2017年中国火电行业研究报告.pdf

1 2017 年中国火电行业研究报告 工商企业评级三部 电力行业组 我国电源结构以火力发电为主，其中燃煤发电在火力发电中 占 据主导地位 。 2016 年，我国火电发电量在总发电量中的占比达 71.60%；燃煤发电量在火电发电量中的占比达 91.07%，燃气发电、燃油发电量占比小。本报告火电研究以煤电为主。 一 、火电行业发展情况 1 火电装机容量持续增长 ， 电力投资 增速放缓 从装机容量看，近年来我国电力总装机容量持续增长， 未来我国电力总装机容量将继续保持增长，但增长的带动因素将由之前的火电装机 规模 的增长转换为 非化石能源 装机容量的 增 长 。 在 火电 装机建设 方面，近年来火电装机容量持续增长，随着 之前年度 火电投资项目的陆续投产，短期内火电装机容量将 继续 保持 增长， 但受国家 煤电 停、缓建 政策影响 ， 火力发电装机容量增速将得到明显遏制 。此外， 近年来 受环保、电源结构改革等政策影响，国内 非化石能源装机快速增长，火电装机容量 占 电力装机容量 的比重 呈逐年小幅下降态势 ， 且该趋势未来将长期保持 ，但 同时 受能源结构 、 历史电力装机布局等因素影响， 国内电源结构 仍 将 长期以 火电为主 。 根据 中国电力企业联合会 （以下简称“ 中电联 ”）相关 统计 数据 显示 ， 近年来 ，中国电力总装机容量持续增加。截至 2016 年底， 全国 6,000 千瓦及以上电厂 总装机容量为 164,575 万千瓦， 较 年初增长 8.2%； 其中，火电装机容量为 105,388 万千瓦，较 年初 增长 5.3%； 火电装机容量 占电力总装机容量 较 年初 继续 下降 1.73 个百分点 至 64.04%。 截至 2017 年 10 月底， 全国 6,000 千瓦及以上电厂装机容量 为 167,062 万 千瓦， 较年初 增长 1.5%； 其中， 火电装机容量为 108,336 万千瓦，较年初增长2.8%； 火电装机容量占电力总装机容量 的比重为 64.85%。 图 1 20082016 年中国电力装机容量以及 发电类型 占比情况（单位：万千瓦） 资料来源： 中电联 ，联合评级整理 从各区域看，全国火电装机 规模 集中于 华东、华北地区，其中山东、江苏、浙江、内蒙和山西地区装机规模较大 。 装机规模 增速方面， 一方面 受 下游用电需求增长有限、 清洁能源发电量占比提高等因素影响， 火电设备利用小时数持续走低， 使得 火电装机投资需求减弱，火电电源投资呈下降趋 2 势 ； 另一方面，国家基于环保、节能、 引导行业有序发展 等 因素 考虑 ，加速 落后产能 的淘汰 ，受 上述因素影响， 国内 火电装机规模虽 保持增长 ，但增速明显放缓。 2016 年 ，各 地区火电装机规模增速 均低于 上年 ，其中华中、东北、西南增速均低于 5%，分别为 4.71%、 1.41%和 4.64%。 图 2 20082016 年各区域 火电 装机容量增长率（单位： %） 资料来源： Wind 2016 年， 国内电力投资结构进一步调整，整体 电源 投资需求明显减弱，同时 出于 对 缓解电力供需的区域性不平衡等现象 的考虑 ，我国政府加大电网升级改造力度，使得年内电网工程投资增速明显提升。从长远看，受用电结构调整、跨区域输电能力加强等因素影响，在我国未来电力投资结构方面， 电源 投资 极大可能将 维持收缩态势 ，行业投资重点为电网及配套设施的建设 。 2016 年，全国电力工程建设完成投资 8,855 亿元， 同比 增长 3.3%，增速较去年下滑 6.6 个百分点 。其中，电源工程建设完成投资 3,429 亿元，比上年 减少 12.9%，占全国电力工程建设完成投资总额的 38.72%； 电网工程建设完成投资 5,426 亿元，比上年增长 16.9%，占国内电力工程建设完成投资总额的 61.28%。在电源投资中，全国 水 电 、 核电 和 风电完成投资 均较上年减少， 分别 减少 12.9%、10.5%和 25.3%； 火 电完成投资 1,174 亿元， 虽较 上年增长 0.9%，但其中煤电投资同比 减少 4.7%；非化石能源发电投资占电源总投资的比重为 65.76%，比上年 下降 4.69 个百分点。 2017 年 110 月， 全国主要发电企业电源工程完成投资 1,977 亿元，同比 减少 17.2%。