我國電源結構以火力發電為主，其中燃煤發電在火力發電中占據主導地位。2016年，我國火電發電量在總發電量中的占比達71.60%;燃煤發電量在火電發電量中的占比達91.07%，燃氣發電、燃油發電量占比小。本報告火電研究以煤電為主。

一、火電行業發展情況

1.火電裝機容量持續增長，電力投資增速放緩

從裝機容量看，近年來我國電力總裝機容量持續增長，未來我國電力總裝機容量將繼續保持增長，但增長的帶動因素將由之前的火電裝機規模的增長轉換為非化石能源裝機容量的增長。

在火電裝機建設方面，近年來火電裝機容量持續增長，隨著之前年度火電投資項目的陸續投產，短期內火電裝機容量將繼續保持增長，但受國家煤電停、緩建政策影響，火力發電裝機容量增速將得到明顯遏制。此外，近年來受環保、電源結構改革等政策影響，國內非化石能源裝機快速增長，火電裝機容量占電力裝機容量的比重呈逐年小幅下降態勢，且該趨勢未來將長期保持，但同時受能源結構、歷史電力裝機布局等因素影響，國內電源結構仍將長期以火電為主。

根據中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)相關統計數據顯示，近年來，中國電力總裝機容量持續增加。截至2016年底，全國6,000千瓦及以上電廠總裝機容量為164,575萬千瓦，較年初增長8.2%;其中，火電裝機容量為105,388萬千瓦，較年初增長5.3%;火電裝機容量占電力總裝機容量較年初繼續下降1.73個百分點至64.04%。截至2017年10月底，全國6,000千瓦及以上電廠裝機容量為167,062萬千瓦，較年初增長1.5%;其中，火電裝機容量為108,336萬千瓦，較年初增長2.8%;火電裝機容量占電力總裝機容量的比重為64.85%。

2016年，國內電力投資結構進一步調整，整體電源投資需求明顯減弱，同時出于對緩解電力供需的區域性不平衡等現象的考慮，我國政府加大電網升級改造力度，使得年內電網工程投資增速明顯提升。從長遠看，受用電結構調整、跨區域輸電能力加強等因素影響，在我國未來電力投資結構方面，電源投資極大可能將維持收縮態勢，行業投資重點為電網及配套設施的建設。

2016年，全國電力工程建設完成投資8,855億元，同比增長3.3%，增速較去年下滑6.6個百分點。其中，電源工程建設完成投資3,429億元，比上年減少12.9%，占全國電力工程建設完成投資總額的38.72%;電網工程建設完成投資5,426億元，比上年增長16.9%，占國內電力工程建設完成投資總額的61.28%。在電源投資中，全國水電、核電和風電完成投資均較上年減少，分別減少12.9%、10.5%和25.3%;火電完成投資1,174億元，雖較上年增長0.9%，但其中煤電投資同比減少4.7%;非化石能源發電投資占電源總投資的比重為65.76%，比上年下降4.69個百分點。

2017年1~10月，全國主要發電企業電源工程完成投資1,977億元，同比減少17.2%。其中，火電573億元，同比減少25.3%;水電392億元，同比減少22.5%;核電315億元，同比減少16.0%;風電471億元，同比減少14.0%。水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的71.0%，比上年同期提高3.1個百分點。全國電網工程完成投資4,126億元，同比增長0.6%。

2016年，國家發改委和國家能源局聯合發布《關于促進我國煤電有序發展的通知》，提出嚴控各地煤電新增規模;國家能源局發布了《關于取消一批不具備核準建設條件煤電項目的通知》(國能電力〔2016〕244號)，取消了大唐集團、華電集團等七個投資主體共計15個項目、1,240萬千瓦不具備核準建設條件的煤電項目。受經濟增速放緩、電力供需變化等影響，我國煤電利用小時數持續下降，同時規劃和在建煤電項目規模較大，違規建設問題仍然存在，為化解煤電產能過剩風險，2017年7月26日，國家發改委、工信部等16部委聯合發布《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》(發改能源〔2017〕1404號)(以下簡稱“《煤電供給側改革意見》”)，提出在“十三五期間”，全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦以上。預計未來火電投資增速、火電裝機容量都將進一步得到控制。

