火电供给侧改革：近忧着远虑亡羊思补牢

电力行业供给侧改革主题投资建议

“十三五”期间火电行业供给侧改革将从多角度推进，行政及市场的手段都将促使火电公司走向竞争分化的格局。我们认为，可关停机组容量有限且难以在短期内大面积实施，因此我们谨慎看待供给侧改革短期优化行业竞争环境、提升火电机组利用率的效果。中期是火电供给侧改革的重点效果观察期，供给侧改革的成败，将对电力体制改革、电力行业国企改革形成诸多牵制。可从主题投资的角度持续跟踪，相关优质标的包括：华能国际、大唐发电、国电电力、国投电力等。

火电行业供给侧改革已进入减存量、控增量双向并举时代

火电行业“产能调控”在“十二五”末之前都以减存量形式为主，技术进步，淘汰落后，2016年开始进行增量控制，“十三五”期间将双向并举。《电力发展“十三五”规划》预计“十三五”煤电装机年均复合增速约4.1%。此外，伴随新电改逐步推进，计划调度时代“大锅饭”将终结，火电进入竞争市场，对于煤耗水平高的中小型机组，成本压力较大，生存空间逐渐受到挤压。未来国内开始对碳排放计费，高煤耗火电的利润空间将进一步受到侵蚀。

技术可行性分析—可关停小机组总量在2000-4000万千瓦左右

我们对30万千瓦以下级机组去产能进行可行性分析，得出：一是可关停机组容量比例并不会太高，本次供给侧改革暂时不会广泛涉及30万千瓦级机组，主要集中于20万千瓦级及以下运行时间长、状况较差的，且对系统影响较小的机组，“十三五”关停大致在2000-4000万千瓦数量级;二是部分因各类原因无法关停的机组，不排除通过出台相关政策、采用冷热备用、压减出力、降低发电小时的方式实现“去产能”的效果。

关注落后机组淘汰空间较大的地区，及装机质量较高的火电公司

我国30万千瓦以下级火电机组占比超过全国平均水平的地区多集中在华北、东北和西北区域以及个别水电大省，这些地区供给侧改革空间较大，所在区域优质火电机组的利用小时有提升空间。我们统计几乎全部燃煤火电上市公司的机组结构，60万千瓦及以上等级火电机组装机容量占比较高的上市公司有14家。

风险提示：火电行业供给侧改革进展慢于预期、煤电利用小时数下滑超预期;上游动力煤价格持续超预期上行，上网电价传导迟缓等。

1、火电行业供给侧改革主题投资建议

火电行业“供给侧改革”始于上世纪八十年代，“十二五”末之前都以减存量形式为主，在技术进步的大背景下，逐步、分批淘汰落后产能。2016年开始，国家对火电行业开始进行增量控制。2016年底《电力发展“十三五”规划》指出，“十三五”期间，将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，淘汰落后煤电机组2000万千瓦，合计相当于计划新增容量的85%，我们预计“十三五”期间将会是“减存量、控增量”双向并举，煤电装机年均复合增速约4.1%。

此外，伴随新电改逐步推进，计划调度时代“大锅饭”将逐步终结，火电进入竞争市场，对于煤耗水平高的中小型机组，成本压力较大，生存空间逐渐受到挤压。未来一旦国内开始对碳排放计费，高煤耗火电的利润空间将进一步受到侵蚀。

我们从技术角度对30万千瓦以下级机组去产能进行可行性分析，得出结论：一是可关停机组容量比例并不会太高，考虑电网支撑、局部存在停机后电网“卡脖子”、供热需求、应急调峰及部分非技术性因素影响，我们认为，火电供给侧改革在短期内暂不会涉及30万千瓦级机组，主要集中于20万千瓦级及以下运行时间长，状况较差，且对系统影响较小的机组，预计“十三五”关停大致在2000-4000万千瓦左右数量级;二是部分因各类原因无法关停的机组，我们判断除技术手段进行节能改造外，可通过出台相关政策，采用冷热备用、压减出力、降低发电小时的方式实现去产能，同时提高高效机组利用小时，达到供给侧改革的目的。

