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

火電李玲玲 2019-05-20 06:29 來源：智研咨詢

一、煤價高點，煤炭企業(yè)ROE高點和火電企業(yè)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(xiàn)顯著負(fù)相關(guān)，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

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煤價和火電企業(yè)ROE的變動情況

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二、電價、需求相對穩(wěn)定；核心還看煤價

1）電價端：經(jīng)濟下行，標(biāo)桿電價調(diào)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(wěn)定

“三去一降一補”、“供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革”對于火電行業(yè)的影響頗深；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》。煤電價格聯(lián)動機制以年度為周期，由發(fā)改委統(tǒng)一部署啟動，以?。▍^(qū)、市）為單位組織實施。煤電價格聯(lián)動機制依據(jù)的電煤價格按照中國電煤價格指數(shù)確定。電煤價格以中國電煤價格指數(shù)2014年各省（價區(qū)）平均價格為基準(zhǔn)煤價，原則上以與基準(zhǔn)煤價對應(yīng)的上網(wǎng)電價為基準(zhǔn)電價。在2020年之前，基準(zhǔn)煤價和基準(zhǔn)電價是否調(diào)整根據(jù)實際情況確定。燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價按照煤電價格聯(lián)動機制測算確定后，在保持居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電價格穩(wěn)定的情況下，調(diào)整銷售電價。2015年底中央經(jīng)濟工作會議提出“三去一降一補”，其中著重提到要“幫助企業(yè)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(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%”。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。

P△：本期燃煤機組標(biāo)桿上網(wǎng)電價調(diào)整水平，單位“分/千瓦時”。C△：上期燃煤發(fā)電企業(yè)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(biāo)準(zhǔn)煤耗（標(biāo)準(zhǔn)煤熱值為7000大卡/千克），以中國電力企業(yè)聯(lián)合會向社會公布的各省燃煤發(fā)電企業(yè)上期平均供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗為準(zhǔn)，單位“克/千瓦時”。A：上期中國（分?。╇娒簝r格指數(shù)與2014年相比增減額，單位“元/噸”。

煤電聯(lián)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(yù)計短期電價企穩(wěn)。2017年發(fā)布《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的通知》，要求擴大市場化交易規(guī)模，新建煤電機組全部執(zhí)行市場電；中小用戶通過售電公司參與交易。習(xí)近平總書記在中央經(jīng)濟工作會議上強調(diào)指出，2018年要加快電力市場建設(shè)，大幅提高市場化交易比重。2018年7月國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《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》，提出要繼續(xù)提高市場化交易電量規(guī)模，要放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等行業(yè)用戶發(fā)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(fā)自用外電量參與交易；并協(xié)商建立“基準(zhǔn)電價+浮動機制”的市場化定價機制。在確定基準(zhǔn)電價的基礎(chǔ)上，鼓勵交易雙方在合同中約定價格浮動調(diào)整機制。鼓勵建立與電煤價格聯(lián)動的市場交易電價浮動機制，具體浮動調(diào)整方式由雙方充分協(xié)商，在合同中予以明確，浮動調(diào)整期限應(yīng)與電煤中長期合同的期限掛鉤。通過煤電聯(lián)動的浮動機制可以提高火電企業(yè)定價權(quán)，保證火電現(xiàn)金流和業(yè)績穩(wěn)定。

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)。我們判斷無論燃煤標(biāo)桿電價還是市場電讓利幅度，短期惡化風(fēng)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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2）電力需求端：經(jīng)濟下行預(yù)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(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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2018年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(fēng)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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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(wǎng)風(fēng)電1.8億千瓦、并網(wǎng)太陽能發(fā)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(chǎn)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(fēng)電1447萬千瓦、太陽能發(fā)電3651萬千瓦。水電、火電和太陽能發(fā)電分別比上年同期少投產(chǎn)185、623和829萬千瓦，核電和風(fēng)電分別比上年同期多投產(chǎn)254和323萬千瓦。

