火力行业发电发展前景

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火力行业发电发展前景

　　随着我国电力产业结构的不断调整以及新能源的开发利用，火力发电行业面临着新的挑战。下面是小编为大家整理的火力发电行业发展前景的相关资料，仅供大家作参考使用。

　　火力发电行业发展前景分析

　　目前，由于煤价走低，导致我国煤电企业边际收益走高，因此市场主体有很强的上马煤电机组的冲动，这符合经济运行和企业发展规律，可以理解。促进煤电行业科学发展，最好不要再来一个类似于“三年不上火电”这样的行政命令，科学的方法是让市场主体摸索前进，然后知难而退。

　　毕竟，对于我国煤电行业来说，等量煤炭消费替代的约束已经属于强约束，煤电发展的环境已经受到很大限制。

　　目前煤电和新能源之间的关系，还不是替代挤出效应关系，而是煤电支撑了新能源的发展，而且煤电是新能源发展的主要支撑，必须认识到这一点。电力行业的整体协同规划不仅仅是煤电和新能源之间的事，而应该在更大范围内科学考虑，特别是抽水蓄能电站的.发展，对于电源协同非常重要，如果今后抽水蓄能电站能够补位上来，对于存量煤电的发展运行环境将有很大改善。

　　从发电行业的长远发展来看，实际上，目前各大发电集团都已经认识到当前煤电发展已经是最后窗口期，今后，进入用户侧能源服务市场和进入国际市场是他们面临的必然战略选择。前者可以对我国能源结构调整起到关键作用，后者对我国相关装备制造和建设市场平稳发展至关重要。

　　火力发电行业发展现状

　　1、装机量：装机逆势大幅增长，增速远大于电力需求增速

　　2015年，全国火电投资大幅增长，推动火电装机增长迅猛。1-12月，火电基本建设投资完成额累计达到1396亿元，同比增长22.0%;净增火电装机6400万千瓦，为2010年以来年度投产最多的一年。截至2015年底，全国全口径火电装机累计达到9.90亿千瓦(其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%)，同比增长7.8%，增速远大于电力需求增速。2015年，火电逆势迅猛增长的原因有二：

　　第一，火电项目审批权从中央下放到省级政府，刺激了地方政府的投资冲动。2014年，国务院发布了《政府核准投资项目目录(2014年本)》，将火电项目的审批权由中央下放至各省级政府，而地方政府为保GDP增长对火电项目大开“绿灯”，新建火电项目密集上马。根据中金公司研究部统计，2015前三季度，全国共有155个燃煤电厂已受理或通过审批，这一数字接近2012年至2014年煤电环评批复项目装机总量的近八成。

　　第二，煤炭价格持续低位徘徊推动火电行业利润率高企，电力运营企业有强烈的火电项目投资冲动。虽然过去三年，发改委四次下调燃煤发电上网价格、累计下调幅度达到每千瓦时0.072元，但同期电煤价格大幅下降，山西动力煤(Q5800，晋城产)、山东动力煤(Q5000，兖州产)、江苏动力煤(Q5200，徐州产)价格降幅均超过40%，进而推动火电行业净资产收益率在2015年3季度升至20%以上，远高于同期水电、风电等电源类型的毛利率。

　　2、设备利用小时：产能明显过剩，火电设备利用小时数创新低

　　2015年，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比大幅降低410小时。火电设备利用小时大幅下降，主要受电力消费持续疲软、火电机组装机过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等因素影响，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电发电设备的利用小时数。

　　3、装机布局：河南、安徽、新疆、浙江、陕西等省装机增长较快

　　2015年，从新增装机量来看，全国有17个省火电新增装机超过100万千瓦，其中河南(659.20万千瓦)、安徽(631.55万千瓦)、新疆(548.70万千瓦)、浙江(524.36万千瓦)和陕西(516.79万千瓦)五省新增装机超过500万千瓦，合计占全部新增装机的45%，成为推动全国装机迅猛增长的主力。而天津、辽宁、广西、云南和西藏五省区火电新增装机均低于2万千瓦，增长非常缓慢。