综上，我们认为，“十三五”开始火电行业供给侧改革将从多角度推进，行政及市场的手段都将促使火电公司走向竞争分化的格局，但是通过技术可行性分析，可关停机组容量有限且难以在短期内大面积实施。因此我们谨慎看待供给侧改革短期优化行业竞争环境、提升火电机组利用率的效果，现阶段的火电供给侧改革更像是未雨绸缪，以“着远虑”而“解近忧”(未来的“近忧”)，对于煤电小时数而言绝难见到立竿见影的效果。中期是火电供给侧改革的主要见效时间点，供给侧改革的成败，决定了电力行业整体能否健康发展，亦将对电力体制改革、电力行业国企改革形成诸多牵制。可从主题投资的角度持续跟踪，相关优质标的包括：华能国际、大唐发电、申能股份、浙能电力、粤电力A、内蒙华电、京能电力等。

2、火电行业供给侧改革政策脉络及效果梳理

火电行业供给侧改革主要两条线——控制增量、淘汰落后存量，我国开始针对拟建和在建火电项目的增量控制主要始于2016-2017这两年，而淘汰高煤耗、重污染、低效率的存量小火电则始于1986年。

2.1、减存量——方式多样，效果明显

早期较为重要的一份文件是1999年国务院办公厅转发国家经贸委《关于关停小火电机组有关问题意见的通知》，这份文件标志着关停工作的正式启动。到2002年底，全国已累计关停小火电1500万千瓦，但是“十五”期间全国电力供需形势趋紧，2002年-2004年甚至出现严重“电荒”现象，保障电力供应成为相关部门首要任务，因此关停小火电的工作出现放缓。与此同时，各个地方甚至又兴建或改建一批小火电机组。这一时期的小火电治理效果无须赘述。

2004年，国家发改委出台了《节能中长期专项规划》，明确指出电力工业要大力发展60万千瓦及以上超(超)临界机组，实施“以大代小”、“上大压小”和小机组淘汰退役。

伴随电力供应紧张的形势略有好转，2005年关停小火电的工作重新获得重视。国家发改委于2005年8月公布2010年前第一批要关停的小火电机组，容量合计534万千瓦。2006年2月，国家发改委下发了《国家发展改革委办公厅关于做好小火电机组关停调查工作的通知》，要求各地对1999年以来的小火电机组关停情况进行核查。

2007年1月，国务院批转发展改革委、能源办《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》，为实现“十一五”规划纲要提出的单位国内生产总值能源消耗降低和主要污染物排放总量减少目标，推进电力工业结构调整，针对加快关停小火电机组工作提出24项工作意见。最终，“十一五”期间，全国上大压小、关停小火电机组7682.5万千瓦，远超5000万千瓦的关停目标。

图1：关停小火电的时机选择回顾

图2：历史上小火电关停(包括“上大压小”)规模统计

2012年8月，国务院印发《节能减排“十二五”规划》，明确提出淘汰小火电2000万千瓦。而从“十二五”伊始至2016年后期全国共关停小火电约3300万千瓦，几乎也超出了关停的规划目标。根据中电联数据，截至2016年底，我国30万千瓦及以上火电机组比例已提高至约88%，若参照国家能源局公布的煤电装机容量9.43亿千瓦计算，目前我国30万千瓦以下等级的煤电机组容量总计约1.1亿千瓦(含企业自备电厂)。

图3：截至2016年底我国发电装机构成及火电装机构成

2.2、控增量——既是亡羊补牢，也是未雨绸缪，唯难立竿见影

2016年3月，国家发改委、能源局联合下发特急文件，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。据国家能源局的测算，“十三五”期间全国电力需求约7万亿千瓦时，其中留给煤电的增长空间再高也不超过1.9亿千瓦。但目前在建与核准的装机容量是3亿千瓦，远超用电需求空间。主管部门要求，进一步提高标准、加大力度，逐步淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的火电机组。30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组，将会被优先淘汰。短期内，针对过剩严重的区域，取消、缓核、缓建一大批煤电项目。

2016年10月，国家能源局发布《关于进一步调控煤电规划建设的通知》，严控自用煤电规划建设，明确外送煤电投产规模，规范煤电开工建设秩序，严肃处理违规建设项目，以期进一步化解“十三五”煤电潜在过剩风险。

2016年11月，国家发改委、能源局对外正式发布《电力发展“十三五”规划》，规划提出，加快煤电转型升级，促进清洁有序发展，“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。

以上在2016年内频繁出台的关于煤电产能的约束性政策、文件，我们认为主要源自几个大的时代、产业背景：

自2013年以来持续推进的大气污染防治行动，并未取得突破性成果，华北、华东地区的空气质量总体水平仍无法令人满意;

2014-2016年，火电机组利用小时连续三年大幅下滑，2016年已经跌至建国以来的历史低位4160小时;

