2015年，国内电力需求增速再创新低，但受审批权下放、项目利润率高企企业投资冲动强烈推动，火电装机逆势增长创近年新高，行业产能明显过剩，同时也严重挤占了风电、光伏发电项目的发电空间，导致弃风弃光形势进一步恶化。为此，2015年下半年以来，国家出台了一系列政策严控煤电行业装机增长过快的势头，同时大力促进清洁能源发展，推动电力生产结构优化，这在中长期也将对火电行业形成明显的挤出效应，影响火电行业未来的发展。本文主要回顾和总结火电行业2015年的发展情况，并结合国家政策动向，对未来行业发展趋势进行分析预测，以期对行业内的从业者、研究者和投资者提供有益的借鉴。
1. 火力发电行业发展现状
从发电量占比、机组出力、负荷调节及电价经济性等方面综合评价，火电仍占据我国电力系统的基础性地位，但在全社会电力需求增长乏力的背景下，2015年装机逆势增长导致设备利用小时创新低，火电供应过剩状况进一步明朗化。全年净增火电装机6400万千瓦，为2010年以来年度投产最多的一年;发电设备利用小时大幅下降至4329小时，创1969年以来的年度最低值。
1.1 装机量：装机逆势大幅增长，增速远大于电力需求增速
2015年，全国火电投资大幅增长，推动火电装机增长迅猛。1-12月，火电基本建设投资完成额累计达到1396亿元，同比增长22.0%;净增火电装机6400万千瓦，为2010年以来年度投产最多的一年。截至2015年底，全国全口径火电装机累计达到9.90亿千瓦(其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%)，同比增长7.8%，增速远大于电力需求增速。2015年，火电逆势迅猛增长的原因有二：
第一，火电项目审批权从中央下放到省级政府，刺激了地方政府的投资冲动。2014年，国务院发布了《政府核准投资项目目录(2014年本)》，将火电项目的审批权由中央下放至各省级政府，而地方政府为保GDP增长对火电项目大开“绿灯”，新建火电项目密集上马。根据中金公司研究部统计，2015前三季度，全国共有155个燃煤电厂已受理或通过审批，这一数字接近2012年至2014年煤电环评批复项目装机总量的近八成。
第二，煤炭价格持续低位徘徊推动火电行业利润率高企，电力运营企业有强烈的火电项目投资冲动。虽然过去三年，发改委四次下调燃煤发电上网价格、累计下调幅度达到每千瓦时0.072元，但同期电煤价格大幅下降，山西动力煤(Q5800，晋城产)、山东动力煤(Q5000，兖州产)、江苏动力煤(Q5200，徐州产)价格降幅均超过40%，进而推动火电行业净资产收益率在2015年3季度升至20%以上，远高于同期水电、风电等电源类型的毛利率。
1.2 设备利用小时：产能明显过剩，火电设备利用小时数创新低
2015年，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比大幅降低410小时。火电设备利用小时大幅下降，主要受电力消费持续疲软、火电机组装机过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等因素影响，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电发电设备的利用小时数。
1.3 发电量：电力需求疲软，火电发电量连续两年负增长
虽然火电装机逆势快速增长，但受设备利用小时大幅下降影响，火电发电量连续第二年出现负增长。1-12月，我国规模以上电厂火力发电量为4.21万亿千瓦时，同比下降2.8%，降幅较上年同期扩大2.4个百分点。
1.4 装机布局：河南、安徽、新疆、浙江、陕西等省装机增长较快
2015年，从新增装机量来看，全国有17个省火电新增装机超过100万千瓦，其中河南(659.20万千瓦)、安徽(631.55万千瓦)、新疆(548.70万千瓦)、浙江(524.36万千瓦)和陕西(516.79万千瓦)五省新增装机超过500万千瓦，合计占全部新增装机的45%，成为推动全国装机迅猛增长的主力。而天津、辽宁、广西、云南和西藏五省区火电新增装机均低于2万千瓦，增长非常缓慢。
从累计装机情况看，火电装机主要集中在用电大省和煤炭主产区。截至2015年末，江苏(8379.71万千瓦)、山东(7610.06万千瓦)、广东(7477.90万千瓦)、内蒙(7267.89万千瓦)、浙江(6230.63万千瓦)、河南(6213.10万千瓦)和山西(5939.84万千瓦)七省区火电装机量均超过5000万千瓦。而北京、海南、青海和西藏火电装机量较小，均不足1000万千瓦。