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)優(yōu)于去年。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?；痣娫O(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(fēng)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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3）新裝機受限，自備電廠關(guān)停等利好因素有望支撐利用小時數(shù)整體穩(wěn)定

2018年前三季度火電設(shè)備平均利用小時為3276小時，同比增加158小時，其中，燃煤發(fā)電設(shè)備平均利用小時3367小時，呈現(xiàn)修復(fù)趨勢。我們認(rèn)為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(yán)格管控：新建機組受到嚴(yán)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

能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)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(xù)出臺多項能源領(lǐng)域相關(guān)十三五規(guī)劃文件，對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型分別作出表述。其中，《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確指出：“把發(fā)展清潔低碳能源作為調(diào)整能源結(jié)構(gòu)的主攻方向，堅持發(fā)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(yōu)化能源生產(chǎn)布局和結(jié)構(gòu)，促進生態(tài)文明建設(shè)”。

我國能源領(lǐng)域“十三五”規(guī)劃對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)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(jié)構(gòu)比例變化

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在政策的推動之下，我國能源結(jié)構(gòu)正悄然發(fā)生轉(zhuǎn)向。在電力結(jié)構(gòu)中，核電、風(fēng)電、太陽能的裝機容量和發(fā)電量比重逐年提升，水電穩(wěn)中有降，火電總體逐年下降。

我國火電發(fā)電量占比

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非化石能源發(fā)電裝機容量增速下滑明顯。根據(jù)國家能源局印發(fā)的《2018年能源工作指導(dǎo)意見》（下稱“《意見》”），主要對非化石能源的比重上升以及傳統(tǒng)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(fā)布的《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃（2017—2021年）》。《意見》提出2018年的主要目標(biāo)是非化石能源發(fā)電裝機達到7.4億千瓦，相當(dāng)于在2017年6.9億千瓦基礎(chǔ)上增長7.2%，增速遠低于2013-2017年16.1%的裝機容量CAGR?！兑庖姟吠瑫r提出2018年非化石能源發(fā)電量2萬億千瓦，相當(dāng)于在2017年基礎(chǔ)上增長7.1%，低于2013-2017年12.0%的CAGR。

2018年全國非化石能源發(fā)電裝機容量目標(biāo)

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2018年全國非化石能源發(fā)電量目標(biāo)

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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，水電約為3.4%。而核電、風(fēng)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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煤電供給側(cè)改革，去產(chǎn)能穩(wěn)步推進，嚴(yán)控新裝機，火電利用小時數(shù)有望持續(xù)回升。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(yán)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。

2015年火電受發(fā)改委審批權(quán)下放及各地政府拉動基建等因素影響，核準(zhǔn)裝機容量近1.5億千瓦，達到歷史最高峰，帶來了嚴(yán)重的裝機過剩風(fēng)險。2016年，國家能源局下達了《關(guān)于2016年煤電行業(yè)淘汰落后產(chǎn)能目標(biāo)任務(wù)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(guān)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(chǎn)能5000萬千瓦以上。根據(jù)國家能源局的拆分，分為淘汰落后機組500萬千瓦，停建違規(guī)項目3800萬千瓦，緩建700萬千瓦以上，政策主要針對未投產(chǎn)、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(chǎn)能6500萬千瓦，超額完成了年度各項目標(biāo)任務(wù)。2017年發(fā)布的《2020年煤電規(guī)劃建設(shè)預(yù)警的通知》中，風(fēng)險預(yù)警結(jié)果為紅色和橙色的省份均需要暫緩核準(zhǔn)、暫緩新開工建設(shè)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(zhǔn)、開工建設(shè)自用煤電項目2017年8月，十六部委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革防范化解煤電產(chǎn)能過剩風(fēng)險的意見》，提出“十三五”期間，全國停建和緩建煤電產(chǎn)能1.5億千瓦，淘汰落后產(chǎn)能0.2億千瓦以上，到2020年全國煤電裝機規(guī)模控制在11億千瓦以內(nèi)。2018年能源指導(dǎo)意見中提出全年煤電投產(chǎn)規(guī)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(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(yán)控新裝機，預(yù)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(guī)劃建設(shè)風(fēng)險預(yù)警