其中， 火电 573 亿元，同比 减少 25.3%； 水电 392 亿元，同比 减少 22.5%； 核电 315 亿元，同比 减少 16.0%；风电 471 亿元，同比 减少 14.0%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的 71.0%，比上年同期提高 3.1 个百分点。 全国电网工程完成投资 4,126 亿元，同比增长 0.6%。 2016 年，国家发改委和国家能源局联合发布关于促进我国煤电有序发展的通知，提出严控各地煤电新增规模；国家能源局发布了关于取消一批不具备核准建设条件煤电项目的通知（国能电力 2016 244 号），取消了 大唐集团、华电集团等七个投资主体共计 15 个项目 、 1,240 万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目 。 受经济增速放缓、电力供需变化等影响， 我国 煤电利用小时数持续下降， 同时 规划和在建煤电项目规模较大，违规建设问题仍然存在， 为化解煤电产能过剩风险， 2017年 7 月 26 日， 国家发改委 、工信部等 16 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（发改能源 2017 1404 号） （以下简称“煤电供给侧改革意见”） ，提出在“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。 预计未来 火电 投资增速、火电装机容量都将 进一步得到控制 。 3 2 全国总 发电量 持续增加， 火电发电量占比下降 受社会发展带动，国内 电力 设备 总发电量持续增加 。 火电发电量方面，近年来火电发电量 增速受用电需求 及其他能源发电挤压 影响波动较大 ； 2017 年以来，受国家 淘汰落后 煤电装机影响， 规模以上 火电 机组 发电量 增速有所提高 ， 但随着非化石能源 电力 的不断发展，火电发电量占比呈下降趋势，预计未来占比将进一步降低 。 近年来 ，我国总发电量持续增加。 2016 年 ，我国总发电量为 59,897 亿 千瓦时，较上年增长 5.2%；其中 火电发电量达到 42,886 亿 千瓦 时 ，较上年增长 2.4%， 增速较 总 装机容量增速低 2.9 个百分点；火电发电量 占总发电量的比重达 71.60%，占比较上年下降 1.93 个百分点 。 2017 年 110 月， 全国规模以上电厂发电量 51,944 亿千瓦时，同比增长 6.0%，增速比上年同期提高 2.1 个百分点。 其中， 全国规模以上电厂火电发电量 37,993 亿千瓦时，同比增长 5.4%，增速 较上年同期提高 3.6 个百分点。分省份看，全国 仅 4 个省份出现负增长，分别为 北京 (-10.9%)、海南 (-4.9%)、山东 (-1.7%)和云南 (-1.5%)，其他省份火电发电量均实现增长 ， 其中，宁夏增速 达 25.1%，此外 增速超过 10%的省份 包括 福建 (18.6%)、广东 (13.7%)、 广西 (12.0%)、江西 (11.9%)、青海 (11.3%)和山西 (10.0%)。 图 3 20052016 年火电装机容量及发电量情况（单位： 万千瓦、亿 千瓦时） 资料来源： 中电联 ，联合评级整理 从 电源结构 看， 近年来 ，在国家推动化石能源清洁利用、提高能源领域绿色低碳发展质量和水平的背景下， 我国 非化石能源发电规模逐渐扩大。 2016 年 ，中国非化石能源发电装机占比 、 非化石能源发电量占比 分别从 2010 年的 27%和 19%提高 至 36%和 28%， 水电、核电、风电及并网太阳能发电装机容量均大幅提升。受此影响，火电发电量占比呈逐年下降趋势 。 2016 年， 火电 发电量 占比为 71.60%，较上年下降 1.93 个百分点。 同时，据 国民经济和社会发展第十三个五年发展规划纲要内容 ， 提出 到 2020年，中国非化石能源占一次能源消费总量比重 将增至 15%左右 （ 2016年约 13.3%） ，未来我国 火电发电量占比将进一步下降。 