最重要的原因——2014年底火电项目审批权由国家发改委下放至省级发改委，导致大量火电项目获批、上马，据我们统计，2015初至今的两年半时间里，全国各地核准煤电项目超过2亿千瓦，加上尚未核准但已列入规划的煤电项目，总计约3.5亿千瓦，相当于2016年底火电存量装机的30%以上;上述机组如果全部按进度进行建设、投产，则2020年底我国煤电装机将达到约13亿千瓦，远超国家制定的11亿千瓦的目标。

表1：2020年煤电机组利用率敏感性分析

2017年初，国家能源局电力司往各省(区、市)发出了关于衔接“十三五”煤电投产规模的函件，函件要求相应地区压减“十三五”煤电建设规模，以实现《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》提出的，到2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内的目标。目前已有多省(区、市)收到函件，经过我们摘录测算，涉及103个、合计12013万千瓦煤电项目被推迟到“十四五”及以后建设、投产，且“十三五”期间煤电投产规模合计控制在10211万千瓦以内，则“十三五”叫停的项目占全部纳入规划或核准(在建)项目装机总量的54%，超过一半。

即便如此，2017年火电行业机组利用率仍然无法出现不切实际的“大反弹”，目前已经出台的火电供给侧改革措施，对于煤电机组的供给端的影响主要体现在未来2-3年将要投产的机组数量大大压减，而2017年年内受到影响的煤电机组规模估计仅有煤电存量的5%、总装机存量的3%。由于近期天气原因致使7月份全国发电量增速大超预期(详见近期报告《“错峰限电”是真的缺电了吗?》)，我们向上修正对于煤电机组全年利用率的预期，由原先预计的4050--4100小时提升至4150小时。

进一步分析，供给侧改革给火电行业带来的影响是避免了未来几年利用率的进一步下滑、恶化。如果上述3.5亿千瓦煤电在未来两年悉数投产、国家在煤电利用率恶化的压力之下大量关停中小型煤电机组，则我们将看到发生在煤炭、钢铁行业身上的一幕在火电行业重演。但是，在没有经历这一下滑、恶化过程的当下，仅就目前能看到的供给侧改革政策内容而言，我们只能认为火电供给侧改革既是亡羊补牢、也是未雨绸缪之举，但并非立竿见影的猛药。

表2：火电供给侧改革政策脉络梳理

图4：供给侧改革对未来煤电机组利用率走势的影响预测(单位：小时)

根据我们的预测结果，不限制火电装机，任由各省自由发展，至2020年发电小时数可能下降到3400小时以下，甚至下降至3200小时。在供给侧改革的环境下，才有可能维持火电平均利用小时数基本与现状持平。

2.3、侧面促进供给侧改革的政策

2.3.1、过去：节能发电调度办法

为实现提高电力源使用效率，减少环境污染，促进能源和电力结构调整，国家发改委2007年颁布了《节能发电调度办法》，在保障电力可靠供应的前提下，按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，如下表。其中特别指出的是：同类型火力发电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先;能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。

表3：节能发电调度各类机组序位

2.3.2、当前：电力体制改革，计划电量比例迅速降低

2016年新一轮电力体制改革顶层设计及相关核心配套文件面世，其中，《关于有序放开发用电计划的实施意见》将火电逐步推向竞争市场，计划调度时代“大锅饭”已终结。

当前，火电行业供给过剩，下游经营环境景气度不高，这将导致进入市场的火电机组面临激烈的价格竞争，平均电价水平无疑下行。当前上游煤炭行业供给端控制严谨，价格水平虽难以继续大幅上行，但也维持在相对较高的位置，对于煤耗水平高的中小型火电机组，成本压力相对较大，在激烈的电力市场竞争中处于劣势，而大容量低煤耗的火电机组在这一过程中则优势凸显，小机组的生存空间逐渐受到挤压。

根据我们粗略统计，燃煤机组中，单机容量30万千瓦及以下等级的供电煤耗在320-360克/千瓦时之间，60万千瓦级机组在300-320克/千瓦时之间，优质百万千瓦机组供电煤耗可降至280克/千瓦时。参照2017.08.02秦皇岛港5500大卡/千克动力煤平仓价634元/吨计算，20克/千瓦时的煤耗差形成1.6分/千瓦时的成本差，可见高效大容量机组的竞争优势明显。