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煤電供給側(cè)改革相關(guān)政策梳理

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規(guī)范整治自備電廠，利好存量火電機組利用小時數(shù)修復(fù)

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(qū)。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(qū)來看，山東、新疆、內(nèi)蒙、江蘇、廣西等地的自備電廠規(guī)模較大，其中山東省2015年底的自備電廠裝機規(guī)模為3,043萬千瓦，自備電廠裝機規(guī)模位居全國第一。近年來國家持續(xù)加碼自備電廠整治，2018年3月，《燃煤自備電廠規(guī)范建設(shè)和運行專項治理方案（征求意見稿）》下發(fā)，擬全面清理違法違規(guī)燃煤自備電廠，未核先建、違規(guī)核準(zhǔn)、批建不符、開工手續(xù)不全等在建燃煤自備電廠一律停止建設(shè)；中發(fā)9號文件出臺后未經(jīng)批準(zhǔn)或未列入規(guī)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(fā)電成本將提高，當(dāng)?shù)鼗痣姍C組利用小時數(shù)有望改善。2018年7月以來，四川、吉林、上海、山東等地區(qū)相繼發(fā)布政策對當(dāng)?shù)刈詡潆姀S征收交叉性補貼。山東省要求自備電廠企業(yè)政策性交叉補貼繳納標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時0.1016元，繳納金額按自發(fā)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(biāo)準(zhǔn)暫按每千瓦時0.05元執(zhí)行。此外自備電廠還需按自發(fā)自用電量繳納政府性基金及附加、系統(tǒng)備用費（按并網(wǎng)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(huán)保投入等不合規(guī)因素的基礎(chǔ)上，繳納交叉補貼政策執(zhí)行后，自備電廠的發(fā)電成本將提高進而逐步引導(dǎo)自備電廠出讓發(fā)電量，火電機組利用小時數(shù)有望改善。

自備電廠相關(guān)政策梳理

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三、供需寬松，預(yù)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(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）供給端：預(yù)計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(zhǔn)（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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2018年，原煤當(dāng)月產(chǎn)量35.5億噸，同比增長5.2%，增速創(chuàng)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(chǎn)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(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(dāng)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月至今，日耗出現(xiàn)同比下降，說明需求開始走弱，預(yù)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(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(yù)計2019年煤炭需求增速放緩至1.5%

國際能源署預(yù)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(yù)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(dāng)量增加到2023年的54.18億噸煤當(dāng)量。預(yù)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(dāng)量。

2018年前9個月我國煤炭消費量保持約3%增長，預(yù)計2019年煤炭需求增速放緩至1.5%。動力煤需求中火電行業(yè)大概占60%，建材占10%+。從2018年10月份開始，社會用電增速出現(xiàn)放緩跡象，11月份當(dāng)月增速環(huán)比下滑個1.3百分點至6.32%；我們預(yù)計2019年的社會發(fā)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(chǎn)投資和基建投資，在預(yù)期基建投資和房地產(chǎn)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(yù)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(yè)動力煤消費量構(gòu)成圖

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房地產(chǎn)投資增速

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基建投資增速

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3）供給出現(xiàn)寬松，預(yù)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(chǎn)能+進入聯(lián)合試運轉(zhuǎn)的產(chǎn)能（預(yù)計2019年初放量）合計38.26億噸，未來將要投產(chǎn)6.41億噸?？紤]到2018年下半年預(yù)計要淘汰7500萬噸（2018年全年目標(biāo)為淘汰1.5億噸），2019年繼續(xù)淘汰1億噸產(chǎn)能，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。