2.全國總發電量持續增加，火電發電量占比下降

受社會發展帶動，國內電力設備總發電量持續增加。火電發電量方面，近年來火電發電量增速受用電需求及其他能源發電擠壓影響波動較大;2017年以來，受國家淘汰落后煤電裝機影響，規模以上火電機組發電量增速有所提高，但隨著非化石能源電力的不斷發展，火電發電量占比呈下降趨勢，預計未來占比將進一步降低。

近年來，我國總發電量持續增加。2016年，我國總發電量為59,897億千瓦時，較上年增長5.2%;其中火電發電量達到42,886億千瓦時，較上年增長2.4%，增速較總裝機容量增速低2.9個百分點;火電發電量占總發電量的比重達71.60%，占比較上年下降1.93個百分點。

2017年1~10月，全國規模以上電廠發電量51,944億千瓦時，同比增長6.0%，增速比上年同期提高2.1個百分點。其中，全國規模以上電廠火電發電量37,993億千瓦時，同比增長5.4%，增速較上年同期提高3.6個百分點。分省份看，全國僅4個省份出現負增長，分別為北京(-10.9%)、海南(-4.9%)、山東(-1.7%)和云南(-1.5%)，其他省份火電發電量均實現增長，其中，寧夏增速達25.1%，此外增速超過10%的省份包括福建(18.6%)、廣東(13.7%)、廣西(12.0%)、江西(11.9%)、青海(11.3%)和山西(10.0%)。

3.設備利用率持續下滑

從設備利用率看，受火電裝機規模擴大，其他能源發電方式擠壓以及下游用電需求低迷等多方面因素影響，近幾年全國火電設備平均利用小時數持續下滑;進入2017年后，受下游行業供給側改革推進，電網完善程度提高等因素影響，火電行業集中度有所上升，平均利用小時數小幅回升;分區域看，華東和華北地區火電設備年平均利用小時數較高，西南地區年平均利用小時數最低;我國目前整體用電需求提振有限，加之之前年度火電投資項目的陸續投產以及非化石能源裝機規模的增加，仍可能對我國未來火電設備利用率的提升形成掣制。

截至2016年底，火電裝機容量為105,388萬千瓦，較上年增長5.3%，火電發電量達到42,886億千瓦時，較上年增長2.4%，火電發電量增速小于火電裝機容量增速。受此影響，2016年，全國發電設備平均利用小時為3,785小時，同比減少203小時，為1964年以來的最低水平;其中，火電設備平均利用小時4,165小時，同比減少199小時。2017年1~10月，全國發電設備累計平均利用小時3,109小時，比上年同期減少13小時;其中，全國火電設備平均利用小時為3,431小時，比上年同期增加26小時。

受區域內經濟結構、用電需求、電力外送通道暢通性、其他電源發電擠壓等因素影響，我國各區域火電設備平均利用率差異較大。其中，華北、華東地區火電設備平均利用小時數較高;西北、東北、華中地區火電設備利用小時數一般;華南、西南地區火電利用小時數較低。具體來看，2016年，山東、江蘇、河北等13個省份火電設備利用小時數超過全國平均水平;在低于全國平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足2,000個小時，分別為1,922和82小時;與2015年相比，除山東、北京、河北外，全國其它省份的火電設備利用小時數均有不同程度的降低，其中青海、海南、福建下降超過600小時。從具體省份角度看，各省火電發電機組利用小時情況，與區域內經濟發展狀況及產業特征聯系密切，雖特高壓輸電通道建設的陸續推進，有利于國內跨區域調電的落實，但最終實現發用電供需的平衡仍有待時日。