4 图 4 20082016 年中国电力发电总量以及来源占比情况（单位： 亿 千瓦时） 资料来源： 中电联 ，联合评级整理 3 设备利用率 持续下滑 从设备利用率看，受 火电 装机规模扩大 ， 其他能源发电方式挤压以及下游用 电需求低迷 等多方面因素 影响 ， 近几年全国火电设备平均利用小时数 持续下滑 ； 进入 2017 年 后 ，受 下游行业 供给侧改革推进 ，电网完善程度提高 等 因素影响 ， 火电行业集中度 有所 上升 ， 平均利用小时数 小幅回升 ；分区域看， 华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低 ； 我国目前 整体 用电需求 提振 有限 ，加之 之前年度 火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加， 仍可能对 我国 未来 火电 设备利用率 的提升形成掣制。 截至 2016 年底， 火电装机容量为 105,388 万千瓦，较上年增长 5.3%， 火电发电量达到 42,886 亿千瓦时，较上年增长 2.4%，火电发电量增 速 小于火电装机容量增 速 。 受此影响， 2016 年，全国发电设备平均利用小时为 3,785 小时，同比减少 203 小时， 为 1964 年以来的最低水平 ； 其中，火电 设备平均利用小时 4,165 小时，同比减少 199 小时。 2017 年 110 月， 全国发电设备累计平均利用小时3,109 小时，比上年同期 减少 13 小时 ； 其中， 全国火电设备平均利用小时为 3,431 小时，比上年同期增加 26 小时 。 图 5 20082016 年电厂发电设备 平均 利用小时（单位：小时） 资料来源： 中电联 ，联合评级整理 5 受 区域内 经济结构、用电需求、电力外送通道 畅通性、其他电源发电挤压等因素影响，我国 各区域 火电设备平均利用 率 差异较大 。 其中 ，华北、 华 东 地区 火电设备平均利用小时数较高 ； 西北、东北、华中 地区火电设备利用小时数一般； 华南、 西南地区火电利用小时数较低。具体来看， 2016年， 山东、江苏、河北等 13 个省份 火电设备 利用小时数超过全国平均水平；在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足 2,000 个小时，分别为 1,922 和 82 小时；与 2015 年相比，除 山东、北京 、河北 外，全国其它省份的火电设备利用小时 数 均有不同程度的降低，其中青海、海南、福建下降超过 600 小时。 从具体省份角度看，各省火电发电机组利用小时情况，与区域内经济发展状况及产业特征联系密切，虽特高压输电通道建设的陆续推进，有利于国内跨区域调电的落实，但最终实现发用电供需的平衡仍有待时日。 图 6 近期 各区域 火电 装机容量与年利用小时数（单位：万千瓦 、小时 ） 资料来源： Wind 4 “上大压小”，机组 超低排放和节能改造 有序推进 我国火力发电技术不断发展，火电机组 朝着 大型化、清洁化 方向 发展 ； 截至 2016 年底，我国已投运火电脱硫 和 脱硝装机容量 已占 全国煤电机组总装机容量的 93.6%和 86.7%； 截至 2017 年 7 月底， 我国已投产 1,000MW 超超临界机组达到 100 台 ；随着国家从严淘汰落后产能， “上大压小”政策的持续推动 ，煤电行业 整体装机技术水平将 逐步 提升。 大型化方面，我国火电机组呈现热电联产机组比重提高、以热电联产机组替代小机组、小机组整合以大机组替代的特点。 60 万千瓦、 100 万千瓦超（超）临界机组成为我国主力 火电机组 ，我国火电机组的参数、性能和产量已处于世界领先水平。超超临界机组方面，截至 2017 年 7 月底，我国已投产 100 万千瓦 超超临界机组达到 100 台，主要集中在广东、浙江、江苏三个电力缺口较大省份，三省合计占 51 台。 依据目前国家有关 政策要求，不符合要求的 30 万千瓦以下煤电机组（含燃煤自备机组） （ 主要指纯凝发电机 组 ）需 依法依规淘汰关停 ； 随着具体政策出台，调控阻力进一步得到疏导，现存小型热电机组，特别是非民生热电机组或也将面临淘汰风险（以河北省为例，已明确提出有序关停 20 万千瓦以下热电机组）。 关停小规模发电机组，用大规模发电机组将其取代，将有效降低煤电行业的单位煤耗 ， 煤电行业整体装机技术水平将 逐步 提升。 清洁化方面，我国现役机组通过节能技术改造， 提高热效率、提高劣质煤利用水平， 使得 环保、能耗指标方面表现卓著。 煤耗方面，据公开资料显示， 2016 年，我国煤电机组全年实现平均供电煤耗 312 克 /千瓦时，同比降低 3 克 /千瓦时；其中， 100 万、 60 万、 30 万千瓦机组平均供电煤耗分别为 285.32 克 /千瓦时、 306.61 克 /千瓦时、 318.47 克 /千瓦时 。 