从发电量来看，各省区火电发电量分布和装机量分布基本一致，装机大省发电量也基本排名前列。2015年，山东、江苏、内蒙古、广东、河南、山西等六省火电发电量位居全国前六，和火电累计装机量排名基本一致。从发电量增速看，除新疆、北京、海南、江西、湖北、重庆、山东、江苏等八省区火电发电量实现增长外，其余省区火电发电量均出现下降。
从火电供求状况看，海南、宁夏、江苏、内蒙古、青海、江西、山东、河北、新疆、陕西、安徽、天津、辽宁等13个省区火电设备平均利用小时超过全国平均水平，其他省区设备平均利用小时低于全国水平，存在电力生产过剩问题。
1.5 行业绩效：盈利能力持续攀升，利润总额快速增长
2012年以来，电煤价格的持续走低推动火电行业盈利能力持续攀升，行业利润持续快速增长，火电企业在利润驱使下，投资动能较高，且丰厚的利润为企业长期投资提供了大量的投资资金。2014年，火电行业利润总额达到2080.6亿元，较上年增长312.9亿元。2015年1-10月，行业利润总额达到1828.4亿元，较上年同期增长215.6亿元;规模以上企业成本费用利润率和销售利润率高达20.57%和17.40%，创近年同期新高。
2. 火力发电行业面临的主要问题
2.1 需求侧：国内经济增长乏力，火电消费减速换挡
2015年，受国内经济增速持续放缓和经济结构调整影响，全国电力需求增速明显放缓，全社会用电量增速创近四十年来新低。1-12月，我国全社会用电量累计5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速较上年下降3.3个百分点，为1974年以来最低水平。在全社会电力需求增长乏力的背景下，火电需求增速疲软，加之装机逆势大幅增长，导致设备利用小时不断下降，对行业未来的持续健康发展蒙上了一层阴影。
分地区看，东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出，西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%，增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高，其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量。而西部地区在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢影响下，高耗能行业用电增速回落，导致西部地区用电量增速大幅回落。
分产业来看，第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%，其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%，直接导致全社会用电增速明显放缓。而随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高，第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长了7.5%和5.0%，反映出国家经济结构调整效果明显，工业转型升级步伐加快，电力消费结构在不断调整。
2.2 发电侧：电力供应能力充足，非化石能源发电快速发展
2015年，全国完成电源投资4,091亿元，同比增长11.0%;净增发电装机容量1.4亿千瓦，创年度投产规模历史新高。截至2015年底，全国全口径发电装机容量达到15.1亿千瓦，同比增长10.5%，增速大幅高于电力需求增速。
同时，全国电力供应结构进一步优化，非化石能源发电装机快速增长。2015年，风电、水电、太阳能发电、核电新增装机分别达到2,961万千瓦、1,608万千瓦、1,282万千瓦和724万千瓦，占全部电力新增装机的50.7%。截至2015年末，水电、风电、核电累计装机分别达到31,937万千瓦、12,830万千瓦、2,717万千瓦，非化石能源发电在全部电力装机结构中的占比达到34.2%，占比较上年提高1.5个百分点。
2.3 供需平衡：电力供应过剩明显，火电需求增长空间有限
随着用电增速的放缓和电源规模的进一步扩张，全国电力供需进一步宽松，部分地区甚至出现富余迹象，火电需求增长空间有限。2015年，全国发电设备累计平均利用小时仅为3,969小时，同比下降349小时，已是连续第四年下降，凸显出国内电力供应过剩的现实。分电源类型来看，1-12月，全国火电、水电、风电和核电设备平均利用小时分别为4,329小时、3,621小时、1,728小时和7,350小时，分别较上年下降410小时、48小时、172小时和437小时。
