中诚信研究 | 中国火电行业研究

目前，国内火电装机容量已经超过“十三五规划”红线，重化工业用电增速放缓，国内电力行业产能整体呈过剩态势。此外，随着市场化交易电量提升及清洁能源的发展，火电行业竞争将会进一步加剧，高煤耗机组将加速淘汰。2018年，煤炭市场价格维持高位运行，且煤电价格联动政策未得到有效执行，火电企业仍面临较大的经营压力。

       从用电需求看，2015~2017年，全国全社会用电量分别为55,500亿千瓦时、59,198亿千瓦时和63,077亿千瓦时，同比分别增长0.5%、6.7%和6.6%。2016年以来，随着制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现，全社会用电需求增幅较大。2018年1~9月，全国全社会用电量51,061亿千瓦时，同比增长8.9%，增速比上年同期提高2.0个百分点。分产业看，2017年三大产业用电量分别为1,155亿千瓦时、44,413亿千瓦时和8,817亿千瓦时，同比分别增长7.3%、5.5%和10.7%。第二产业中黑色金属冶炼及压延加工业、有色金属冶炼及压延加工业、非金属矿物制品业和化学原料及化学制品业四大高载能行业合计用电量与上年持平，而装备制造、新兴技术和大众消费品业增长势头良好。第三产业全社会用电量仍保持高增速，其中信息传输、计算机服务和软件业增长14.6%。2017年城乡居民生活用电量8,695亿千瓦时，同比增长7.8%，服务业和居民消费对用电增长的稳定作用更为显著。2018年1~9月份，三大产业和城乡居民生活用电量分别为555亿千瓦时、34,714亿千瓦时、8,259亿千瓦时和7,534亿千瓦时，同比分别增长9.8%、7.3%、13.5%和11.5%，用电量占全社会用电量的比重分别为1.2%、68.0%、16.2%和14.8%。

       从电力供给看，2015~2017年末，全国电力装机容量分别为15.07亿千瓦、16.46亿千瓦和17.77亿千瓦，同比分别增长10.4%、8.2%和7.6%。截至2018年9月末，全国电力装机容量18.58亿千瓦，同比增长6.5%。受供给侧改革的影响，全国发电装机容量增长放缓，但仍然保持较高的增长水平。

       火电方面，2015~2017年末，火电装机容量分别为10.06亿千瓦、10.54亿千瓦和11.06亿千瓦，同比分别增长8.87%、4.81%和4.30%，已经超过于《电力发展十三五规划（2016～2020年）》（以下简称《十三五规划》)11亿千瓦红线。《十三五规划》指出按照非化石能源消费比重达到15%的要求，到2020年，非化石能源发电装机容量达到7.7亿千瓦左右，煤电装机容量力争控制在11亿千瓦以内，煤电装机比重控制在55%。在非化石能源装机容量快速增长下，2015~2017年末，火电装机容量占比不断下降，分别为65.93%、64.04%和62.24%。2018年9月末，火电装机容量为11.30亿千瓦，同比增长4.15%，受国家出台的促进煤电有序发展系列政策措施影响，增速呈放缓趋势。

       近年来，国家发改委、国家能源局等部门发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》、《关于进一步调控煤电规划建设的通知》、《国家能源局关于发布2020年煤电规划建设风险预警通知》以及《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》等文件通过建立风险预警机制来调控煤电建设。2017年9月26日，国家发展和改革委员会、国务院国有资产监督管理委员会、国家能源局联合印发《2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》，明确指出列入停建范围的项目（共计3,520万千瓦）要坚决停工，不得颁发电力业务许可证书，电网企业不予并网；列入缓建范围的项目（共计5,520万千瓦），原则上2017年内不得投产并网发电。2018年3月22日，国家发改委办公厅下发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿)》（以下简称《方案》），对全国燃煤自备电厂的建设和运行提出了24条整治意见，为史上最严格的燃煤电厂整治政策。《方案》提出要严格控制新建燃煤自备电厂，全面清理并停运违建电厂，淘汰落后自备电厂；此外自备电厂需补缴政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等以及承担电网安全调峰和清洁能源消纳责任等。中诚信证评注意到自备电厂普遍装机容量较小、煤耗较高且机组较为落后，本次方案出台将提高自备电厂门槛，有利于火电公平竞争并促进落后火电产能淘汰。2018年3月，政府工作报告和最新能源局发布的《2018年能源工作指导意见》中仍然将火电去产能作为重点工作，今年将淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦，尤其是不达标的30万千瓦以下煤电机组。2018年9月，《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》下发，该通知明确了2018年全国淘汰煤电落后产能(含燃煤自备机组）的标准。火电去产能政策依旧坚定，未来煤电装机增速将继续保持在较低水平。