受煤價高位運行影響，煤電企業利潤普遍呈現大幅縮水，以前五大電力集團為例，2017年1~9月凈利潤及經營活動凈現金流均呈現大幅下滑。一般煤電企業無法具備五大電力集團電源多元結構、上下游產業鏈延伸、議價話語權等優勢，盈利受擠壓情況更為嚴重。

2016年以來受動力煤價格連續上漲影響，煤電企業盈利空間不斷受到擠壓，但2017年初國家發改委表示，根據煤電價格聯動計算公式測算，2017年煤電標桿上網電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢(未達每千瓦時0.20分錢調整線)，全國煤電標桿上網電價故此未作調整，但進入2017年后，國內煤價維持高位運行，同時受直購電試點展開(以山東省電改方案為例，2017年參與市場交易的用電量計劃達全省用電量的30%)，火電企業受煤企和市場化用戶兩頭擠壓，盈利能力進一步減弱，火電企業全面虧損。此情形下，國家發改委發于2017年6月下發《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，通知中稱，自2017年7月1日起，取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿電價。該政策的調整相當于上網電價的上調，可視為變相的煤電聯動。但2017年下半年以來，煤價再次出現小幅上漲并維持在高位，雖專項資金的取消，維持了一部分企業盈利空間，但煤電矛盾仍然突出。同時考慮到降低企業能源成本為國務院工作重點目標之一，簡單的直接啟動煤電聯動的可能性不大，相關配套調整措施或變相聯動措施更具出臺預期。

三、下游主要用電行業用電需求分析

2016年，在實體經濟運行企穩發展、夏季高溫天氣頻現，以及上年同期低基數等因素影響下，全社會用電量保持增長態勢，電力消費增速有所回升。進入2017年后，受電力下游行業產品市場需求回暖、行業集中度提升等因素帶動，工業用電量小幅提升;第三產業及居民用電量繼續保持較高增速，全社會用電量增速同比小幅提高。三次產業中，第二產業一直為電力的主要消納方，但隨著近年來第三產業快速發展，該次產業用電比重持續增高，但受該次產業總體用電規模的限制，用電需求仍不足以對電力行業的發展形成顯著促進。此外，鑒于電力需求與經濟發展息息相關，預計未來在經濟形勢基本保持穩定的情況下，全社會用電量增速有限，火電行業產能過剩局面的改善仍需一定時間。

2016年，在實體經濟運行顯現出穩中趨好跡象、夏季高溫天氣頻現、上年同期低基數等因素影響下，全社會用電量保持增長態勢，其中三、四季度增長較快，電力消費結構不斷優化。根據中電聯統計，2016年全社會用電量59,198億千瓦時，同比增長5.0%，增速較上年提高4.0個百分點，電力消費增速有所回升。全國發電設備累計平均利用小時3,785小時，比上年同期降低203小時;其中火電設備累計平均利用小時4,165小時，比上年同期減少199小時。2016年，全國跨區域送電量累計達3,324億千瓦時，同比增長16.0%。

2017年1~10月，全國全社會用電量52,018億千瓦時，同比增長6.7%，增速比上年同期提高1.9個百分點。全國發電設備累計平均利用小時3,109小時，比上年同期降低13小時;其中火電設備累計平均利用小時3,431小時，比上年同期增加26小時。全國跨區送電完成3,535億千瓦時，同比增長11.9%。

四、電網運行情況分析

1.電網投資保持較高增速，跨區域送電能力不斷提升

近年來我國電網行業進入升級改造期，基本建設投資持續增長，跨區域送電能力不斷提升，有利于解決國內長期存在的區域性電力供需不平衡問題;電網升級改造有利于中西部地區一次能源富集區發電設備利用小時數的提升和國內全口徑度電成本的降低，但同時亦會降低國內電力投資需求，并推動落后發電設施的產能淘汰。

