2019年火电行业发展概况

2019年火电行业发展概况
1、整体发展概况
火力发电是指利用石化燃料（煤、油、天然气）燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸汽，然后再由水蒸汽推动发电机进行发电的方式。

受限于“富煤、少气、缺油”的自然资源条件，我国能源结构以煤为主，而发电行业也以火力发电为主，水能、风能、核能、太阳能等其他发电能源为辅。

近年来，虽然我国火力发电的发电量、新增装机容量速度有所下降，但火力发电仍是我国最主要的发电方式。

2、市场供求情况
（1）近期电力供需呈总体宽松态势
从国内电力需求上看，根据中电联统计，2018年我国全年全社会用电量为68,449亿千瓦时，人均用电量4,903千瓦时，居民人均生活用电量694千瓦时，总体规模保持平稳上升。

2018年我国全年全社会用电量为68,449亿千瓦时，全社会用电量较2017年同比增速为8.50%。

我国用电量较快增长的主要原因包括：一是宏观经济运行稳中向好，第二产业用电平稳增长；二是服务业用电持续快速增长；三是电力消
费新动能正在逐步形成，高技术制造业、战略性新兴产业等用电高速增长；四是在工业、交通、居民生活等领域推广的电能替代成效明显；五是夏季长时间极端高温天气拉动用电量快速增长。

电力供给方面，根据中电联统计数据，2018年度，全国电力消费需求增长，叠加水电发电量增速下降等因素，2018年全国累计发电量为69,939亿千瓦时，其中火电机组累计发电量为49,231亿千瓦时，约占全国累计发电量的70.39%；2018年，火电新增装机3,718万千瓦。

2018年，全国发电设备平均利用小时为3,862小时，同比提高73小时。

其中，水电3,613小时，提高16小时；火电4,361小时，提高143小时；核电7,184小时，提高95小时；并网风电2,095小时，为2013年以来新高，比上年提高146小时；并网太阳能发电1,212小时，提高7小时。

数据来源：中电联、国家统计局
综上，2018年，我国电力供需延续总体宽松态势，电力供需近期缓和。

整体来看，受清洁电源优先上网政策的影响，火电在电源间竞争中处于相对劣势的地位，清洁电源在发电量和发电效率方面的提升对火电供应形成一定挤压。

（2）伴随国家电力产业政策的调整，火电行业前景依然向好
鉴于水电、风电、核电等其他能源的诸多限制，未来火电仍是解决我国能源问题的主要途径。

根据中电联《2018-2019年度全国电力供需形势分析预测报告》预测，预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。

其中，新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右；预计2019年底全国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%左右。

其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。

非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右，占总装机容量的比重为41.8%左右，比上年底提高1.0%左右。

用电量方面，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右。

未来，随着我国电力体制改革不断深化，地方政府将继续深入贯彻国家“十三五”能源规划和电力规划等专项规划，落实能源革命战略思想，推进能源生产和消费革命，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，国内发电侧竞争逐步加大，高参数、
高性能和环保的火电机组将占据优势。

随着电价机制的不断理顺，火电仍将长时期保持电力供应的支柱地位，将从国家电力产业政策调整中受益。

3、行业利润水平
影响火电行业利润主要因素包括：上网电价、利用小时、工程造价、利率、汇率、燃料成本、人工成本等，其中火电企业盈利能力受燃料成本影响最为显著。

2008-2012年之间，煤炭价格于2008年上半年下滑后持续走高，火电行业盈利能力随之下降。

2013-2015年，随着煤炭价格逐年走低，火电行业整体盈利能力逐年提高；2016年和2017年，受煤炭价格不断上涨的影响，火电行业整体盈利能力下降。

2018年以来，受到煤炭价格趋于稳定、上网电价上调、利用小时增加等因素影响，火电行业整体盈利能力有所恢复。

4、行业发展有利因素
（1）政策因素
国家发改委始终致力于持续推进长协煤签约比例及其履约率，降低电厂的动力煤的价格弹性。

2017年11月10日，发改委办公厅发布《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，强调支持多签中长期合同，要求中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，且全年中长期合同履约率应不低于90%，从而降低电厂的动力煤的价格弹性，稳定火电行业成本支出水平。

