2015年，國內電力需求增速再創新低，但受審批權下放、項目利潤率高企企業投資沖動強烈推動，火電裝機逆勢增長創近年新高，行業產能明顯過剩，同時也嚴重擠占了風電、光伏發電項目的發電空間，導致棄風棄光形勢進一步惡化。為此，2015年下半年以來，國家出臺了一系列政策嚴控煤電行業裝機增長過快的勢頭，同時大力促進清潔能源發展，推動電力生產結構優化，這在中長期也將對火電行業形成明顯的擠出效應，影響火電行業未來的發展。本文主要回顧和總結火電行業2015年的發展情況，并結合國家政策動向，對未來行業發展趨勢進行分析預測，以期對行業內的從業者、研究者和投資者提供有益的借鑒。

　　1. 火力發電行業發展現狀

　　從發電量占比、機組出力、負荷調節及電價經濟性等方面綜合評價，火電仍占據我國電力系統的基礎性地位，但在全社會電力需求增長乏力的背景下，2015年裝機逆勢增長導致設備利用小時創新低，火電供應過剩狀況進一步明朗化。全年凈增火電裝機6400萬千瓦，為2010年以來年度投產最多的一年;發電設備利用小時大幅下降至4329小時，創1969年以來的年度最低值。

　　1.1 裝機量：裝機逆勢大幅增長，增速遠大于電力需求增速

　　2015年，全國火電投資大幅增長，推動火電裝機增長迅猛。1-12月，火電基本建設投資完成額累計達到1396億元，同比增長22.0%;凈增火電裝機6400萬千瓦，為2010年以來年度投產最多的一年。截至2015年底，全國全口徑火電裝機累計達到9.90億千瓦(其中煤電8.8億千瓦、占火電比重為89.3%)，同比增長7.8%，增速遠大于電力需求增速。2015年，火電逆勢迅猛增長的原因有二：

　　第一，火電項目審批權從中央下放到省級政府，刺激了地方政府的投資沖動。2014年，國務院發布了《政府核準投資項目目錄(2014年本)》，將火電項目的審批權由中央下放至各省級政府，而地方政府為保GDP增長對火電項目大開“綠燈”，新建火電項目密集上馬。根據中金公司研究部統計，2015前三季度，全國共有155個燃煤電廠已受理或通過審批，這一數字接近2012年至2014年煤電環評批復項目裝機總量的近八成。

為電投資額及同比增速

火電新增設備容量及同比增速

　　第二，煤炭價格持續低位徘徊推動火電行業利潤率高企，電力運營企業有強烈的火電項目投資沖動。雖然過去三年，發改委四次下調燃煤發電上網價格、累計下調幅度達到每千瓦時0.072元，但同期電煤價格大幅下降，山西動力煤(Q5800，晉城產)、山東動力煤(Q5000，兗州產)、江蘇動力煤(Q5200，徐州產)價格降幅均超過40%，進而推動火電行業凈資產收益率在2015年3季度升至20%以上，遠高于同期水電、風電等電源類型的毛利率。

國內動力煤價格走勢

各類型電源凈資源資產收益率

　　1.2 設備利用小時：產能明顯過剩，火電設備利用小時數創新低

　　2015年，火電發電設備利用小時創1969年以來的年度最低值4329小時，同比大幅降低410小時�；痣娫O備利用小時大幅下降，主要受電力消費持續疲軟、火電機組裝機過多、煤電機組承擔高速增長的非化石能源發電深度調峰和備用等因素影響，此外，火電中的氣電裝機比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火電發電設備的利用小時數。

火電設備平均利用小時及同比增長

發電設備平均利用小時及同比增長

　　1.3 發電量：電力需求疲軟，火電發電量連續兩年負增長

　　雖然火電裝機逆勢快速增長，但受設備利用小時大幅下降影響，火電發電量連續第二年出現負增長。1-12月，我國規模以上電廠火力發電量為4.21萬億千瓦時，同比下降2.8%，降幅較上年同期擴大2.4個百分點。

