2018年中國火電市場化交易比、火電需求情況、電利用小時數(shù)分析及2019年火電市場盈利情況、行業(yè)發(fā)展趨勢分析預(yù)測[圖]

    一、火電市場化交易比重變大，電價端整體相對穩(wěn)定

    2018年上半年火電發(fā)電量為2.39萬億千瓦時，同比增長8.00％；生鐵產(chǎn)量為3.73億噸，同比增長0.50％；水泥產(chǎn)量為9.97億噸，同比降低0.60％。發(fā)電用煤大幅增長，主要下游行業(yè)需求繼續(xù)改善，帶動煤炭消費穩(wěn)中有升。但2018年以來，我國環(huán)保政策繼續(xù)從嚴，陸續(xù)出臺多項政策對鋼鐵行業(yè)、煉焦行業(yè)等下游行業(yè)提出較高的環(huán)保要求。

2013-2018年上半年中國火電發(fā)電量及累計同比增長走勢

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    相關(guān)報告：智研咨詢發(fā)布的《2019-2025年中國火電行業(yè)市場專項調(diào)研及投資前景預(yù)測報告》

    2018年繼續(xù)推行煤炭中長期合同制度與“基準價+浮動價”的定價機制，在監(jiān)管部門加強中長期合同兌現(xiàn)情況監(jiān)管力度后，中長期合同兌現(xiàn)率大幅提升，對穩(wěn)價保供起到較好的作用?？傮w來看，2018年上半年國內(nèi)煤炭供給仍呈現(xiàn)緊平衡狀態(tài)，全國煤炭價格指數(shù)高位震蕩。分煤種來看，2018年5500大卡動力煤基準價格水平維持不變，仍為535元/噸，基準價格上下波動幅度在6％以內(nèi)為綠色區(qū)域（價格正常），即500-570元/噸為綠色價格區(qū)間

國內(nèi)煤炭價格指數(shù)走勢

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    從執(zhí)行情況來看，煤電價格聯(lián)動機制并不必然。2015 年 12 月 31 日，發(fā)改委 發(fā)布《關(guān)于完善煤電價格聯(lián)動機制有關(guān)事項的通知》；但國家出于宏觀經(jīng)濟調(diào)控、 煤炭企業(yè)去杠桿考慮和經(jīng)濟壓力等因素綜合考量，在實施過程中出現(xiàn)煤電聯(lián)動 不到位的情況，2017 年電煤價格指數(shù)達 516 元/噸，已經(jīng)觸發(fā)了聯(lián)動機制，但 燃煤上網(wǎng)電價并未上調(diào)。因此煤電聯(lián)動并不必然，電價相對外生。

    電力市場化是大勢所趨，電量市場化比例提升，但折價收窄。2017 年 1-9 月， 市場化交易電量占電網(wǎng)銷售電量比重（即銷售電量市場化率）達到 31.3%；煤 電上網(wǎng)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(qū)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(wǎng)企業(yè)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(wǎng)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(xù)提升，但折扣幅度減少，整體上網(wǎng) 電價平穩(wěn)。我們判斷在經(jīng)濟下行背景下，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(wěn)。

大型發(fā)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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    二、 電力需求情況分析

    2018 年，用電維持較高增長。2018 年年 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(chǎn)業(yè)用電 量 615 億千瓦時，同比增長 9.8%；第二產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)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(xiāng)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(chǎn)業(yè)用電量占比情況及走勢

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

全社會發(fā)電量及同比增速（億千瓦時）

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歷年全國發(fā)電結(jié)構(gòu)

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火電月度發(fā)電量及增速

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2018 年前 10 月全國裝機結(jié)構(gòu)

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歷年火電裝機容量（萬千瓦）

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    整體發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)有小幅改善。2018 年 1-10 月份，全國發(fā)電設(shè)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(shè)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(fā)電設(shè)備平均利用小時 3691 小時。水電設(shè)備平均利用小時為 3083 小時，比上年同期增加 58 小時。核電設(shè) 備平均利用小時 6084 小時，比上年同期增加 211 小時；風電設(shè)備平均利用小 時 1724 小時，比上年同期增加 172 小時；光伏發(fā)電設(shè)備平均利用小時 1060 小 時。

