市場分析｜2017年度火電行業信用分析與展望

2017-12-07 12:33:31 來源:中天信用管理作者:信用管理部　點擊量：評論 (0)

2017年火電企業盈利能力明顯下降，全行業面臨較大經營壓力。去產能政策不斷推進，煤電投資有所放緩，火電企業受煤炭價格高位運行及市場化交易電量提升等因素影響，盈利能力明顯下降為促進煤電行業健康有序發展，

新一輪煤電去產能主要指向環保及能耗指標不達標、設計壽命期滿的落后產能。2017年9月出臺的《國家能源局關于2017年煤電行業淘汰落后產能目標任務(第一批)》明確指出，淘汰重點為不具備供熱改造條件的單機10萬千瓦級及以下的純凝煤電機組、單機20萬千瓦級及以下設計壽命期滿的純凝煤電機組、供電煤耗以及污染物排放不達要求的機組，以及設計壽命期滿且具備關停條件的現役30萬千瓦級純凝煤電機組(含燃煤自備機組)，單機20萬千瓦及以下純凝煤電機組成為本輪關停的重點;同時，新增煤電產能亦已逐漸轉向高參數、大容量的發電設備，受二者綜合影響，預計“十三五”期間煤電結構將得到顯著優化，更低能耗、更大單機容量將成為煤電行業發展新方向。此外，當前風、光電機組發電存在不穩定性，而煤電機組自身具有較高的供電可靠性，在完成發電任務的同時還承擔調峰調頻作用，早在2016年6月國家能源局就提出挖掘燃煤機組調峰潛力，提升我國火電運行靈活性，并將丹東電廠等16個項目提升為火電靈活性改造項目;2017年發布的《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》中，再次提及“十三五”期間計劃完成煤電機組靈活性改造2.2億千瓦，在風、光電等清潔能源裝機快速增長的背景下，機動靈活的燃煤發電機組可以在新能源多發地區內充分發揮調節效力;同時，部分熱電機組由于承擔園區供熱任務，并未納入淘汰計劃，靈活性強、承擔供熱職能的燃煤發電機組預計亦將在未來煤電結構中占據一席之地。

整體來看，去產能政策不斷推進，煤電投資有所放緩，火電裝機增速持續下降，煤電結構和區域布局得到優化，供給端高參數、大容量、靈活性強以及承擔調節、供熱職能的機組將成為主流。

在電力行業供需整體寬松、新能源發電項目持續投運擠壓火電空間的環境下，預計未來一段時間內火電機組利用小時數仍將呈現下降態勢。

我國機組利用小時數的周期性變化與電力供需關系密不可分，近年來受全社會用電需求量增速放緩影響，發電設備利用小時數呈現下降態勢。火電機組方面，受限于節能環保的要求，其消納順位在各類型電源中較為靠后，根據國家發改委等部門發布的《節能發電調度辦法(試行)》，風電、太陽能發電、水電及核電等機組消納順序均位于火電機組之前，因此近年來受電力供需矛盾、新能源發電擠占火電空間及火電裝機容量持續增長等因素影響，全國火電6,000千瓦及以上電廠發電設備利用小時數整體呈現下降態勢。其中，2016年我國6,000千瓦及以上火電廠發電設備利用小時數僅為4,165小時，同比下降199小時，是1964年以來的最低水平。分省份來看，根據中電聯披露數據，以6,000千瓦及以上電廠發電設備為統計口徑，2016年僅山東和江蘇火電設備利用小時超過5,000小時，河北、寧夏、江西和內蒙古超過4,500小時;西藏、云南和四川低于2,200小時。與上年相比，除北京、河北和西藏3個省市外，其他省份火電設備利用小時均有不同程度降低，其中，海南降幅超過1,000小時，青海、福建、四川、新疆和寧夏降幅超過500小時。

2017年上半年我國來水整體偏枯，水電發電較少，為火電提供了更多的發電空間，同時，在政策驅動下，煤電投資有所放緩，火電新增裝機容量有所下降，加之當期全社會用電需求回暖，綜合帶動了當期火電機組平均利用小時數的提升;2017年1~9月，全國火電設備平均利用小時數為3,117小時，同比上升47小時。值得關注的是，雖然2017年以來火電利用小時數有所提升，但依然處于低位，整體來看，當前節能減排的大背景下，火電消納面臨諸多不利因素影響，一方面，2016年底國家發改委發布《國家發展改革委關于做好2017年電力供需平衡預測和制定優先發電權優先購電權計劃的通知》(發改運行[2016]2487號)，指出2017年建立優先發電權計劃、優先購電權計劃報告制度，保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網;另一方面，雖然2016年以來用電需求增速有所提升，但電力行業供需依舊寬松，一定程度上限制了火電利用小時數的增長空間。