3.未来：碳排放交易，高煤耗机组利润将受侵蚀

2017年全国碳市场有望正式启动，未来外部效应内部化，碳排放收费将成为常态，这将使清洁能源的减排价值凸显，也将促使不同碳排放水平的化石能源消耗企业之间的盈利能力进一步分化。

表4：有偿碳排放实施后，不同类型发电机组盈利敏感性分析

我们以碳排放权20-60元/吨的交易价格区间对不同类型发电机组进行盈利敏感性分析(尽管企业未来实际支付的碳排放成本可能低于碳市场的排放权交易价格)，结果显示，碳排放成本的支出对于燃煤发电企业的利润侵蚀是显著的，当碳排放权价格为20元/吨时，燃煤发电企业的度电毛利润缩减16.6-21.4%，度电净利润缩减24.3-31.2%，单耗越高利润损失越多;当碳排放权价格达到40元/吨时，度电净利润一半甚至更多要被吞噬。

3、“十三五”火电供给侧改善空间及可行性分析

3.1、“十三五”预计压增量、去存量共计1.7亿千瓦

在《电力发展“十三五”规划》中，预期2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时，年均增长3.6-4.8%，全国发电装机容量20亿千瓦，年均增长5.5%。电力供给结构调整的目标是：按照非化石能源消费比重达到15%的要求，到2020年，非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右，比2015年增加2.5亿千瓦左右，占比约39%，提高4个百分点，发电量占比提高到31%;气电装机增加5000万千瓦，达到1.1亿千瓦以上，占比超过5%;煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。

“加快煤电转型升级”作为重点任务被提出，严格控制煤电规划建设，“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。到2020年，全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。如果按照2015年末全国煤电装机9亿千瓦测算，“十三五”煤电新增2亿千瓦，年均复合增速4.1%。取消推迟的煤电项目及淘汰煤电容量合计相当于计划新增容量的85%，可见“十三五”煤电供给侧改革力度。

3.2、考虑各类因素的30万千瓦及以下机组去产能可行性分析

电力系统电压等级划分为1000kV、500(750)kV、220(330)kV、110(66)kV、35kV、10kV。我国电力系统的主要特点为运行总量较大，但受地区经济影响，发展并不均衡。按照发电厂接入电力系统有关技术规范，30万千万及以下机组一般情况下接入220kV电压等级及以下电网。

1.电网结构及电源支撑因素

30万千瓦及以下火电机组，在不同规模的电网中发挥的作用差异明显。在我国，经济发展较好的“三北”地区，负荷水平高，电网结构相对合理，以500kV为主网架，电气距离较小，电源点相对集中，电网抵御事故能力强;经济发展相对落后的西北、西南地区，负荷水平不高，电网结构相对薄弱，电源点相对分散，电气距离较大，电网抵御事故的能力偏弱。一方面，“三北”经济发达地区，各级电压等级发展均衡，500kV网架密布，大容量电厂接入500kV电压等级，直接和主要参与本地区供电平衡，为地区电力系统提供强有力的支撑，电网对30万千瓦以下机组就地消纳能力强，去产能带来的影响不明显。另一方面，经济欠发达地区，包括西北、西南、东北广大地区和三北的农网覆盖地区，实际负荷占比超过70%，电网实际相对薄弱，大型电厂接入500kV网架以后，基本上不会就地消纳，而多是送出，这样本地区的220kV电网和接入220kV电网的电厂就承担了地区供电平衡、保证电力系统安全稳定的作用。

一旦失去且没有相应增量装机，即只“压小”而不“上大”，有可能导致局部系统的安全稳定性下降，需要具体问题具体分析。如图所示为典型的系统在故障情况下电压稳定分析案例，横轴为时间(周波)，纵轴为电压标幺值(实际电压与额定电压的比值)。图5中为原仿真系统，在线路瞬时故障并可靠动作后，系统电压小幅波动后稳定;图6是压减部分本地220kV装机后，在线路瞬时故障并可靠动作后，系统电压波动并失稳。

图5：电网电压稳定分析图1

图6：电网电压稳定分析图2

2.电网局部“卡脖子”因素

由于电网的差异性，必须具体问题具体分析，不可一概而论。以一个或若干个500kV变电站为“单位”进行分析，每个500kV变电站下带若干个220kV变电站，220kV变电站、线路和接入220kV电压等级的电厂组成较为紧密的区域电网结构，500kV变电站和电厂作为“电源”，220kV变电站作为“负荷”，实现该“单位”内的平衡，一旦电厂产能减小，为了满足负荷需求，变电站及相应线路负载率升高，可能出现过载问题。因此根据电网情况差异，需分析论证后确定去产能的可行性。如图所示典型结构，正常情况下(左图)，断面处潮流正常，电网各节点运行正常，电厂出力消失后，断面处潮流明显将增加，同时500kV变电站所带负荷将同时增加，出现过载情况(右图)。

