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電力行業供給側改革主題投資建議

“十三五”期間火電行業供給側改革將從多角度推進，行政及市場的手段都將促使火電公司走向競爭分化的格局。我們認為，可關停機組容量有限且難以在短期內大面積實施，因此我們謹慎看待供給側改革短期優化行業競爭環境、提升火電機組利用率的效果。中期是火電供給側改革的重點效果觀察期，供給側改革的成敗，將對電力體制改革、電力行業國企改革形成諸多牽制。可從主題投資的角度持續跟蹤，相關優質標的包括：華能國際、大唐發電、國電電力、國投電力等。

火電行業供給側改革已進入減存量、控增量雙向并舉時代

火電行業“產能調控”在“十二五”末之前都以減存量形式為主，技術進步，淘汰落后，2016年開始進行增量控制，“十三五”期間將雙向并舉。《電力發展“十三五”規劃》預計“十三五”煤電裝機年均復合增速約4.1%。此外，伴隨新電改逐步推進，計劃調度時代“大鍋飯”將終結，火電進入競爭市場，對于煤耗水平高的中小型機組，成本壓力較大，生存空間逐漸受到擠壓。未來國內開始對碳排放計費，高煤耗火電的利潤空間將進一步受到侵蝕。

技術可行性分析—可關停小機組總量在2000-4000萬千瓦左右

我們對30萬千瓦以下級機組去產能進行可行性分析，得出：一是可關停機組容量比例并不會太高，本次供給側改革暫時不會廣泛涉及30萬千瓦級機組，主要集中于20萬千瓦級及以下運行時間長、狀況較差的，且對系統影響較小的機組，“十三五”關停大致在2000-4000萬千瓦數量級;二是部分因各類原因無法關停的機組，不排除通過出臺相關政策、采用冷熱備用、壓減出力、降低發電小時的方式實現“去產能”的效果。

關注落后機組淘汰空間較大的地區，及裝機質量較高的火電公司

我國30萬千瓦以下級火電機組占比超過全國平均水平的地區多集中在華北、東北和西北區域以及個別水電大省，這些地區供給側改革空間較大，所在區域優質火電機組的利用小時有提升空間。我們統計幾乎全部燃煤火電上市公司的機組結構，60萬千瓦及以上等級火電機組裝機容量占比較高的上市公司有14家。

風險提示：火電行業供給側改革進展慢于預期、煤電利用小時數下滑超預期;上游動力煤價格持續超預期上行，上網電價傳導遲緩等。

1、火電行業供給側改革主題投資建議

火電行業“供給側改革”始于上世紀八十年代，“十二五”末之前都以減存量形式為主，在技術進步的大背景下，逐步、分批淘汰落后產能。2016年開始，國家對火電行業開始進行增量控制。2016年底《電力發展“十三五”規劃》指出，“十三五”期間，將取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，淘汰落后煤電機組2000萬千瓦，合計相當于計劃新增容量的85%，我們預計“十三五”期間將會是“減存量、控增量”雙向并舉，煤電裝機年均復合增速約4.1%。

此外，伴隨新電改逐步推進，計劃調度時代“大鍋飯”將逐步終結，火電進入競爭市場，對于煤耗水平高的中小型機組，成本壓力較大，生存空間逐漸受到擠壓。未來一旦國內開始對碳排放計費，高煤耗火電的利潤空間將進一步受到侵蝕。

我們從技術角度對30萬千瓦以下級機組去產能進行可行性分析，得出結論：一是可關停機組容量比例并不會太高，考慮電網支撐、局部存在停機后電網“卡脖子”、供熱需求、應急調峰及部分非技術性因素影響，我們認為，火電供給側改革在短期內暫不會涉及30萬千瓦級機組，主要集中于20萬千瓦級及以下運行時間長，狀況較差，且對系統影響較小的機組，預計“十三五”關停大致在2000-4000萬千瓦左右數量級;二是部分因各類原因無法關停的機組，我們判斷除技術手段進行節能改造外，可通過出臺相關政策，采用冷熱備用、壓減出力、降低發電小時的方式實現去產能，同時提高高效機組利用小時，達到供給側改革的目的。

