火電行業在國民經濟中占有重要的地位，雖然近年來我國著力調整能源結構，但火電在電力行業中依然保持很高的地位。回顧2016年來我國火電行業年度發展概況可以發現，上網電價下調、煤炭價格上漲、利用小時數下降、計劃電量減少、新增裝機受限、超低排放改造提前、盈利空間縮減……成為了行業的關鍵詞。以下是報告大廳《2016-2021年中國火電行業市場需求與投資咨詢報告》整理的2016年火電行業年度發展情況盤點。
1、度電成本
從全國來看，樣本企業2016年平均度電成本為28.53分/千瓦時，較2015年變化不大，區間為20.19~41.11分/千瓦時，差值為20.92分/千瓦時，分化有所加大，樣本數量最多的區間上漲至25~28分/千瓦時。
從區域分化看，華北、西北地區度電成本仍處于較低水平;華東、西南地區發電成本仍處于居中水平;東北地區煤價小幅下降，度電成本維持在30分/千瓦時;華南、華中度電成本仍處于較高水平，漲至31分/千瓦時以上，競爭格局基本不變。
2、上網電價
從全國來看，樣本企業2016年平均上網電價降至36.38分/千瓦時，區間為24.65~46.34分/千瓦時，差值為21.69分/千瓦時，上網電價在34~38分/千瓦時區間樣本數量最多。
從各區域來看，華北蒙晉、西北地區平均上網電價仍最低，降至29分/千瓦時;由于東北地區標桿上網電價降幅較小，平均上網電價超過華北京津冀、西南地區平均上網電價，與華東地區同處全國平均上網電價水平;華中、華南地區上網電價仍為全國最高。整體看，競爭格局基本不變。
3、度電盈利空間
從全國來看，樣本企業2016年平均度電盈利空間降至2.56分/千瓦時，同比降幅達到59.86%，區間為-4.21~8.61分/千瓦時，差值為12.82分/千瓦時，虧損企業由2015年的2家增至8家，度電盈利空間在0~6分/千瓦時區間樣本數量最多。
從區域分化來看，華北蒙晉、西北地區度電盈利空間出現虧損;西南、東北地區度電盈利空間降至1分/千瓦時以下，接近盈虧平衡點;受電價大幅下調、煤價漲幅相對較大影響，華北京津冀、華中地區度電盈利空間降幅最大，已降至全國平均水平;華南、華東地區度電盈利空間仍較高，降至6分/千瓦時與4分/千瓦時。整體看，盈利分化依然明顯，區域格局略有改變。
1、過剩：審批建設“急剎車”
依托“三個一批”措施和煤電規劃建設風險預警機制，“十三五”期間將煤電總量控制在11億千瓦以下。
“十二五”過后，我國整體上處于電力富裕狀態，“拉閘限電”逐漸成為歷史。煤電機組運轉不受自然條件影響，穩定的出力為經濟社會的持續發展與平穩運行提供著保障。但隨著經濟增速放緩，社會用電量增長開始減速，加上可再生能源的迅速崛起，煤電機組開始越來越頻繁地接到電力公司低負荷運行甚至停機的安排，機組設備閑置率普遍提高。
2014年，火電項目審批權下放，2015年火電項目環評審批權下放，地方政府對于煤電項目的投資熱情迅速提高，新上煤電項目數量大幅增長。彼時仍在不斷降低的煤炭價格，成為企業大量上馬煤電項目的一大動力，發電企業、煤炭企業，甚至非能源類企業也來分羹。投資熱度上升加劇了發電量增速與裝機容量增速的不匹配，煤電市場迅速走向飽和。
國家能源局局長努爾˙白克力曾指出，如果按照這樣的發展態勢，未來幾年，我國煤電行業將會變成現在的鋼鐵和煤炭行業。為此，今年上半年，國家發改委、能源局接連下發《關于進一步做好煤電行業淘汰落后產能的通知》、《關于促進我國煤電有序發展的通知》、《關于建立煤電規劃建設風險預警機制暨發布2019年煤電規劃建設風險預警的通知》三份重要文件，提出要“取消一批，緩核一批，緩減一批”，除江西、安徽、海南、湖北外，28個省級電網區域被列為煤電規劃建設紅色預警地區。