在电力体制改革逐步将发电企业推向市场的背景下，利用小时数作为衡量电力供应松紧度的关键指标，其对于发电项目盈利能力的重要性不亚于电价，应该作为火电企业在进行投资决策时的重要参考。
3. 火力发电行业政策导向
2015年以来，面对火电装机逆势增长、新能源并网消纳形势恶化的局面，国家新近出台了诸多调控政策，如严控煤电建设规模、促进新能源并网、下调燃煤机组上网电价等，政策因素对火电行业发展的影响愈发明显，且政策调控方向对行业发展整体偏利空，预计未来可能会对行业装机增长形成明显制约。
3.1 产能方面：严控煤电建设规模，防范火电产能过剩进一步加剧
面对火电核准权下放后煤电装机逆势增长的局面，为防范火电产能过剩态势进一步加剧，从2015年下半年开始，国家严控煤电项目建设规模，尤其在2016年4月，国家发改委和国家能源局联合下发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。对存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模。即便是确有电力缺口的省份，也要优先发展非化石能源发电项目，并充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用，减少对新增煤电规划建设规模的需求。此次共有13个省被暂缓核准项目，15个省被暂缓建自用项目。
3.2 电力结构优化方面：大力发展新能源将明显挤占火电发展空间
2015年以来，为促进电力生产结构优化升级、缓解日益严峻的弃风弃光问题，国家发改委和国家能源局出台了一系列政策来促进新能源发展。从短期看，实施可再生能源发电全额保障性收购制度和优先发电制度，并完善调峰补偿机制，促进清洁能源多发满发;从长期看，建立可再生能源开发利用目标引导制度，力争到2020年，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。我们认为，在国内电力需求持续疲软的背景下，国家大力推动风电、太阳能发电等新能源发展，将对火电发展形成明显的挤压作用，利空火电行业。
3.3 电价方面：下调上网电价对火电企业盈利带来一定负面影响
2015年，根据煤电价格联动机制的有关规定，国家发改委分别于4月和12月两次下发相关文件，下调燃煤发电上网电价，两次分别下调2分和3分钱，同时下调工商业用电价格。虽然目前煤炭价格处于低位，但我们预计受全球经济低迷导致的大宗商品价格疲软影响，电煤价格仍有一定程度的下降空间，相应未来燃煤上网电价也有进一步下调的可能，这将对火电企业的营业收入和业绩带来一定的负面影响，在一定程度上降低火电企业投资的积极性。
3.4 环保方面：超低排放将取代脱硫脱硝成为火电环保发展新趋势
“十二五”以来，国家将火电脱硫脱硝作为应对大气污染防治的重大举措，出台了一系列政策推动燃煤机组加装脱硫脱硝装置，经过五年的努力，全国火电行业脱硫脱硝工作进展良好。根据中国电力企业联合会的数据，2015年，全国新投运脱硫机组0.53亿千瓦，累计投运8.2亿千瓦，占现役火电机组容量的82.8%;新投运脱硝机组1.6亿千瓦，累计投运脱硝机组8.5亿千瓦，占现役火电机组容量85.9%。从目前进展看，全国火电脱硫脱硝工作已接近尾声。
但与此同时，国家已将火电行业环保政策重心开始移向燃煤电厂超低排放。根据2015年12月的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。我们认为，“十三五”期间，国家在火电行业环保关注点将从脱硫脱硝转向超低排放。
4. 火力发电行业发展趋势预测
随着国内经济发展速度持续放缓，我国电力生产消费呈现出新的特征，电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松，火电行业产能过剩的态势将进一步加剧。
4.1 需求端：电力消费减速换档，火电需求将持续疲软
2015年，全国全社会用电量为5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点;“十二五”时期，全社会用电量年均增长5.7%，比“十一五”时期回落5.4个百分点，电力消费换档减速趋势明显。预计2016年，国内经济总体仍将呈现稳中缓降态势，用电需求仍将比较低迷。根据中国电力企业联合会的预测，在考虑常年气温水平的情况下，预计2016年全社会用电量同比增长1%-2%(在电量低速增长情况下，如果气温波动较大，其对全社会用电量增幅的影响程度可能达到1个百分点左右)。