    用電增速放緩端倪已現(xiàn)，但預(yù)計 2019 年下降幅度有限。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(huán)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(huán)比 10 月單月下降 1.3 個百分點。綜合考慮經(jīng)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(shù)

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    三、中國火電利用小時數(shù)情況分析

    2019 年雖然火電利用小時數(shù)會受經(jīng)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(shù)的上升有正面影響。2）自備電廠的關(guān)停：自備電廠高耗能、高污染、不 繳納交叉補貼，相關(guān)存量機組淘汰后將帶給市場不小的增量。因而我們預(yù)計利 用小時整體應(yīng)能維持穩(wěn)定。

    火電新增裝機受限，預(yù)計未來新增裝機增速下滑

    根據(jù)能源電力領(lǐng)域各“十三五”規(guī)劃，2017-2020 年，預(yù)計我國火電裝機容量 CAGR 在 3.5%以下，裝機份額或出現(xiàn)下滑。水電 CAGR 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(yù)計火電、水電裝機 容量份額或?qū)⒊霈F(xiàn)下滑。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型這一“大象起舞”的過程或?qū)⒔?jīng)歷較長 的時間，改革和替代的過程或?qū)⒊霈F(xiàn)波動，但明確的政策導(dǎo)向為公用事業(yè)投資 指明了策略性方向。

我國不同類型電源裝機容量規(guī)劃情況（單位：萬千瓦）

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2011-2020我國不同類型電源裝機容量增長率走勢預(yù)測

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我國火電發(fā)電量占比

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    煤電供給側(cè)改革，去產(chǎn)能穩(wěn)步推進，嚴控新裝機，火電利用小時數(shù)有望受益。 結(jié)合我們對火電企業(yè)調(diào)研情況來看，各發(fā)電企業(yè)雖有項目儲備，但由于并網(wǎng)環(huán) 節(jié)也受到政府嚴格把控，預(yù)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(chǎn)能工作依然在有序推進過程中，有助于大型火電企業(yè)利用小時數(shù)企穩(wěn)回升。

    預(yù)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(yù)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(yù)計 2019 年火電新增裝機量將進一步下 滑至 2500 萬千瓦左右，同比增長2.2%。

    四、火電企業(yè)償債壓力分析

    2018年電力企業(yè)短期債務(wù)壓力較大，發(fā)行債券仍將以短期融資工具為主，且發(fā)債主體集中度較高。

    全國電力生產(chǎn)行業(yè)整體償債能力較強，主體信用級別相對較高，以AA+和AAA企業(yè)為主。央企及地方國有企業(yè)仍是債券發(fā)行的主要組成部分，其中五大電力集團及其子公司是債券發(fā)行的主力，占債券發(fā)行總額的84.93%，發(fā)債企業(yè)集中度很高。

截至2017年10月31日存續(xù)電力生產(chǎn)企業(yè)主體信用級別分布（單位：支）

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    五、火電市場盈利情況預(yù)測

    從煤炭供給情況來看，預(yù)測 2019 年原煤產(chǎn)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(shè) 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(yè)或迎盈利拐點。

    1、.炭供供給情況預(yù)測： 2019 年煤炭供給量為 39.81 億噸左右

    在運+試運轉(zhuǎn)煤炭產(chǎn)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(chǎn)許可證等證照齊全的生產(chǎn)煤礦 3816 處，產(chǎn)能 34.91 億噸/年；已核準（審批）、開工建設(shè)煤礦 1138 處（含生產(chǎn)煤礦同步改建、 改造項目 96 處）、產(chǎn)能 9.76 億噸/年，其中已建成、進入聯(lián)合試運轉(zhuǎn)的煤礦 201 處，產(chǎn)能 3.35 億噸/年。