近年來，我國持續保持較大規模的電網建設投入力度。2016年，我國新增交流220kV及以上輸電線路長度3.20萬千米。目前，我國電力輸配的主要系統包括：國家電網有限公司(以下簡稱“國家電網”)、中國南方電網有限責任公司(以下簡稱“南方電網”)和內蒙古電力集團有限責任公司。截至2016年底，國家電網110kV及以上輸電線路長度93.8萬千米，110kV及以上變電容量36.12億千伏安，占我國輸電線路長度的76%，占我國變電容量總量的66%。南方電網110kV及以上輸電線路長度21萬千米，占輸電線路總長度17%，110kV及以上變電容量8.9億千伏安，占變電容量總量的16%。

繼2005~2009年中國輸配電行業的高速發展期后，為解決配電網薄弱問題、提高新能源接納能力、實現智能互聯目標，近年來我國輸配電行業將進入改造轉型的更新換代周期，電網基本建設投資完成額呈持續增長趨勢，2016年全年累計完成5,426.00億元，同比增長16.94%，增速提高4.30個百分點。

從跨區域送電情況來看，隨著我國電網接納能力的不斷提高、西電東送工程不斷推進，近年來我國跨區域送電量增長明顯。2016年，全國跨區域送電量累計達3,324億千瓦時，同比增長16.0%。根據國家發改委、國家能源局下發的《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，大氣污染防治“四交五直”特高壓建設任務計劃于2018年完成，加之我國目前已建成的多條長距離、大容量輸電通道，可為跨省區電力互濟提供了基礎，有利于我國電力供需不平衡矛盾的化解，在提升西北部地區發電設施利用程度的同時，滿足我國東部、南部用電大省的電力需求，降低東部、南部用電大省的電力建設需求，并有利于區域內落后發電設施的淘汰。

五、行業格局

1.競爭格局穩定

目前火電行業集中度較高，五大發電集團在火電行業中占據絕對優勢，各省屬區域性電力集團也具有較強的競爭能力;考慮到火電行業對于資源、技術、人員等的較高要求，預計未來具備較強競爭實力的火電企業規模將繼續保持優勢地位、競爭實力將得到進一步加強，火電行業競爭格局將保持穩定。

根據目前消息，“十三五”前兩年將暫緩核準新建煤電項目，后三年根據國家總量控制要求，合理安排分省新增煤電裝機規模。未來5年，中國煤電投產裝機控制在10.5億千瓦左右。《煤電供給側改革意見》指出，應強化燃煤發電項目的總量控制，所有燃煤發電項目都要納入國家依據總量控制制定的電力建設規劃(含燃煤自備機組)。及時發布并實施年度煤電項目規劃建設風險預警，預警等級為紅色和橙色的省份，不再新增煤電規劃建設規模，確需新增的按“先關后建，等容量替代”原則淘汰相應煤電落后產能;除國家確定的示范項目首臺(套)機組外，一律暫緩核準和開工建設自用煤電項目(含燃煤自備機組)。2017年4月，國家能源局發布了《關于發布2020年煤電規劃建設風險預警的通知》，其中從煤電建設經濟性預警指標、煤電裝機充裕度預警指標、資源約束指標三個方面對31個省、市、自治區煤電規劃建設風險預警作出了等級劃分，其中除海南、湖南兩省為綠色，河南、湖北、江西、安徽四省為橙色，其它地區煤電規劃建設風險預警等級均為紅色(見附件一)。即便到2019年，能夠新建火電的省份也僅僅4個，未來五年火電新增裝機必然有限。

2.電價市場化改革

此次電力價格改革的總體思路是“管住中間，放開兩頭”，輸配電價改革就是“管住中間”的關鍵改革措施，打破電網在“買電”和“賣電”兩頭的“雙重壟斷”，為電力價格市場化奠定基礎。過去，電網企業主要通過收取“賣電”和“買電”的差價獲取利潤，改革后將按照“準許成本加合理收益”的原則收取“過網費”;政府單獨核定輸配電價從制度上改變了電網盈利模式，電價機制將更趨市場化，大用戶直購電改革使發電企業能夠爭取更多電量，降低固定成本，減少效益流失，但目前電力市場過剩，容易引發過度競爭，加劇電價水平下降，發電企業盈利空間可能進一步壓縮;發電行業長遠將可能出現盈虧分化、優勝劣汰、兼并重組的局面。

