过去,电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润,改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”。

从具体的改革方式来看,本轮电力改革主要是通过建立多个电力交易中心来搭建用户和发电企业的交易平台,从而逐步取消电网公司的售电业务,来推行电力行业的市场化运营。

据北极星电力网不完全统计,截至目前,全国范围内已注册售电公司逾万家,其中已公示售电公司已超过2,000家(已缴纳交易保证金,具有购售电资格)。改革后直接收电费的单位不再是“国家电网公司”和“南方电网公司”,而是新成立的当地区的售电公司。售电公司的成立是电价市场化的标志。随着发用电计划有序放开,市场化电量不再列入计划,无需备案核准,2016年市场化交易电量大幅增长,据国家发展和改革委数据显示,2016年,全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时,约占全社会用电量的19%。每度电平均降低电价约7.23分。

(2)电力体制改革对于发电企业的影响

本次改革有利于电力价格市场化的形成,电力价格市场化将会促使发电企业加强成本管控、优化产业布局和产业链延伸;但同时,新的电价机制也容易引发过度竞争,从而加剧电价水平下降,火电企业盈利空间将被进一步压缩;可以预见,未来几年内,将会有大量包袱重、效率低、管理差的火电企业面临被市场淘汰的风险,火电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。

新的价格形成机制和市场环境将给发电企业带来机遇和挑战。

一方面,市场竞价有利于促使发电企业加强成本管控。新的定价机制确立之后,原有标杆上网电价政策保护将被取消,按机组容量平均分配电量的传统模式也将被打破,不同发电企业经营差距会明显拉大。电价市场化改革后,发电企业的竞价能力与生产成本(煤价等)关联度越来越高,容量大、效率高、符合环保政策的机组具有较强的竞争优势,利用小时会得到大幅提升,经营效益将明显优于老旧机组。新的改革形势将促使发电企业加强存量资产管理,巩固价值创造理念,加快企业从生产型向经营型转变。同时,新价格机制有利于推动发电企业优化产业布局。价格机制调整将引导发电企业优化资源配置、调整商业模式。发电企业在今后规划电源布局选址时,将更多考虑输配电价改革后对跨省区送电、新能源并网的利好,并要考虑售电侧竞价因素,通过优化布局提高市场竞争力。此外,售电侧放开后允许符合条件的发电企业投资组建售电公司,有利于发电企业延伸产业链,实行发售一体。产业链向下游延伸后,发电企业将加强内部协调,发掘电力产品的附加价值,开辟新的利润增长点。

另一方面,改革的压力基本也集中在了发电企业身上。在目前的电力市场过剩加剧、经济稳增长压力加大的背景下,新的电价机制容易引发过度竞争,电力市场竞争将更加激烈、公平、直接,从而加剧电价水平下降,企业盈利空间可能进一步压缩。此外《关于有序放开发用电计划工作的通知》规定,未来几年内,电力企业的所有发电量都将被推向市场,上网电价和销售电价将会全部放开,同时要求未来要优先保证水电、核电等非化石能源发电机组上网。

3.缓解改革阻力

电力的稳定供应,是电力行业的重要任务,为推进行业的良性发展,国家将从电价调整、压缩落后火电产能等方面对行业进行改革,但受煤价居高不下、电力市场化交易对火电企业盈利空间的双向挤压,使得火电企业存在盈利不佳、资金偏紧的状况,或将对改革形成阻力。就此为保证相关改革措施的有序推进,国家也出台了系列政策支持火电企业经营,以缓解改革阻力。

(1)缓解煤电矛盾

为缓解因煤价保持高位、电力市场化交易对火电企业盈利空间的双向挤压,自2017年7月1日起,国家作出变相煤电联动措施,取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金,腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。

