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2019年中國火電行業發展概況、盈利能力、市場供需情況及影響2019年電力行業的主要因素分析[圖]

2019年05月20日 14:29:15字號:T|T

    一、煤價高點,煤炭企業ROE高點和火電企業ROE形成明顯反差

    我們梳理了火電板塊ROE與煤炭板塊ROE的情況,兩者呈現顯著負相關,目前煤炭ROE處于高點,火電ROE處于低點。

火電ROE和煤炭ROE歷史走勢

數據來源:公開資料整理

煤價和火電企業ROE的變動情況

數據來源:公開資料整理

    二、電價、需求相對穩定;核心還看煤價

    1)電價端:經濟下行,標桿電價調整可能不大;市場化交易比重變大,但折價收窄,電價端整體相對穩定

    “三去一降一補”、“供給側結構性改革”對于火電行業的影響頗深;從執行情況來看,煤電價格聯動機制并不必然。2015年12月31日,發改委發布《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》。煤電價格聯動機制以年度為周期,由發改委統一部署啟動,以省(區、市)為單位組織實施。煤電價格聯動機制依據的電煤價格按照中國電煤價格指數確定。電煤價格以中國電煤價格指數2014年各省(價區)平均價格為基準煤價,原則上以與基準煤價對應的上網電價為基準電價。在2020年之前,基準煤價和基準電價是否調整根據實際情況確定。燃煤標桿上網電價按照煤電價格聯動機制測算確定后,在保持居民生活、農業生產用電價格穩定的情況下,調整銷售電價。2015年底中央經濟工作會議提出“三去一降一補”,其中著重提到要“幫助企業降低成本”。2018政府工作報告中指出:“要扎實推進三去一降一補”、“降低電網環節收費和輸配電價格,一般工商業電價平均降低10%”。國家出于宏觀經濟調控、煤炭企業去杠桿考慮和經濟壓力等因素綜合考量,在實施過程中出現煤電聯動不到位的情況,2017年電煤價格指數達516元/噸,已經觸發了聯動機制,但燃煤上網電價并未上調。因此煤電聯動并不必然,電價相對外生。

    P△:本期燃煤機組標桿上網電價調整水平,單位“分/千瓦時”。C△:上期燃煤發電企業電煤(電煤熱值為5000大卡/千克)價格變動值,單位“元/噸”。Ci:上期供電標準煤耗(標準煤熱值為7000大卡/千克),以中國電力企業聯合會向社會公布的各省燃煤發電企業上期平均供電標準煤耗為準,單位“克/千瓦時”。A:上期中國(分省)電煤價格指數與2014年相比增減額,單位“元/噸”。

煤電聯動計算方法

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    電力市場化是大勢所趨,電量市場化比例提升,但折價收窄,預計短期電價企穩。2017年發布《關于有序放開發用電計劃的通知》,要求擴大市場化交易規模,新建煤電機組全部執行市場電;中小用戶通過售電公司參與交易。習近平總書記在中央經濟工作會議上強調指出,2018年要加快電力市場建設,大幅提高市場化交易比重。2018年7月國家發改委、國家能源局發布《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》,提出要繼續提高市場化交易電量規模,要放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等行業用戶發用電計劃;降低市場化交易門檻;自備電廠成為合格主體后推進自發自用外電量參與交易;并協商建立“基準電價+浮動機制”的市場化定價機制。在確定基準電價的基礎上,鼓勵交易雙方在合同中約定價格浮動調整機制。鼓勵建立與電煤價格聯動的市場交易電價浮動機制,具體浮動調整方式由雙方充分協商,在合同中予以明確,浮動調整期限應與電煤中長期合同的期限掛鉤。通過煤電聯動的浮動機制可以提高火電企業定價權,保證火電現金流和業績穩定。