       煤电装机结构方面，2015~2017年中电联统计调查显示，火电大容量高参数高效机组比重持续提高，全国百万千瓦容量等级机组分别达到86台、96台和103台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重分别为42.91%、43.4%和44.7%。2018年8月27日，国家能源局印发《2018年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》（国能发电力[2018]65号），明确要求2018年全国煤电完成超低排放改造4,868万千瓦，节能改造5,390.5万千瓦。国家能源局表示，“十三五期间”力争淘汰火电落后产能2,000万千瓦以上，未来火电大容量高参数高效机组比重将继续提高。

       2015~2017年，我国规模以上火电设备平均利用小时数分别为4,329小时、4,186小时和4,209小时；2018年1~9月，火电设备平均利用小时数为3,276小时，同比增加158小时。按照电力行业的一般规则，如果某一地区的全年设备利用小时数高于5,500小时，表明该地区用电紧张，可继续增加电源投资；如果低于4,500小时，则表明该地区电力富余，一般不能再新增发电装机。分省份看，2017年山东、江苏、陕西、安徽、河北、宁夏、江西以及内蒙古发电利用小时数超过4,500小时，没有任何地区发电利用小时数超过5,500小时；同年，云南、四川和广西发电利用小时数最低，均未超过3,000小时，该三省均为水电资源较丰富的省份，水电优先消纳，火电利用小时数偏低。此外，北京重污染天气频发，随着环保力度加大、政策趋严，大气污染防治成为城市发展规划的重中之重。2017年3月18日，北京最后一座燃煤电厂华能北京热电厂所有机组停机备用，这标志着北京全面实现“零煤电”，成为全国首个全部依靠清洁能源发电和外受电的城市。

       为保障电力安全供应和民生用热需求，2018年2月28日，国家发展改革委、国家能源局日前印发《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》），要求落实《电力发展“十三五”规划》确定的重点输电通道，即在“十三五”期间新增跨省跨区通道19条，新增输电能力1.3亿千瓦，消纳新能源和可再生能源约7,000万千瓦，进一步完善区域输电网主网架，促进各电压等级电网协调发展。此外，《指导意见》表示需要优化在运跨省跨区输电通道运行方式，调整和放缓配套火电建设的跨区输电通道，富余容量优先安排新能源外送，力争“十三五”期间，“三北地区”可再生能源跨区消纳4,000万千瓦以上；水电和风电输电通道同时送入的受端省份，应研究水电和风电通道送电曲线协调配合方式，充分发挥风电和水电的互补效益，增加风电通道中风电占比。2018年1~9月，全国跨区送电完成3,567亿千瓦时，同比增长14.8%。未来随着全国电网输送通道不断完善，清洁能源消纳占比将持续提升，火电消纳面临一定挑战。

       目前调峰调频机组、热电联产供热机组以及跨省跨区国家计划和政府间协议电量，按电改政策给予优先发电保障；水电和核电也给予二类优先发电保障；而一般火电机组在发电序列的最末端。未来随着清洁能源发电装机容量上升，为保障清洁能源发电电力消纳，火电机组利用小时的提升将面临较大压力。

