深度丨2017年中国火电行业研究报告

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。

一、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%。

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%)。

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。

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。

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。

三、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%。

四、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。

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。

五、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。

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。

(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%。

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，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。

九、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。

附件一 2020年全国煤电规划建设风险预警图