2022年火电行业年度发展情况盘点：火电企业盈利空间面临严重压缩

年火电行业年度发展情况盘点：火电企业盈利空间面临严重压缩火电行业在国民经济中占有重要的地位，虽然近年来我国着力调整能源结构，但火电在电力行业中依旧保持很高的地位。回顾2022年来我国火电行业年度进展概况可以发觉，上网电价下调、煤炭价格上涨、利用小时数下降、方案电量削减、新增装机受限、超低排放改造提前、盈利空间缩减……成为了行业的关键词。以下是报告大厅《2022-2022年中国火电行业市场需求与投资询问报告》整理的2022年火电行业年度进展状况盘点。

2022年火电企业盈利空间面临严峻压缩

1、度电成本

从全国来看，样本企业2022年平均度电成本为28.53分/千瓦时，较2022年变化不大，区间为20.19~41.11分/千瓦时，差值为20.92分/千瓦时，分化有所加大，样本数量最多的区间上涨至25~28分/千瓦时。

从区域分化看，华北、西北地区度电成本仍处于较低水平;华东、西南地区发电成本仍处于居中水平;东北地区煤价小幅下降，度电成本维持在30分/千瓦时;华南、华中度电成本仍处于较高水平，涨至31分/千瓦时以上，竞争格局基本不变。

2、上网电价

从全国来看，样本企业2022年平均上网电价降至36.38分/千瓦时，区间为24.65~46.34分/千瓦时，差值为21.69分/千瓦时，上网电价在34~38分/千瓦时区间样本数量最多。

从各区域来看，华北蒙晋、西北地区平均上网电价仍最低，降至29分/千瓦时;由于东北地区标杆上网电价降幅较小，平均上网电价超过华北京津冀、西南地区平均上网电价，与华东地区同处全国平均上网电价水平;华中、华南地区上网电价仍为全国最高。整体看，竞争格局基本不变。

3、度电盈利空间

从全国来看，样本企业2022年平均度电盈利空间降至2.56分/千瓦时，同比降幅达到59.86%，区间为-4.21~8.61分/千瓦时，差值为12.82分/千瓦时，亏损企业由2022年的2家增至8家，度电盈利空间在0~6分/千瓦时区间样本数量最多。

从区域分化来看，华北蒙晋、西北地区度电盈利空间消失亏损;西南、东北地区度电盈利空间降至1分/千瓦时以下，接近盈亏平衡点;受电价大幅下调、煤价涨幅相对较大影响，华北京津冀、华中地区度电盈利空间降幅最大，已降至全国平均水平;华南、华东地区度电盈利空间仍较高，降至6分/千瓦时与4分/千瓦时。整体看，盈利分化依旧明显，区域格局略有转变。

2022年火电行业进展概况呈现五大特点：

1、过剩：审批建设“急刹车”

依托“三个一批”措施和煤电规划建设风险预警机制，“十三五”期间将煤电总量掌握在11亿千瓦以下。

“十二五”过后，我国整体上处于电力富有状态，“拉闸限电”渐渐成为历史。煤电机组运转不受自然条件影响，稳定的出力为经济社会的持续进展与平稳运行供应着保障。但随着经济增速放缓，社会用电量增长开头减速，加上可再生能源的快速崛起，煤电机组开头越来越频繁地接到电力公司低负荷运行甚至停机的支配，机组设备闲置率普遍提高。

2022年，火电项目审批权下放，2022年火电项目环评审批权下放，地方政府对于煤电项目的投资热忱快速提高，新上煤电项目数量大幅增长。彼时仍在不断降低的煤炭价格，成为企业大量上马煤电项目的一大动力，发电企业、煤炭企业，甚至非能源类企业也来分羹。投资热度上升加剧了发电量增速与装机容量增速的不匹配，煤电市场快速走向饱和。

国家能源局局长努尔˙白克力曾指出，假如根据这样的进展态势，将来几年，我国煤电行业将会变成现在的钢铁和煤炭行业。为此，今年上半年，国家发改委、能源局接连下发《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序进展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2022年煤电规划建设风险预警的通知》三份重要文件，提出要“取消一批，缓核一批，缓减一批”，除江西、安徽、海南、湖北外，28个省级电网区域被列为煤电规划建设红色预警地区。

中电联发布的电力工业运行简况指出，今年前11个月，全国火电设备平均利用小时数为3756小时，较去年同期降低了204小时，为2022年以来同期最低水平。经济下行带来的影响仍未消退，只有山东、江苏、河北三个省份的火电利用小时数超过4500小时。

