联合信用评级-火电行业研究报告及展望-2018.12-26页.pdf

1 火电行业研究报告及展望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。从 2008 年的约 3.45 万亿千瓦时到 2017 年的约 6.42 万亿千瓦时，中国发电量年均增长 6.81%。2017 年，中国发电总量达到 64179 亿千瓦时，占全球总量的 25.42%；2018 年 17 月，中国发电总量（3.84 万亿千瓦时）已超过欧盟 2017 年全年发电总量（3.29 万亿千瓦时）。2017 年，火电发电量在全国总发电量中的占比 70.92%，较 2008 年下降 10.31 个百分点，但仍然占据中国电力生产主导地位，火电中燃气发电、燃油发电量占比小，本报告研究以煤电分析为主。一、火电行业发展情况 1.火电装机容量持续增长，火电装机容量持续增长，但受电力需求波动和电源结构调整政策影响投资增速放缓，但受电力需求波动和电源结构调整政策影响投资增速放缓，地地区分化依然明显区分化依然明显 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，改革开放以来，中国电力总装机容量呈近指数增长。截至 2017 年底，全国全口径发电装机容量 17.77亿千瓦，同比增长 7.6%，增速比上年回落 0.75 个百分点。其中火电 11.06 亿千瓦（含煤电 9.81 亿千瓦、同比增长 3.7%），同比增长 4.3%。全国人均装机规模 1.28 千瓦，比上年增加 0.09 千瓦，超过世界平均水平，电力供应能力持续增强。全国 100 万千瓦级火电机组达到 103 台，60 万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到 44.7%，比上年提高 1.3个百分点，非化石能源发电装机及大容量高参数燃煤机组比重继续提高，电源结构持续优化，但从装机容量看，未来很长时间内，火电仍是中国电源主力。截至 2018 年 9 月底，全国 6000 千瓦及以上电厂发电装机容量 17.6 亿千瓦，同比增长 5.3%，其中水电 3.0亿千瓦、火电 11.2 亿千瓦、核电 3928 万千瓦、并网风电 1.8 亿千瓦；全国 6000 千瓦及以上火电装机容量占同规模电力总装机容量的比重约为 63.6%。电力分布方面，截至2017 年底，华北、华东、华中、东北、西北、西南、南方地区装机容量占比分别为 21.9%、19.6%、12.7%、7.8%、13.8%、6.9%和 17.3%，其中火电主要分布在华北、华东地区，占比分别为 27.1%和 23.5%。2 图 1 全国发电装机容量情况 资料来源：中电联 新增装机量方面，从各区域看，全国 6000 千瓦及以上火电发电装机规模集中于华东、华北、华中地区，其中山东、内蒙、江苏、广东、四川、新疆等工业大省或煤炭产区装机规模较大。装机规模增速方面，自 2016 年以来，中国新增火电机组装机量已持续小于新增新能源发电装机量，2018 年前三季度，全国新增发电装机容量 8114 万千瓦，增量同比减少 1280 万千瓦。其中新增火电装机 2379 万千瓦，增量同比减少 719万千瓦。分地区看，新增装机主要分布在陕西、新疆、宁夏等省份，火电装机项目合计增长 200 万千瓦以上省份共有 7 个，而四川、青海、云南等以水电为主、火电利用小时水平偏低省份装机量则呈现零增长甚至负增长，全国火电以资源和供需为导向发生结构性调整态势明显。国家能源局于 2018 年 3 月发布 2018 年能源工作指导意见，要求继续减少 2018 年煤电新增装机规模，同时将淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400 万千瓦。预计 2018 年全年全国新增发电装机容量 1.2 亿千瓦，其中，预计非化石能源发电新增装机 7300 万千瓦左右，煤电新增装机略低于 4000 万千瓦，延续了近年来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小幅下降的态势。考虑到“十三五规划”提出到 2020 年全国煤电装机规模力争控制在 11 亿千瓦以内，目前全国火电装机量已超过规划水平，面临极大的装机量增长压力，2016 年开始火电机组审批大幅减少，同时不合规、高耗能项目停建缓建，预计 20172018 年投产高峰过后，火电机组装机容量将保持相对稳定，电源结构转变未来将长期保持。0.002.004.006.008.0010.0012.000.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.0020.002008200920102011201220132014201520162017总装机容量火电装机容量总装机同比变动率火电装机同比变动率（亿 千（%）3 图 2 2018 年 9 月底各省规模以上电厂发电装机容量（单位：万千瓦、%）资料来源：Wind 电力投资方面，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，电力电网升级改造力度仍然相对较强。