煤炭產(chǎn)能（億噸）

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    考慮到煤炭供給側(cè)改革因素，預(yù)計 2019 年原煤產(chǎn)量在 37.81 億噸。自 2016 年 2 月國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于煤炭行業(yè)化解過剩產(chǎn)能實現(xiàn)脫困發(fā)展的意見》起，煤炭 行業(yè)供給側(cè)改革正式開始。“十三五”期間煤炭行業(yè)去產(chǎn)能目標為 8 億噸， 2016-2017 年連續(xù)兩年超額完成目標，兩年已合計退出產(chǎn)能 5.4 億噸。《2018年政府工作報告》中提出，2018 年煤炭行業(yè)去產(chǎn)能目標為 1.5 億噸，，確保 8 億噸左右煤炭去產(chǎn)能目標實現(xiàn)三年“大頭落地”。淘汰關(guān)停不達標的 30 萬千瓦 以下煤電機組，由“總量性去產(chǎn)能”轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;結(jié)構(gòu)性去產(chǎn)能、系統(tǒng)性優(yōu)產(chǎn)能”。根據(jù) 國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2018 年 1 月至 11 月，我國原煤產(chǎn)量 32.1 億噸，同比增長 5.4%。
基于以下數(shù)據(jù)及假設(shè)進行測算：

    假設(shè)：①2018 年 6 月在運+試運轉(zhuǎn)煤炭產(chǎn)能約 38.26 億噸，2019 年均能正常釋 放產(chǎn)能； ②2018年 6月未來將要投產(chǎn)6.41億噸煤炭產(chǎn)能，一般煤炭產(chǎn)能釋放需要四年， 我們假設(shè)能 2019 年能釋放產(chǎn)能 6.41/4=1.6025 億噸，釋放產(chǎn)量 0.80 億噸。 ③2018 年下半年預(yù)計要繼續(xù)淘汰 0.75 億噸產(chǎn)能（2018 年全年目標為 1.50 億 噸），預(yù)計 2019 年減少 0.75 億噸產(chǎn)量； ④2019 年繼續(xù)淘汰 1 億噸產(chǎn)能，假設(shè)勻速淘汰，當年減少產(chǎn)量 0.50 億噸，預(yù) 測 2019 年我國原煤產(chǎn)量約在 38.26+0.80-0.75-0.5=37.81 億噸左右。

    2018 年 1-6 月我國累計進口煤炭 1.46 億噸，同比增長 9.9％；煤炭凈進口 1.44 億噸，同比增長 12.6％，預(yù)計全年進口煤炭在 2.7-2.8 億噸。假設(shè) 2019 年進 口煤略低于 2018 年水平在 2 億噸左右，2019 年煤炭供給量為 37.81+2.00=39.81 億噸。

煤炭原煤產(chǎn)量（萬噸）

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    2、2018 年開始煤炭需求走弱

    自 2016 年下半年煤價開啟大幅上漲以來，沿海 6 大發(fā)電集團日耗大多數(shù)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(jié)因素影響， 出現(xiàn)過日耗同比下降，期間煤價均出現(xiàn)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(yù)期對煤價有一定沖擊。2018 年 8 月至 12 月中旬，非供暖季日耗出現(xiàn)同比下降，說明需求開始走弱。

沿海 6 大電廠日耗走勢

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    2019 年 1 月 9 日，環(huán)渤海 5500 大卡動力煤價格 570 元/噸，同比去年-8 元/噸， 環(huán)比上周+1 元/噸。秦皇島 5500 大卡動力煤價格 585 元/噸，同比去年-134 元/ 噸，環(huán)比上周+5 元/噸。

    2019 年 1 月 9 日，沿海 6 大電廠日耗 77.31 萬噸，同比去年+5.81%，環(huán)比上 月+20.97%；沿海 6 大電廠煤炭庫存 1362.39 萬噸，同比+26.87%，環(huán)比上月 -24.58%；可用天數(shù) 17.62 天，同比+19.86%，環(huán)比上月-37.65%。北方三大港 口（秦皇島、曹妃甸、京唐）煤炭庫存合計 1228.10 萬噸，同比+28.46%，環(huán) 比上月-10.32%。