       2015年以来，中共中央、国家发展改革委、国家能源局会同有关部门制定并发布了一系列电力体制改革文件，分别从电价、电力交易体制、电力交易机构、发用电计划、售电侧、电网公平接入等电力市场化建设相关领域以及相应的电力监管角度明确和细化电力改革的政策措施，有序推进电价市场化改革。2017年3月29日，国家发展改革委和国家源局联合发布《关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行[2017]294号)（以下简称“294号文件”），294号文件要求各地要加快推进电力体制改革，逐步扩大市场化交易电量规模，逐年减少既有燃煤发电企业计划电量。2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%；2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小；对中发[2015]9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格。此外，国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电计划予以重点保障；优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平，价格按照《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》（发改价格[2015]962号）有关精神，由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电价格，鼓励通过签订中长期合同的方式予以落实；优先发电计划电量以外部分参加受电地区市场化竞价。2018年6月25日，国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于规范开展第三批增量配电业务改革试点的补充通知》（发改经体〔2018〕956号），进一步鼓励和引导社会资本投资增量配电业务，在各地推荐基础上，补充确定哈尔滨综合保税区增量配电业务试点等28个项目为第三批增量配电业务改革试点。至此，加上第一批试点项目106个、第二批试点项目89个，以及2018年4月确定的第三批第一批次97个项目，我国增量配电业务改革试点已有320个。

       2018年上半年，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计为7,520亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为23.3%，占电网企业销售电量比重为28.7%，其中，省内市场交易电量合计5,937亿千瓦时，占全国市场交易电量的78.9%；省间（含跨区）市场交易电量合计1,485亿千瓦时，占全国市场交易电量的19.7%；南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计99亿千瓦时。国家电网区域市场交易电量规模5,650亿千瓦时，占全国市场交易电量的75.1%，市场交易电量占其该区域全社会用电量的22.0%；南方电网区域市场交易电量规模1,292亿千瓦时，占全国市场交易电量的17.2%，市场交易电量占该区域全社会用电量的24.1%；蒙西电网区域市场交易电量规模578亿千瓦时，占全国市场交易电量的7.7%，市场交易电量占该区域全社会用电量的46.1%，是三个电网中市场交易电量占比最高的区域。分区域市场来看，华东、华北、南方区域市场交易电量规模分别为2,124亿千瓦时、1,996亿千瓦时、1,246亿千瓦时，占全国市场交易电量的比重分别为28.2%、26.5%、16.6%，合计占全国市场交易电量比重的70%以上。分省来看，市场交易电量占全社会用电量比重排序前三名的省份是云南、蒙西和江苏，分别为49.4%、46.1%、44.5%；电力市场交易电量规模排序前三名的省份分别为江苏1,286亿千瓦时、山东768亿千瓦时、广东599亿千瓦时；外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是江苏286亿千瓦时、山东242亿千瓦时和浙江160亿千瓦时。

       2018年上半年度大型发电集团（指参加中电联电力交易信息共享平台的10家中央及地方大型发电企业集团）煤电机组累计上网电量10,302亿千瓦时，占其总上网电量的67.4%；市场交易电量3,683亿千瓦时，市场化率为35.8%，远超行业平均水平，这表明大型企业凭借高参数低能耗机组，在电量市场化交易中具有竞争优势。当期，大型发电集团煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价，以下同）为0.3669元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.3340元/千瓦时。分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了100%，甘肃、蒙西、江苏、陕西、河南等五地均超过了50%。从分省煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易平均电价为0.2333元/千瓦时，与标杆电价相比降幅0.1025元/千瓦时，其次为广东、青海、江西，其交易平均电价分别为0.3740元/千瓦时、0.2507元/千瓦时、0.3430元/千瓦时，与标杆电价相比降幅均超过0.07元/千瓦时。随着电力体制的改革推进，电力供给侧改革初具成效，企业用电成本逐渐降低。

       随着市场化交易比重不断提升，报价低的机组可以获得市场份额，低成本发电的机组将具有明显的市场竞争力，这意味着煤耗低的高参数机组在竞争中会获得优势，而小装机容量高煤耗机组将逐渐淘汰。