煤电过剩问题在今年盖棺定论，“急刹车”来得准时。截至今年11月，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.7亿千瓦，火电10.4亿千瓦，其中燃煤机组约占9亿千瓦左右。《电力进展“十三五”规划》提出，“十三五”期间要力争将煤电装机掌握在11亿千瓦以内，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。前有总量掌握目标，后有“三个一批”措施和煤电规划建设风险预警机制，煤电企业依靠扩大装机规模寻求进展的时代已宣告结束。

2、减排：超低排放全面提速

改造时间节点提前，鼓舞措施日趋完善，超低排放改造推动顺当。

电力项目建设周期长，“十三五”期间仍将有近2亿千瓦煤电项目建成投产。煤电“过剩”或许在将来几年内还要为人诟病，但“污染”的帽子，煤电摘得坚决。

2022年被称作“超低排放”元年，明确了“超低排放”的概念，开头了最初的尝试。2022年则是各种技术路线在各种容量等级机组上的探究与推广，国务院常务会议明确提出，要全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造。依据统计，2022年全国煤电超低排放改造助力电力行业减排成效显著，烟尘、二氧化硫、氮氧化物与此前排放峰值相比，分别下降了93.3%、85.2%、82.0%。

2022年，“超低排放”改造结束了蹒跚学步，开头奔跑。超低排放改造时限提前，东、中、西部地区满意改造条件的燃煤电厂要分别于2022、2022、2022年前完成相应改造工作。国家能源局、环保部于6月28日发布《关于印发2022年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，将改造任务分解细化。地方政府则通过出台相关配套政策，提高没电企业改造乐观性：《山东省燃煤机组（锅炉）超低排放绩效审核和嘉奖方法（试行）》根据机组改造减排量与逐年“退坡”的嘉奖标准，赐予当地企业总额超过2.8亿元的嘉奖资金;《山西省燃煤发电机组超低排放改造项目省级奖补资金管理暂行方法》以机组容量与脱硫系统改造方式确定投资标准，对2022年底前完成改造的机组赐予相应奖补资金……

政策的出台让早先对于超低排放的反对与质疑声快速削减。尽管超低排放在技术细节的规范、监测及评价标准、各地改造经济性与必要性等方面仍存在可以争论与改善的空间，但当风能、太阳能等清洁可再生能源发电成本的不断降低，开头侵蚀原先属于煤电的市场份额时，“将自己打造为比燃气发电还清洁的电源”已是煤电谋求生存必需要走的道路。一年时间，已有越来越多的燃煤电厂实现了“全厂超低排放”。

环保改造在电力行业的强力推行也激发了环保行业的活力。多元化的技术路线让电厂有了更多选择，激烈的市场竞争下，环保改造成本不断降低，同时促进了环保行业整体水平提高。随着超低排放改造在电力行业内的快速成熟，环保行业的将来或将移向燃煤电厂的三氧化硫、汞、废水、固废排放，并渐渐向非电行业延长。

3、经营：亏损呈扩大化趋势

煤价快速上涨暴露煤电企业经营短板，业绩下滑，亏损扩大，经营观念需转变。

2022年，煤电行业开头面临一系列挑战：装机过剩导致利用小时数降低、可再生能源和特高压输电开头挤占市场份额、国家启动煤电联动机制下调上网电价、推动升级改造增加投资成本……但持续走低的煤炭价格还是让煤电行业大量盈利：2022年的动力煤价格指数由年初的520元/吨一路跌至372元/吨。某上市电企在发电量同比下降的同时，2022年前三季度利润增幅超过28%。尽管当时已有规模较小的电厂因无力担当“上大压小”与环保改造的压力或发电量无法保证而消失亏损，但整个行业一时间仍沉醉在大公司利润额疯狂上涨的气氛之中。

而随着国家“去产能”政策推行，截至今年7月末，全国已累计退出煤炭产能9500多万吨，煤炭行业产能严峻过剩的状况被快速抑制。动力煤指数在今年上半年始终处于平稳状态，由年初的371元/吨回升至400元/吨左右，今年下半年开头突然疯狂上涨，用十八周的时间涨至607元/吨，制造了年内最高纪录。

低煤价几乎是煤电企业2022年唯一的赢利点，而随着煤价一路攀升，2022年煤电行业在经营上的压力开头显现。五大发电主要上市公司的前三季度利润亦应声而落，旗下部分电厂由于入厂标煤价格突破损益平衡点，第四季度开头消失单月亏损，四季度盈利状况令人担忧。

低煤价带来的盈利曾一度掩饰了发电企业经营力量的欠缺，资产负债率居高不下、机组运维管理水平参差不齐、投资亏损等问题随着经营业绩下滑纷纷显露。亏损，已不再是“竞争力不强”的小电厂的个例，开头消失在大型发电集团，并在肯定区域内扩散，优胜劣汰的竞争已经开头。依据国家能源局山西监管办的数据，今年前十个月，山西省51家省调火电企业有32家消失亏损。尽管山西的状况与其煤炭企业、煤电企业的定位与规划有关，但行业内的恐慌心情已经消失，甚至有观点认为煤电企业即将迎来“倒闭潮”。