    2017年1-9月,市場化交易電量占電網銷售電量比重(即銷售電量市場化率)達到31.3%;煤電上網電量平均電價(計劃與市場電量綜合平均電價)為0.3650元/千瓦時,市場交易(含跨區跨省送出交易)平均電價0.3180元/千瓦時。2018年1-9月,市場交易電量占電網企業銷售電量比重為34.5%較去年同期相比,銷售電量市場化率提升3.2個百分點。2018年1-9月,煤電上網電量平均電價為0.3640元/千瓦時,市場交易平均電價為0.3368元/千瓦時,市場交易電價有所上升。從趨勢上看,2018年市場交易電量占比繼續提升,但折扣幅度減少,整體上網電價平穩。我們判斷無論燃煤標桿電價還是市場電讓利幅度,短期惡化風險相對有限,利好電價企穩。

大型發電集團的煤電市場平均電價(元/千瓦時)

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市場交易電量占全社會用電量比例

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    2)電力需求端:經濟下行預期下,用電增速或下降但幅度有限

    年初至今,用電維持較高增長。2018年1-10月份,全國全社會用電量56552億千瓦時,同比增長8.7%,增速比上年同期提高2.0個百分點。第一產業用電量615億千瓦時,同比增長9.8%;第二產業用電量38575億千瓦時,同比增長7.2%,占全社會用電量的比重為68.2%;第三產業用電量9078億千瓦時,同比增長13.1%,占全社會用電量的比重為16.1%;城鄉居民生活用電量8285億千瓦時,同比增長11.1%,占全社會用電量的比重為14.6%。

歷年我國第一二三四產業用電量占比情況及走勢

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    2018年1-10月份,全國規模以上電廠發電量55816億千瓦時,同比增長7.2%。其中,火電發電量40686億千瓦時,同比增長6.6%,水電發電量9418億千瓦時,同比增長4.6%,核電發電量2341億千瓦時,同比增長15.0%,風電發電量2962億千瓦時,同比增長23.1%。

全社會發電量及同比增速(億千瓦時)

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歷年全國發電結構

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火電月度發電量及增速

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    截至10月底,全國6000千瓦及以上電廠裝機容量17.7億千瓦,同比增長5.2%,其中,水電3.1億千瓦、火電11.2億千瓦、核電4053萬千瓦、并網風電1.8億千瓦、并網太陽能發電1.2億千瓦。1-10月份,全國新增裝機容量8984萬千瓦,比上年同期少投產1051萬千瓦。其中,水電708萬千瓦、火電2698萬千瓦、核電471萬千瓦、風電1447萬千瓦、太陽能發電3651萬千瓦。水電、火電和太陽能發電分別比上年同期少投產185、623和829萬千瓦,核電和風電分別比上年同期多投產254和323萬千瓦。

2018年前10月全國裝機結構

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歷年火電裝機容量(萬千瓦)

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    整體發電設備利用小時數優于去年。1-10月份,全國發電設備累計平均利用小時3209小時,比上年同期增加100小時。火電設備平均利用小時為3596小時,比上年同期增加165小時其中,燃煤發電設備平均利用小時3691小時。水電設備平均利用小時為3083小時,比上年同期增加58小時。核電設備平均利用小時6084小時,比上年同期增加211小時;風電設備平均利用小時1724小時,比上年同期增加172小時;光伏發電設備平均利用小時1060小時。用電增速放緩端倪已現,但預計下降幅度有限。2018年1-11月,全社會用電量累計62199億千瓦時,同比增長8.47%,增速同比增長2個百分點,環比1-10月增速下降0.23個百分點。11月單月來看,全社會用電量5647億千瓦時,同比增長6.32%,增速同比上升1.7個百分點,環比10月單月下降1.3個百分點。綜合考慮經濟因素影響,我們判斷2019年全社會用電量的增速較2018年會有所下滑但仍能保持4%-6%左右的增長。

歷年火電利用小時數

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    3)新裝機受限,自備電廠關停等利好因素有望支撐利用小時數整體穩定

    2018年前三季度火電設備平均利用小時為3276小時,同比增加158小時,其中,燃煤發電設備平均利用小時3367小時,呈現修復趨勢。我們認為2019年雖然火電利用小時數會受經濟下行影響,但同時亦有有利因素:1)新建煤電機組嚴格管控:新建機組受到嚴格管控,存量小機組的淘汰對火電利用小時數的上升有正面影響。2)自備電廠的關停:自備電廠高耗能、高污染、不繳納交叉補貼,相關存量機組淘汰后將帶給市場不小的增量。因而我們預計利用小時整體應能維持穩定。