由于火电发电量在全社会发电量中的比重高达约75%，电力消费增速低迷必然导致火电需求疲软;同时，2016年以来，国家开始推行可再生能源配额制，4月底国家发改委和国家能源局又向大型电力企业下发了《关于征求建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求通知意见的函》，就“2020年各燃煤发电企业承担的非水可再生能源发电量配额与火电发电量的比重应达到15%以上”的规定向相关企业征求意见，如果该政策能够顺利实施，将严重挤压火电的需求空间，进一步压低火电发电空间，导致2016年火电发电量或将继续呈负增长态势。
4.2 供给端：电力供应充足，火电出力空间受到压制
根据中国电力企业联合会的预测，2016年，全国将新增发电装机1亿千瓦左右。预计到2016年底，全国发电装机达到16.1亿千瓦、同比增长6.5%左右，其中水电3.3亿千瓦、核电3450万千瓦、并网风电1.5亿千瓦、并网太阳能发电5700万千瓦左右，非化石能源发电装机比重提高到36%左右。
当前，相对于电力需求，国内电力供应明显过剩。2016年一季度，全国基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年、比上年同期多投产1008万千瓦;截至3月底，全国6000千瓦及以上电厂装机为14.9亿千瓦、同比增长11.7%，远超同期全国电力消费增速，导致全国发电设备利用小时仅为886小时，创历史新低。我们认为，随着2015年底国家对火电行业调控力度的不断加强，“十三五”期间，火电装机将呈明显下降态势，但配额制的逐步实施，将推动风电、光伏发电等清洁能源装机持续快速增长，全国电力供应将非常充足。在这种形势下，预计“十三五”期间，火电行业的出力空间将持续呈萎缩态势。
4.3 供需平衡：全国电力供需进一步宽松，火电过剩将更加明显
2015年，全国电力供需形势进一步趋于宽松，部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北电力供需总体平衡略宽松，华东、华中和南方区域电力供需总体宽松、部分省份富余。预计2016年，伴随着装机继续较快增长、而电力需求持续疲软，全国电力供应能力总体富余、部分地区过剩的趋势将进一步凸显。其中，东北和西北区域电力供应能力过剩较多，华北区域电力供需总体平衡、部分省份富裕，华中、华东和南方区域电力供需总体宽松、多个省份富余。
受2015年大规模投产的机组开始出力、电力需求持续疲软、可再生能源发电优先上网等多重因素影响，火电机组利用率下降的趋势预计将在中长期延续，火电行业产能过剩的态势很有可能会更加明显。根据银河证券的预测，2016-2017年，火电行业设备平均利用小时数分别仅有4007小时和3839小时，产能利用率很有可能将降到50%以下。
4.4 区域布局：仅海南、江西等少数省区有一定装机增长空间
“十三五”期间，火电行业的装机增长布局可以从区域电力平衡状况和国家的能源调控政策结合分析。区域电力平衡状况采用发电设备平均利用小时来分析，通常若某一地区的全年发电设备平均利用小时数高于5500小时，表明该地区用电紧张，可继续增加电源投资;若低于4500小时，表明该地区电力富余，一般不能再新增发电装机。从2015年全国各省区发电设备平均利用小时看，除江苏(4908小时)、海南(4754小时)、山东(4587小时)和江西(4564小时)外，其余省区发电设备利用小时均小于4500小时，电力供应富余，火电装机增长空间有限。
从国家能源调控政策看，为遏制火电行业装机的进一步盲目增长，2016年3月，国家发改委和国家能源局联合下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》，督促各地方政府和企业放缓建设步伐，以应对目前严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。
《通知》提出的化解煤电过剩的措施包括：建立风险预警机制;严控煤电总量规模;有序推进煤电建设;加大监督管理力度等。其中，严控总量规模提出针对目前宽松的用电形势，在电力盈余省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电建设规模;对确有电力缺口的省份，应优先发展本地非化石能源发电项目，减少对煤电建设规模的需求。同时，电力冗余省份要对现有纳入规划和核准(建设)煤电项目采取取消、缓核和缓建等措施，适当放缓煤电建设速度。