我国 能源发展“十三五”规划 提出， 6 计划到 2020 年， 煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时 310 克标准煤以下 ， 从各等级发电机组单位煤耗情况看，国内 60 万千瓦及以上发电机组已满足煤耗要求，但 30 万千瓦及以下高压、超高压发电机组的发电煤耗相对较大，对我国煤电行业整体实现煤耗目标形成掣制，因此该类型电机组所面临的淘汰风险较大。目前，我国部分地区在役的 30 万千瓦以下高压、超高压发电机组中 ，部分机组为配套地区冬季供热，或电解铝、造纸等企业的自备能源供应的发电资产，未来该部分发电机组可能存在集中进行“上大压小”的机组结构调整的需求；具体来看，投产时间久，锅炉承压等级低，能耗大的发电机组为主要淘汰对象，同时未来区域居民供热模式和地区供热管网建设调整情况，也会对我国煤电企业结构改革产生一定影响。 其他 排放物方面， 2015 年底，环境保护部、国家发改委、国家能源局发布了关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知和全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案提出 ： 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，即在基准氧含量 6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10 毫克 /立方米、 35 毫克 /立方米、 50 毫克 /立方米。一般 而言， 燃煤烟气污染物超低排放 改造相较于 燃气发电 更具 经济性，相对于常规烟气治理投资较高；装机容量越大，单位发电量的环保 升级 投资越低。随着源头严防、环保违法实行“零容忍” 环保法 实施，环保税开征 临近， “超低排放”已经成为地方政府 、 和电力公司追求的目标，近年来 各大 电力公司 在煤机除尘、脱硫、脱硝建设 及 节能环保改造投入大量 资金。 截至 2016 年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约 8.8 亿千瓦，占全国火电机组容量的 83.8%，占全国煤电机组容量的 93.6%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约 9.1 亿千瓦，占全国火电机组容量的 86.7%；安装袋式除尘器、电袋复合式除尘器的机组容量超过 2.97 亿千瓦，占全国煤电机组容量的 31.6%以上 。 我国煤电机组超低排放和节能改造 计划全面有序推进 ， 东部、中部、西部地区 应 分别在 2017 年、 2018 年和 2019 年底前完成具备条件机组的改造工作 。 煤电机组的技术水平提升，在节能环保的同时降低单位煤耗，但脱硫脱硝除尘等改造将增加企业的改造费用支出。同时，部分发电机组由于投产建成时间久，存在较大的改造难度，在达标排放、经济效益及政策导向三方面压力下，机组关停的可能性较大。 二 、上游煤炭行业 对火电行业影响 受煤炭行业去产能政策的影响 ， 2016 年 下半年 动力煤价格 明显 上涨， 煤 电企业成本大幅增加；2017 年 以来 ， 受全年安全大检查、 6 月份的“煤管票”，以及上半年“两会 ” 、下半年 “ 十九大 ” 等因素影响，煤炭产能仍无法充分释放 ， 煤价高位波动运行 ； 国家 取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，相当于 变相 上调上网电价 ，但受直购电市场化定价影响 ， 煤电企业盈利能力仍然较弱 。 1 煤炭价格 情况 受煤炭行业去产能政策的影响， 2016 年，我国煤炭产量进一步下滑，我国全年生产原煤 33.64亿吨，同比下降 8.71%，供求关系紧张拉动煤价持续上涨。为保证煤炭供给并抑制煤价上涨， 2016 年9 月，发改委制定稳定煤炭供应、抑制煤价过快上涨预案，旨在保证煤炭稳定供应和抑制煤价 过快上涨 ，允许先进产能企业释放产能（恢复 330 工作日生产），从而使得原煤产量增加。 2017 年上半年， 煤炭价格指数保持相对稳定 ，呈高位波动运行 。 2017 年 110 月，全国原煤产量 17.13 亿吨，同比增长 5%。 