(2)等容替换指标跨地区统筹

《煤电供给侧改革意见》指出,在确保按时完成淘汰、停建、缓建煤电产能任务目标的前提下,列入关停计划的机组容量可跨省(市、区)统筹使用,按等容量原则与暂缓核准、建设项目的恢复挂钩,或按一定比例与在建项目挂钩。列入关停计划且不参与等容量替代的煤电机组,关停后可享受最多不超过五年的发电权,并可通过发电权交易转让获得一定经济补偿。此政策有利于暂缓核准和在建煤电项目的恢复,若煤电项目面临暂缓核准及建设,可采用置换容量的方式恢复核准及建设。针对关停的煤电机组,无法参与等容量替代,但所享有的不超过五年发电权可进行交易转让,一方面转让收入可作为关停补偿,从而减轻关停压力;另一方面也有利于具备条件的缓建项目尽快获取发电上网资格。

(3)去产能后续工作支持

国家支持煤电机组关停后煤电企业盘活相应土地资源。煤电机组关停拆除后的用地,可依法转让或由地方政府收回,也可在符合城乡规划的前提下转产发展第三产业;并指示煤电行业参照钢铁煤炭行业去产能工作的职工安置政策,做好去产能后的人员安置。上述两政策旨在强调做好煤电项目去产能后的后续工作,对疏导调控阻力有较大现实意义,后续政策细则出台及落实情况值得进一步关注。

72017年1~11月电力企业债券市场回顾

1.2017年1~11月债券发行情况

2017年1~11月,电力行业[1]共发行各类型债券286只,发债总额5,525.05亿元。受国家煤电缓建停建政策以及市场融资成本处于高位影响,2017年1~11月发债数量及发债总额分别较上年同期下降明显,分别下降28.68%和35.93%。

从发债主体级别情况来看,2017年1~11月,电力行业发债主体共68家,其中,AAA主体35家(占51.47%),AA+主体19家(占27.94%)和AA主体14家(占20.59%)。从债券类型来看,2017年1~11月电力企业所发行的债券中主要为超短期融资债券180只(合计3,886.50亿元),一般短期融资债券12只(合计202.00亿元),一般中期票据31只(合计603.00亿元);发行债券品种以超短期融资债券和一般中期票据为主。

总体看,由于国家煤电缓建停建政策,且市场融资成本处于高位,电力企业1~11月债券发行规模较上年同期大幅下降。

2.2017年1~11月级别迁移情况

截至2017年11月底,电力行业存在有效级别的发行主体共102家,其中AAA级主体43家(占42.16%),AA+级主体25家(占24.51%),AA级主体32家(31.37%),AA-级主体2家(占1.96%)。2017年1~11月,主体级别发生变动的电力企业共6家;其中,主体级别上调的电力企业3家,主体级别下调的电力企业1家;此外,单纯出现主体评级展望调整的电力企业共2家。

(1)北京市热力集团有限责任公司(以下简称“北京热力集团”)[2]

大公国际资信评估有限公司(以下简称“大公国际”)于2017年7月28日,对北京热力集团发行的“13京热力MTN1”、“14京热力MTN001”和“15京热力MTN001”进行了跟踪评级;大公国际将北京热力集团主体信用等级上调至AAA,维持评级展望为稳定,上述债券信用等级上调至AAA。

主体级别上调主要考虑到北京热力集团拥有全国最大的供热系统,在北京市城区具有很强的规模和竞争优势,营业收入和利润总额继续增加,继续得到政府财政补贴、项目建设资本金投入和资产划拨等方面的支持等有利因素。

(2)即墨市城市旅游开发投资有限公司(以下简称“即墨旅投”)

鹏元资信评估有限公司(以下简称“鹏元资信”)于2017年6月9日,对即墨旅投发行的“14即旅投”进行了跟踪评级;鹏元资信将即墨旅投主体信用等级上调为AA+,维持评级展望为稳定,维持上述债券信用等级为AAA。

主体级别上调主要考虑到即墨市经济财政实力持续增强,未来即墨旅投业务收入有一定保障,地方政府持续给予即墨旅投较大支持等有利因素。

(3)山西国际能源集团有限公司(以下简称“山西国际能源”)

大公国际于2017年9月25日,对山西国际能源发行的“G17能源1”进行了评级;大公国际将山西国际能源主体信用等级上调至AA+,维持评级展望为稳定,上述债券信用等级为AA+。