被取消不具备核准条件的煤电项目包括：2012年及以前纳入规划的未核准煤电项目必须取消;其他不具备核准(建设)条件的煤电项目鼓励取消。
被暂缓核准项目包括：电力盈余省份2017年前(含2017年)应暂缓核准除民生热电外的自用煤电项目(不含国家确定的示范项目)。这些省份包括：黑龙江、山东、山西、内蒙古、江苏、安徽、福建、湖北、河南、宁夏、甘肃、广东、云南等13省(区)。
被缓建的项目包括：电力盈余省份除民生热电项目外的自用煤电项目，尚未开工建设的，2017年前应暂缓开工建设;正在建设的，适当调整建设工期，把握好投产节奏。这些省份包括：黑龙江、辽宁、山东、山西、内蒙古、陕西、宁夏、甘肃、湖北、河南、江苏、广东、广西、贵州、云南等15省(区)。
另外，根据《大气污染防治行动计划》要求，京津冀、长三角、珠三角等重点地区除热电联产外不得审批新建燃煤发电项目。“9号文”配套文件-《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，将占我国煤电装机容量8%的自备电厂纳入监管范围，并要求京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂;装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新(扩)建自备电厂项目。
结合各省区电力供应情况和国家宏观政策调控情况，预计未来3-5年，黑龙江、辽宁、山东、山西、内蒙古、陕西、宁夏、甘肃、湖北、河南、江苏、广东、广西、贵州、云南、安徽、福建、浙江、上海、北京、天津、河北、西藏、吉林、青海、湖南、重庆、四川等省市煤电装机增长空间有限，仅海南、江西等少数省区未来有一定的煤电装机增长空间。
5. 投资建议：火电已呈过剩态势，投资谨慎为宜
随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，火电行业发展将面临严峻挑战。在电力供给呈明显过剩态势的情况下，我们认为对该行业投资应持高度谨慎的态度，结合近半年全国各省区火电项目在建拟建情况，我们有以下建议：
第一，严格控制电力供应过剩严重地区的投资规模。“十三五”期间，我国电力消费增速将继续向下换挡，全国电力供需形势将进一步宽松，在这种情况下，总体上我们建议严格控制电力供应过剩严重地区的火电投资规模。2015年，吉林、上海、浙江、福建、湖北、河南、湖南、广东、广西、重庆、四川、云南等省区火电设备平均利用小时低于4000小时，建议严控以上各省项目投资规模。
第二，择优投资火电利用程度较高省市的热电联产项目。2015年，河北、内蒙古、江苏、江西、山东、海南、青海、宁夏、新疆火电设备平均利用小时超过4800小时，设备利用程度较高，可在这些地区根据并网条件、电煤供应条件、当地消纳能力等因素，择优选择热电联产项目进行投资。
第三，在部分新能源装机大省择优投资燃气调峰机组。“十二五”以来，我国风电、太阳能发电等新能源发电装机增长迅猛，截至2015年末，我国风电和太阳能发电装机容量均位居世界第一。但与此同时，受电网建设滞后、调峰能力不足等因素制约，部分新能源装机大省弃风和弃光形势严峻。目前，内蒙古、甘肃、青海、新疆、吉林等弃风弃光形势严重的省份存在较大的调峰机组需求空间，建议在以上省份择优投资建设燃气调峰机组。
第四，在火电投资项目的技术选择上，建议选择高参数、环保型机组。在我国环境承载能力已近上限、而燃煤发电作为电力供应主体地位短期内又难以改变的背景之下，洁净煤技术大范围普及应用将是火电行业健康发展的关键，未来具有广阔发展空间。我们预计未来主要的技术如循环流化床发电技术、超临界/超超临界发电技术、整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术等，将是未来行业发展的主流技术方向，建议新建火电机组选择采用这些技术的高参数、环保型机组。
第五，建议加大对已投产机组的环保改造投资力度。火电行业的发展通常会产生较多的污染物排放，虽然近几年我国已经出台了一系列强有力的节能减排措施，但目前硫氧化物、氮氧化物的排放量仍然居于世界首位，故自2014年7月开始，存量火电机组开始实行更为严格的2011版大气污染物排放标准。在环保压力加大的背景下，必须加大对已投产机组的环保改造投资力度，为火电机组安装烟气脱硫、烟气脱销、烟气除尘设备，提高机组的环境友好性。
原标题：2016年火力发电行业发展现状与预测分析