    火電新增裝機受限,預計未來新增裝機增速下滑

    能源結構轉型:未來煤電份額占比或遭壓縮,裝機增速放緩。2016年底以來,我國陸續出臺多項能源領域相關十三五規劃文件,對能源結構轉型分別作出表述。其中,《能源發展“十三五”規劃》明確指出:“把發展清潔低碳能源作為調整能源結構的主攻方向,堅持發展非化石能源與清潔高效利用化石能源并舉。逐步降低煤炭消費比重,提高天然氣和非化石能源消費比重,大幅降低二氧化碳排放強度和污染物排放水平,優化能源生產布局和結構,促進生態文明建設”。

我國能源領域“十三五”規劃對能源結構轉型的定性表述與量化要求

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各類能源品種占一次能源消費結構比例變化

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    在政策的推動之下,我國能源結構正悄然發生轉向。在電力結構中,核電、風電、太陽能的裝機容量和發電量比重逐年提升,水電穩中有降,火電總體逐年下降。

我國火電發電量占比

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    非化石能源發電裝機容量增速下滑明顯。根據國家能源局印發的《2018年能源工作指導意見》(下稱“《意見》”),主要對非化石能源的比重上升以及傳統化石能源的清潔化利用提出要求,其中著重提出貫徹2017年12月發布的《北方地區冬季清潔取暖規劃(2017—2021年)》。《意見》提出2018年的主要目標是非化石能源發電裝機達到7.4億千瓦,相當于在2017年6.9億千瓦基礎上增長7.2%,增速遠低于2013-2017年16.1%的裝機容量CAGR。《意見》同時提出2018年非化石能源發電量2萬億千瓦,相當于在2017年基礎上增長7.1%,低于2013-2017年12.0%的CAGR。

2018年全國非化石能源發電裝機容量目標

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2018年全國非化石能源發電量目標

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    根據能源電力領域各“十三五”規劃,2017-2020年,預計我國火電裝機容量CAGR在3.5%以下,水電約為3.4%。而核電、風電、太陽能裝機容量的CAGR指引下限分別為14.6%,9.0%,9.2%。由于十三五期間全部電源總體裝機容量CAGR在5.0%左右,預計火電、水電裝機容量份額或將出現下滑。能源結構轉型這一“大象起舞”的過程或將經歷較長的時間,改革和替代的過程或將出現波動,但明確的政策導向為公用事業投資指明了策略性方向。

我國不同類型電源裝機容量規劃情況(單位:萬千瓦)

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    煤電供給側改革,去產能穩步推進,嚴控新裝機,火電利用小時數有望持續回升。結合我們對火電企業調研情況來看,各發電企業雖有項目儲備,但由于并網環節也受到政府嚴格把控,預計未來幾年煤電新建裝機容量仍將保持在低水平。煤電去產能工作依然在有序推進過程中,有助于大型火電企業利用小時數企穩回升。

    2015年火電受發改委審批權下放及各地政府拉動基建等因素影響,核準裝機容量近1.5億千瓦,達到歷史最高峰,帶來了嚴重的裝機過剩風險。2016年,國家能源局下達了《關于2016年煤電行業淘汰落后產能目標任務的通知》要求,加大對單機30萬千瓦以下、運行滿20年的純凝機組和運行滿25年的抽凝熱電機組的淘汰關停力度。2017年政府工作報告中要求2017年淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上。根據國家能源局的拆分,分為淘汰落后機組500萬千瓦,停建違規項目3800萬千瓦,緩建700萬千瓦以上,政策主要針對未投產、在建的煤電機組,以停緩建為主。實際2017年淘汰停建緩建煤電產能6500萬千瓦,超額完成了年度各項目標任務。2017年發布的《2020年煤電規劃建設預警的通知》中,風險預警結果為紅色和橙色的省份均需要暫緩核準、暫緩新開工建設自用煤電項目,這就意味著目前只有湖南、海南兩省可以“有序核準、開工建設自用煤電項目2017年8月,十六部委聯合發布《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》,提出“十三五”期間,全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦,淘汰落后產能0.2億千瓦以上,到2020年全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內。2018年能源指導意見中提出全年煤電投產規模較2017年需更進一步減少,淘汰高污染、高能耗的煤電機組約400萬千瓦。預計2019年火電新增裝機量進一步下滑,或至2500萬千瓦左右,同比增長2.2%。2018年1-10月火電新增裝機2698萬千瓦,預計全年火電新增裝機量3000萬千瓦,同比增長2.7%。由于嚴控新裝機,預計2019年火電新增裝機量將進一步下滑至25萬千瓦左右,同比增長2.2%。

