市场分析｜2017年度火电行业信用分析与展望

2017-12-07 12:33:31 来源:中天信用管理作者:信用管理部　点击量：评论 (0)

2017年火电企业盈利能力明显下降，全行业面临较大经营压力。去产能政策不断推进，煤电投资有所放缓，火电企业受煤炭价格高位运行及市场化交易电量提升等因素影响，盈利能力明显下降为促进煤电行业健康有序发展，

新一轮煤电去产能主要指向环保及能耗指标不达标、设计寿命期满的落后产能。2017年9月出台的《国家能源局关于2017年煤电行业淘汰落后产能目标任务(第一批)》明确指出，淘汰重点为不具备供热改造条件的单机10万千瓦级及以下的纯凝煤电机组、单机20万千瓦级及以下设计寿命期满的纯凝煤电机组、供电煤耗以及污染物排放不达要求的机组，以及设计寿命期满且具备关停条件的现役30万千瓦级纯凝煤电机组(含燃煤自备机组)，单机20万千瓦及以下纯凝煤电机组成为本轮关停的重点;同时，新增煤电产能亦已逐渐转向高参数、大容量的发电设备，受二者综合影响，预计“十三五”期间煤电结构将得到显著优化，更低能耗、更大单机容量将成为煤电行业发展新方向。此外，当前风、光电机组发电存在不稳定性，而煤电机组自身具有较高的供电可靠性，在完成发电任务的同时还承担调峰调频作用，早在2016年6月国家能源局就提出挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，并将丹东电厂等16个项目提升为火电灵活性改造项目;2017年发布的《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》中，再次提及“十三五”期间计划完成煤电机组灵活性改造2.2亿千瓦，在风、光电等清洁能源装机快速增长的背景下，机动灵活的燃煤发电机组可以在新能源多发地区内充分发挥调节效力;同时，部分热电机组由于承担园区供热任务，并未纳入淘汰计划，灵活性强、承担供热职能的燃煤发电机组预计亦将在未来煤电结构中占据一席之地。

整体来看，去产能政策不断推进，煤电投资有所放缓，火电装机增速持续下降，煤电结构和区域布局得到优化，供给端高参数、大容量、灵活性强以及承担调节、供热职能的机组将成为主流。

在电力行业供需整体宽松、新能源发电项目持续投运挤压火电空间的环境下，预计未来一段时间内火电机组利用小时数仍将呈现下降态势。

我国机组利用小时数的周期性变化与电力供需关系密不可分，近年来受全社会用电需求量增速放缓影响，发电设备利用小时数呈现下降态势。火电机组方面，受限于节能环保的要求，其消纳顺位在各类型电源中较为靠后，根据国家发改委等部门发布的《节能发电调度办法(试行)》，风电、太阳能发电、水电及核电等机组消纳顺序均位于火电机组之前，因此近年来受电力供需矛盾、新能源发电挤占火电空间及火电装机容量持续增长等因素影响，全国火电6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数整体呈现下降态势。其中，2016年我国6,000千瓦及以上火电厂发电设备利用小时数仅为4,165小时，同比下降199小时，是1964年以来的最低水平。分省份来看，根据中电联披露数据，以6,000千瓦及以上电厂发电设备为统计口径，2016年仅山东和江苏火电设备利用小时超过5,000小时，河北、宁夏、江西和内蒙古超过4,500小时;西藏、云南和四川低于2,200小时。与上年相比，除北京、河北和西藏3个省市外，其他省份火电设备利用小时均有不同程度降低，其中，海南降幅超过1,000小时，青海、福建、四川、新疆和宁夏降幅超过500小时。