       随着煤炭价格不断上涨，目前煤炭燃料成本占度电成本50%~80%左右，上涨的煤炭价格不断侵蚀火电企业盈利能力。2016年，在煤炭行业去产能的大背景下，煤炭从年初的产能过剩转变到目前阶段性的供不应求，煤炭价格大幅上升，截至2016年末，全国电煤价格指数为534.92元/吨，同比上升62.55%。2016年当年我国绝大多数矿井均按照276个工作日的产能安排了生产布局，煤矿超能力生产得到有力遏制，助推煤价大幅上涨。为了抑制煤价异常波动，保证煤炭行业的平稳健康发展，2017年3月7日，国家发改委网站公开发文表态，2016年临时实施的276个工作日限产措施，在2017年得到宽松执行。基本考虑是，先进产能煤矿和生产特殊紧缺煤种的煤矿原则上不实行减量化生产措施；煤炭调入数量多、去产能后资源接续压力大的地区，由所在地省级政府自行确定是否实行减量化生产措施，国家不做硬性要求。总体目标是将煤炭价格控制在一个绿色合理区间，抑制过快的大涨大跌，预计短期内我国煤炭价格将逐步稳定在一定范围内。2017年以来，煤价整体维持高位；截至2018年8月末，电煤价格指数为522.40元/吨，同比上升2.48%。

       煤电价格方面，2015年4月国家发改委发布《国家发改委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改委价格[2015]3169号），对煤电价格实行区间联动，以中国电煤价格指数2014年各省平均价格为基准煤价（444元/吨），当周期内电煤价格（每期电煤价格为上一次11月至当年10月电煤平均数）与基准煤价相比超过每吨30元的，对超过部分实行分档累退联动，上网电价调整水平不足0.2分/千瓦时的，当年不实施联动，调整金额并入下一周期。2015年电煤价格指数为378.70元/吨，2015年12月，国家发改委发布《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[2015]3105号），自2016年1月1日起，下调全国燃煤发电上网电价平均约0.03元/千瓦时，同幅度下调一般工商业销售电价。2016年当期电煤价格指数为347.42元/吨，按照煤电联动公式，上调价格为0.18分/千瓦时，由于不足2分/千瓦时，当年不实施联动，调整金额计入下一周期。2017年6月，国家发改委发布《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》（发改价格[2017]1152号），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，缓解燃煤发电企业经营困难。2018年3月，国家发改委发布了特急文件《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，通知中称，决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求，进一步优化营商环境，第一批降价措施全部用于降低一般工商业电价，自2018年4月1日起执行，具体措施包括全面落实已出台的电网清费政策；推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革；进一步规范和降低电网环节收费及临时性降低输配电价。虽然根据煤电联动公式，2018年应该上调火电标杆上网价格，但为降低工商业电价，煤电联动没有得到有效执行，一定程度上加剧了火电企业的经营压力。

       煤炭价格高企，煤电价格联动政策未得到有效执行，加之电力市场化改革推进，火电企业经营压力凸显。为降低燃料成本波动对电力企业的影响，2018年1月5日，国家发改委、国家能源局、国家环保部等12部委联合印发了《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》（以下简称《意见》）。《意见》明确，支持有条件的煤炭企业之间实施兼并重组，支持发展煤电联营，支持煤炭与煤化工企业兼并重组，支持煤炭与其他关联产业企业兼并重组等，到2020年底，争取在全国形成若干个具有较强国际竞争力的亿吨级特大型煤炭企业集团，发展和培育一批现代化煤炭企业集团。未来随着煤炭企业与电力企业整合，大型煤电一体化集团市场竞争力将凸显。

       分区域看，2017年电煤价格指数最低的地区为新疆、蒙东、蒙西、山西和宁夏自治区，电煤价格指数分别为255.99元/吨、231.56元/吨、301.21元/吨、389.88元/吨和399.66元/吨；2017年电煤价格指数最高的地区为广西、江西、湖南、福建和四川，电煤价格指数分别为751.15元/吨、736.42元/吨、692.17元/吨、654.70元/吨和651.50元/吨。其中广西电煤价格指数是新疆的2.93倍，主要是因为各地煤炭存储以及需求不同，电煤价格指数差异巨大。为统一分析各省煤电价格情况，考虑到燃煤发电企业毛利润=（上网电价-煤价*供电煤耗）*发电利用小时数*装机容量*（1-厂用电率）-其他成本，现按照供电煤耗312克/千瓦时，折算各省点火差（点火差=上网电价-煤价*供电煤耗）。2016年点火差最低的地区为海南、广西和山东，点火差最高的地区为蒙东、新疆和陕西；2017年点火差最低的地区不变，点火差最高的地区为蒙东、陕西和重庆。从各省发改委根据发改价格[2017]1152号，上调煤电标杆上网电价看，2017年7月1日起，冀北、冀南、江苏、山东以及海南分别上调煤电标杆上网电价0.86分/千瓦时、1.47分/千瓦时、1.3分/千瓦时和2.2分/千瓦时；而云南、四川、甘肃和广西，除广西上调0.67分外，其他均没有发布上调公告，各省份燃煤发电企业生存环境分化明显。此外中诚信证评也注意到，当煤电价格指数分别为160元/吨、300元/吨和550元/吨，每下降10克煤耗，企业每千瓦时用电成本分别下降0.16分、0.3分和0.55分，这意味着在煤电价格指数较高的地区，高参数大容量机组的优势更加明显。