綜上，我們認為，“十三五”開始火電行業供給側改革將從多角度推進，行政及市場的手段都將促使火電公司走向競爭分化的格局，但是通過技術可行性分析，可關停機組容量有限且難以在短期內大面積實施。因此我們謹慎看待供給側改革短期優化行業競爭環境、提升火電機組利用率的效果，現階段的火電供給側改革更像是未雨綢繆，以“著遠慮”而“解近憂”(未來的“近憂”)，對于煤電小時數而言絕難見到立竿見影的效果。中期是火電供給側改革的主要見效時間點，供給側改革的成敗，決定了電力行業整體能否健康發展，亦將對電力體制改革、電力行業國企改革形成諸多牽制。可從主題投資的角度持續跟蹤，相關優質標的包括：華能國際、大唐發電、申能股份、浙能電力、粵電力A、內蒙華電、京能電力等。

2、火電行業供給側改革政策脈絡及效果梳理

火電行業供給側改革主要兩條線——控制增量、淘汰落后存量，我國開始針對擬建和在建火電項目的增量控制主要始于2016-2017這兩年，而淘汰高煤耗、重污染、低效率的存量小火電則始于1986年。

2.1、減存量——方式多樣，效果明顯

早期較為重要的一份文件是1999年國務院辦公廳轉發國家經貿委《關于關停小火電機組有關問題意見的通知》，這份文件標志著關停工作的正式啟動。到2002年底，全國已累計關停小火電1500萬千瓦，但是“十五”期間全國電力供需形勢趨緊，2002年-2004年甚至出現嚴重“電荒”現象，保障電力供應成為相關部門首要任務，因此關停小火電的工作出現放緩。與此同時，各個地方甚至又興建或改建一批小火電機組。這一時期的小火電治理效果無須贅述。

2004年，國家發改委出臺了《節能中長期專項規劃》，明確指出電力工業要大力發展60萬千瓦及以上超(超)臨界機組，實施“以大代小”、“上大壓小”和小機組淘汰退役。

伴隨電力供應緊張的形勢略有好轉，2005年關停小火電的工作重新獲得重視。國家發改委于2005年8月公布2010年前第一批要關停的小火電機組，容量合計534萬千瓦。2006年2月，國家發改委下發了《國家發展改革委辦公廳關于做好小火電機組關停調查工作的通知》，要求各地對1999年以來的小火電機組關停情況進行核查。

2007年1月，國務院批轉發展改革委、能源辦《關于加快關停小火電機組若干意見的通知》，為實現“十一五”規劃綱要提出的單位國內生產總值能源消耗降低和主要污染物排放總量減少目標，推進電力工業結構調整，針對加快關停小火電機組工作提出24項工作意見。最終，“十一五”期間，全國上大壓小、關停小火電機組7682.5萬千瓦，遠超5000萬千瓦的關停目標。

圖1：關停小火電的時機選擇回顧

圖2：歷史上小火電關停(包括“上大壓小”)規模統計

2012年8月，國務院印發《節能減排“十二五”規劃》，明確提出淘汰小火電2000萬千瓦。而從“十二五”伊始至2016年后期全國共關停小火電約3300萬千瓦，幾乎也超出了關停的規劃目標。根據中電聯數據，截至2016年底，我國30萬千瓦及以上火電機組比例已提高至約88%，若參照國家能源局公布的煤電裝機容量9.43億千瓦計算，目前我國30萬千瓦以下等級的煤電機組容量總計約1.1億千瓦(含企業自備電廠)。