诚然，我国目前的电力进展现状仍需要煤电机组的支撑，煤电企业的“大规模倒闭”缺乏客观条件，但煤电企业在经营上的危机不仅是需要“警惕”而已，它已经成为摆在电企面前急需解决的问题。煤价或将理性回落，但煤电企业不能再次将命运交给煤炭市场，必需重新评价现有经营模式，寻求突破，才能在“新常态”下得以生存。

4、市场：主动适应改革步伐

市场电量作为电力交易市场运作的关键，成为煤电企业必争之地，为日后开放的市场交易做好预备。

2022年12月24日，新电改方案获得国务院会议原则性通过;2022年11月26日，国家发改委、国家能源局发布新电改6个核心配套文件。布局已经完成，2022年成为新电改详细实施的第一年。各级市场与交易机构相继成立，输配电价改革、配售电改革试点范围有序扩大，售电公司更如雨后春笋般先后成立。而电力交易市场想真正运作起来，关键一环在于放开发用电方案，增加市场电量，而正是这一点与发电企业亲密相关。

今年7月13日，国家发改委、国家能源局发布《关于有序放开发用电方案工作的通知（征求看法稿）》。其中包括加快缩减煤电机组非市场化电量，放开跨省跨区送受煤电方案，其他发电机组均可参加市场交易，讨论大型水电、核电等参加市场方式，适时取消相关名目电价，合理确定优先购电、优先发电等内容。

方案电量的削减增加了煤电企业的危机感，在基础小时数不断下降的大环境下，更多方案电量被划入市场电量之中。尽管直供电降价幅度之大在某些地区甚至超过国家对上网电价下调的幅度，但只要仍有利润空间，煤电企业就会全力争取大用户直供资源来保证电量水平。目前电力市场建设还不完善，距离实现真正意义上的完全市场交易还有肯定距离，但发电企业对大用户资源的争取已经让煤电企业的经营思路开头发生转变，极大提高了其营销水平，可以看作将来电力市场的开放前的“演习”。

而从电力市场改革的角度看，目前国内发电量中方案电量仍旧占巨大比重，市场电量占比仍不高。放开电量的规模打算了电力交易市场的规模，只有市场足够大，才能激发参加交易各方的热忱和活力，从而加速整个交易机制的健全与完善。今年3月发布的《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》（征求看法稿）曾对发用电方案放开提出明确时间表，即2022年力争达到本地工业用电量的30%，2022年实现工业电量100%放开。面对百亿级的电力交易市场，发电企业作为电力产品的生产者，理应化被动为主动，充分利用自身资源开拓市场，在改革的潮流中站住脚跟。

5、转型：成为综合能源服务商

供热、供冷、工业蒸汽、生产废料，燃煤电厂深挖潜力供应综合服务，与城市进展紧密相连。

从过去只闷头发电到今日主动卖电，传统意义上的燃煤电厂正在实实在在地转型，并且越来越多的发电企业开头意识到，电厂能卖的不只是电！

今年3月22日，国家发改委、能源局、财政部、住建部、环保部联合发布了《热电联产管理方法》，鼓舞采暖型背压热电联产企业成立售电售热一体化运营公司，优先向本区域内的用户售电和售热。五部委意图借助热电企业绿色进展与电力体制改革相结合的契机，解决我国北方地区冬季供暖期空气污染严峻、热电联产进展滞后、区域性用电用热冲突突出等问题。

在煤电项目审批建设被严格限制的大环境下，热电联产成为规划建设风险红色预警地区唯一可以进展的煤电项目。“以热定电”的规章下，热电厂扮演的角色不再只是一个电源点，还是一个支撑地区工商业进展、保障居民日常生活的热源点。五部委对热电机组寄予厚望，热电联产也符合煤电企业自身进展的需求。对于早期投产的30万千瓦级机组，供热改造对于机组寿命的延长和机组效率的提升都大有裨益;随着煤电经营压力不断增加，越来越多的60万千瓦级、百万千瓦级机组出于节能降耗、降低运行成本的考虑，开头加入供热行列。供热提高了机组效率，变相降低了机组的度电煤耗，今年供暖季煤价处于高位，热电联产机组的优势得以充分体现。

热电联产机组为区域内工业用户供应工业蒸汽，更解决了北方居民冬季供暖低效率、高污染的问题，在替代关停小锅炉，降低污染物排放的同时，居民供热质量也上升了一个台阶。电厂的进展与城市建设的联系越来越紧密，煤电企业开头