根据中电联统计数据，2017 年全国电力工程建设完成投资总额 8014 亿元，同比下降 9.49%。其中电源基本建设投资完成额 2700 亿元，同比下降 20.8%，电源基本建设投资中火电完成投资 740 亿元，同比大幅下降 33.9%，为近十年来最低水平；同期水电投资 618 亿元，同比增长 0.1%；核电投资 395 亿元，同比下降 21.6%；火电投资减少最为明显。2018 年前三季度，全国电源基本建设投资完成额1696 亿元，同比下降 1.8%，其中火电 526 亿元，同比增长 6.2%，增速有所回升。从长远看，中国区域电力供需不平衡，用电结构正发生调整，行业发电小时数仍有待提升，未来电源投资极大可能将维持收缩态势，行业投资重点仍将为电网及配套设施的建设。图 3 全国电力工程建设完成投资情况（单位：亿元、%）资料来源：中电联 2.发电量持续增加，火电发电量占比仍在下降发电量持续增加，火电发电量占比仍在下降 基于全国装机容量和全社会用电需求的持续提升，全国发电量持续增加。2017 年，-40.00-20.000.0020.0040.000.001000.002000.003000.004000.005000.006000.002008年 2009年 2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年电源基本建设投资完成额电网基本建设投资完成额火电基本建设投资完成额电源基本建设投资完成额增速电网基本建设投资完成额增速火电基本建设投资完成额增速 4 全国发电量 6.42 万亿千瓦时，同比增长 6.52%，其中火力发电量 4.55 万亿千瓦时，同比增长 5.18%；与 2008 年相比，火力发电量增加 1.75 万亿千瓦时，年均增长 5.54%。分地区看，山东、江苏、内蒙古、广东火力发电量分列前四位；火电比重在 90%以上的地区有天津、上海、北京、山东、安徽、河南、江苏、山西 8 个地区，其中北京基本为燃气发电，天津、上海燃气发电占火电比重在六分之一左右，其余地区仍多为煤电，火电发电结构预计将不断向燃气发电倾斜。2018 年前三季度，全国发电量为 5.04 万亿千瓦时，同比增长 7.4%，其中火电发电量 3.69 万亿千瓦时，同比增长 6.9%。图 4 全国发电量、用电量情况 资料来源：中电联 从电源结构看，随着水电、核电、风电及并网光伏装机量上升，2008 年以来火电发电量占全部发电量比重波动下降，2017 年为70.92%，较2008 年（81.22%）下降10.30 个百分点，2017 年煤电发电量占比 64.7%。相比之下，2017 年全国非化石能源发电量同比增长 9.96%，其中新能源（并网风电与光伏）发电量同比增长36.6%，对全国发电量增长贡献率达28.6%，成为重要的电源增长来源。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由 2016 年的 13.3%增至 15%左右，同时考虑目前各电源投资情况、发电量增速和政策规划，预计未来中国火电发电量占比将进一步下降。3.用电需求上升，设备利用率用电需求上升，设备利用率水平波动回升水平波动回升 20102014 年，全国电力需求增速受宏观经济影响呈波动下降趋势，2015 年以来逐步复苏回升。下游行业供给侧改革、基础设施投资加大带动第二产业发展回暖，同时两大电网于 2017 年共推广完成电能替代电量 1286 亿千瓦时，达到全社会用电量 2.0%，均为带动全社会电力消费增速回升的主要驱动力。2017 年，全国全社会用电量 6.31 万亿千瓦时，同比增长 6.57%，增速连续两年回升，其中第二产业用电量 4.44 万亿千瓦时，-5.000.005.0010.0015.0020.000.001.002.003.004.005.006.007.002008200920102011201220132014201520162017发电量总计全社会用电量火电发电量发电量同比变动率用电量同比变动率火电发电量同比变动率（万亿千瓦时）（%）5 同比增长 5.55%；此外，受电能替代步伐加快、夏季气温偏高等因素影响，第一产业、第三产业分别实现了 7.34%、10.66%的用电高增长率，对应用电量比例均有所提升；全国人均用电量和人均生活用电量分别为 4589 千瓦时和 628 千瓦时，分别比上年增加 268千瓦时和 44 千瓦时。2018 年前三季度，在高技术及装备制造业用电快速增长、高载能行业增速逐季上升、消费品制造业平稳较快增长的支撑下，第二产业用电量实现较快增长，全国全社会用电量 5.11 万亿千瓦时、同比增长 8.9%，增速同比提高 2.0 个百分点。其中，一、二、三季度分别增长 9.8%、9.0%和 8.0%，增速连续 9 个季度保持在 5.5%10%的增长区间。国内消费保持平稳较快增长、服务业用电保持快速增长，也使得第一产业、第三产业用电量继续提升。图 5 全国 6000 千瓦及以上发电设备利用小时情况（单位：小时）资料来源：中电联 机组利用效率方面，2008 年以来，受发电装机规模总量快速提升以及电力需求增速波动下降影响，全国发电机组平均利用小时数呈波动下降趋势。