2017年上半年我国来水整体偏枯，水电发电较少，为火电提供了更多的发电空间，同时，在政策驱动下，煤电投资有所放缓，火电新增装机容量有所下降，加之当期全社会用电需求回暖，综合带动了当期火电机组平均利用小时数的提升;2017年1~9月，全国火电设备平均利用小时数为3,117小时，同比上升47小时。值得关注的是，虽然2017年以来火电利用小时数有所提升，但依然处于低位，整体来看，当前节能减排的大背景下，火电消纳面临诸多不利因素影响，一方面，2016年底国家发改委发布《国家发展改革委关于做好2017年电力供需平衡预测和制定优先发电权优先购电权计划的通知》(发改运行[2016]2487号)，指出2017年建立优先发电权计划、优先购电权计划报告制度，保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网;另一方面，虽然2016年以来用电需求增速有所提升，但电力行业供需依旧宽松，一定程度上限制了火电利用小时数的增长空间。

整体来看，近年来火电机组利用小时数整体呈现下降态势，虽然2017年前三季度受来水偏枯影响利用效率有所提升，但在电力行业供需整体宽松、新能源发电项目持续投运挤压火电空间的环境下，预计未来一段时间内火电机组利用小时数仍将呈现下降态势。

随着电力体制改革的不断深化，全国范围内市场化交易电量大幅提升，倒逼煤电企业让利，对其盈利空间形成挤压。

2016年以来，电力体制改革不断深化，各省份逐步放开电力市场化交易，交易电价远低于之前核定的煤电上网标杆电价，极大压缩了火电企业盈利空间。根据中电联公布数据，2017年上半年国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29,642亿千瓦时，其中市场化交易电量合计为6,442亿千瓦时;同期，大型发电集团煤电机组累计上网电量10,540亿千瓦时，其中市场化交易电量2,936亿千瓦时，市场交易(含跨区跨省送出交易)平均电价0.315元/千瓦时，显著低于计划电量部分上网电价。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98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏、重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时和0.08元/千瓦时。对于煤电企业，市场化交易电量的提升使其平均上网电价有所下降，盈利空间受到挤压。

2017年11月，国家发改委在下发河北发改委的《国家发展改革委办公厅关于新核准煤电机组电量计划安排的复函》中指出，按照《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号)文件要求，2015年3月15日文件颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市场交易和由市场形成价格。随着电力市场化改革的继续深化，未来更多的增量项目或将参与市场化交易，煤电行业竞争将不断加剧。

整体来看，随着电力体制改革的不断深化，全国范围内市场化交易电量大幅提升，倒逼煤电企业让利，对其盈利空间形成挤压。

2017年以来，国家虽出台了多项政策抑制煤炭价格异常波动，并小幅提升了煤电机组上网电价，但在煤价持续高位、电力体制改革不断深化及清洁能源占比不断提升等多重因素影响下，火电企业盈利能力明显下降，全行业面临较大的经营压力。

2012年以来，宏观经济增速放缓使得主要耗煤行业产品产量增速明显下降，煤炭行业景气度下滑，煤炭价格整体呈现下降态势。为促进煤炭行业有序发展，国家针对于此出台了一系列限产政策，旨在化解行业过剩产能。随着供给侧改革的逐步推进，2016年下半年以来，煤炭价格快速回升，燃煤发电企业运营成本随之提高。截至2016年12月28日，环渤海动力煤平均价格指数为593元/吨，较年初大幅上涨59.84%。针对煤价的过快上涨，国家发改委等部门出台多项措施打击煤炭投机行为，一方面，释放部分安全产能以调节供需、稳定煤价;另一方面，发布《关于印发抑制煤炭价格异常波动的备忘录的通知》，明确以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价为例，当动力煤价格位于绿色区域(500元/吨~570元/吨)，充分发挥市场调节作用，不采取调控措施;当价格位于蓝色区域(570元/吨~600元/吨或470元/吨~500元/吨)，重点加强市场监测，密切关注生产和价格变化情况，适时采取必要的引导措施;当价格位于红色区域(600元/吨以上或470元/吨以下)，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。在政策调控下，2017年煤炭价格波动得到有效控制，呈现高位运行、小幅波动态势;近期考虑到供暖季到来，煤价或继续维持高位，但在国家适度微调政策稳定煤炭供应、抑制煤价快速上涨的背景下，预计未来煤炭价格将逐步稳定在合理区间。