       中诚信证评从发债企业中选取具有代表性的20家火电企业进行分析。受火电标杆电价下调以及燃料成本上升影响，2016年仅三家企业营业收入同比上升，样本企业营业收入平均同比下降4.50%。2017年，第二产业用电同比增加5.5%，带动社会用电增长，火电企业营业总收入有所上升，样本企业营业收入均有所增长，平均同比上升13.47%。2018年以来，受益于全社会用电量的快速增长，样本企业营业收入继续保持增长，2018年前三季度平均同比上升17.96%。

       2017年以来，煤电价格上涨明显，随着输配电改革深化，市场化交易电量不断上升，各火电企业盈利空间进一步被压缩。从选取的火电企业样本数据来看，2017年，虽然样本企业营业收入均有不同程度的增长，但毛利率仅有两家同比上升，样本企业平均下降7.60个百分点。2018年1~9月，随着用电需求增长，样本企业营业收入有所增加，但由于电力市场化改革的推进以及煤电价格维持高位运行，样本企业毛利率仍处于较低水平，平均毛利率为16.05%，同比小幅增加0.40个百分点；同期，样本企业毛利率提升同比超过3个百分点的有4家，毛利率同比下降超过3个百分点的有3家。

       除了燃料成本外，财务费用在度电成本中占比也较高。2016~2017年样本企业平均财务费用/营业总收入分别为7.56%和7.25%。2018年1~9月用电需求旺盛，火电发电量增速明显回升，但同期样本企业总债务小幅增加，且融资成本有所增加，导致平均财务费用/营业总收入增加至7.55%。

       火电行业属于资本密集型行业，样本火电企业资产负债率普遍在50%以上，截至2018年9月末，样本企业资产负债率低于40%的有2家，资产负债率在40%~60%之间的有4家，资产负债率在60%~80%之间的有10家，资产负债率超过80%的有4家，平均资产负债率为66.52%。为预防煤电产能过剩，随着国家对煤电项目建设缓停，近年样本企业资产负债率增幅较小，截至2017年末，样本企业资产负债率同比上升1.29个百分点；截至2018年9月末，样本企业资产负债率同比上升0.25个百分点。

       同时，煤炭买方市场向卖方市场转变对经营活动净现金流亦产生较大的影响。2017年和2018年前三季度，虽然样本企业经营活动净现金流都维持净流入，但同比均有下降。2017年样本企业中仅华电江苏（简称见附表，下同）、内蒙华电、上海电力、深圳能源和北方电力经营活动净现金流同比上升，样本企业经营活动净现金流平均同比下降17.76%。2018年1~9月，样本企业中除粤电力外，其他企业经营活动净现金流均同比下降，样本企业经营活动净现金持续弱化，平均同比下降58.39%。

       从偿债指标看，2016~2017年以及2018年1~9月，样本企业平均经营活动净现金流/总债务分别为0.19倍、0.12倍和0.09倍，火电企业经营活动现金流对债务保障能力有所减弱。2016~2017年，样本企业平均总债务/EBITDA分别为5.01倍和6.39倍，EBITDA对债务保障能力也有所减弱。

       总的来看，2018年以来，受益于用电需求增长，样本企业的营业收入有所好转，但受到电力市场化改革的推进以及燃料成本的高企，样本企业的毛利率依然处于低位，且债务有所增加，经营活动现金获取能力及偿债能力有所弱化。

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