2020年煤電規劃建設風險預警

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煤電供給側改革相關政策梳理

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    規范整治自備電廠,利好存量火電機組利用小時數修復

    自備電廠占全國總裝機約9%,2018年自備電廠整治步入深水區。2016年底,全國自備電廠裝機容量超過1.42億千瓦,同比增長16%,占2016年全國總裝機的8.6%,其中自備煤電機組裝機容量為1.15億千瓦,占全部自備電廠裝機的81%。分地區來看,山東、新疆、內蒙、江蘇、廣西等地的自備電廠規模較大,其中山東省2015年底的自備電廠裝機規模為3,043萬千瓦,自備電廠裝機規模位居全國第一。近年來國家持續加碼自備電廠整治,2018年3月,《燃煤自備電廠規范建設和運行專項治理方案(征求意見稿)》下發,擬全面清理違法違規燃煤自備電廠,未核先建、違規核準、批建不符、開工手續不全等在建燃煤自備電廠一律停止建設;中發9號文件出臺后未經批準或未列入規劃的新建燃煤自備電廠一律停建停運;原則上不再新(擴)建燃煤自備電廠。

    自備電廠繳納交叉補貼政策落地,有望全國推廣;自備電廠的發電成本將提高,當地火電機組利用小時數有望改善。2018年7月以來,四川、吉林、上海、山東等地區相繼發布政策對當地自備電廠征收交叉性補貼。山東省要求自備電廠企業政策性交叉補貼繳納標準為每千瓦時0.1016元,繳納金額按自發自用電量計算。2018年7月1日-2019年12月31日為過渡期,過渡期政策性交叉補貼標準暫按每千瓦時0.05元執行。此外自備電廠還需按自發自用電量繳納政府性基金及附加、系統備用費(按并網電壓等級分檔確定,220千伏為每千瓦時0.02元)等費用。自備電廠的低電價,很大程度上是建立在低環保投入等不合規因素的基礎上,繳納交叉補貼政策執行后,自備電廠的發電成本將提高進而逐步引導自備電廠出讓發電量,火電機組利用小時數有望改善。

自備電廠相關政策梳理

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    三、供需寬松,預期煤價下跌或帶來火電盈利拐點

    從煤炭供給情況來看,我們預測2019年原煤產量約在39.81億噸左右。若2019年進口煤維持在2.00億噸左右,煤炭供給量將近41.81億噸。從需求端來說,2017年我國煤炭需求量為37.81億噸,若假設2018年,2019年的需求量分別以每年3.0%、1.5%增長,則2019年的總需求量為39.53億噸,整體供需逐步寬松,煤價有望走低,火電企業或迎盈利拐點。

    1)供給端:預計2019年煤炭供給量為39.81億噸左右

    在運+試運轉煤炭產能約38.26億噸。國家能源局(2018年第10號)公告,截至2018年6月底,安全生產許可證等證照齊全的生產煤礦3816處,產能34.91億噸/年;已核準(審批)、開工建設煤礦1138處(含生產煤礦同步改建、改造項目96處)、產能9.76億噸/年,其中已建成、進入聯合試運轉的煤礦201處,產能3.35億噸/年。

煤炭產能(億噸)

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    2018年,原煤當月產量35.5億噸,同比增長5.2%,增速創2012年來新高;進口煤炭2.8億噸,同比增長3.6%。2019年1月,進口煤炭3350萬噸,同比增長20.5%,進口煤配額限制力度有所放松。

原煤累計產量及增速(億噸)

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煤炭進口量近4年比較(萬噸)