圖3：截至2016年底我國發電裝機構成及火電裝機構成

2.2、控增量——既是亡羊補牢，也是未雨綢繆，唯難立竿見影

2016年3月，國家發改委、能源局聯合下發特急文件，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。據國家能源局的測算，“十三五”期間全國電力需求約7萬億千瓦時，其中留給煤電的增長空間再高也不超過1.9億千瓦。但目前在建與核準的裝機容量是3億千瓦，遠超用電需求空間。主管部門要求，進一步提高標準、加大力度，逐步淘汰服役年限長，不符合能效、環保、安全、質量等要求的火電機組。30萬千瓦以下運行滿20年的純凝機組和運行滿25年的抽凝熱電機組，將會被優先淘汰。短期內，針對過剩嚴重的區域，取消、緩核、緩建一大批煤電項目。

2016年10月，國家能源局發布《關于進一步調控煤電規劃建設的通知》，嚴控自用煤電規劃建設，明確外送煤電投產規模，規范煤電開工建設秩序，嚴肅處理違規建設項目，以期進一步化解“十三五”煤電潛在過剩風險。

2016年11月，國家發改委、能源局對外正式發布《電力發展“十三五”規劃》，規劃提出，加快煤電轉型升級，促進清潔有序發展，“十三五”期間，取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，到2020年全國煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內，占比降至約55%。力爭淘汰火電落后產能2000萬千瓦以上。

以上在2016年內頻繁出臺的關于煤電產能的約束性政策、文件，我們認為主要源自幾個大的時代、產業背景：

自2013年以來持續推進的大氣污染防治行動，并未取得突破性成果，華北、華東地區的空氣質量總體水平仍無法令人滿意;

2014-2016年，火電機組利用小時連續三年大幅下滑，2016年已經跌至建國以來的歷史低位4160小時;

最重要的原因——2014年底火電項目審批權由國家發改委下放至省級發改委，導致大量火電項目獲批、上馬，據我們統計，2015初至今的兩年半時間里，全國各地核準煤電項目超過2億千瓦，加上尚未核準但已列入規劃的煤電項目，總計約3.5億千瓦，相當于2016年底火電存量裝機的30%以上;上述機組如果全部按進度進行建設、投產，則2020年底我國煤電裝機將達到約13億千瓦，遠超國家制定的11億千瓦的目標。

表1：2020年煤電機組利用率敏感性分析

2017年初，國家能源局電力司往各省(區、市)發出了關于銜接“十三五”煤電投產規模的函件，函件要求相應地區壓減“十三五”煤電建設規模，以實現《電力發展“十三五”規劃(2016-2020年)》提出的，到2020年全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內的目標。目前已有多省(區、市)收到函件，經過我們摘錄測算，涉及103個、合計12013萬千瓦煤電項目被推遲到“十四五”及以后建設、投產，且“十三五”期間煤電投產規模合計控制在10211萬千瓦以內，則“十三五”叫停的項目占全部納入規劃或核準(在建)項目裝機總量的54%，超過一半。

即便如此，2017年火電行業機組利用率仍然無法出現不切實際的“大反彈”，目前已經出臺的火電供給側改革措施，對于煤電機組的供給端的影響主要體現在未來2-3年將要投產的機組數量大大壓減，而2017年年內受到影響的煤電機組規模估計僅有煤電存量的5%、總裝機存量的3%。由于近期天氣原因致使7月份全國發電量增速大超預期(詳見近期報告《“錯峰限電”是真的缺電了嗎?》)，我們向上修正對于煤電機組全年利用率的預期，由原先預計的4050--4100小時提升至4150小時。

進一步分析，供給側改革給火電行業帶來的影響是避免了未來幾年利用率的進一步下滑、惡化。如果上述3.5億千瓦煤電在未來兩年悉數投產、國家在煤電利用率惡化的壓力之下大量關停中小型煤電機組，則我們將看到發生在煤炭、鋼鐵行業身上的一幕在火電行業重演。但是，在沒有經歷這一下滑、惡化過程的當下，僅就目前能看到的供給側改革政策內容而言，我們只能認為火電供給側改革既是亡羊補牢、也是未雨綢繆之舉，但并非立竿見影的猛藥。

