火力发电行业环境分析

火力发电行业环境分析

电力行业是国民经济和社会发展的基础和支柱产业。据中国电力企业联合会统计，2011年末全国规模以上电厂装机容量达到10.56亿千瓦，2011年全国全社会用电量4.69万亿千瓦时，已成为仅次于美国的世界第二大电力生产和消费国，但人均用电水平仍然较低，与世界平均水平仍有较大差距。长期来看，随着我国经济的持续发展和人民生活水平上升，电力需求仍将持续增长。电力需求的增长以及煤电价格联动政策的实施使得电力行业整体风险较小；竞价上网政策的逐步实施，将使行业竞争优势企业获得更好的发展空间。但是近期随着我国宏观经济放缓、电力需求增速下降，电力生产行业产能过剩风险逐步显现。同时，走低碳经济之路成为今后我国经济发展的必然选择，随着节能调度、节能减排、碳排放、上大压小等政策的实施，将给火电行业带来较大影响。

1、经济环境分析

受世界性金融危机的影响，全球经济下的中国经济即将面临一个重大调整期。2008年，国家已连续出台了包括4万亿元的投资计划、十大产业振兴规划等多项经济刺激措施，新能源振兴规划也将出台。诸多振兴经济措施的推出，有助于缓解金融危机对国民经济的冲击，国民经济也有望较早走出危机影响。

随着国家刺激经济措施的实施，经济开始回暖，2009年，全国发、用电量从年初严重下滑、年中企稳回升到年末大幅攀升，全年增速大于上年，全社会用电36,430亿千瓦时，增长为5.96%。。2010年，全国全社会用电量41,923亿千瓦时，比上年同期上涨14.56%。但总体来看，国际经济走势仍不明朗，外部需求下降，国际金融领域仍存在潜在风险，我国经济发展的外部环境仍然严峻。

数据显示，2011年，全国全社会用电量46,928亿千瓦时，比上年增长11.74%。其中，第一产业用电量1,015亿千瓦时，比上年增长3.92%；第二产业35,185亿千瓦时，比上年增长11.88%；第三产业5,082亿千瓦时，比上年增长13.49%。

2012年以来，我国经济社会发展面临的环境比较复杂，用电需求增长趋缓。1-11月，全国全社会用电量45,281亿千瓦时，同比增长5.1%。其中第二产业用电量同比仅增长3.5%。

2013年，是全面贯彻落实十八大精神的开局之年，也是实施“十二五”规划承前启后的关键一年。随着各项宏观调控措施实施效果的显现，国民经济有望保持较快增长；受国际经济复苏缓慢以及不确定性加大等因素影响，我国出口增速将不会有明显好转。根据预计2013年全国全社会用电量将达到5.3万亿千瓦时，同比增长预计超过7%。

2、社会环境分析

从世界各国发展的经验来看，随着国内产业结构步入重工业化阶段，制造装备业及其延伸产业需要大量消耗电能，从而有望带动工业电力消费的高速增长。

随着我国城市化步伐的加快和国家扩大内需、刺激消费政策的实施，城市建设和基础设施项目的投资规模的扩大，电力消耗的需求将日益加深。城乡居民收入较快增长、生活质量提高，家庭生活走向全面电气化，生活用电也会较快增长，促进了社会用电需求呈增长态势。

从短期来看，我国的电力价格比较稳定，是工业企业生产发展主要消耗能源，同时工业居民家庭生活对洁净能源电力的需求和依赖程度增加，短期内可以替代和互补电力的能源价格有所上升，因此短期内对电力的需求将有所增加。从长期来看，我国仍处于社会主义的初级阶段，经济发展速度仍然较快，因此经济的增长促进了社会对电力的需求。随着农业的发展，我国农村的现代化水平将进一步提升，工业在国民经济中的比重会有所下降，但经济总量仍将稳步上涨，服务业发展迅速，对电力的需求也逐步上升。