2017 年全国 6000 千瓦及以上发电设备平均利用小时数为 3786 小时，同比下降 11 个小时。其中，火电机组平均利用小时数为 4209 小时，同比提升 23 小时，为 2014 年以来首次回升；2018 年前三季度，全国 6000 千瓦及以上发电设备平均利用小时数为 2905 小时，同比增长 94 小时。其中，火电利用小时数为 3276 小时，同比大幅提升 158 小时。火电设备利用率有所回升，一方面为全社会用电量增速连续两年回升所致，另一方面，近年来中国不断投资电网建设，电网规模稳步增长，跨省区输送能力大幅提升。设备利用率的提高带来火电企业盈利能力复苏，据国联证券股份有限公司研究所统计，2017 年，27 家 A 股火电企业总营业收入实现 2014 年以来首次净增长，2018 年上半年同比增速达 16.97%，但根据国家统计局数据，当前全国火电企业亏损面仍接近一半，电煤价格压力和区域性用电供需矛盾仍然是企业盈利的重要障碍。尽管目前整体用电需求增速有所回升，电网建设不断完善，从国内火电装机容量和02000400060008000100002008200920102011201220132014201520162017平均利用小时水电利用小时火电利用小数核电利用小时风电利用小时 6 实际发电量对比来看，2008 年以来火电装机容量不断提升（增速保持在 5%9%区间内），但 2014 年以来装机同比增幅明显高于火电机组发电量增幅，截至 2017 年底，火电装机容量达 11.06 亿千瓦，较 2014 年增长 18.63%，同期火电发电量增长仅为 5.77%。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。从全国各类发电设备平均利用小时比较来看，2012 年以来，全国发电设备平均利用小时数由 4579 小时波动下降，同期，核电、火电平均利用小时数变动趋势与全国发电设备总体水平基本一致；核电平均利用小时数最高，各年均在 7000 小时以上；火电设备利用率略高于平均水平，利用效率高于风电、水电等输出不稳定电源。图 6 2017 年各区域火电装机容量与年利用小时数（单位：万千瓦、小时）资料来源：Wind 分省份看，由于区域内经济结构、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，中国各区域火电设备平均利用率差异较大。2017 年共有 3 个省份（河北、江西、宁夏）达到 5000 小时以上，较 2016 年增加 1 个省份；有 12 个省份达到40005000 小时，较 2016 年增加 1 个省份；31 个省份（含直辖市）中 17 个实现设备利用率提高。在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，分别为 1236 和 111 小时。4.电网建设不断完善，推动电力资源合理分配电网建设不断完善，推动电力资源合理分配 2010 年以来，中国电网建设投资持续加大，且增速波动增长。回望电网发展轨迹，电网骨干网架日趋坚强，配网、农网供电水平稳步提升，2017 年，中国建成“两交五直”特高压输电工程，国家大气污染防治行动计划特高压交直流工程全面建成，基本形成西电东送、北电南供的特高压输电网络，1100 千伏、800 千伏电压等级投资增加较多，跨区输电规模进一步扩大，全国跨区输电能力达到了1.3亿千瓦时，完成跨区送电量4235 7 亿千瓦时、同比增长 12.1%，跨省送出电量 1.13 万亿千瓦时、同比增长 12.7。截至2017 年底，全国电网 35 千伏及以上输电线路回路长度 183 万千米、同比增长 4.0%，其中 220 千伏及以上线路长度 69 万千米，同比增长 6.5%；220 千伏及以上公用变设备容量 37 亿千伏安，同比增长 7.9%。年内新增 110 千伏及以上交流输电线路 5.8 万千米，同比增加 1406 千米；新增直流输电线路 7900 万千瓦，同比多投产 4660 万千瓦。电网建设不断完善，电力普遍服务能力持续增强，全国小城镇中心村电网改造全面完成，惠及农村居民 1.8 亿人，使得部分地区电源利用效能提高，推动了电力资源合理分配。2018年前三季度，全国基建新增 220 千伏及以上变电设备容量 18691 万千伏安，新增 220 千伏及以上输电线路长度 30559 千米，新增直流换流容量 500 万千瓦。在近两年多条特高压工程陆续投产的拉动下，全国分别完成跨区、跨省送电量 3567 和 9634 亿千瓦时，同比分别增长 14.9%和 16.5%，增速同比分别提高 3.8 和 5.1 个百分点。2017 年，全国电网基本建设投资完成额 5315 亿元，同比下降 2.14%；2018 年前三季度，全国电网基本建设投资完成额 3373 亿元，同比下降 9.6%。整体看，电网基本建设投资完成额呈波动增长趋势，且 2014 年以来，电网基本建设投资完成额显著高于电源基本建设投资完成额，预期部分地区电力产能消纳能力还将不断提升。5.能效水平不断提高，污染排放大幅下降能效水平不断提高，污染排放大幅下降 节能降耗方面，“十三五”以来，国家不断出台政策，清退小型落后产能。