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    2)需求端:日耗下降,需求有走弱跡象

    2018年煤炭需求有走弱跡象

    自2016年下半年煤價開啟大幅上漲以來,沿海6大發電集團日耗大多數時間和上年同期比都是正增長,只有2017年1月和2018年2月由于春節因素影響,出現過日耗同比下降,期間煤價均出現下跌。2018年3月和7月當日耗水平和上一年接近的期間,煤價均是下跌的,日耗不及預期對煤價有一定沖擊。2018年8月至今,日耗出現同比下降,說明需求開始走弱,預計需求走弱會對煤價有一定下行壓力。

沿海6大電廠日耗走勢

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環渤海5500大卡動力煤價歷史走勢

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環渤海5500大卡動力煤價2018年走勢

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秦皇島動力煤價歷史走勢

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秦皇島動力煤價2018年走勢

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沿海6大電廠煤炭庫存

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北方三大港口合計煤炭庫存

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    預計2019年煤炭需求增速放緩至1.5%

    國際能源署預計中國煤炭消費量2017-2023年間每年下滑0.5%。2018年12月,國際能源署(IEA)表示,由于印度和其他亞洲國家的需求增長抵消歐洲和美國的下滑,全球煤炭需求將不斷攀升直到2023年。預計煤炭消耗量平均每年將增長0.2%,從2017年的53.55億噸煤當量增加到2023年的54.18億噸煤當量。預計由于污染防控,中國的煤炭消費量2017-2023年間每年下降0.5%,到2023年降至26.73億噸煤當量。

    2018年前9個月我國煤炭消費量保持約3%增長,預計2019年煤炭需求增速放緩至1.5%。動力煤需求中火電行業大概占60%,建材占10%+。從2018年10月份開始,社會用電增速出現放緩跡象,11月份當月增速環比下滑個1.3百分點至6.32%;我們預計2019年的社會發電量增速放緩至4%-6%。除了電力之外,煤炭主要終端需求是地產投資和基建投資,在預期基建投資和房地產開工率下滑的背景下,煤炭的需求也將進一步下滑。2018年前9個月,我國煤炭消費量約28.75億噸,增長3%,預計2018年全年煤炭消費量增長在3%左右,2019年煤炭需求增速放緩至1.5%。

我國各行業動力煤消費量構成圖

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房地產投資增速

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基建投資增速

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    3)供給出現寬松,預計煤炭價格將下滑

    從煤炭供給情況來看,截至2018年6月底,在運產能+進入聯合試運轉的產能(預計2019年初放量)合計38.26億噸,未來將要投產6.41億噸。考慮到2018年下半年預計要淘汰7500萬噸(2018年全年目標為淘汰1.5億噸),2019年繼續淘汰1億噸產能,預測2019年原煤產量約在39.81億噸左右。若2019年進口煤維持在2.00億噸左右,煤炭供給量將近41.81億噸。從需求端來說,2017年我國煤炭需求量為37.81億噸,若假設2018年,2019年的需求量分別以每年3.0%、1.5%增長,則2019年的總需求量為39.53億噸,整體供需逐步寬松,煤價有望走低,火電企業或迎盈利拐點。

煤炭供需測算(億噸)

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    四、2019年電力行業主要影響因素分析

    (一)煤價

    1、2018年煤價已現強弩之末

    2016年供給側改革以來,供給因素成為影響價格的重要變量,276天工作制、非法產能停產、去產能、環保、安全等因素先后對煤炭價格產生根本或局部的影響,但影響力度呈現逐年衰減的趨勢:2016年煤價單向上升、2017年隨需求季節波動但總體上行,2018年則呈現淡季不淡、旺季不旺,同時價格整體趨勢下行。截止2019年3月5日,秦皇島5500大卡煤炭為632元/噸,年內均價為592.37元/噸,較2018年均價下降8.46%。

2009年-2019年3月5日秦皇島5500大卡煤價走勢

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    受價格緩慢下行的影響,行業收入自2018年以來連續下滑,毛利率也呈現溫和回落態勢,在產量小幅增長的背景下,價格驅動一旦熄火,行業收入和盈利的增長則難以為繼。另一方面,在高利潤的刺激下,行業固定資產投資增速在經歷連續4年下滑后,也開始由負轉正,截止2018年12月,固定資產投資增速為5.9%。