    近幾周受過冬及氣煤需求互補平滑影響，日耗同比去年有所上升；但是秦皇島 煤價較去年同比下跌 134 元，市場預(yù)期未來的需求走弱會對煤價有一定下行壓 力。

環(huán)渤海 5500 大卡動力煤價歷史走勢

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環(huán)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 大電廠日耗走勢

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沿海 6 大電廠當月累計耗煤同比增速

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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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    五、2019中國火電行業(yè)發(fā)展趨勢分析預(yù)測

    2019年，我國經(jīng)濟不確定性增大，全社會用電量增速下行壓力明顯，另外，2017、2018年投資下滑對火電行業(yè)影響也將逐步顯現(xiàn)。
2018年，我國全社會用電量62199億千瓦時，同比增長8.5%,增速比上年同期提高2.0個百分點，根據(jù)中電聯(lián)最新預(yù)測，2019年全年全社會用電量增長5.5%左右。

    2018年，我國火電裝機比重依然處于下滑趨勢，全年新增煤電2903萬千瓦、同比少投產(chǎn)601萬千瓦，為2004年以來的最低水平，2019年，該趨勢還將進一步延續(xù)。

    2019年，火電市場總體狀況難以改變，供給側(cè)改革、電力市場改革對火電行業(yè)影響還將進一步加劇。2019年，我國火電行業(yè)面臨諸多可能性。

    1、我國火電裝機容量“西高東低”的增長格局將延續(xù)

    數(shù)據(jù)顯示，2018年火電投資小幅度下滑，火電投資同比下降0.3%，但相對2017年火電投資同比下滑27.4個百分點，斷崖式的下跌已經(jīng)結(jié)束。受投資連年下滑影響，預(yù)計，2019、2020年，我國火電裝機容量低速增長水平將延續(xù)。

    分區(qū)域上看，2018年，火電裝機容量超過6000萬千瓦的火電大省中，僅廣東、河南、山西增幅較高，同比增長268萬千瓦、171萬千瓦、173萬千瓦。2018年，西北區(qū)域成為引領(lǐng)火電裝機容量增長的重要增長極，陜西、寧夏分別達到3798萬千瓦、2844萬千瓦，同比增長734萬千瓦、412萬千瓦。值得關(guān)注的是，2018年，陜西迎來火電機組投運高峰期，大唐集團、華能集團、陜西省投資集團機組陸續(xù)投運，火電裝機容量上升幅度占到全國幅的19.8%，陜西正在成為西北區(qū)域火電重要增長極。

    考慮到“十三五規(guī)劃”提出到2020年全國煤電裝機規(guī)模力爭控制在11億千瓦以內(nèi)，目前全國火電裝機量已超過規(guī)劃水平，面臨極大的裝機量增長壓力。預(yù)計2017、2018年投產(chǎn)高峰過后，2019年，火電機組裝機容量將保持相對穩(wěn)定，電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變將長期保持。

    2019年，我國火電裝機增速或?qū)⒈３殖掷m(xù)下滑態(tài)勢，我國火電新增裝機容量“西高東低”的格局將延續(xù)，但西北區(qū)域的巨量增幅將持續(xù)減少。

    2、我國火電設(shè)備平均利用小時數(shù)下降概率提升

    2018年，我國火電設(shè)備平均利用小時數(shù)總體提升較快。全國火電平均利用小時數(shù)為4361小時，同比提高143小時。分區(qū)域看，火電設(shè)備平均利用小時數(shù)上升的省份達到24個，廣西上升幅度最高達717小時，其次是福建、甘肅，分別為673小時、588小時。而火電大省的山東、江蘇則出現(xiàn)了小幅度下滑，下滑幅度分別為16小時、204小時。