综合分析国内经济形势，我国火力发电企业既面临着难得的历史发展机遇，也面对诸多可以预见和难以预见的风险挑战[29]。

3、政治法律环境分析

随着社会经济的发展，作为基础产业的电力工业，其发展历来受到政府的高度重视。特别是当前国家“扩内需、保增长、促转型”的力度的加大，在一段时间内国内经济有望得到复苏并保持稳定增长，为电力行业提供了发展机遇。另一方面，受资源和环保因素的制约，国家将加大电力结构的调整，进一步减少火电比例，大力发展清洁能源，火电已属于放缓发展的行业，规模扩张将受到限制。

从近几年改革的历程来看，电价体制改革的重心主要集中在煤电联动机制、脱硫脱硝价格形成机制、可再生能源发电价格形成机制、销售电价分类结构以及居民用电阶梯电价等方面，价格的形成基本还是由政府主导，尚未真正发挥市场对价格的形成作用。电价改革是电力体制改革的核心，是调节供求平衡的主要手段。未来改革的方向依然是逐步让电价充分反映资源的稀缺程度和市场的供求状况[30]。

煤炭价格政策方面，我国目前以火力发电为主，火力发电的上游主要为煤炭行业，煤炭的供应和价格对火力发电行业的盈利影响较大。火力发电企业目前受“市场煤、计划电”运行机制以及煤电联动机制滞后性影响，在煤炭价格高企的时期，火力发电企业面临着发电不盈利、无钱买煤的尴尬局面，影响了发电企业的生产积极性，部分企业甚至断煤停机。

节能减排政策对电力企业也有很大的影响。2011年3月16日发布的《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》指出：发展清洁高效、大容量燃煤机组，优先发展大中城市、工业园区热电联产机组，以及大型坑口燃煤电站和煤矸石等综合利用电站。单位国内生产总值能源消耗降低16%，单位国内生产总值二氧化碳排放降低17%。主要污染物排放总量显著减少，化学需氧量、二氧化硫排放分别减少8%，氨氮、氮氧化物排放分别减少10%。同时提出：推进火电、钢铁、有色、化工、建材等行业二氧化硫和氮氧化物治理，强化脱硫脱硝设施稳定运行[31]。

2011年8月31日，国务院印发《“十二五”节能减排综合性工作方案》（国发［2011］26号），主要内容包括：推进价格和环保收费改革，主要有严格落实脱硫电价，研究制定燃煤电厂烟气脱销电价政策；加强工业节能减排，主要有发展热电联产，推广分布式能源。实行电力行业主要污染物排放总量控制。新建燃煤机组全部安装脱硫脱硝设施，现役燃煤机组必须安装脱硫设施，不能稳定达标排放的要进行更新改造，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施。

2011年9月21日，环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》，新标准将自2012年1月1日起实施。新标准区分现有和新建火电建设项目，分别规定了对应的排放控制要求：从2012年1月1日开始，所有新建火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米；从2014年7月1日开始，现有火电机组氮氧化物污染物排放标准为100毫克/立方米（特殊规定的执行200毫克/立方米的标准）。而重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一为100毫克/立方米。

2012年8月6日，国务院正式印发了《关于印发节能减排“十二五”规划的通知》（国发〔2012〕40号）。该通知指出电力能耗目标为：到2015年，火电供电煤耗由2010年的333克标准煤/千瓦时降到325克标准煤/千瓦时；火电厂厂用电率由2010年的6.33%降为6.2%。十二五期间，鼓励建设高效燃气-蒸汽联合循环电站，加强示范整体煤气化联合循环技术(IGCC)和以煤气化为龙头的多联产技术。发展热电联产，加快智能电网建设。加快现役机组技术改造，降低厂用电率。

电力减排目标为，火电行业二氧化硫排放量到2015年降低到800万吨；氮氧化物排放量到2015年降低到750万吨。新建燃煤机组全面实施脱硫脱硝，尚未安装脱硫设施的现役燃煤机组要配套建设或实施脱硫改造。加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，对单机容量30万千瓦及以上的燃煤机组、东部地区和其他省会城市单机容量20万千瓦及以上的燃煤机组，均要实行脱硝改造，综合脱硝效率达到75%以上。

电力落后产能淘汰目标为，重点淘汰单机容量在10万千瓦及以下的常规燃