中電聯發布的電力工業運行簡況指出，今年前11個月，全國火電設備平均利用小時數為3756小時，較去年同期降低了204小時，為2005年以來同期最低水平。經濟下行帶來的影響仍未消退，只有山東、江蘇、河北三個省份的火電利用小時數超過4500小時。
煤電過剩問題在今年蓋棺定論，“急剎車”來得及時。截至今年11月，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量15.7億千瓦，火電10.4億千瓦，其中燃煤機組約占9億千瓦左右。《電力發展“十三五”規劃》提出，“十三五”期間要力爭將煤電裝機控制在11億千瓦以內，取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上。前有總量控制目標，后有“三個一批”措施和煤電規劃建設風險預警機制，煤電企業依靠擴大裝機規模尋求發展的時代已宣告結束。
2、減排：超低排放全面提速
改造時間節點提前，鼓勵措施日趨完善，超低排放改造推進順利。
電力項目建設周期長，“十三五”期間仍將有近2億千瓦煤電項目建成投產。煤電“過剩”也許在未來幾年內還要為人詬病，但“污染”的帽子，煤電摘得堅決。
2014年被稱作“超低排放”元年，明確了“超低排放”的概念，開始了最初的嘗試。2015年則是各種技術路線在各種容量等級機組上的探索與推廣，國務院常務會議明確提出，要全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造。根據統計，2015年全國煤電超低排放改造助力電力行業減排成效顯著，煙塵、二氧化硫、氮氧化物與此前排放峰值相比，分別下降了93.3%、85.2%、82.0%。
2016年，“超低排放”改造結束了蹣跚學步，開始奔跑。超低排放改造時限提前，東、中、西部地區滿足改造條件的燃煤電廠要分別于2017、2018、2020年前完成相應改造工作。國家能源局、環保部于6月28日發布《關于印發2016年各省（區、市）煤電超低排放和節能改造目標任務的通知》，將改造任務分解細化。地方政府則通過出臺相關配套政策，提高沒電企業改造積極性：《山東省燃煤機組（鍋爐）超低排放績效審核和獎勵辦法（試行）》按照機組改造減排量與逐年“退坡”的獎勵標準，給予當地企業總額超過2.8億元的獎勵資金;《山西省燃煤發電機組超低排放改造項目省級獎補資金管理暫行辦法》以機組容量與脫硫系統改造方式確定投資標準，對2017年底前完成改造的機組給予相應獎補資金……
政策的出臺讓早先對于超低排放的反對與質疑聲迅速減少。盡管超低排放在技術細節的規范、監測及評價標準、各地改造經濟性與必要性等方面仍存在可以討論與改善的空間，但當風能、太陽能等清潔可再生能源發電成本的不斷降低，開始侵蝕原先屬于煤電的市場份額時，“將自己打造為比燃氣發電還清潔的電源”已是煤電謀求生存必須要走的道路。一年時間，已有越來越多的燃煤電廠實現了“全廠超低排放”。
環保改造在電力行業的強力推行也激發了環保行業的活力。多元化的技術路線讓電廠有了更多選擇，激烈的市場競爭下，環保改造成本不斷降低，同時促進了環保行業整體水平提高。隨著超低排放改造在電力行業內的迅速成熟，環保行業的未來或將移向燃煤電廠的三氧化硫、汞、廢水、固廢排放，并逐漸向非電行業延伸。