2012年2月煤炭收入增長率與毛利率走勢

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2000年2月-2018年12月煤炭固定資產投資增速

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    2、2019年煤價價格中樞繼續下行,年內先高后低

    我們從以下幾個方面判斷2019年煤價的中樞將下行。

    一是宏觀的通縮環境,按照歷史周期表現,這一階段煤價走勢通常為下行;從煤炭與其他行業的關系來看,與下游行業產量增幅的差在逐步縮小,煤炭與電力行業的毛利率差接近歷史高位,煤炭行業在產業鏈利潤占比顯示2017年4月已達到相對高位,當前仍處平均線之上;從行業供需的邊際變化來看,2019年,陜西、內蒙古先進產能加速釋放,截止2018年中期,進入聯合運轉的建設產能3.3億噸,其中新增產能為2.8億噸,蒙陜占比為77%,根據資源分布特點可知增量幾乎全部為動力煤;2019年1季度,陜西神木的1.12礦難和內蒙古錫林郭勒的有色金屬運輸礦難導致陜蒙地區煤礦復產緩慢,再次凸顯供應鏈過度集中于晉陜蒙的脆弱性,保持三省的產能略寬松才能提升應對緊急、突發事件的緩沖能力。國家有關部門的政策也在向這個方向調整,2018年初國家有關部門提出手續不全違規項目年底“清零”的工作目標,并于10月30日下發《關于建立煤礦項目核準工作綠色通道有關事宜的通知》,對國家規劃礦區內新增年生產能力120萬噸的煤礦項目建立核準工作綠色通道。2018年11月以來,國家發改委和能源局累計批復產能1.25億噸,其中陜西獲批產能為6500萬噸,占比為52%,蒙東和新疆占比分別為26.59%和21.20%。因此,在年初的安全形勢緩解后,年內隨著未批先建的產能溫和釋放,煤炭供應將進一步寬松。我們預計全年產量增長1億噸以上;需求方面,2018年房地產企業集中拿地帶來地產新開工高增長,與地產投資增速、商品房銷售增速形成背離。從歷史數據看,開發商從拿地到銷售的時間間隔約為1.5年,對于基礎材料的需求周期則更短些,隨著地產趕工在2019年下半年降速,煤炭及相關產業鏈的需求年內可能呈現先高后低的走勢。

煤炭行業盈利在不同經濟周期的表現

數據來源:公開資料整理

煤炭與下游行業產量增長率

煤炭與火電毛利差

煤炭在中上游行業利潤占比

2019年動力煤產量增幅情景

數據來源:公開資料整理

2018年中期進入聯合試運轉的煤礦產能分布

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房地產新開工與銷售面積同比增幅

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100個大中城市土地成交面積及增速單位:萬平米

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    3、火電盈利對煤價的敏感性

    根據歷史煤價變動與度電利潤的變動關系可以看出,煤價從高位下滑階段,度電盈利相對煤價的彈性最大。

2004-2018年度電利潤變動與煤價變動

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    我們以2018年的電力業務成本、價格為基期,假設其他要素不變的情況下,煤價在2018年均價基礎上變動-5%-15%,度電利潤的提升幅度分別為35%、69%和104%,彈性系數為7倍左右。

2019年度電利潤相對煤價變動的情景分析

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    (二)發電量增速及機組利用小時數

    1、GDP增速及經濟結構

    發電量與經濟增長速度相關性較高,拉長時間區間來看,與經濟結構的相關性也比較高。由于我國經濟進入轉型期,對于長期的方向的把握,發達國家的發展歷史可以作為鏡鑒。參考發達國家的經驗,以單位GDP能耗來看,2018年我國GDP電耗為0.503千瓦時/美元,約為英日法等發達國家80年代前期的水平。預計未來5年我國GDP電耗可能會逐步達到發達國家80年代后期水平,即0.41-0.47千瓦時/美元。

    從經濟結構調整來尋找參照,以美國為例,美國從70年代經濟進入結構轉型階段,用電量的增長速度呈現下降,從60年代平均的7.35%,下降至70年代的年均4.69%,再到80年代的年均2.51%,至2005年后達到頂部區域,期間從經濟轉型到電力消費峰值經歷約30年時間。我國2010年以來的年均電力消費增速為8.23%,較前10年年均增速降低3.6個百分點。按照美國用電消費的下降速度,我們推測未來10年,我國用電增速中樞將下降至5%左右。