火電發電量及同比增速

全口徑發電量及同比增速

　　1.4 裝機布局：河南、安徽、新疆、浙江、陜西等省裝機增長較快

　　2015年，從新增裝機量來看，全國有17個省火電新增裝機超過100萬千瓦，其中河南(659.20萬千瓦)、安徽(631.55萬千瓦)、新疆(548.70萬千瓦)、浙江(524.36萬千瓦)和陜西(516.79萬千瓦)五省新增裝機超過500萬千瓦，合計占全部新增裝機的45%，成為推動全國裝機迅猛增長的主力。而天津、遼寧、廣西、云南和西藏五省區火電新增裝機均低于2萬千瓦，增長非常緩慢。

2015年我國各省區火電新增裝機容量

　　從累計裝機情況看，火電裝機主要集中在用電大省和煤炭主產區。截至2015年末，江蘇(8379.71萬千瓦)、山東(7610.06萬千瓦)、廣東(7477.90萬千瓦)、內蒙(7267.89萬千瓦)、浙江(6230.63萬千瓦)、河南(6213.10萬千瓦)和山西(5939.84萬千瓦)七省區火電裝機量均超過5000萬千瓦。而北京、海南、青海和西藏火電裝機量較小，均不足1000萬千瓦。
從發電量來看，各省區火電發電量分布和裝機量分布基本一致，裝機大省發電量也基本排名前列。2015年，山東、江蘇、內蒙古、廣東、河南、山西等六省火電發電量位居全國前六，和火電累計裝機量排名基本一致。從發電量增速看，除新疆、北京、海南、江西、湖北、重慶、山東、江蘇等八省區火電發電量實現增長外，其余省區火電發電量均出現下降。

2015年我國各省區火電發電量及同比增速（億千瓦,%）

　　從火電供求狀況看，海南、寧夏、江蘇、內蒙古、青海、江西、山東、河北、新疆、陜西、安徽、天津、遼寧等13個省區火電設備平均利用小時超過全國平均水平，其他省區設備平均利用小時低于全國水平，存在電力生產過剩問題。

2015年我國各省區火電機組平均利用小時數

　　1.5 行業績效：盈利能力持續攀升，利潤總額快速增長

　　2012年以來，電煤價格的持續走低推動火電行業盈利能力持續攀升，行業利潤持續快速增長，火電企業在利潤驅使下，投資動能較高，且豐厚的利潤為企業長期投資提供了大量的投資資金。2014年，火電行業利潤總額達到2080.6億元，較上年增長312.9億元。2015年1-10月，行業利潤總額達到1828.4億元，較上年同期增長215.6億元;規模以上企業成本費用利潤率和銷售利潤率高達20.57%和17.40%，創近年同期新高。

火電行業盈利能力變動情況

火電行業利潤總額及同比增減額

　　2. 火力發電行業面臨的主要問題

　　2.1 需求側：國內經濟增長乏力，火電消費減速換擋

　　2015年，受國內經濟增速持續放緩和經濟結構調整影響，全國電力需求增速明顯放緩，全社會用電量增速創近四十年來新低。1-12月，我國全社會用電量累計5.55萬億千瓦時，同比增長0.5%，增速較上年下降3.3個百分點，為1974年以來最低水平。在全社會電力需求增長乏力的背景下，火電需求增速疲軟，加之裝機逆勢大幅增長，導致設備利用小時不斷下降，對行業未來的持續健康發展蒙上了一層陰影。

　　分地區看，東部地區用電增速最高、用電增長穩定作用突出，西部地區增速回落幅度最大。東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%，增速同比分別回落2.7、1.5、4.0和3.4個百分點。東部地區用電在各地區中增速最高，其用電增長拉動全國用電增長0.4個百分點，是全國用電增長的主要穩定力量。而西部地區在產業結構調整升級、國內外經濟增長緩慢影響下，高耗能行業用電增速回落，導致西部地區用電量增速大幅回落。

　　分產業來看，第二產業及其工業、制造業用電同比均下降1.4%，其中四大高耗能行業合計用電同比下降3.4%，直接導致全社會用電增速明顯放緩。而隨著第三產業蓬勃發展、城鎮化及居民用電水平提高，第三產業和城鄉居民生活用電同比分別增長了7.5%和5.0%，反映出國家經濟結構調整效果明顯，工業轉型升級步伐加快，電力消費結構在不斷調整。