(1)電力體制改革的思路及進展

現行電力體制下，電網公司實行統購統銷，發電企業向電力公司出售電力，電力用戶向電網公司購買電力，發電企業和電力用戶彼此之間缺少溝通，因此電力用戶一味抵制電力價格提高，不理解由于安全、環保和低碳要求導致的電力成本價格上升，因此發電企業用于相應領域的成本也沒有辦法及時回收。為解決上述矛盾，國家積極推行電力體制改革。

2016年，為貫徹落實電改9號文和6大配套文件，國家發展改革委和國家能源局陸續發布《關于全面推進輸配電價改革試點有關事項的通知》、《關于征求做好電力市場建設有關工作的通知(征求意見稿)》、《有序放開配電業務管理辦法》。同時2016年11月發布《售電公司準入及退出管理辦法》、《電力中長期交易基本規則(暫行)的通知》;2017年發布《省級電網輸配電價定價方法(試行)》以及《關于有序放開發電計劃的通知》。在具體舉措方面，發改委及能源局要求加快組織發電企業與購電主體簽訂發購電協議(合同)、逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量、規范和完善市場化交易電量價格調整機制、有序放開跨省跨區送受電計劃、允許優先發電指標有條件市場轉讓、參與市場交易的電力用戶不再執行目錄電價以及采取切實措施落實優先發電、優先購電制度等十個方面。同時在省級電網輸配電價定價方法中建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系以及建立激勵因素機制，調動電網企業加強管理、降低成本積極性，提高投資效率和管理水平。

(1)北京市熱力集團有限責任公司(以下簡稱“北京熱力集團”)[2]

大公國際資信評估有限公司(以下簡稱“大公國際”)于2017年7月28日，對北京熱力集團發行的“13京熱力MTN1”、“14京熱力MTN001”和“15京熱力MTN001”進行了跟蹤評級;大公國際將北京熱力集團主體信用等級上調至AAA，維持評級展望為穩定，上述債券信用等級上調至AAA。

主體級別上調主要考慮到北京熱力集團擁有全國最大的供熱系統，在北京市城區具有很強的規模和競爭優勢，營業收入和利潤總額繼續增加，繼續得到政府財政補貼、項目建設資本金投入和資產劃撥等方面的支持等有利因素。

(2)即墨市城市旅游開發投資有限公司(以下簡稱“即墨旅投”)

鵬元資信評估有限公司(以下簡稱“鵬元資信”)于2017年6月9日，對即墨旅投發行的“14即旅投”進行了跟蹤評級;鵬元資信將即墨旅投主體信用等級上調為AA+，維持評級展望為穩定，維持上述債券信用等級為AAA。

主體級別上調主要考慮到即墨市經濟財政實力持續增強，未來即墨旅投業務收入有一定保障，地方政府持續給予即墨旅投較大支持等有利因素。

(3)山西國際能源集團有限公司(以下簡稱“山西國際能源”)

大公國際于2017年9月25日，對山西國際能源發行的“G17能源1”進行了評級;大公國際將山西國際能源主體信用等級上調至AA+，維持評級展望為穩定，上述債券信用等級為AA+。

主體級別上調主要考慮到山西國際能源作為山西省電力投資主體之一，裝機規模和發電量具有較強的規模優勢，同時山西國際能源資產及所有者權益規模逐年增長，資產負債率處于行業較低水平等有利因素。

(4)北方聯合電力有限責任公司(以下簡稱“北方電力”)

中誠信國際于2017年7月27日，對北方電力發行的“15北電MTN001”、“16北電MTN001”、“17北電MTN001A”和“17北電MTN001B”進行了跟蹤評級;中誠信國際將北方電力主體信用等級下調至AA+，維持評級展望為穩定，維持上述債券信用等級為AA+。

主體級別下調主要系北方電力經營性業務利潤連續兩年大幅虧損、財務杠桿水平不斷提升所致。

(5)云南保山電力股份有限公司(以下簡稱“保山電力”)