3、經營：虧損呈擴大化趨勢
煤價快速上漲暴露煤電企業經營短板，業績下滑，虧損擴大，經營觀念需轉變。
2015年，煤電行業開始面臨一系列挑戰：裝機過剩導致利用小時數降低、可再生能源和特高壓輸電開始擠占市場份額、國家啟動煤電聯動機制下調上網電價、推進升級改造增加投資成本……但持續走低的煤炭價格還是讓煤電行業大量盈利：2015年的動力煤價格指數由年初的520元/噸一路跌至372元/噸。某上市電企在發電量同比下降的同時，2015年前三季度利潤增幅超過28%。盡管當時已有規模較小的電廠因無力承擔“上大壓小”與環保改造的壓力或發電量無法保證而出現虧損，但整個行業一時間仍沉浸在大公司利潤額瘋狂上漲的氣氛之中。
而隨著國家“去產能”政策推行，截至今年7月末，全國已累計退出煤炭產能9500多萬噸，煤炭行業產能嚴重過剩的情況被迅速抑制。動力煤指數在今年上半年一直處于平穩狀態，由年初的371元/噸回升至400元/噸左右，今年下半年開始突然瘋狂上漲，用十八周的時間漲至607元/噸，創造了年內最高紀錄。
低煤價幾乎是煤電企業2015年唯一的贏利點，而隨著煤價一路攀升，2016年煤電行業在經營上的壓力開始顯現。五大發電主要上市公司的前三季度利潤亦應聲而落，旗下部分電廠由于入廠標煤價格突破損益平衡點，第四季度開始出現單月虧損，四季度盈利情況令人擔憂。
低煤價帶來的盈利曾一度掩飾了發電企業經營能力的欠缺，資產負債率居高不下、機組運維管理水平參差不齊、投資虧損等問題隨著經營業績下滑紛紛顯露。虧損，已不再是“競爭力不強”的小電廠的個例，開始出現在大型發電集團，并在一定區域內蔓延，優勝劣汰的競爭已經開始。根據國家能源局山西監管辦的數據，今年前十個月，山西省51家省調火電企業有32家出現虧損。盡管山西的情況與其煤炭企業、煤電企業的定位與規劃有關，但行業內的恐慌情緒已經出現，甚至有觀點認為煤電企業即將迎來“倒閉潮”。
誠然，我國目前的電力發展現狀仍需要煤電機組的支撐，煤電企業的“大規模倒閉”缺乏客觀條件，但煤電企業在經營上的危機不僅是需要“警惕”而已，它已經成為擺在電企面前急需解決的問題。煤價或將理性回落，但煤電企業不能再次將命運交給煤炭市場，必須重新評價現有經營模式，尋求突破，才能在“新常態”下得以生存。
4、市場：主動適應改革步伐
市場電量作為電力交易市場運作的關鍵，成為煤電企業必爭之地，為日后開放的市場交易做好準備。
2014年12月24日，新電改方案獲得國務院會議原則性通過;2015年11月26日，國家發改委、國家能源局發布新電改6個核心配套文件。布局已經完成，2016年成為新電改具體實施的第一年。各級市場與交易機構相繼成立，輸配電價改革、配售電改革試點范圍有序擴大，售電公司更如雨后春筍般先后成立。而電力交易市場想真正運作起來，關鍵一環在于放開發用電計劃，增加市場電量，而正是這一點與發電企業密切相關。
今年7月13日，國家發改委、國家能源局發布《關于有序放開發用電計劃工作的通知（征求意見稿）》。其中包括加快縮減煤電機組非市場化電量，放開跨省跨區送受煤電計劃，其他發電機組均可參與市場交易，研究大型水電、核電等參與市場方式，適時取消相關目錄電價，合理確定優先購電、優先發電等內容。