主要發達國家與中國萬美元GDP電耗系數

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美國電力消費及增長率

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1980年-2016年中國用電結構

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1949-2017年美國電力消費結構

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    2018年我們已經看到產業結構調整對用電結構的積極變化,表現第三產業用電增量占比大幅提升,有望對電力消費產生減震和穩定的效果。從2018年分產業的用電增量來看,盡管第二產業仍是用電增量的絕對主力,合計貢獻2822億千瓦時,同比增長22.47%,對用電增量的貢獻度為52.53%,較上年下降7個百分點;第三產業新增用電量1987億千瓦時,對用電增量的貢獻度為36.99%,較上年提升了15個百分點。第三產業的相對第二產業波動性較小,進一步增加用電量的穩定性和對沖周期的韌性。

2003-2018年我國分產業用電增量單位:億千瓦時

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2003-2018年分產業用電增量貢獻度

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    2、電源結構變化對火電的擠出

    火電在我國電力供給中占據主體地位,長期占據我國發電量份額的80%以上,但2013年以來,隨著《大氣污染防治計劃》的頒布與實施,在增加天然氣供應、加大非化石能源利用強度等措施的政策指引下,火電發電量比重逐漸回落,2018年火電發電量占比為73.32%,較2013年累計下降7.05個百分點,較2017年下降0.16個百分點。

2006-2018年我國分電源發電量結構

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    受政策影響,2013年以來火電占新增裝機的比重大幅下降,光伏新增裝機占比自2017年超過火電。2018年,光伏、火電、風電、核電、水電分別占新增裝機的比重為35.96%、33.11%、16.88%、7.11%和6.87%。受新能源等新增裝機占比提升和較低的機組利用小時數攤薄影響,2019年整體的裝機利用小時數可能會出現下降,但火電機組由于新增裝機連續3年負增長,與此對應火電機組利用小時數連續2年上升,加之2018年火電落后產能淘汰力度加大,我們測算2019年火電的裝機利用小時上升的可能性更大。

2008-2018年不同電源新增裝機占比

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2008-2018年火電新增裝機及增速

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2008-2018年不同電源機組利用小時數

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2001-2018年火電機組利用小時數變化

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    2018年淘汰的火電機組為1056萬千瓦,較2017年上升90.88%,占新增火電機組的比重為23.96%,北京、河北、山東等京津及環渤海省市占比54.16%。扣除淘汰機組后的火電新增裝機僅為3353萬千瓦,與上年扣除淘汰后的新增機組裝機容量相比下降28.11%。

2016-2018年火電新增與淘汰裝機單位:萬千瓦

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2004-2018年火電新增裝機增長與機組利用小時數增長

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    采用GDP增速、單位GDP電力消耗系數以及火電煤耗系數三個假設數據,我們對2019-2020年的發電量和火電發電量增速做出預測。在2019、2020年GDP分別增長6.4%、

    6.1%,單位美元GDP的電耗系數分別為0.503和0.486千瓦的假設下,我們測算2019年、2020年我國用電需求增速分別為5.8%和4.8%,扣除其他替代能源的市場蠶食后,火電發電量增速為3.9%和3.2%。

    2019年電力消費測算

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    我們以GDP增速5%-7%的區間針對2019年的火電耗煤做了情景分析。在假設其他變量不變的情況下,GDP每波動0.5個百分點,火電發電量變動300億千瓦時。

電力消費及煤耗對GDP增速變化的情景分析

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    (三)電力體制改革帶來的電價下降對盈利的壓制影響近尾聲

    1、電力體制改革初見成效

    2015年中央啟動新一輪電力體制改革以來,針對性的出臺多項降低企業用電成本的政策措施。2015年4月20日起,全國工商業用電價格平均下調0.018元/千瓦時,并全面推進工商業用電同價,適當減少電力用戶間的交叉補貼;2016年1月1日,工商業電價再次下調0.03元/千瓦時。