2017 年火电机组退役和关停落后产能 929 万千瓦时，同比增长 62.64%。2018 年政府工作报告提出淘汰关停不达标的 30 万千瓦以下煤电机组的要求；国务院打赢蓝天保卫战三年行动计划制定专项方案，大力淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的 30 万千瓦以下燃煤机组，对于关停机组的装机容量、煤炭消费量和污染物排放量指标，允许进行交易或置换，可统筹安排建设等容量超低排放燃煤机组。重点区域严格控制燃煤机组新增装机规模，新增用电量主要依靠区域内非化石能源发电和外送电满足。随着节能技术改造、大型化火电机组和热电联产机组比重提高，小机组不断清退，60 万千瓦、100 万千瓦超（超）临界机组成为中国主力火电机组，中国火电机组的参数、性能和产量已处于世界领先水平。据主要发电集团火电机组分容量供电煤耗统计显示，100 万千瓦以上超超临界机组供电耗煤仅为 10 万千瓦以下小型机组供电耗煤的 78.5%。根据中电联数据，2017年 6000 千瓦及以上电厂供电标准煤耗为 309 克/千瓦时，同比减少 3 克/千瓦时，已完成“十三五”规划到2020年煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下的目标；火电厂厂用电率 6.04%，比上年提高 0.03 个百分点；输电线损率 6.42%，比上年降低 0.07个百分点；火电厂单位发电量耗水量保持了 2000 年以来逐年下降的趋势。清洁化、减排方面，截至 2017 年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约 9.2 亿 8 千瓦，占全国火电机组容量的 83.2%，占全国煤电机组容量的 93.8%。如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近 100%。同期，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约 9.6 亿千瓦，占全国火电机组容量的 86.8%，脱硫脱硝改造效果显著，全国累计完成燃煤电厂超低排放改造7亿千瓦，占全国煤电机组容量7成以上，提前两年完成“十三五”改造目标任务。2017 年全年烟尘排放量、二氧化硫排放量、氮氧化物排放量分别同比下降 25.7%、29.4%和 26.5%，单位火电发电量烟尘排放量 0.06克/千瓦时，同比减少 0.02 克/千瓦时；二氧化硫排放量 0.26 克/千瓦时，同比减少 0.13克/千瓦时；氮氧化物排放量 0.25 克/千瓦时，同比减少 0.11 克/千瓦时；粉煤灰、脱硫石膏综合利用率保持在 72%以上的较高水平，整体污染物排放量大幅下降，行业改造成效显著。按照 2018 年 6 月中共中央、国务院发布的关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见，到 2020 年，具备改造条件的燃煤电厂将全部完成超低排放改造，重点区域不具备改造条件的高污染燃煤电厂逐步关停，届时，全国超低排放和节能改造计划将基本完成。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。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较煤炭成本在煤电总成本中占比较高，其供给稳定性系下游电厂稳定发电的保障性因素之高，其供给稳定性系下游电厂稳定发电的保障性因素之一；同时煤价波动对煤电企业盈利水平影响大，一方面煤炭价格波动会影响电力企业成本控一；同时煤价波动对煤电企业盈利水平影响大，一方面煤炭价格波动会影响电力企业成本控制水平，另一方面煤价的大幅波动会带动火电上网电价的波动，进而影响电力企业收入水平。制水平，另一方面煤价的大幅波动会带动火电上网电价的波动，进而影响电力企业收入水平。由于近期煤炭供给侧改革带动落后产能退出，煤炭供需结构调整导致煤价快速提升且持续高由于近期煤炭供给侧改革带动落后产能退出，煤炭供需结构调整导致煤价快速提升且持续高位盘整，煤电企业发电成本快速提升，同时由于上网电价偏低，煤电企业盈利能力明显下滑。位盘整，煤电企业发电成本快速提升，同时由于上网电价偏低，煤电企业盈利能力明显下滑。煤炭价格情况煤炭价格情况 20162017 年，随着国家去产能政策的逐步推进，中国已退出落后煤炭产能超过5 亿吨，2018 年4 月9 日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局、财政部、人力资源社会保障部、国务院国资委联合印发的关于做好 2018 年重点领域化解过剩产能工作的通知提出，2018 年继续退出过剩煤炭产能1.5 亿吨左右，确保去产能目标实现三年“大头落地”。上游产能清退，叠加火电需求回暖、环保限产等因素，拉动煤价高位运行，为了稳定煤炭市场，发改委、铁路总公司以及大型煤企密集出台相关措施，以保证电煤供应，抑制煤炭价格上涨。