計劃電量的減少增加了煤電企業的危機感，在基礎小時數不斷下降的大環境下，更多計劃電量被劃入市場電量之中。盡管直供電降價幅度之大在某些地區甚至超過國家對上網電價下調的幅度，但只要仍有利潤空間，煤電企業就會全力爭取大用戶直供資源來保證電量水平。目前電力市場建設還不完善，距離實現真正意義上的完全市場交易還有一定距離，但發電企業對大用戶資源的爭取已經讓煤電企業的經營思路開始發生轉變，極大提高了其營銷水平，可以看作未來電力市場的開放前的“演習”。
而從電力市場改革的角度看，目前國內發電量中計劃電量仍然占巨大比重，市場電量占比仍不高。放開電量的規模決定了電力交易市場的規模，只有市場足夠大，才能激發參與交易各方的熱情和活力，從而加速整個交易機制的健全與完善。今年3月發布的《國家能源局關于做好電力市場建設有關工作的通知》（征求意見稿）曾對發用電計劃放開提出明確時間表，即2016年力爭達到本地工業用電量的30%，2018年實現工業電量100%放開。面對百億級的電力交易市場，發電企業作為電力產品的生產者，理應化被動為主動，充分利用自身資源開拓市場，在改革的潮流中站住腳跟。
5、轉型：成為綜合能源服務商
供熱、供冷、工業蒸汽、生產廢料，燃煤電廠深挖潛力提供綜合服務，與城市發展緊密相連。
從過去只悶頭發電到今天主動賣電，傳統意義上的燃煤電廠正在實實在在地轉型，并且越來越多的發電企業開始意識到，電廠能賣的不只是電！
今年3月22日，國家發改委、能源局、財政部、住建部、環保部聯合發布了《熱電聯產管理辦法》，鼓勵采暖型背壓熱電聯產企業成立售電售熱一體化運營公司，優先向本區域內的用戶售電和售熱。五部委意圖借助熱電企業綠色發展與電力體制改革相結合的契機，解決我國北方地區冬季供暖期空氣污染嚴重、熱電聯產發展滯后、區域性用電用熱矛盾突出等問題。
在煤電項目審批建設被嚴格限制的大環境下，熱電聯產成為規劃建設風險紅色預警地區唯一可以發展的煤電項目。“以熱定電”的規則下，熱電廠扮演的角色不再只是一個電源點，還是一個支撐地區工商業發展、保障居民日常生活的熱源點。五部委對熱電機組寄予厚望，熱電聯產也符合煤電企業自身發展的需求。對于早期投產的30萬千瓦級機組，供熱改造對于機組壽命的延長和機組效率的提升都大有裨益;隨著煤電經營壓力不斷增加，越來越多的60萬千瓦級、百萬千瓦級機組出于節能降耗、降低運行成本的考慮，開始加入供熱行列。供熱提高了機組效率，變相降低了機組的度電煤耗，今年供暖季煤價處于高位，熱電聯產機組的優勢得以充分體現。
熱電聯產機組為區域內工業用戶提供工業蒸汽，更解決了北方居民冬季供暖低效率、高污染的問題，在替代關停小鍋爐，降低污染物排放的同時，居民供熱質量也上升了一個臺階。電廠的發展與城市建設的聯系越來越緊密，煤電企業開始與當地熱力公司合作，建設智能換熱站，“熱電冷”三聯供的模式被越來越多地應用;主動承擔城市污水處理任務，用處理后的中水滿足機組用水需求，并為城市清潔做出貢獻;結合周邊產業布局或自然環境，輸出廢渣廢氣作為下游產業生產原材料、發展海水淡化……燃煤電廠的潛力得到不斷挖掘，煤電企業也開始逐漸轉型為區域性的綜合能源服務商，這也許正是煤電企業實現轉型升級最為直接可行的道路。
2016是“十三五”開局之年。“十二五”期間的耕耘開始在2016年開花結果，“十二五”期間的隱患亦在2016年浮出水面。當變革開始、輝煌不再，火電行業不得不走出“舒適圈”，迎接競爭激烈卻富有生機的未來！
本文來源：報告大廳
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