    2018年政府工作報告中提出,“繼續抓好“三去一降一補”,大力簡政減稅減費,不斷優化營商環境”,其中一項措施即為“降低電網環節收費和輸配電價格,一般工商業電價平均降低10%”。為此,國家發改委于2018年3月下發了《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》(發改價格【2018】500號),宣告第一批一般工商業電價調整的啟動,此次措施涉及降價金額430億元;5月,發改委下發《關于電力行業增值稅稅率調整相應降低一般工商業電價的通知》(發改價格【2018】732號),第二批電價調整正式啟動,涉及金額216億元;7月,《關于利用擴大跨省區電力交易規模等措施降低一般工商業電價有關事項的通知》(發改價格【2018】1053號)標志著第三批調價的開始,以上三批調價累計涉及金額超800億元。

2018年以來一般工商業電價調整政策

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    3、市場化改革對電價的負面拉動

    根據發改委披露,我國電力市場化交易比重由改革前的14%提升至2018年近40%,電價市場化程度顯著提高。

市場化交易電量(億千瓦時)

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各類電源市場化交易電價

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    根據2018年4月19日國家發改委舉行專題新聞發布會中披露的清費減負情況,2015年以來,“降成本”成果顯著,企業用電成本累計降低3275億元。其中:1)實施煤電價格聯動。兩次降低燃煤機組標桿上網電價,相應降低工商業電價1.8分/千瓦時、3分/千瓦時,合計降低企業用電成本835億元。2)推進輸配電價改革。2017年6月底之前,在全國32個省級電網推進輸配電價改革,核減電網企業的準許收入,全部用于降低工商業電價。工商業電價每降低1分/千瓦時,將節約企業用電成本480億元。3)推進電力市場化交易。2017年市場交易電量(含發電權)1.6萬億千瓦時,平均每千瓦時降低5分錢,降低企業用電成本680億元。4)取消和降低通過電價征收的基金及附加,即“三取消、兩降低”。三取消:一是取消城市公用事業附加,涉及資金350億元;二是取消工業結構調整專項資金390億元;三是取消電氣化鐵路還貸電價,涉及資金60億元。兩降低,即重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金各降低25%,涉及資金約160億元。5)完善兩部制電價的執行方式,涉及資金150億元。6)取消電價優惠。即取消對中小化肥的優惠電價,涉及資金170億元,用于降低相關21個省的輸配電價1分錢。

    按此計算,發電端在煤電聯動和電力市場化交易兩個方面,對減負的貢獻度為46.25%,從發電端繼續壓縮電價的空間已經較小。2019年3月,國務院總理李克強在政府工作報告中提出,以改革推動降低涉企收費,深化電力市場化改革,清理電價附加收費,降低制造業用電成本,一般工商業平均電價再降低10%。在煤價回落預期兌現前,通過下調標桿上網電價的實現電價下調的空間和可能性暫時不大。

企業用電成本降低來源構成

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    2017年以來,市場交易電價逐季提升,與上網標桿電價的價差也逐步收窄。截止2018年3季度,大型發電集團煤電市場交易平均電價較去年同期提高6.8厘/千瓦時,較2017年1季度累計提升0.026元/千瓦時,幅度為8.19%;市場交易電價與上網標桿電價的價差也由2017年的-0.053元/千瓦時縮減至2018年3季度的-0.032元/千瓦時,下降幅度為40.04%。

17-18年全國煤電市場交易電價及價差

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17-18年廣東省月度集中競爭交易價差單位:厘/千瓦時

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    從部分省份的數據來看,也體現了市場交易價格與上網電價價差大幅縮減的趨勢。其中,廣東省2018年12月的月度集中交易價差為-0.035元/千瓦時,較2017年2月的價差下降76.29%;廣西省2018年12月的市場成交價與上網標桿電價的價差為-0.002元/千瓦時,較2017年1-2月下降91.91%;2018年12月遼寧省市場成交價與上網標桿電價的價差為-0.011元/千瓦時,較2017年8月下降55.83%。

17-18年廣西省月度集中競爭交易價差單位:厘/千瓦時

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17-18年遼寧省月度集中競爭交易價差單位:厘/千瓦時

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    相關報告:智研咨詢發布的《2019-2025年中國智慧電力行業市場潛力分析及投資方向研究報告

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