2017 年11 月，发改委出台 关于推进2018 年煤炭中长期合同签订履行工作的通知，明确要求 2018 年中长期合同数量应达到自有资源或采购量的 75%以上，而且要求全年合同履约不低于90%。这种限量限价的长协合同，一定程度上限制了煤炭成本的过快增长。此外，煤炭进口限制亦有所放松，2017 年初开始，进口煤炭不断增长，2018 年前三季度，全国进 9 口煤炭2.29 亿吨，同比增长11.8%。一系列政策与市场引导措施下，2017 年以来煤炭价格指数保持相对稳定，呈高位波动运行。图 7 全国电煤价格指数 资料来源：Wind 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。按火电企业的一般业务周期特征，每年 78月是动力煤的需求旺季，9 月后将迎来冬储煤的需求，而截至 2018 年 10 月底，沿海 6大发电集团煤炭库存已经达到了 1623.26 万吨，为 2014 年以来最高点，且沿海电厂持续高库存、低日耗状态运行，对煤价支撑力度有限。整体看，2018 年动力煤价格保持高位震荡，截至 2018 年 11 月 1 日秦皇岛港 5500 大卡煤主流平仓价 645 元/吨。煤电联动分析煤电联动分析 由于中国电力实行计划制，煤炭实行市场制，因此煤和电的价格偏离较高时则电力企业会出现亏损，中国于 2004 年引入了煤电联动机制，在保民生的基础上，以调整上网电价来平衡煤炭价格波动带来的超额收益或严重亏损。2012 年 12 月 25 日，国务院正式发布关于深化电煤市场化改革的指导意见，提出当电煤价格波动幅度超过 5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。但受价格波动幅度限制及上下游传导时差影响，煤电联动的价格调整具有一定的滞后性。受前期电煤价格持续低位盘整影响，火电上网电价历经多次下调。根据国家发改委于 2014 年 8 月 27 日印发的关于疏导环保电价矛盾有关问题的通知（发改价格20141908 号），自 9 月 1 日起在保持销售电价总水平不变的情况下，实施火电上网电价调整方案，全国平均将下调 0.93 分/千瓦时(相当于 2%)。根据国家发改委于 2015 年 4月17日发布的 国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知（发改价格2015748 号)规定，自 4 月 20 日起，全国统一下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格，全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约 2 分钱，下调燃煤发电上网电价形成的降价空间，除适当疏导部分地区天然气发电价格以及脱硝、除尘、超低 10 排放环保电价等突出结构性矛盾，促进节能减排和大气污染防治外，主要用于下调工商业用电价格。根据国家发改委于 2015 年 12 月 30 日发布的关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知（发改价格20153105 号）规定，为减轻中小微企业负担，促进可再生能源发展、支持燃煤电厂超低排放改造，自 2016 年 1 月 1 日起，降低燃煤发电上网电价和一般工商业销售电价全国平均每千瓦时约 3 分钱。火电上网电价的下调一定程度上压缩了电力企业的盈利空间，增加了运营压力。由于电煤价格于 2016 年下半年快速回升，且出现暂时性煤电供不应求的局面，导致火电成本快速回升，各火电企业收入和利润水平均有所下降，盈利能力也呈现下降趋势，且已有部分成本控制能力偏弱的企业出现亏损。但根据当期煤炭价格及现有煤电联动作用的测算，短期内不会出现火电上网电价的回调。2017 年 6 月 22 日发改委发布 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，称为贯彻落实国务院关于取消工业企业结构调整专项资金，降低国际重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，合理调整电价结构的决定，进一步降低用能成本、助力企业减负，促进供给侧改革，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，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价（从全国平均来看，相当于变相提高电价 0.76 分/千瓦时），有助于缓解燃煤发电企业经营压力。