整體來看，近年來火電機組利用小時數整體呈現下降態勢，雖然2017年前三季度受來水偏枯影響利用效率有所提升，但在電力行業供需整體寬松、新能源發電項目持續投運擠壓火電空間的環境下，預計未來一段時間內火電機組利用小時數仍將呈現下降態勢。

隨著電力體制改革的不斷深化，全國范圍內市場化交易電量大幅提升，倒逼煤電企業讓利，對其盈利空間形成擠壓。

2016年以來，電力體制改革不斷深化，各省份逐步放開電力市場化交易，交易電價遠低于之前核定的煤電上網標桿電價，極大壓縮了火電企業盈利空間。根據中電聯公布數據，2017年上半年國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司所屬區域的電網企業銷售電量合計為29,642億千瓦時，其中市場化交易電量合計為6,442億千瓦時;同期，大型發電集團煤電機組累計上網電量10,540億千瓦時，其中市場化交易電量2,936億千瓦時，市場交易(含跨區跨省送出交易)平均電價0.315元/千瓦時，顯著低于計劃電量部分上網電價。分省來看，大型發電集團煤電上網電量市場化率最高省份為廣西省，達到了98.8%，其次是甘肅、青海、寧夏、重慶，分別為83%、61.5%、55.3%和55.1%。從煤電交易價格來看，與標桿電價比較降幅最大的是云南，其市場交易電價為0.24元/千瓦時，降幅0.1元/千瓦時，其次為江西和廣東，降幅分別為0.09元/千瓦時和0.08元/千瓦時。對于煤電企業，市場化交易電量的提升使其平均上網電價有所下降，盈利空間受到擠壓。

2017年11月，國家發改委在下發河北發改委的《國家發展改革委辦公廳關于新核準煤電機組電量計劃安排的復函》中指出，按照《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發【2015】9號)文件要求，2015年3月15日文件頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，投產后一律納入市場交易和由市場形成價格。隨著電力市場化改革的繼續深化，未來更多的增量項目或將參與市場化交易，煤電行業競爭將不斷加劇。

整體來看，隨著電力體制改革的不斷深化，全國范圍內市場化交易電量大幅提升，倒逼煤電企業讓利，對其盈利空間形成擠壓。

2017年以來，國家雖出臺了多項政策抑制煤炭價格異常波動，并小幅提升了煤電機組上網電價，但在煤價持續高位、電力體制改革不斷深化及清潔能源占比不斷提升等多重因素影響下，火電企業盈利能力明顯下降，全行業面臨較大的經營壓力。

2012年以來，宏觀經濟增速放緩使得主要耗煤行業產品產量增速明顯下降，煤炭行業景氣度下滑，煤炭價格整體呈現下降態勢。為促進煤炭行業有序發展，國家針對于此出臺了一系列限產政策，旨在化解行業過剩產能。隨著供給側改革的逐步推進，2016年下半年以來，煤炭價格快速回升，燃煤發電企業運營成本隨之提高。截至2016年12月28日，環渤海動力煤平均價格指數為593元/噸，較年初大幅上漲59.84%。針對煤價的過快上漲，國家發改委等部門出臺多項措施打擊煤炭投機行為，一方面，釋放部分安全產能以調節供需、穩定煤價;另一方面，發布《關于印發抑制煤炭價格異常波動的備忘錄的通知》，明確以重點煤電煤鋼企業中長期基準合同價為例，當動力煤價格位于綠色區域(500元/噸~570元/噸)，充分發揮市場調節作用，不采取調控措施;當價格位于藍色區域(570元/噸~600元/噸或470元/噸~500元/噸)，重點加強市場監測，密切關注生產和價格變化情況，適時采取必要的引導措施;當價格位于紅色區域(600元/噸以上或470元/噸以下)，啟動平抑煤炭價格異常波動的響應機制。在政策調控下，2017年煤炭價格波動得到有效控制，呈現高位運行、小幅波動態勢;近期考慮到供暖季到來，煤價或繼續維持高位，但在國家適度微調政策穩定煤炭供應、抑制煤價快速上漲的背景下，預計未來煤炭價格將逐步穩定在合理區間。