　　从累计装机情况看，火电装机主要集中在用电大省和煤炭主产区。截至2015年末，江苏(8379.71万千瓦)、山东(7610.06万千瓦)、广东(7477.90万千瓦)、内蒙(7267.89万千瓦)、浙江(6230.63万千瓦)、河南(6213.10万千瓦)和山西(5939.84万千瓦)七省区火电装机量均超过5000万千瓦。而北京、海南、青海和西藏火电装机量较小，均不足1000万千瓦。

　　从发电量来看，各省区火电发电量分布和装机量分布基本一致，装机大省发电量也基本排名前列。2015年，山东、江苏、内蒙古、广东、河南、山西等六省火电发电量位居全国前六，和火电累计装机量排名基本一致。从发电量增速看，除新疆、北京、海南、江西、湖北、重庆、山东、江苏等八省区火电发电量实现增长外，其余省区火电发电量均出现下降。

　　火力发电行业面临的主要问题

　　1、需求侧：国内经济增长乏力，火电消费减速换挡

　　2015年，受国内经济增速持续放缓和经济结构调整影响，全国电力需求增速明显放缓，全社会用电量增速创近四十年来新低。1-12月，我国全社会用电量累计5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速较上年下降3.3个百分点，为1974年以来最低水平。在全社会电力需求增长乏力的背景下，火电需求增速疲软，加之装机逆势大幅增长，导致设备利用小时不断下降，对行业未来的持续健康发展蒙上了一层阴影。

　　分地区看，东部地区用电增速最高、用电增长稳定作用突出，西部地区增速回落幅度最大。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长0.8%、0.2%、0.8%和-1.7%，增速同比分别回落2.7、1.5、4.0和3.4个百分点。东部地区用电在各地区中增速最高，其用电增长拉动全国用电增长0.4个百分点，是全国用电增长的主要稳定力量。而西部地区在产业结构调整升级、国内外经济增长缓慢影响下，高耗能行业用电增速回落，导致西部地区用电量增速大幅回落。

　　分产业来看，第二产业及其工业、制造业用电同比均下降1.4%，其中四大高耗能行业合计用电同比下降3.4%，直接导致全社会用电增速明显放缓。而随着第三产业蓬勃发展、城镇化及居民用电水平提高，第三产业和城乡居民生活用电同比分别增长了7.5%和5.0%，反映出国家经济结构调整效果明显，工业转型升级步伐加快，电力消费结构在不断调整。

　　2、发电侧：电力供应能力充足，非化石能源发电快速发展

　　2015年，全国完成电源投资4,091亿元，同比增长11.0%;净增发电装机容量1.4亿千瓦，创年度投产规模历史新高。截至2015年底，全国全口径发电装机容量达到15.1亿千瓦，同比增长10.5%，增速大幅高于电力需求增速。

　　同时，全国电力供应结构进一步优化，非化石能源发电装机快速增长。2015年，风电、水电、太阳能发电、核电新增装机分别达到2,961万千瓦、1,608万千瓦、1,282万千瓦和724万千瓦，占全部电力新增装机的50.7%。截至2015年末，水电、风电、核电累计装机分别达到31,937万千瓦、12,830万千瓦、2,717万千瓦，非化石能源发电在全部电力装机结构中的占比达到34.2%，占比较上年提高1.5个百分点。

　　3、供需平衡：电力供应过剩明显，火电需求增长空间有限

　　随着用电增速的放缓和电源规模的进一步扩张，全国电力供需进一步宽松，部分地区甚至出现富余迹象，火电需求增长空间有限。2015年，全国发电设备累计平均利用小时仅为3,969小时，同比下降349小时，已是连续第四年下降，凸显出国内电力供应过剩的现实。分电源类型来看，1-12月，全国火电、水电、风电和核电设备平均利用小时分别为4,329小时、3,621小时、1,728小时和7,350小时，分别较上年下降410小时、48小时、172小时和437小时。

　　在电力体制改革逐步将发电企业推向市场的背景下，利用小时数作为衡量电力供应松紧度的关键指标，其对于发电项目盈利能力的重要性不亚于电价，应该作为火电企业在进行投资决策时的重要参考。

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