表 1 2017 年各省煤电上网电价排行榜（单位：元/千瓦时）序号序号 省份省份 电价电价 序号序号 省份省份 电价电价 1 广东 0.4530 17 河北南网 0.3644 2 湖南 0.4500 18 黑龙江 0.3740 3 海南 0.4298 19 辽宁 0.3749 4 浙江 0.4153 20 天津 0.3815 5 广西 0.4207 21 吉林 0.3655 6 湖北 0.4161 22 陕西 0.3545 7 四川 0.4012 23 北京 0.3598 8 江西 0.4143 24 贵州 0.3515 9 上海 0.4155 25 云南 0.3358 10 重庆 0.3964 26 山西 0.3320 11 山东 0.3949 27 青海 0.3247 12 江苏 0.3910 28 甘肃 0.2978 13 福建 0.3932 29 内蒙古东部 0.3035 14 安徽 0.3844 30 内蒙古西部 0.2829 15 河南 0.3779 31 宁夏 0.2595 16 河北北网 0.3720-资料来源：北极星电力网 11 注：1、表中电价于 2017 年 7 月 1 日起执行；2、表中标杆上网电价包含脱硫、脱硝、除尘电价，未安装脱硫、脱硝和除尘设施的，按标杆上网电价每千瓦时分别下调 1.5 分、1 分和 0.2 分。2018 年 7 月，国家发改委、国家能源局对外发布关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知 以及 全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案，备受瞩目的电力市场化改革进一步推进，其中对于煤电价格矛盾明确提出，在确定基准电价的基础上，鼓励在电力交易环节，在合同中约定价格浮动调整机制。鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入规范科学、电力交易双方认可的煤炭价格指数作参考，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。具体浮动调整方式由双方充分协商，在合同中予以明确，浮动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。该建议实际鼓励将煤炭与电力价格矛盾向下游疏解，将价格传导至电力交易市场化流通环节，有助于缓解煤电企业周期性亏损压力，实现真正意义上的“煤电联动”。2.电力行业属国家管控型行业，受政策变化导向明显，包括建设装机容量、上网电量电力行业属国家管控型行业，受政策变化导向明显，包括建设装机容量、上网电量水平、上网电价等各个方面。近年来，国家逐步推行电力改革，在确保机组运营环保达水平、上网电价等各个方面。近年来，国家逐步推行电力改革，在确保机组运营环保达标、电网稳定、电力供需平衡的基础上，放开电网垄断，推进电量、电价市场化。标、电网稳定、电力供需平衡的基础上，放开电网垄断，推进电量、电价市场化。供给侧改革供给侧改革 电力行业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。少的影响，火电装机新增规模将会大幅减少。2017 年 8 月，发改委、财政部、央行、国资委、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（以下简称“意见”），意见指出“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了明确说明。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 4172 万千瓦，涉及投资额 1745 亿元；推迟缓建项目合计 6463 万千瓦，涉及投资额 2725 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 86.0 万千瓦、84.5 万千瓦、50.0 万千瓦、40.8 万千 12 瓦、27.8 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 1608 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。2017 年煤电行业共淘汰停建缓建煤电产能 6500 万千瓦，超额完成了年度各项目标任务。根据 2018 年 8 月国家发改委和能源局下发的关于加快做好淘汰关停不达标的30 万千瓦以下煤电机组工作暨下达 2018 年煤电行业淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知，2018 年首批确定了 17 省市共计 1190.64 万千瓦的煤电行业落后产能淘汰任务。表 2 20162018 年主要火电去产能政策 时间时间 颁布部门颁布部门 政策名称政策名称 内容内容 2016.3 发改委、能源局 关于促进中国煤电有序发展的通知 取消一批不具备核准条件的煤电项目、缓核一批电力盈余省份煤电项目、缓减一批电力盈余省份煤电项目。2016.4 发改委、能源局 关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知 对煤电行业的落后产能设定淘汰标准。2016.4 能源局 关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布 2019 年煤电规划建设预警的通知 煤电规划建设风险的指标体系分为煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指示、资源约束指标，最终风险结果由三个指标的最高评级确定。