　　2.2 發電側：電力供應能力充足，非化石能源發電快速發展

　　2015年，全國完成電源投資4,091億元，同比增長11.0%;凈增發電裝機容量1.4億千瓦，創年度投產規模歷史新高。截至2015年底，全國全口徑發電裝機容量達到15.1億千瓦，同比增長10.5%，增速大幅高于電力需求增速。

　　同時，全國電力供應結構進一步優化，非化石能源發電裝機快速增長。2015年，風電、水電、太陽能發電、核電新增裝機分別達到2,961萬千瓦、1,608萬千瓦、1,282萬千瓦和724萬千瓦，占全部電力新增裝機的50.7%。截至2015年末，水電、風電、核電累計裝機分別達到31,937萬千瓦、12,830萬千瓦、2,717萬千瓦，非化石能源發電在全部電力裝機結構中的占比達到34.2%，占比較上年提高1.5個百分點。

　　2.3 供需平衡：電力供應過剩明顯，火電需求增長空間有限

　　隨著用電增速的放緩和電源規模的進一步擴張，全國電力供需進一步寬松，部分地區甚至出現富余跡象，火電需求增長空間有限。2015年，全國發電設備累計平均利用小時僅為3,969小時，同比下降349小時，已是連續第四年下降，凸顯出國內電力供應過剩的現實。分電源類型來看，1-12月，全國火電、水電、風電和核電設備平均利用小時分別為4,329小時、3,621小時、1,728小時和7,350小時，分別較上年下降410小時、48小時、172小時和437小時。

　　在電力體制改革逐步將發電企業推向市場的背景下，利用小時數作為衡量電力供應松緊度的關鍵指標，其對于發電項目盈利能力的重要性不亞于電價，應該作為火電企業在進行投資決策時的重要參考。

　　3. 火力發電行業政策導向

　　2015年以來，面對火電裝機逆勢增長、新能源并網消納形勢惡化的局面，國家新近出臺了諸多調控政策，如嚴控煤電建設規模、促進新能源并網、下調燃煤機組上網電價等，政策因素對火電行業發展的影響愈發明顯，且政策調控方向對行業發展整體偏利空，預計未來可能會對行業裝機增長形成明顯制約。

　　3.1 產能方面：嚴控煤電建設規模，防范火電產能過剩進一步加劇

　　面對火電核準權下放后煤電裝機逆勢增長的局面，為防范火電產能過剩態勢進一步加劇，從2015年下半年開始，國家嚴控煤電項目建設規模，尤其在2016年4月，國家發改委和國家能源局聯合下發了《關于促進我國煤電有序發展的通知》，督促各地方政府和企業放緩燃煤火電建設步伐，以應對目前日益嚴重的煤電產能過剩局面，以期化解由此帶來的能源行業運行風險。對存在電力盈余的省份以及大氣污染防治重點區域，原則上不再安排新增煤電規劃建設規模。即便是確有電力缺口的省份，也要優先發展非化石能源發電項目，并充分發揮跨省區電力互濟、電量短時互補作用，減少對新增煤電規劃建設規模的需求。此次共有13個省被暫緩核準項目，15個省被暫緩建自用項目。

近期國家關于控制煤電建設規模的有關政策

　　3.2 電力結構優化方面：大力發展新能源將明顯擠占火電發展空間

　　2015年以來，為促進電力生產結構優化升級、緩解日益嚴峻的棄風棄光問題，國家發改委和國家能源局出臺了一系列政策來促進新能源發展。從短期看，實施可再生能源發電全額保障性收購制度和優先發電制度，并完善調峰補償機制，促進清潔能源多發滿發;從長期看，建立可再生能源開發利用目標引導制度，力爭到2020年，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。我們認為，在國內電力需求持續疲軟的背景下，國家大力推動風電、太陽能發電等新能源發展，將對火電發展形成明顯的擠壓作用，利空火電行業。