    2018年，受到我國經(jīng)濟總體回暖、“煤改電”等因素的影響，全國全社會用電量6.84萬億千瓦時，同比增長8.5%、同比提高1.9個百分點，為2012年以來最高增速。另一方面，近年來不斷投資電網(wǎng)建設(shè)，電網(wǎng)規(guī)模穩(wěn)步增長，跨省區(qū)輸送能力大幅提升。

    由于2019年經(jīng)濟增長不確定性增大，全社會用電量增速將會放緩，中國電力企業(yè)聯(lián)合會預(yù)計，全年全社會用電量增長5.5%左右。全社會用電量增速放緩將成為影響2019年我國火電設(shè)備平均利用小時數(shù)的最主要因素。

    2019年，受到供給側(cè)結(jié)構(gòu)改革影響，我國火電裝機容量增速將進一步縮小，2017、2018年我國火電裝機容量高峰已過，近年新完成火電投資項目投產(chǎn)速度慢于電力消費增速，且政策引導(dǎo)下非化石能源裝機規(guī)模及占比快速提升，這將對提升火電設(shè)備平均利用小時數(shù)產(chǎn)生重要影響。

    2019年，我國火電設(shè)備平均利用小時數(shù)或?qū)⒊霈F(xiàn)一定幅度下滑，但是由于輔助服務(wù)市場建設(shè)提速，火電輔助服務(wù)職能將得到凸顯，部分火電企業(yè)將分享這一改革紅利。

    3、電煤價格高位運行狀況延續(xù)我國火電企業(yè)成本壓力依然明顯

    2018年，我國電煤價格總體平穩(wěn)。2018年2月份，我國電煤價格達到567.21元/噸頂峰，江西、廣西電煤價格一度達到765.61元/噸、754.45元/噸峰值，當?shù)匕l(fā)電企業(yè)面臨較大的壓力。3-5月份，電煤價格持續(xù)下調(diào)，達到515.39元/噸。下半年，我國電煤價格總體平穩(wěn)。

    2018年，煤炭成本在煤電總成本中占比較高，煤價波動對煤電企業(yè)盈利水平影響大。一方面煤炭價格波動會影響電力企業(yè)成本控制水平，另一方面煤價的大幅波動會帶動火電上網(wǎng)電價的波動，進而影響電力企業(yè)收入水平。由于煤炭供給側(cè)改革帶動落后產(chǎn)能退出，煤炭供需結(jié)構(gòu)調(diào)整導(dǎo)致煤價快速提升，煤電企業(yè)發(fā)電成本快速提升，同時由于上網(wǎng)電價偏低，煤電企業(yè)盈利能力明顯下滑。

    2019年，煤炭去產(chǎn)能步伐將持續(xù)推進，我國煤炭供需逆向分布格局更加凸顯。我國煤炭的供需將從全國分布式（分散型）向西北區(qū)域區(qū)塊化轉(zhuǎn)變，而且這種逆向分布格局會越來越突出。隨著我國去產(chǎn)能和生態(tài)環(huán)保政策的繼續(xù)強力實施，東中部地區(qū)不斷關(guān)井減產(chǎn)，2019年迎峰度夏、迎峰度冬，華東地區(qū)、東北地區(qū)電煤價格依然存在一定程度的上漲壓力。

    2019年，國家發(fā)改委、國家能源局剛剛發(fā)布的《關(guān)于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》以及《全面放開部分重點行業(yè)電力用戶發(fā)用電計劃實施方案》將會持續(xù)發(fā)揮效力。該政策實際將煤炭與電力價格矛盾向下游疏解，將價格傳導(dǎo)至電力交易市場化流通環(huán)節(jié)，有助于緩解煤電企業(yè)周期性虧損壓力。

    預(yù)計，2019年，我國電煤市場供需總體平衡狀況不會改變，電煤價格平穩(wěn)趨勢或還將進一步延續(xù)，但是局部地區(qū)、局部時段電煤供應(yīng)緊張的風險依然存在，盡管會隨著電力市場交易機制的完善，火電企業(yè)的壓力也會得到小幅釋放，火電企業(yè)依然面臨挑戰(zhàn)。