7 图 7 2010 年 10 月 2017 年 10 月 综合平均价格指数 :环渤海动力煤 （ Q5500K） （单位：元 /吨） 资料来源： Wind 受煤价高位运行影响， 煤电企业利润普遍呈现大幅缩水 ，以 前五大电力集团为例， 2017 年 19月净利润及经营活动净现金流均呈现大幅下滑。一般煤电企业无法具备五大电力集团电源多元结构、上下游产业链延伸、议价 话语权等 优势 ，盈利受挤压情况更为严重。 表 1 2017 年 19 月 前五大 火电企业 净利润及经营活动现金净流量情况 （ 亿元 、 %） 企业名称 净利润 同比 经营活动现金净流量 同比 中国华能集团公司 32.01 -40.08 434.79 -15.21 中国华电集团公司 24.91 -69.08 251.20 -51.29 中国国电集团公司 23.92 -61.01 158.17 -66.22 中国大唐集团公司 12.77 -81.55 330.81 -29.35 国家电力投资集团公司 31.00 -55.90 251.80 -17.76 资料来源：各 企业 公开资料，联合评级整理 按火电企业的一般业务周期特征，每年 第三季度存在“迎峰度夏”、“ 冬煤夏储 ”等因素， 动力煤需求 规模较大 ；同时供给方面，受 2017 年 安全大检查、 6 月份的“煤管票”，以及 “ 两会 ”及“ 十九大 ” 等因素影响，煤炭产能仍无法充分释放。需求旺盛以及供给未充分释放两方面因素导致煤炭供应偏紧，煤矿库存维持在较低水平，将在一段时间内促使煤价继续高位运行。 2 煤电联动 分析 由于我国电力实行计划制，煤炭实行市场制，煤和电的价格 偏离较高时则 电力企业 会出现 严重亏损， 为缓解 煤电价格矛盾 ， 我国 从 2004 年引入了 煤电联动 机制 。自煤电联动机制实施后，我国共经历四次煤电联动 ，但均 发生在 2009 年以前 。 表 2 20052008 年 历次煤电联动情况 项目 调整时间 调整方案 第一次煤电联动 2005.04 平均上网电价上调 1.78 分 /度，销售电价上调 2.52 分 /度 第二次煤电联动 2006.06 平均上网电价上调 1.174 分 /度，销售电价上调 2.494 分 /度 第三次煤电联动 2008.07 平均上网电价上调 2.14 分 /度，销售电价上调 2.61 分 /度 8 第四次煤电联动 2008.08 平均上网电价上调 2 分 /度，销售电价未做调整 资料来源： 联合评级整理 2016 年 以来 受 动力煤价格连续上涨 影响 ， 煤电企业 盈利空间不断受到挤压， 但 2017 年初 国家发改委表示， 根据煤电价格联动计算公式测算， 2017 年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18 分钱 （ 未达 每千瓦时 0.20 分钱 调整线）， 全国煤电标杆上网电价 故此未 作调整 ， 但进入 2017 年后 ， 国内 煤价维持高位运行，同时 受 直购电试点展开（以山东省 电改方案 为例 ， 2017 年 参与市场交易 的用电量计划达全省用电量的 30%）， 火电企业受煤企和市场化用户两头挤压 ，盈利能力进一步减弱 ，火电企业全面亏损 。 此情形下， 国家发改委发 于 2017 年 6 月 下发 关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知，通知中称，自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价 。 该 政策的调整相当于上网电价 的上调 ， 可视为 变相的煤电联动。 但 2017 年下半年以来，煤价再次 出现 小幅 上涨 并维持在高位 ， 虽 专项资金 的取消，维持了 一部分企业 盈利空间 ， 但 煤电矛盾仍然突出 。同时 考虑到 降低 企业能源成本 为国务院工作重点目标之一， 简单的直接启动 煤电联动 的 可能性不大， 相关配套调整措施或变相联动措施更具出台预期 。 三 、下游 主要 用电行业用电需求分析 2016 年， 在实体经济运行 企稳发展 、夏季高温天气频现 ，以及 上年同期低基数等因素影响下，全社会用电量保持增长态势 ， 电力消费增速有所回升 。进入 2017 年后 ，受 电力 下游行业 产品市场需求回暖、行业 集中度提升等因素带动 ， 工业用电量 小幅提升 ； 第三产业及居民用电量 继续 保持 较高增速 ， 全社会用电量增速同比小幅提高 。 