2016.9 能源局 关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知 取消吉林、山西、山东等省 15 项、1240 万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目；严禁自行将取消煤电项目的规模用于规划建设新增煤电项目，已自行纳入规划、核准（建设）的，要立即取消，并停止建设。2016.11 能源局 关于下达2016 年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知 进一步加大对能耗高、污染重的落后煤电机组，特别是单机 30 万千瓦以下，运行超过 20年的纯凝机组和运行满 25 年的抽凝热电机组以及改造后仍不符合能效、环保要求的机组的淘汰关停力度。2017.8 发改委、财政部、央行、国资委、工信部等 16 部委 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“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。2017.9 能源局 关于 2017 年煤电行业淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知 明确当年首批需淘汰的落后煤电产能装机容量为 472 万千瓦，涉及近百台煤电机组。2017.9 发改委 关于印发 2017 年分省煤电停建和缓建项目名单的通知 涉及停建项目 35.2GW 和缓建项目 55.2GW，列入停建范围的项目要坚决停工、不得办理电力 13 业务许可证书，电网企业不予并网，而已列入缓建范围的项目，原则上 2017 年内不得投产并并网发电。2018.4 发改委、财政部、国资委、工信部等 6 部委 关于做好 2018 年重点领域化解过剩产能工作的通知 煤电行业淘汰关停不达标的 30 万千瓦以下煤电机组，2018 年全国淘汰关停 400 万千瓦煤电落后产能。加大燃煤电厂超低排放和节能改造力度，中部地区具备条件的机组 2018 年完成，西部地区于 2020 年完成。2018.5 能源局 关于发布 2021 年煤电规划建设风险预警的通知 2021 年分省煤电建设经济性预警指标、装机充裕度预警指标和资源约束指标。2018.8 能源局 关于印发 2018 年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知 继续加大力度推进煤电超低排放和节能改造工作，2018 年全国完成超低排放改造 4868 万千瓦，节能改造 5390.5 万千瓦。2018.8 发改委、能源局 关于加快做好淘汰关停不达标的 30 万千瓦以下煤电机组工作暨下达 2018 年煤电行业淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知 明确 2018 年全国淘汰煤电落后产能（含燃煤自备机组）的标准、下达 2018 年煤电行业淘汰落后产能目标任务（第一批），确定 17 省市共计1190.64 万千瓦的落后产能淘汰任务。资料来源：公开资料 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）。2018 年 5 月，国家能源局发布了关于发布 2021 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，其中陕西、湖南、江西、安徽和海南五省为绿色，辽宁、河南和湖北为橙色，其余省份均为红色。即便到 2020 年，能够新建火电的省份也仅仅 6个，未来三年火电新增装机规模有限。电价市场化改革电价市场化改革 1998 年以来，中国实行厂网分开、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（19982001 年）；2002 年以来的改革阶段是第二阶段，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。目前中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。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，近年来电力行业逐步开展了“大用户直供”、改革调度机制、“输配分开”、“配售分离”、“水火同价”价格改革等试点或者前期准备工作。14 图 8 厂网分开、竞价上网模式示意图 资料来源：电网的运营模式研究（1）电力体制改革的思路）电力体制改革的思路 原有电力体制下，电网公司实行统购统销，发电企业和电力用户彼此之间缺少沟通。为缓和发电端和用电端的价格矛盾以及打破电网公司上下垄断局面，2016 年，国家发改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等政策文件。在具体举措方面，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