2020年火电行业 研究报告及展望 2019.12.30 2 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%，2019年1－10月火电发电量占比超过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2019年以来火电分析为主。 一、火电行业现状 1. 电力市场需求保持平稳增长，第二、三产业用电贡献度大。 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，2019年1－10月，中国全社会用电量59232亿千瓦时，同比增长4.4%，增速比上年同期回落4.2个百分点，受社会经济趋势下行的影响，叠加2018年冬季寒潮和夏季高温导致用电量超预期增长带来的高基数因素，各产业用电量增速全面回落。分产业看，第一产业用电量647亿千瓦时，同比增长5.2%，占全社会用电量的1.1%；第二产业用电量39867亿千瓦时，同比增长3.0%，增速比上年同期回落4.2个百分点，占全社会用电量的67.3%，对全社会用电量增长的贡献率为45.7%；第三产业用电量9941亿千瓦时，同比增长9.3%，增速比上年同期回落3.8个百分点，占全社会用电量的16.8%，对全社会用电量增长的贡献率为33.6%；城乡居民生活用电量8777亿千瓦时，同比增长5.9%，增速比上年同期回落5.2个百分点，占全社会用电量的14.8%，对全社会用电量增长的贡献率为19.4%。整体看，2019年以来，中国全社会用电量保持平稳增长，第二产业及其制造业各季度用电量增速相对平稳，高技术及装备制造业、消费品制造业、其他制造业第三季度用电增速环比回升；化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量增速有所回落；第三产业绝大部分行业均实现较快增长，特别是随着电能替代力度的加大及电能应用领域的扩展，2019年 3 前三季度，批发和零售业中的充换电服务业用电量同比增长143.0%，交通运输/仓储和邮政业中的港口岸电用电量同比增长137.1%。 分省份看，2019年1－10月，除青海、河南、甘肃和上海外，中国各省份全社会用电量均实现正增长。其中，中国全社会用电量同比增长超过全国平均水平（4.4%）的省份依次为：西藏（12.9%）、广西（12.8%）、海南（9.7%）、内蒙古（9.6%）、云南（9.1%）、新疆（8.5%）、江西（8.2%）、安徽（7.5%）、湖北（7.5%）、湖南（7.1%）、四川（7.1%）、广东（6.1%）、山西（5.2%）和河北（4.6%）。 图1 中国全社会单月用电量及增长率波动情况 资料来源：中电联数据，联合资信整理 2. 火电装机容量持续增长，但地区分化依然明显；同期，电源工程投资规模缩减，电网基建成电力投资重点。 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。截至2019年10月底，中国6000千瓦以上电厂发电设备容量18.69亿千瓦，较上年同期增长5.8%；其中，火电装机容量11.74亿千瓦，较上年同期增长4.8%；水电装机容量3.09亿千瓦，较上年同期增长1.3%；风电装机容量2.00亿千瓦，较上年同期增长12.2%；核电装机容量0.49亿千瓦，较上年同期增长20.3%。整体看，中国电力装机容量持续扩张，新增装机中火电装机容量占比由2018年前十月累计的30.03%提升至2019年前十月累计的45.48%；但火电装机 4 容量占总装机容量的比重由2018年10月底的63.42%下降至2019年10月底的62.81%。 从区域看，全国6000千瓦及以上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，2019年1－10月，中国新增6000千瓦以上发电装机容量规模同比下降20%，但新增6000千瓦以上火电发电装机容量规模同比增长19.98%（存在前期停建、缓建机组陆续以应急调峰机组的名义投产导致统计口径不一致的因素影响）。截至2019年10月底，较上年同期总装机容量增幅超过500万千瓦的省份有8个，分别为河北、内蒙古、江苏、山东、河南、广东、陕西和新疆；其中江苏和广东省装机容量增幅超过1000万千瓦；同期，较上年同期火电装机容量增幅超过500万千瓦的省份有3个，分别为江苏、广东和陕西；由于电源结构调整以及落后产能淘汰，吉林、湖南和重庆的火电装机容量较上年同期出现小幅负增长。 图2 2019年10月底各省6000千瓦以上电厂发电装机容量情况 资料来源：Wind，联合资信整理 电力投资方面，2019年1－10月，中国电源工程完成投资2065亿元，同比增长7.6%，其中受益于建设成本的下降，火电工程完成投资415亿元，同比下降27.8%；同期，电网基本建设工程完成投资3415亿元，同比下降10.5%。主要由于220千伏及以上变电设备容量及输电线路长度投产规模的减少，电网基本建设仍以农网改造升级及配网建设为重点，110千伏及以下电网投资占电网总投 5 资的比重持续增长，截至目前已超过60%。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，行业整体机组利用率有待提高等问题，预计未来电源工程投资将进一步加快结构调整，并很可能在产能过剩的背景下呈现收缩态势，投资重点将围绕电网基本建设投资及配套设施的建设。