三次产业中，第二产业一直为电力的主要消纳方， 但 随着近年来 第三产业快速 发展 ， 该次 产业用电比重 持续增高 ，但受该次产业 总体用电规模的限制， 用电需求 仍不足以对电力行业的发展形成 显著 促进 。 此外， 鉴于电力需求与经济发展息息相关，预计未来在经济形势 基本保持稳定的 情况下，全社会用电量增速 有限 ，火电行业产能过剩局面 的改善仍需一定时间。 2016 年，在实体经济运行显现出稳中趋好迹象、夏季高温天气频现、上年同期低基数等因素影响下，全社会用电量保持增长态势，其中三、四季度增长较快，电力消费结构不断优化。根据中电联统计， 2016 年全社会用电量 59,198 亿千瓦时，同比增长 5.0%，增速较上年提高 4.0 个百分点，电力消费增速有所回升 。 全国发电设备累计平均利用小时 3,785 小时，比上年同期降低 203 小时 ；其中火电设备累计平均利用小时 4,165 小时，比上年同期减少 199 小时 。 2016 年 ，全国跨区域送电 量 累计 达 3,324 亿 千瓦时，同比增长 16.0%。 2017 年 110 月 ， 全国全社会用电量 52,018 亿千瓦时，同比增长 6.7%， 增速比上年 同期提高 1.9个百分点。全国发电设备累计平均利用小时 3,109 小时，比上年同期降低 13 小时 ；其中火电设备累计平均利用小时 3,431 小时，比上年同期增加 26 小时 。全国跨区送电完成 3,535 亿千瓦时，同比增长 11.9%。 图 8 20022016 年我国电力需求量变化情况（单位： 亿 千瓦时） 9 资料来源：中电联，联合评级整理 从电力消费结构看，第二产业用电是全社会电量的 最 主要部分， 该 产业电力消耗量占全社会用电量的比例一直维持在 70%以上。 据中电联统计 ， 2016 年 ， 第三产业用电量同比增长 11.2%，持续保持较高增速；第二产业用电量同比增长 2.9%，制造业用电量同比增长 2.5%， 其中钢铁、有色和化工等 四大高耗能行业合计用电量同比零增长，而装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头较好，反映制造业产业结构调整和转型升级效果继续显现；城乡居民生活用电量同比增长 10.8%。 2017 年 110 月， 第一产业用电量 995 亿千瓦时，同比增长 7.4%，占全社会用电量的比重为1.9%； 第二产业用电量 36,280 亿千瓦时，同比增长 5.7%，增速比上年同期提高 3.4 个百分点，占全社会用电量的比重为 69.74%，对全社会用电量增长的贡献率为 60.0%； 第三产业用电量 7,367 亿千瓦时，同比增长 10.7%，增速比上年同期回落 1.0 个百分点，占全社会用电量的比重为 14.2%，对全社会用电量增长的贡献率为 21.8%。第二产业中 全国工业用电量 35,634 亿千瓦时，同比增长 5.7%，增速比上年 同期提高 3.4 个百分点，占全社会用电量的比重为 68.5%，对全社会用电量增长的贡献率为 58.4%。其中，轻工业用电量为 6,187 亿千瓦时，同比增长 7.4%，增速比上年 同期提高 3.3 个百分点 ； 重工业用电量为 29,447 亿千瓦时，同比增长 5.3%，增速比上年 同期提高 3.4 个百分点。 城乡居民生活用电量 7,376 亿千瓦时，同比增长 7.6%，增速比上年同期回落 4.0 个百分点，占全社会用电量的比重为 14.2%，对全社会用电量增长的贡献率为 16.1%。 图 9 20082016 年全社会用电量各行业占比（单位： %） 资料来源：中电联，联合评级整理 10 四 、 电网运行情况分析 1 电网投资保持较高增速， 跨区域送电能力不断提升 近年来 我国 电网行业进入升级改造期， 基本建设投资 持续 增长 ，跨区域 送电能力不断提升 ，有利于解决国内长期存在的区域性 电力 供需不平衡问题 ； 电网升级改造 有利于 中 西部 地区 一次能源富集区发电设备利用小时数的提升和国内全口径度电成本的降低，但同时亦会降低国内电力投资需求，并 推动 落后发电设施的产能淘汰。 近年来，我国持续保持较大规模的电网建设投入力度。 2016 年，我国新增交流 220kV 及以上输电线路长度 3.20 万千米。 目前，我国电力输配的主要系统包括： 国家电网有限公司 （以下简称“国家电网”） 、中国南方电网有限责任公司 （以下简称“南方电网”） 和内蒙古电力集团有限责任公司。