图7：电网断面潮流(重过载情况)示意图

3.热电联产限制因素

热电联产机组扮演多重角色，不能仅以容量论“去留”。火力发电按照作用划分，可分为单一发电机组和热电联产机组。对于热电联产机组，一方面除供电外，还承担区域内居民正常生产生活的热需求，此类机组即使在去产能所限定的范围内，短期内难以关停。另一方面，热电联产机组的建设是“以热定电”，要遵循地区条件制约因素，不能一味强调大机组容量，应因地制宜，新建技术先进，效益显著的热电联产、冷热电联供机组。

(据统计，2008年热电联产装机容量比2007年增加1490万千瓦，而年供热量反而减少3.83%，说明有些供热机组供热量很少，甚至未供热，而有些小热电厂在“上大压下”的声势下，被关停，迫使原有的热用户又启动了小锅炉，退回到分散供热的落后时代。)

4.系统调峰、应急电源、与无功平衡因素

受电力系统特性制约，部分电厂除常规供电外，还承担系统调峰、电源备用、无功平衡等作用，该类电厂数量虽然较少，发电小时较低，但作为电力系统正常运行的有效补充，一般情况下会在一定时间内保留。如位于北京地区的华能高碑店电厂，虽然已经列为淘汰产能，但目前作为北京市内应急电源，并未实施关停;原北京第二热电厂自上世纪90年代即作为电网无功电源使用，仅为系统注入无功电流，直至数年前才真正退役，此类电厂一般情况下一般需要新建电厂的情况下配合关停。

5.其它问题

除技术可行性外，还存在一些其他因素影响煤电供给侧改革进程。如电厂关停(含自备电厂)带来的劳动力安置、土地开发再利用、地方利益博弈等问题。上一轮“上大压小”实施中，华北地区某热电公司为例，原有人员1300人左右。停产后，新建超超临界机组，编制300人左右;同期异地新建其他电厂，编制800人左右;其余通过退休、内退等方式分流。上述案例由于机组以大带小，基本可以实现人员再就业，但本次供给侧改革一方面关停老旧机组，一方面限制新增机组，必然导致人员分流压力增加，非技术性问题凸显。

3.3、30万级及以下机组去产能难以全部短期内实施

通过以上分析可以得到，一是可关停机组容量比例并不会太高，考虑电网支撑、局部存在停机后电网“卡脖子”、供热需求、应急调峰及部分非技术性因素影响，我们认为，本次供给侧改革暂时不会涉及30万千瓦级机组，主要集中于20万千瓦级及以下运行时间长，状况较差，且对系统影响较小的机组，关停大致在2000-4000万千瓦左右数量级;二是部分因各类原因无法关停的机组，我们判断除技术手段进行节能改造外，可通过出台相关政策，采用冷热备用、压减出力、降低发电小时的方式实现去产能，同时提高高效机组利用小时，达到供给侧改革的目的。

4、关注落后机组淘汰空间较大的地区及装机质量较高的火电公司

4.1、关注落后机组淘汰空间较大的地区

如下图统计可以看出，30万千瓦以下级火电机组占比超过全国平均水平21.43%的地区有14个，多集中在华北、东北和西北区域以及个别水电大省，这些地区供给侧改革的空间较大，若能顺利快速实施，所在区域机组质量优质的火电企业将会获得利用小时的提升空间。建议关注的地方上市公司包括：京能电力、金山股份、天富能源、漳泽电力、通宝能源、内蒙华电等。

图8：我国分地区单机6000千瓦及以上火力发电机组分类占比

4.2、机组质量较高的上市公司将受益于行业供给侧改革

我们统计了绝大部分全部燃煤火电上市公司的机组结构，60 万千瓦及以上等级火电机组装机容量占比较高的上市公司包括：央企旗舰上市公司华能国际、大唐发电、国电电力等，地方电企中，华东地区申能股份、浙能电力、上海电力、福能股份、皖能电力;广东地区粤电力 A、宝新能源;华北地区内蒙华电、京能电力;此外还有赣能股份、豫能控股等。

表 5：有偿碳排放实施后，不同类型发电机组盈利敏感性分析