表2：火電供給側改革政策脈絡梳理

圖4：供給側改革對未來煤電機組利用率走勢的影響預測(單位：小時)

根據我們的預測結果，不限制火電裝機，任由各省自由發展，至2020年發電小時數可能下降到3400小時以下，甚至下降至3200小時。在供給側改革的環境下，才有可能維持火電平均利用小時數基本與現狀持平。

2.3、側面促進供給側改革的政策

2.3.1、過去：節能發電調度辦法

為實現提高電力源使用效率，減少環境污染，促進能源和電力結構調整，國家發改委2007年頒布了《節能發電調度辦法》，在保障電力可靠供應的前提下，按照節能、經濟的原則，優先調度可再生發電資源，按機組能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次調用化石類發電資源，如下表。其中特別指出的是：同類型火力發電機組按照能耗水平由低到高排序，節能優先;能耗水平相同時，按照污染物排放水平由低到高排序。

表3：節能發電調度各類機組序位

2.3.2、當前：電力體制改革，計劃電量比例迅速降低

2016年新一輪電力體制改革頂層設計及相關核心配套文件面世，其中，《關于有序放開發用電計劃的實施意見》將火電逐步推向競爭市場，計劃調度時代“大鍋飯”已終結。

當前，火電行業供給過剩，下游經營環境景氣度不高，這將導致進入市場的火電機組面臨激烈的價格競爭，平均電價水平無疑下行。當前上游煤炭行業供給端控制嚴謹，價格水平雖難以繼續大幅上行，但也維持在相對較高的位置，對于煤耗水平高的中小型火電機組，成本壓力相對較大，在激烈的電力市場競爭中處于劣勢，而大容量低煤耗的火電機組在這一過程中則優勢凸顯，小機組的生存空間逐漸受到擠壓。

根據我們粗略統計，燃煤機組中，單機容量30萬千瓦及以下等級的供電煤耗在320-360克/千瓦時之間，60萬千瓦級機組在300-320克/千瓦時之間，優質百萬千瓦機組供電煤耗可降至280克/千瓦時。參照2017.08.02秦皇島港5500大卡/千克動力煤平倉價634元/噸計算，20克/千瓦時的煤耗差形成1.6分/千瓦時的成本差，可見高效大容量機組的競爭優勢明顯。

3.未來：碳排放交易，高煤耗機組利潤將受侵蝕

2017年全國碳市場有望正式啟動，未來外部效應內部化，碳排放收費將成為常態，這將使清潔能源的減排價值凸顯，也將促使不同碳排放水平的化石能源消耗企業之間的盈利能力進一步分化。

表4：有償碳排放實施后，不同類型發電機組盈利敏感性分析

我們以碳排放權20-60元/噸的交易價格區間對不同類型發電機組進行盈利敏感性分析(盡管企業未來實際支付的碳排放成本可能低于碳市場的排放權交易價格)，結果顯示，碳排放成本的支出對于燃煤發電企業的利潤侵蝕是顯著的，當碳排放權價格為20元/噸時，燃煤發電企業的度電毛利潤縮減16.6-21.4%，度電凈利潤縮減24.3-31.2%，單耗越高利潤損失越多;當碳排放權價格達到40元/噸時，度電凈利潤一半甚至更多要被吞噬。

3、“十三五”火電供給側改善空間及可行性分析

3.1、“十三五”預計壓增量、去存量共計1.7億千瓦

在《電力發展“十三五”規劃》中，預期2020年全社會用電量6.8-7.2萬億千瓦時，年均增長3.6-4.8%，全國發電裝機容量20億千瓦，年均增長5.5%。電力供給結構調整的目標是：按照非化石能源消費比重達到15%的要求，到2020年，非化石能源發電裝機達到7.7億千瓦左右，比2015年增加2.5億千瓦左右，占比約39%，提高4個百分點，發電量占比提高到31%;氣電裝機增加5000萬千瓦，達到1.1億千瓦以上，占比超過5%;煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內，占比降至約55%。