截 至 2016 年底，国家电网 110kV 及以上输电线路长度 93.8 万千米， 110kV 及以上变电容量 36.12 亿千伏安，占我国输电线路长度的 76%，占我国变电容量总量的 66%。南方电网 110kV 及以上输电线路长度 21 万千米，占输电线路总长度 17%， 110kV 及以上变电容量 8.9 亿千伏安，占变电容量总量的 16%。 继 20052009 年中国输配电行业的高速发展期后，为解决配电网薄弱问题、提高新能源接纳能力、实现智能互联目标，近年来我国输配电行业将进入改造 转型的 更新换代周期， 电网基本建设投资完成额 呈持续 增长 趋势， 2016 年 全年 累计 完成 5,426.00 亿元， 同比增长 16.94%， 增速提高 4.30 个百分点。 图 10 20112016 年 国内电网基本建设 投资完成额情况（ 单位：亿元 、 %） 资料来源： Wind 为加快推进配电网建设改造， 2015 年 ， 国家 发改委和 国家能源局先后发布 关于加快配电网建设改造的指导意见 和配电网建设改造行动计划（ 2015-2020 年， 其中 明确提出 ： 20152020 年，配电网建设改造投资不低于 2 万亿 元。预计到 2020 年，高压配电网变电容量达到 21 亿千伏安、线路长度达到 101 万千米，分别是 2014 年的 1.5 倍、 1.4 倍，中压公用配变容量达到 11.5 亿千伏安、线路长度达到 404 万千米，分别是 2014 年的 1.4 倍、 1.3 倍，城市供电可靠率将达 99.99%。近年来，我国配电网 建设投入不断加大，配电网发展取得显著成效，但用电水平相对国际先进水平仍有差距，城乡区域发展不平衡，供电质量有待改善。提高 电网装备水平 、 促进节能 降耗 和 推动输配电网 智能互联化 发展是 我国 电网改造的 几 大发展 目标 。 11 图 11 20112016 年 国内电网 输配电规模 新增 情况（ 单位：万 千伏安、千米） 资料来源： Wind 从 跨 区域送电情况来看，随着我国电网接纳能力的不断提高、西电东送工程不断推进，近年来我国跨区域送电量增长明显。 2016 年 ，全国跨区域送电 量 累计 达 3,324 亿 千瓦时，同比增长 16.0%。根据 国家发改委、国家能源局下发的解决弃水弃风弃光问题实施方案 ， 大气污染防治“四交五直”特高压建设任务 计划于 2018 年 完成 ，加之 我国 目前 已建成 的 多条长距离、大容量输电通道， 可 为跨省区电力互济提供 了 基础，有利于我国电力供需不平衡矛盾的化解，在提升西北部地区发电设施利用程度的同时，满足我国东部、南部用电大省的电力需求，降低东部、南部用电大省的电力建设需求，并有利于区域内落后发电设施的淘汰。 图 12 20112016 年 我国跨区域送电量及 增长情况（ 单位：亿千瓦时 、 %） 资料来源： Wind 2 国内电网运营模式及电价定价机制 目前我国实行厂网分开、竞价上网模式 ， 这一模式实际分为两个阶段，第一阶段是试点阶段（ 19982001 年） ； 2002 年 以来 的 第二 阶段是改革阶段 ， 目前已成功 重组发电和电网企业， 达到 电价市场化的必要条件 。 目前我国电价 仍 根据价格法实施政府定价，电价由电力企业或省价格主管部门根据电力商品类别、生产经营成本及其变化情况提出电价制定与调整建议方案，国家价格主管 12 部门综合考虑电力供求平衡状态和宏观经济承受能力等因素后，提出具体意见，报国务院审批后，通知省价格主管部门和电力企业执行 （各省 最新 煤电上网电价见 表 3） 。 此外， 为打破输配电一体化垄断、 电网企业独家购买电力的格局 ， 近年 来 发电企业向大用户直接供电 业务开展较多 ，为电价市场化改革积累了有益经验 。 图 13 2002 年开始的 厂网分开、竞价上网模式示意图 资料来源： 电网的运营模式研究 表 3 2017 年各省煤电上网电价排行榜（单位：元 /千瓦时 ） 序号 省份 电价 序号 省份 电价 1 广东 0.4530 17 河北南网 0.3644 2 湖南 0.4500 18 黑龙江 0.3740 3 海南 0.4298 19 辽宁 0.3749 4 浙江 0.4153 20 天津 0.3815 5 广西 0.4207 21 吉林 0.3655 6 湖北 0.4161 22 陕西 0.3545 7 四川 0.4012 23 北京 0.3598 8 江西 0.4143 24 贵州 0.3515 9 上海 0.4155 25 云南 