主体级别上调主要考虑到山西国际能源作为山西省电力投资主体之一,装机规模和发电量具有较强的规模优势,同时山西国际能源资产及所有者权益规模逐年增长,资产负债率处于行业较低水平等有利因素。

(4)北方联合电力有限责任公司(以下简称“北方电力”)

中诚信国际于2017年7月27日,对北方电力发行的“15北电MTN001”、“16北电MTN001”、“17北电MTN001A”和“17北电MTN001B”进行了跟踪评级;中诚信国际将北方电力主体信用等级下调至AA+,维持评级展望为稳定,维持上述债券信用等级为AA+。

主体级别下调主要系北方电力经营性业务利润连续两年大幅亏损、财务杠杆水平不断提升所致。

(5)云南保山电力股份有限公司(以下简称“保山电力”)

东方金诚国际信用评估有限公司(以下简称“东方金诚国际”)于2017年7月27日,对重钢股份发行的“15保山电力MTN001”和“16保山电力MTN001”进行了跟踪评级;东方金诚国际维持云南保山电力主体信用等级AA,下调评级展望为负面,维持上述债券信用等级为AA。

主体评级展望调整主要系受地方政府价格管制影响,保山市电力销售价格继续下降,使保山电力盈利能力继续下降;保山电力对外担保比率很高;保山电力利润对政府财政补贴依赖很大所致。

(6)府谷县国有资产运营有限责任公司(以下简称“府谷国资”)

东方金诚国际于2017年11月23日,对府谷国资发行的“13府谷债”和“PR府谷债”进行了跟踪评级;东方金诚国际维持府谷国资主体信用等级AA,上调评级展望为正面,维持上述债券信用等级为AA。

主体评级展望调整主要系府谷国资在逾期款项处理和回收等重大事项方面取得较大进展所致。

总体看,进入2017年以来,电力行业发展稳定,电力行业企业级别调整情况较少。

3.2017年12月及2018年上半年债券到期情况

2017年12月,电力行业到期债券数量18只,到期债券总额271.00亿元,涉及到期债券主体13个。2018年上半年,电力行业到期债券共125只,到期债券总额2,642.77亿元,涉及到期债券主体49家,其中五大电力集团到期债券共36只,到期债券总额共897亿元,占33.94%;2018年上半年公司累计债券到期金额超过50亿元主体共14家,全部为AAA企业,到期债券总额共2,108.00亿元,占79.76%。

8行业信用评级情况

1.财务指标分析

目前尚有存续债券的火电企业中[3],信用等级以AAA居多,合计22家;AA+合计15家,AA合计6家,AA-仅1家。

从财务指标来看,2016年,AAA级企业资产均值为2,878.24亿元,所有者权益均值为705.91亿元,总营业收入均值为731.34亿元,净利润均值为47.08亿元,经营性净现金流均值为206.57亿元,各项财务指标均远远优于AA+及以下级别企业,主要系AAA级企业均为全国范围内火电行业龙头企业。

从负债率上看,火电行业资本密集程度较高,项目投资金额较大,产能建设期较长,加之企业存在持续的流动资金需求,行业整体债务杠杆偏高,对外部融资的依赖性较大。对于大型企业,其融资能力较强,融资规模较大,其资产负债水平明显优于其他级别企业。具体来看,AAA级企业资产负债率均值为65.16%,AA+级企业为68.20%,AA级企业为66.46%。

从偿债能力上看,2016年,AAA级企业流动比率和速动比率处于最低水平,其流动比率均值为0.50倍,流动资产对流动负债的覆盖能力较弱;速动比率均值为在0.43倍;AA+级企业流动比率和速动比率均值分别为0.75倍和0.70倍;AA级企业的流动比率和速动比率均值分别为1.64倍和1.52倍。

从营运能力上看,AAA及AA+级别企业的存货周转率显著高于AA级别企业,AA级别企业应收账款周转率高于AAA及AA+级别企业,账款回收力度较高。

从盈利能力上看,AAA及AA+级企业的净资产收益率水平最高,主要原因可能是该类企业无论是生产规模还是品牌知名度均高于其他级别企业,在原材料采购方面具有一定的议价能力,能够获得较高的收益水平。