“加快煤電轉型升級”作為重點任務被提出，嚴格控制煤電規劃建設，“十三五”期間，取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，力爭淘汰落后煤電機組約2000萬千瓦。到2020年，全國煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內。如果按照2015年末全國煤電裝機9億千瓦測算，“十三五”煤電新增2億千瓦，年均復合增速4.1%。取消推遲的煤電項目及淘汰煤電容量合計相當于計劃新增容量的85%，可見“十三五”煤電供給側改革力度。

3.2、考慮各類因素的30萬千瓦及以下機組去產能可行性分析

電力系統電壓等級劃分為1000kV、500(750)kV、220(330)kV、110(66)kV、35kV、10kV。我國電力系統的主要特點為運行總量較大，但受地區經濟影響，發展并不均衡。按照發電廠接入電力系統有關技術規范，30萬千萬及以下機組一般情況下接入220kV電壓等級及以下電網。

1.電網結構及電源支撐因素

30萬千瓦及以下火電機組，在不同規模的電網中發揮的作用差異明顯。在我國，經濟發展較好的“三北”地區，負荷水平高，電網結構相對合理，以500kV為主網架，電氣距離較小，電源點相對集中，電網抵御事故能力強;經濟發展相對落后的西北、西南地區，負荷水平不高，電網結構相對薄弱，電源點相對分散，電氣距離較大，電網抵御事故的能力偏弱。一方面，“三北”經濟發達地區，各級電壓等級發展均衡，500kV網架密布，大容量電廠接入500kV電壓等級，直接和主要參與本地區供電平衡，為地區電力系統提供強有力的支撐，電網對30萬千瓦以下機組就地消納能力強，去產能帶來的影響不明顯。另一方面，經濟欠發達地區，包括西北、西南、東北廣大地區和三北的農網覆蓋地區，實際負荷占比超過70%，電網實際相對薄弱，大型電廠接入500kV網架以后，基本上不會就地消納，而多是送出，這樣本地區的220kV電網和接入220kV電網的電廠就承擔了地區供電平衡、保證電力系統安全穩定的作用。

一旦失去且沒有相應增量裝機，即只“壓小”而不“上大”，有可能導致局部系統的安全穩定性下降，需要具體問題具體分析。如圖所示為典型的系統在故障情況下電壓穩定分析案例，橫軸為時間(周波)，縱軸為電壓標幺值(實際電壓與額定電壓的比值)。圖5中為原仿真系統，在線路瞬時故障并可靠動作后，系統電壓小幅波動后穩定;圖6是壓減部分本地220kV裝機后，在線路瞬時故障并可靠動作后，系統電壓波動并失穩。

圖5：電網電壓穩定分析圖1

圖6：電網電壓穩定分析圖2

2.電網局部“卡脖子”因素

由于電網的差異性，必須具體問題具體分析，不可一概而論。以一個或若干個500kV變電站為“單位”進行分析，每個500kV變電站下帶若干個220kV變電站，220kV變電站、線路和接入220kV電壓等級的電廠組成較為緊密的區域電網結構，500kV變電站和電廠作為“電源”，220kV變電站作為“負荷”，實現該“單位”內的平衡，一旦電廠產能減小，為了滿足負荷需求，變電站及相應線路負載率升高，可能出現過載問題。因此根據電網情況差異，需分析論證后確定去產能的可行性。如圖所示典型結構，正常情況下(左圖)，斷面處潮流正常，電網各節點運行正常，電廠出力消失后，斷面處潮流明顯將增加，同時500kV變電站所帶負荷將同時增加，出現過載情況(右圖)。

圖7：電網斷面潮流(重過載情況)示意圖

3.熱電聯產限制因素

熱電聯產機組扮演多重角色，不能僅以容量論“去留”。火力發電按照作用劃分，可分為單一發電機組和熱電聯產機組。對于熱電聯產機組，一方面除供電外，還承擔區域內居民正常生產生活的熱需求，此類機組即使在去產能所限定的范圍內，短期內難以關停。另一方面，熱電聯產機組的建設是“以熱定電”，要遵循地區條件制約因素，不能一味強調大機組容量，應因地制宜，新建技術先進，效益顯著的熱電聯產、冷熱電聯供機組。