東方金誠國際信用評估有限公司(以下簡稱“東方金誠國際”)于2017年7月27日，對重鋼股份發行的“15保山電力MTN001”和“16保山電力MTN001”進行了跟蹤評級;東方金誠國際維持云南保山電力主體信用等級AA，下調評級展望為負面，維持上述債券信用等級為AA。

主體評級展望調整主要系受地方政府價格管制影響，保山市電力銷售價格繼續下降，使保山電力盈利能力繼續下降;保山電力對外擔保比率很高;保山電力利潤對政府財政補貼依賴很大所致。

(6)府谷縣國有資產運營有限責任公司(以下簡稱“府谷國資”)

東方金誠國際于2017年11月23日，對府谷國資發行的“13府谷債”和“PR府谷債”進行了跟蹤評級;東方金誠國際維持府谷國資主體信用等級AA，上調評級展望為正面，維持上述債券信用等級為AA。

主體評級展望調整主要系府谷國資在逾期款項處理和回收等重大事項方面取得較大進展所致。

總體看，進入2017年以來，電力行業發展穩定，電力行業企業級別調整情況較少。

3.2017年12月及2018年上半年債券到期情況

2017年12月，電力行業到期債券數量18只，到期債券總額271.00億元，涉及到期債券主體13個。2018年上半年，電力行業到期債券共125只，到期債券總額2,642.77億元，涉及到期債券主體49家，其中五大電力集團到期債券共36只，到期債券總額共897億元，占33.94%;2018年上半年公司累計債券到期金額超過50億元主體共14家，全部為AAA企業，到期債券總額共2,108.00億元，占79.76%。

受煤價高位運行影響，2016年以來，煤電企業利潤普遍呈現大幅縮水，以不同級別火電企業指標均值來看，2016年，AAA、AA+和AA火電企業凈利潤同比分別下降39.86%、43.71%和24.23%;AAA和AA+火電企業經營活動現金凈流量分別下滑22.67%和24.23%。2017年1~9月，AAA、AA+和AA火電企業凈利潤及經營活動均值繼續全面下滑，且降幅進一步擴大。

總體看，各級別的企業總裝機容量、火電裝機容量、總發電量和火電發電量規模相差較大，裝機規模大小，直接對企業整體發電能力、市場地位、電網重視程度等穩定性等產生影響，進而對信用級別產生影響。

九、行業展望

未來，我國電力投資整體增速將持續放緩。其中，電源工程投資將保持較低增速，電網工程投資有望繼續高增長態勢。考慮全社會用電量增速預計有限以及清潔能源裝機容量提升等因素，國內火電裝機容量占比將進一步降低，但不會動搖火電在電源結構中的核心地位。在行業競爭格局方面，現有行業格局將長期保持穩定。此外，受國內煤炭價格上升、環保政策要求趨嚴等因素影響，技術落后、裝機規模小的火電容量將面臨關停壓力，但同時由于電力在經濟發展中的重要地位，以及我國電源結構狀況和電價調整對下游行業生產成本的影響等因素，我國政府在火電改革措施方面持極慎重態度，未來火電產能過剩局面的改善尚需一定時間。

就具體火電行業企業來看，自2016年起，受煤炭供給側改革影響，電煤價格攀升，對火電企業成本控制形成挑戰，但同時隨著國內多條輸電通道的陸續建成，我國區域性電力供需矛盾將逐漸得以緩解，可使得我國中西部地區具備坑口資源優勢的發電設施得到有效利用，一定程度上將改善相關區域發電設施利用率不足帶來的信用風險。

總體看，雖受電煤價格攀升、環保政策趨嚴等因素影響，未來一定時期內國內火電企業經營業績或將下滑，但考慮電力行業的重要性，以及國內電力裝機結構特征等因素，我國火電行業未來將保持穩定發展態勢，行業企業信用水平將繼續保持穩定。

附件一 2020年全國煤電規劃建設風險預警圖

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