近期國家促進新能源發展的有關政策

　　3.3 電價方面：下調上網電價對火電企業盈利帶來一定負面影響

　　2015年，根據煤電價格聯動機制的有關規定，國家發改委分別于4月和12月兩次下發相關文件，下調燃煤發電上網電價，兩次分別下調2分和3分錢，同時下調工商業用電價格。雖然目前煤炭價格處于低位，但我們預計受全球經濟低迷導致的大宗商品價格疲軟影響，電煤價格仍有一定程度的下降空間，相應未來燃煤上網電價也有進一步下調的可能，這將對火電企業的營業收入和業績帶來一定的負面影響，在一定程度上降低火電企業投資的積極性。

2015年國家調整燃煤發電上網電價的有關政策

　　3.4 環保方面：超低排放將取代脫硫脫硝成為火電環保發展新趨勢

　　“十二五”以來，國家將火電脫硫脫硝作為應對大氣污染防治的重大舉措，出臺了一系列政策推動燃煤機組加裝脫硫脫硝裝置，經過五年的努力，全國火電行業脫硫脫硝工作進展良好。根據中國電力企業聯合會的數據，2015年，全國新投運脫硫機組0.53億千瓦，累計投運8.2億千瓦，占現役火電機組容量的82.8%;新投運脫硝機組1.6億千瓦，累計投運脫硝機組8.5億千瓦，占現役火電機組容量85.9%。從目前進展看，全國火電脫硫脫硝工作已接近尾聲。

　　但與此同時，國家已將火電行業環保政策重心開始移向燃煤電廠超低排放。根據2015年12月的《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》，到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現超低排放，全國有條件的新建燃煤發電機組達到超低排放水平。我們認為，“十三五”期間，國家在火電行業環保關注點將從脫硫脫硝轉向超低排放。

近期國家關于燃煤電廠實行超低排放的有關政策

　　4. 火力發電行業發展趨勢預測

　　隨著國內經濟發展速度持續放緩，我國電力生產消費呈現出新的特征，電力供應結構持續優化，電力消費增長減速換檔、結構不斷調整，電力消費增長主要動力呈現由高耗能向新興產業、服務業和居民生活用電轉換，電力供需形勢由偏緊轉為寬松，火電行業產能過剩的態勢將進一步加劇。

　　4.1 需求端：電力消費減速換檔，火電需求將持續疲軟

　　2015年，全國全社會用電量為5.55萬億千瓦時，同比增長0.5%，增速同比回落3.3個百分點;“十二五”時期，全社會用電量年均增長5.7%，比“十一五”時期回落5.4個百分點，電力消費換檔減速趨勢明顯。預計2016年，國內經濟總體仍將呈現穩中緩降態勢，用電需求仍將比較低迷。根據中國電力企業聯合會的預測，在考慮常年氣溫水平的情況下，預計2016年全社會用電量同比增長1%-2%(在電量低速增長情況下，如果氣溫波動較大，其對全社會用電量增幅的影響程度可能達到1個百分點左右)。

　　由于火電發電量在全社會發電量中的比重高達約75%，電力消費增速低迷必然導致火電需求疲軟;同時，2016年以來，國家開始推行可再生能源配額制，4月底國家發改委和國家能源局又向大型電力企業下發了《關于征求建立燃煤火電機組非水可再生能源發電配額考核制度有關要求通知意見的函》，就“2020年各燃煤發電企業承擔的非水可再生能源發電量配額與火電發電量的比重應達到15%以上”的規定向相關企業征求意見，如果該政策能夠順利實施，將嚴重擠壓火電的需求空間，進一步壓低火電發電空間，導致2016年火電發電量或將繼續呈負增長態勢。

　　4.2 供給端：電力供應充足，火電出力空間受到壓制

　　根據中國電力企業聯合會的預測，2016年，全國將新增發電裝機1億千瓦左右。預計到2016年底，全國發電裝機達到16.1億千瓦、同比增長6.5%左右，其中水電3.3億千瓦、核電3450萬千瓦、并網風電1.5億千瓦、并網太陽能發電5700萬千瓦左右，非化石能源發電裝機比重提高到36%左右。