同时，根据国务院政府工作报告，“十三五”时期我国经济年均增长速度将保持在6.50%以上。

根据《能源发展“十三五”规划》，2020年，我国能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内，煤炭消费总量为41亿吨，全社会用电量预期为6.8-7.2万亿千瓦时。

随着我国宏观经济的持续稳定发展，工业企业热电需求量增加，热电行业将持续稳定发展。

（2）全社会用电量持续增长
2017年，全国全社会用电量为63,094亿千瓦时，较2016年同比增速为6.60%；2018年，全国全社会用电量累计68,449亿千瓦时，同比增长8.49%。

宏观经济为用电量增长提供了重要支撑。

2018年，我国宏观经济运行稳中向好，分产业看，第一产业
用电量728亿千瓦时、同比增长9.8%；第二产业用电量47235亿千瓦时、同比增长7.2%，其中工业用电量46456亿千瓦时、同比增长7.1%；第三产业用电量10801亿千瓦时、同比增长12.7%；城乡居民生活用电量9685亿千瓦时、同比增长10.4%。

因此，火电作为我国目前最主要的发电方式，未来社会用电量增速持续回暖将不断利好火电行业发展。

5、行业发展不利因素
（1）煤电供给侧改革影响
2016年12月26日，国家发改委、国家能源局印发《能源发展“十三五”规划》，强调了能源供需宽松化、能源格局多极化、能源结构低碳化、能源系统智能化的发展趋势，就煤电方面，明确指出优化规划建设时序，新增投产规模控制在2亿千瓦以内；加快淘汰落后产能，逐步淘汰不符合环保、能效等要求且不实施改造的30万千瓦以下、运行满20年以上纯凝机组、25年及以上抽凝热电机组，力争淘汰落后产能2,000万千瓦，2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。

同时，全面实施燃煤机组超低排放与节能改造，推广应用清洁高效煤电技术，严格执行能效环保标准，强化发电厂污染物排放监测。

2020年煤电机组平均供电煤耗控制在每千瓦时310克以下，其中新建机组控制在300克以下，二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放浓度分别
不高于每立方米35毫克、50毫克、10毫克。

2017年8月14日，发改委等部委联合发布《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》，在其工作目标中指出“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。

到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦，并依法依规淘汰关停不符合要求的30万千瓦以下煤电机组（含燃煤自备机组）。

2018年3月9日，国家能源局印发《2018年能源工作指导意见》，明确要求做好能源工作，对推动新时代能源转型发展，提高能源发展质量和效率，增强能源安全保障能力和水平，促进经济社会可持续发展，具体包括壮大清洁能源产业，加快传统能源清洁高效开发利用，推动能源绿色消费，同时继续推进化解煤炭、煤电过剩产能。

因此，从供给端看，我国火电行业是我国能源规划发展的重中之重，国家对原材料煤炭的持续调控以及替代清洁能源的蓬勃发展，将对火电企业的运营成本与市场份额带来挑战。

同时，由于火电企业在生产中会产生烟气、粉尘等环境污染，随着国家对于环保的要求与监管力度逐步提高，火电企业环保投入亦不断增加，进而会提
升相关企业的生产运营成本。

综上考虑，火电行业的能源科技创新与转型升级将一定程度影响火电行业传统企业的发展。

（2）发电结构发生改变
未来，发电结构绿色化转型持续推进，非化石能源发电新增装机比重将不断增高。

在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩产能等背景下，电源结构继续优化。

根据中电联《2018-2019年度全国电力供需形势分析预测报告》，截至2018年底，全国非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦，占全国总装机容量的40.80%，同比提高2.0%。

全国新增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。

其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。

非石化能源发电比例不断提高将在一定程度上影响火电行业的发展。

（3）受煤炭价格变动影响较大
目前，传统火电企业是以煤炭作为主要能源，其经营成本中很重要的一部分系对原材料煤炭的采购，因而煤炭采购价格的变动将直接影响火电企业的经营成本。

受去产能、保供应、稳煤价等多重因素影响，自2016年下半年以来煤炭价格持续保持高位震荡，煤炭价格波动直接导致火电企业成本控制难度加大，进而影响火电企业的盈利水平。

（4）行业市场化程度较低。