同时，电网建设不断完善，亦将推动电力资源分配合理化。 3. 火电发电量平稳，但在总发电量中占比持续下降。伴随输配电能力的增强，跨区域送电量规模不断提升，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。 基于全国装机容量和全社会用电需求的提升，全国发电量持续增长。根据中电联相关统计数据，2019年1－10月，中国累计发电量58742亿千瓦时，同比增长3.1%；其中火电累计发电量42041亿千瓦时，同比增长1.1%，占总发电量的比重由上年同期的72.89%下降至71.57%。分区域看，发电量贡献度最高的前五个省份分别为山东、江苏、内蒙古、广东和四川；火电发电量贡献度最高的前五个省份分别为山东、江苏、内蒙古、广东和山西。趋势方面，一向经济发达地区集中，该地区用电需求高，自身电力消纳能力强；二向资源地集中，该地区原料成本低，且电力运输便利性高于原燃料运输。结构方面，火电发电量占总发电量比重超过80%的省份有15个；超过90%的省份有7个，分别为北京（占97.44%）、天津（占98.32%）、山西（占90.81%）、上海（占98.86%）、安徽（占95.12%）、山东（占92.58%）和河南（占90.72%），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。近年来，在保障电力充足供应以及电网稳定运行的前提下，政策导向鼓励电源结构调整，预计火电结构将向燃气发电倾斜。 6 图3 2019年1－10月各省发电量及增长率波动情况 资料来源：Wind，联合资信整理 机组效率方面，2019年1－10月，中国发电设备平均利用小时为3157小时，较上年同期下降54个小时（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）；火电发电设备平均利用小时3495小时，较上年同期下降101小时；而水电发电设备平均利用小时为3244小时，较上年同期提升161小时。火电机组利用效率偏低且呈下降趋势，一方面由于各类型机组装机容量规模均呈现增长趋势，加剧电力行业产能过剩问题；另一方面由于发电上网存在调度顺序，可再生能源电量对火电发电量存在挤压。分区域看，多省份机组利用小时相对稳定，但天津、上海、江苏和河南出现2019年前十月机组利用小时明显低于上年同期的情况，一方面由于装机容量增长较快，另一方面由于全社会用电量的下降；广西、新疆、内蒙古和四川出现2019年前十月机组利用小时明显高于上年同期的情况，一方面由于传统高耗能产业与房地产发展带动用电需求提升，另一方面由于外送电量快速增长，带动本地火电机组发电水平提升；四川、云南和青海地区水电和光伏占比高，火电机组利用小时数远低于行业平均水平。 图4 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：中电联数据，联合资信整理 7 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。考虑到近年新完成电力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，2019年1－10月，中国全国跨区域送电量为4516.03亿千瓦时，较上年同期增长13.04%。按华北、东北、华东、华中、西北、西南和南方划分，西北和西南的外送电量占比高，华北和华东的外来电量占比高。2019年1－10月，西北地区跨区域送电量1413.34亿千瓦时，较上年同期增长20.30%，占全国跨区域送电量的31.30%，分别送往华中、华北和华东地区，送往地区电量占比约为38%、43%和28%；西南地区跨区域送电量954.73亿千瓦时，较上年同期增长1.15%，占全国跨区域送电量的21.14%，主要送往华东地区，占比约为89%。2019年1－10月，华北地区外来电量854.26亿千瓦时，较上年同期增长25.99%，占全国跨区域送电量的18.92%；华东地区外来电量1911.65亿千瓦时，较上年同期增长13.50%，占全 8 国跨区域送电量的42.33%。 4. 政策引导终端下调用电成本，上网电价回升压力较大，但由于前期煤炭成本快速提升并高位盘整，火电行业整体盈利能力偏弱。2019年以来，受益于煤炭价格回落，火电企业成本压力减小，整体盈利能力有所回升，但部分火电企业累计亏损严重，以至破产清算。 2016－2018年，火电行业整体盈利能力下降明显。一方面由于煤炭价格快速回升并持续高位盘整，导致火电企业经营成本大幅提高；另一方面由于电力行业产能过剩、电源结构调整挤压火电市场份额，特别是清洁能源占比高的区域，火电亏损明显。2018年8月，四川省11家火电厂负责人“联名上书”省级主管部门，反映火电企业经营困难情况，希望政府予以补救支持；2019年4－7月，青海全省10台火电机组仅剩1台运行。四川和青海均以水电发电为主，火电主要为电网基础性、支撑性电源，且承担深度调峰任务，发电量受清洁能源发电挤压明显。此外，火电企业也需承担民生责任，部分机组必须保持中低负荷运行，高折旧、高负债的行业特性使得这些火电企业亏损严重。 2018年底以来，大型电力企业投资呈现两个趋势：一是收购民营风电、光伏等可再生能源发电机组；二是出售、