　　當前，相對于電力需求，國內電力供應明顯過剩。2016年一季度，全國基建新增發電裝機2815萬千瓦，是歷年同期新增裝機最多的一年、比上年同期多投產1008萬千瓦;截至3月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機為14.9億千瓦、同比增長11.7%，遠超同期全國電力消費增速，導致全國發電設備利用小時僅為886小時，創歷史新低。我們認為，隨著2015年底國家對火電行業調控力度的不斷加強，“十三五”期間，火電裝機將呈明顯下降態勢，但配額制的逐步實施，將推動風電、光伏發電等清潔能源裝機持續快速增長，全國電力供應將非常充足。在這種形勢下，預計“十三五”期間，火電行業的出力空間將持續呈萎縮態勢。

　　4.3 供需平衡：全國電力供需進一步寬松，火電過剩將更加明顯

　　2015年，全國電力供需形勢進一步趨于寬松，部分地區富余。東北和西北區域供應能力富余較多，華北電力供需總體平衡略寬松，華東、華中和南方區域電力供需總體寬松、部分省份富余。預計2016年，伴隨著裝機繼續較快增長、而電力需求持續疲軟，全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩的趨勢將進一步凸顯。其中，東北和西北區域電力供應能力過剩較多，華北區域電力供需總體平衡、部分省份富裕，華中、華東和南方區域電力供需總體寬松、多個省份富余。

　　受2015年大規模投產的機組開始出力、電力需求持續疲軟、可再生能源發電優先上網等多重因素影響，火電機組利用率下降的趨勢預計將在中長期延續，火電行業產能過剩的態勢很有可能會更加明顯。根據銀河證券的預測，2016-2017年，火電行業設備平均利用小時數分別僅有4007小時和3839小時，產能利用率很有可能將降到50%以下。

　　4.4 區域布局：僅海南、江西等少數省區有一定裝機增長空間

　　“十三五”期間，火電行業的裝機增長布局可以從區域電力平衡狀況和國家的能源調控政策結合分析。區域電力平衡狀況采用發電設備平均利用小時來分析，通常若某一地區的全年發電設備平均利用小時數高于5500小時，表明該地區用電緊張，可繼續增加電源投資;若低于4500小時，表明該地區電力富余，一般不能再新增發電裝機。從2015年全國各省區發電設備平均利用小時看，除江蘇(4908小時)、海南(4754小時)、山東(4587小時)和江西(4564小時)外，其余省區發電設備利用小時均小于4500小時，電力供應富余，火電裝機增長空間有限。

　　從國家能源調控政策看，為遏制火電行業裝機的進一步盲目增長，2016年3月，國家發改委和國家能源局聯合下發《關于促進我國煤電有序發展的通知》，督促各地方政府和企業放緩建設步伐，以應對目前嚴重的煤電產能過剩局面，以期化解由此帶來的能源行業運行風險。

　　《通知》提出的化解煤電過剩的措施包括：建立風險預警機制;嚴控煤電總量規模;有序推進煤電建設;加大監督管理力度等。其中，嚴控總量規模提出針對目前寬松的用電形勢，在電力盈余省份以及大氣污染防治重點區域，原則上不再安排新增煤電建設規模;對確有電力缺口的省份，應優先發展本地非化石能源發電項目，減少對煤電建設規模的需求。同時，電力冗余省份要對現有納入規劃和核準(建設)煤電項目采取取消、緩核和緩建等措施，適當放緩煤電建設速度。

　　被取消不具備核準條件的煤電項目包括：2012年及以前納入規劃的未核準煤電項目必須取消;其他不具備核準(建設)條件的煤電項目鼓勵取消。

　　被暫緩核準項目包括：電力盈余省份2017年前(含2017年)應暫緩核準除民生熱電外的自用煤電項目(不含國家確定的示范項目)。這些省份包括：黑龍江、山東、山西、內蒙古、江蘇、安徽、福建、湖北、河南、寧夏、甘肅、廣東、云南等13省(區)。

　　被緩建的項目包括：電力盈余省份除民生熱電項目外的自用煤電項目，尚未開工建設的，2017年前應暫緩開工建設;正在建設的，適當調整建設工期，把握好投產節奏。這些省份包括：黑龍江、遼寧、山東、山西、內蒙古、陜西、寧夏、甘肅、湖北、河南、江蘇、廣東、廣西、貴州、云南等15省(區)。