(據統計，2008年熱電聯產裝機容量比2007年增加1490萬千瓦，而年供熱量反而減少3.83%，說明有些供熱機組供熱量很少，甚至未供熱，而有些小熱電廠在“上大壓下”的聲勢下，被關停，迫使原有的熱用戶又啟動了小鍋爐，退回到分散供熱的落后時代。)

4.系統調峰、應急電源、與無功平衡因素

受電力系統特性制約，部分電廠除常規供電外，還承擔系統調峰、電源備用、無功平衡等作用，該類電廠數量雖然較少，發電小時較低，但作為電力系統正常運行的有效補充，一般情況下會在一定時間內保留。如位于北京地區的華能高碑店電廠，雖然已經列為淘汰產能，但目前作為北京市內應急電源，并未實施關停;原北京第二熱電廠自上世紀90年代即作為電網無功電源使用，僅為系統注入無功電流，直至數年前才真正退役，此類電廠一般情況下一般需要新建電廠的情況下配合關停。

5.其它問題

除技術可行性外，還存在一些其他因素影響煤電供給側改革進程。如電廠關停(含自備電廠)帶來的勞動力安置、土地開發再利用、地方利益博弈等問題。上一輪“上大壓小”實施中，華北地區某熱電公司為例，原有人員1300人左右。停產后，新建超超臨界機組，編制300人左右;同期異地新建其他電廠，編制800人左右;其余通過退休、內退等方式分流。上述案例由于機組以大帶小，基本可以實現人員再就業，但本次供給側改革一方面關停老舊機組，一方面限制新增機組，必然導致人員分流壓力增加，非技術性問題凸顯。

3.3、30萬級及以下機組去產能難以全部短期內實施

通過以上分析可以得到，一是可關停機組容量比例并不會太高，考慮電網支撐、局部存在停機后電網“卡脖子”、供熱需求、應急調峰及部分非技術性因素影響，我們認為，本次供給側改革暫時不會涉及30萬千瓦級機組，主要集中于20萬千瓦級及以下運行時間長，狀況較差，且對系統影響較小的機組，關停大致在2000-4000萬千瓦左右數量級;二是部分因各類原因無法關停的機組，我們判斷除技術手段進行節能改造外，可通過出臺相關政策，采用冷熱備用、壓減出力、降低發電小時的方式實現去產能，同時提高高效機組利用小時，達到供給側改革的目的。

4、關注落后機組淘汰空間較大的地區及裝機質量較高的火電公司

4.1、關注落后機組淘汰空間較大的地區

如下圖統計可以看出，30萬千瓦以下級火電機組占比超過全國平均水平21.43%的地區有14個，多集中在華北、東北和西北區域以及個別水電大省，這些地區供給側改革的空間較大，若能順利快速實施，所在區域機組質量優質的火電企業將會獲得利用小時的提升空間。建議關注的地方上市公司包括：京能電力、金山股份、天富能源、漳澤電力、通寶能源、內蒙華電等。

圖8：我國分地區單機6000千瓦及以上火力發電機組分類占比

4.2、機組質量較高的上市公司將受益于行業供給側改革

我們統計了絕大部分全部燃煤火電上市公司的機組結構，60 萬千瓦及以上等級火電機組裝機容量占比較高的上市公司包括：央企旗艦上市公司華能國際、大唐發電、國電電力等，地方電企中，華東地區申能股份、浙能電力、上海電力、福能股份、皖能電力;廣東地區粵電力 A、寶新能源;華北地區內蒙華電、京能電力;此外還有贛能股份、豫能控股等。

表 5：有償碳排放實施后，不同類型發電機組盈利敏感性分析