0.3358 10 重庆 0.3964 26 山西 0.3320 11 山东 0.3949 27 青海 0.3247 12 江苏 0.3910 28 甘肃 0.2978 13 福建 0.3932 29 内蒙古东部 0.3035 14 安徽 0.3844 30 内蒙古西部 0.2829 15 河南 0.3779 31 宁夏 0.2595 16 河北北网 0.3720 - - - 资料来源：北极星电力网 注： 1、 表中电价于 2017 年 7 月 1 日起执行 ； 2、表中标杆上网电价包含脱硫、脱硝、除尘电价， 未安装脱硫、脱硝和除尘设施的，按标杆上网电价每千瓦时分别下调 1.5 分、 1 分和 0.2 分。 五 、行业 格局 1 竞争格局稳定 目前火电行业集中度较高，五大发电集团在火电行业中占据绝对优势，各省属区域性电力集团也具有较强的竞争能力；考虑到火电行业对于资源、技术、人员等的较高要求，预计未来具备较强竞争实力的火电企业规模将继续保持 优势地位 、竞争实力将得到进一步加强，火电行业竞争格局将保持稳定 。 近年来 ， 火电 行业 装机规模不断扩大 ， 但 行业整体竞争格局保持稳定。具体看来，五大发电集团 是 电力行业主力梯队 ， 2016 年五大发电集团总装机占比为 51.37%，较上年进一步 提高 。 部分 省属 13 区域性电力集团也拥有较大规模的装机规模，但与全国性电力集团相比 仍 差距 很 大。考虑到火电行业对于资源、技术、人员等的较高要求，预计未来具备较强竞争实力的火电企业规模将继续保持 优势地位 ，行业竞争格局将保持稳定。 表 4 20152016 年主要火电企业可控装机容量及占比情况（万千瓦、 %） 企业名称 2015 年 2016 年 装机规模 占比 装机规模 占比 第一 梯队 中国华能集团公司 12,348.00 12.34 12,662.00 12.01 中国华电集团公司 9,627.97 9.62 10,150.00 9.63 中国国电集团公司 9,464.00 9.46 14,248.00 13.52 中国大唐集团公司 9,170.60 9.17 9,932.00 9.42 国家电力投资集团公司 6,827.39 6.82 7,145.69 6.78 小计 47,437.96 47.41 54,137.69 51.37 第二 梯队 神华集团有限责任公司 7,271.00 7.27 7,569.00 7.18 国家开发投资公司 930.02 0.93 1,175.60 1.12 华润电力投资有限公司 1,711.47 1.71 1,915.00 1.82 小计 9,912.49 9.91 10,659.60 10.11 合计 57,350.45 57.32 64,797.29 61.48 资料来源：各 企业 公开资料，联合评级整理 2 神 华 集团与国电集团 重组 2017 年 8 月 ，神华集团与国电集团实施重组， 形成我国第一大一次能源及二次能源生产巨头 。该次合并重组，在国家资本整合、优质资源整合、降低发电成本以及拓宽保持“市场煤、计划电”平稳共存思路等多个方面，对大型电力集团及整体火电及煤电行业具备明显的指导意义。 2016 年 7 月， 国务院办公厅 公布 关于推进中央企业结构调整与重组的指导意见 ，提出“ 推进强强联合：稳妥推进装备制造、建筑工程、电力、钢铁、有色金属、航运、建材、旅游和航空服务等领域企业重组，集中资源形成合力，减少无序竞争和同质化经营。鼓励煤炭、电力、冶金等产业链上下游中央企业重组，打造全产业链竞争优势，更好发挥协同效应。 ” 在国家鼓励 大型 央企产 业链延伸的背景下， 2017 年 8 月 28 日 ， 神华集团有限责任公司 （以下简称“神华集团”） 收到国务院国资委的通知，同意中国国电集团公司 （以下简称“中国国电”） 与神华集团实施联合重组，神华集团更名为国家能源投资集团有限责任公司 （以下简称“ 国家能源集团 ”） ，作为重组后的母公司，吸收合并 中国国电 。 两家合并后成立的国家能源集团将成为中国第一大一次能源生产公司和二次能源生产公司，煤和电的产量都占全国总产量 15%左右， 其总资产将超过 1.8 万亿元。 神华集团与 中国国电 强强联合是近年来煤炭电力行业规模最大的重组案例 ，其 产业链上下游的联合重组，对于推进煤电一体化、稳定煤炭市场、促进行业可持续发展和企业转型升级均具有重要意义。 2017 年 11 月 28 日，国家能源投资集团有限责任公司重组成立大会在