　　另外，根據《大氣污染防治行動計劃》要求，京津冀、長三角、珠三角等重點地區除熱電聯產外不得審批新建燃煤發電項目。“9號文”配套文件-《關于加強和規范燃煤自備電廠監督管理的指導意見》，將占我國煤電裝機容量8%的自備電廠納入監管范圍，并要求京津冀、長三角、珠三角等區域禁止新建燃煤自備電廠;裝機明顯冗余、火電利用小時數偏低地區，除以熱定電的熱電聯產項目外，原則上不再新(擴)建自備電廠項目。

　　結合各省區電力供應情況和國家宏觀政策調控情況，預計未來3-5年，黑龍江、遼寧、山東、山西、內蒙古、陜西、寧夏、甘肅、湖北、河南、江蘇、廣東、廣西、貴州、云南、安徽、福建、浙江、上海、北京、天津、河北、西藏、吉林、青海、湖南、重慶、四川等省市煤電裝機增長空間有限，僅海南、江西等少數省區未來有一定的煤電裝機增長空間。

　　5. 投資建議：火電已呈過剩態勢，投資謹慎為宜

　　隨著我國經濟發展進入新常態，能源電力需求增速放緩，預計“十三五”前中期電力供需將延續總體富余、部分地區明顯過剩的格局，火電行業發展將面臨嚴峻挑戰。在電力供給呈明顯過剩態勢的情況下，我們認為對該行業投資應持高度謹慎的態度，結合近半年全國各省區火電項目在建擬建情況，我們有以下建議：

　　第一，嚴格控制電力供應過剩嚴重地區的投資規模。“十三五”期間，我國電力消費增速將繼續向下換擋，全國電力供需形勢將進一步寬松，在這種情況下，總體上我們建議嚴格控制電力供應過剩嚴重地區的火電投資規模。2015年，吉林、上海、浙江、福建、湖北、河南、湖南、廣東、廣西、重慶、四川、云南等省區火電設備平均利用小時低于4000小時，建議嚴控以上各省項目投資規模。

　　第二，擇優投資火電利用程度較高省市的熱電聯產項目。2015年，河北、內蒙古、江蘇、江西、山東、海南、青海、寧夏、新疆火電設備平均利用小時超過4800小時，設備利用程度較高，可在這些地區根據并網條件、電煤供應條件、當地消納能力等因素，擇優選擇熱電聯產項目進行投資。

　　第三，在部分新能源裝機大省擇優投資燃氣調峰機組。“十二五”以來，我國風電、太陽能發電等新能源發電裝機增長迅猛，截至2015年末，我國風電和太陽能發電裝機容量均位居世界第一。但與此同時，受電網建設滯后、調峰能力不足等因素制約，部分新能源裝機大省棄風和棄光形勢嚴峻。目前，內蒙古、甘肅、青海、新疆、吉林等棄風棄光形勢嚴重的省份存在較大的調峰機組需求空間，建議在以上省份擇優投資建設燃氣調峰機組。

　　第四，在火電投資項目的技術選擇上，建議選擇高參數、環保型機組。在我國環境承載能力已近上限、而燃煤發電作為電力供應主體地位短期內又難以改變的背景之下，潔凈煤技術大范圍普及應用將是火電行業健康發展的關鍵，未來具有廣闊發展空間。我們預計未來主要的技術如循環流化床發電技術、超臨界/超超臨界發電技術、整體煤氣化聯合循環(IGCC)發電技術等，將是未來行業發展的主流技術方向，建議新建火電機組選擇采用這些技術的高參數、環保型機組。

　　第五，建議加大對已投產機組的環保改造投資力度�；痣娦袠I的發展通常會產生較多的污染物排放，雖然近幾年我國已經出臺了一系列強有力的節能減排措施，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月開始，存量火電機組開始實行更為嚴格的2011版大氣污染物排放標準。在環保壓力加大的背景下，必須加大對已投產機組的環保改造投資力度，為火電機組安裝煙氣脫硫、煙氣脫銷、煙氣除塵設備，提高機組的環境友好性。