受煤价高位运行影响,2016年以来,煤电企业利润普遍呈现大幅缩水,以不同级别火电企业指标均值来看,2016年,AAA、AA+和AA火电企业净利润同比分别下降39.86%、43.71%和24.23%;AAA和AA+火电企业经营活动现金净流量分别下滑22.67%和24.23%。2017年1~9月,AAA、AA+和AA火电企业净利润及经营活动均值继续全面下滑,且降幅进一步扩大。

总体看,在下游用电需求提振疲软、电力行业产能过剩情况的加剧的环境下,具有规模优势的火电企业具有较高的盈利水平,抗风险能力较强。

2.装机规模和发电量规模分析

装机规模和发电量方面,在能够搜集到相关数据的样本企业中,AAA级企业总装机容量位于655万千瓦~16,554万千瓦之间,其中火电装机容量位于384万千瓦~12,662万千瓦之间;总发电量位于249.76亿千瓦时~6,216亿千瓦时之间,火电发电量位于141.6亿千瓦时~5,029亿千瓦时之间;AAA级企业平均总装机容量5,106.16万千瓦,平均火电装机容量3,843.84万千瓦;平均总发电量1,867.09,平均火电发电量1,593.04亿千瓦时;AA+级企业总装机容量位于200万千瓦~1,632万千瓦,其中火电装机规模位于197万千瓦~1,539.6万千瓦之间;总发电量位于65.36亿千瓦时~651.29亿千瓦时之间,火电发电量位于65.36亿千瓦时~651.29亿千瓦时之间;AA+级企业平均总装机容量589.82万千瓦,平均火电装机容量542.73万千瓦;平均总发电量217.56亿千瓦时,平均火电发电量215.47亿千瓦时;AA企业装机容量位于108万千瓦~388.2万千瓦之间,其中火电装机规模位于108万千瓦~375万千瓦之间;总发电量位于51.43亿千瓦时~153.11亿千瓦时之间,火电发电量位于51.43亿千瓦时~147.90亿千瓦时之间;AA级企业平均总装机容量202.58万千瓦,平均火电装机容量196.50万千瓦;平均总发电量92.22亿千瓦时,平均火电发电量90.35亿千瓦时。

总体看,各级别的企业总装机容量、火电装机容量、总发电量和火电发电量规模相差较大,装机规模大小,直接对企业整体发电能力、市场地位、电网重视程度等稳定性等产生影响,进而对信用级别产生影响。

9行业展望

未来,我国电力投资整体增速将持续放缓。其中,电源工程投资将保持较低增速,电网工程投资有望继续高增长态势。考虑全社会用电量增速预计有限以及清洁能源装机容量提升等因素,国内火电装机容量占比将进一步降低,但不会动摇火电在电源结构中的核心地位。在行业竞争格局方面,现有行业格局将长期保持稳定。此外,受国内煤炭价格上升、环保政策要求趋严等因素影响,技术落后、装机规模小的火电容量将面临关停压力,但同时由于电力在经济发展中的重要地位,以及我国电源结构状况和电价调整对下游行业生产成本的影响等因素,我国政府在火电改革措施方面持极慎重态度,未来火电产能过剩局面的改善尚需一定时间。

就具体火电行业企业来看,自2016年起,受煤炭供给侧改革影响,电煤价格攀升,对火电企业成本控制形成挑战,但同时随着国内多条输电通道的陆续建成,我国区域性电力供需矛盾将逐渐得以缓解,可使得我国中西部地区具备坑口资源优势的发电设施得到有效利用,一定程度上将改善相关区域发电设施利用率不足带来的信用风险。

总体看,虽受电煤价格攀升、环保政策趋严等因素影响,未来一定时期内国内火电企业经营业绩或将下滑,但考虑电力行业的重要性,以及国内电力装机结构特征等因素,我国火电行业未来将保持稳定发展态势,行业企业信用水平将继续保持稳定。

2020年全国煤电规划建设风险预警图
2020年全国煤电规划建设风险预警图

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