煤炭供需測算（億噸）

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四、2019年電力行業(yè)主要影響因素分析

（一）煤價

1、2018年煤價已現(xiàn)強弩之末

2016年供給側(cè)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(chǎn)能停產(chǎn)、去產(chǎn)能、環(huán)保、安全等因素先后對煤炭價格產(chǎn)生根本或局部的影響，但影響力度呈現(xiàn)逐年衰減的趨勢：2016年煤價單向上升、2017年隨需求季節(jié)波動但總體上行，2018年則呈現(xiàn)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(nèi)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(yè)收入自2018年以來連續(xù)下滑，毛利率也呈現(xiàn)溫和回落態(tài)勢，在產(chǎn)量小幅增長的背景下，價格驅(qū)動一旦熄火，行業(yè)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(yè)固定資產(chǎn)投資增速在經(jīng)歷連續(xù)4年下滑后，也開始由負(fù)轉(zhuǎn)正，截止2018年12月，固定資產(chǎn)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(chǎn)投資增速

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2、2019年煤價價格中樞繼續(xù)下行，年內(nèi)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(huán)境，按照歷史周期表現(xiàn)，這一階段煤價走勢通常為下行；從煤炭與其他行業(yè)的關(guān)系來看，與下游行業(yè)產(chǎn)量增幅的差在逐步縮小，煤炭與電力行業(yè)的毛利率差接近歷史高位，煤炭行業(yè)在產(chǎn)業(yè)鏈利潤占比顯示2017年4月已達到相對高位，當(dāng)前仍處平均線之上；從行業(yè)供需的邊際變化來看，2019年，陜西、內(nèi)蒙古先進產(chǎn)能加速釋放，截止2018年中期，進入聯(lián)合運轉(zhuǎn)的建設(shè)產(chǎn)能3.3億噸，其中新增產(chǎn)能為2.8億噸，蒙陜占比為77%，根據(jù)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(nèi)蒙古錫林郭勒的有色金屬運輸?shù)V難導(dǎo)致陜蒙地區(qū)煤礦復(fù)產(chǎn)緩慢，再次凸顯供應(yīng)鏈過度集中于晉陜蒙的脆弱性，保持三省的產(chǎn)能略寬松才能提升應(yīng)對緊急、突發(fā)事件的緩沖能力。國家有關(guān)部門的政策也在向這個方向調(diào)整，2018年初國家有關(guān)部門提出手續(xù)不全違規(guī)項目年底“清零”的工作目標(biāo)，并于10月30日下發(fā)《關(guān)于建立煤礦項目核準(zhǔn)工作綠色通道有關(guān)事宜的通知》，對國家規(guī)劃礦區(qū)內(nèi)新增年生產(chǎn)能力120萬噸的煤礦項目建立核準(zhǔn)工作綠色通道。2018年11月以來，國家發(fā)改委和能源局累計批復(fù)產(chǎn)能1.25億噸，其中陜西獲批產(chǎn)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(nèi)隨著未批先建的產(chǎn)能溫和釋放，煤炭供應(yīng)將進一步寬松。我們預(yù)計全年產(chǎn)量增長1億噸以上；需求方面，2018年房地產(chǎn)企業(yè)集中拿地帶來地產(chǎn)新開工高增長，與地產(chǎn)投資增速、商品房銷售增速形成背離。從歷史數(shù)據(jù)看，開發(fā)商從拿地到銷售的時間間隔約為1.5年，對于基礎(chǔ)材料的需求周期則更短些，隨著地產(chǎn)趕工在2019年下半年降速，煤炭及相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈的需求年內(nèi)可能呈現(xiàn)先高后低的走勢。

煤炭行業(yè)盈利在不同經(jīng)濟周期的表現(xiàn)

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煤炭與下游行業(yè)產(chǎn)量增長率

煤炭與火電毛利差

煤炭在中上游行業(yè)利潤占比

2019年動力煤產(chǎn)量增幅情景

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2018年中期進入聯(lián)合試運轉(zhuǎn)的煤礦產(chǎn)能分布

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房地產(chǎn)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(jù)歷史煤價變動與度電利潤的變動關(guān)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(yè)務(wù)成本、價格為基期，假設(shè)其他要素不變的情況下，煤價在2018年均價基礎(chǔ)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(shù)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(fā)電量增速及機組利用小時數(shù)

1、GDP增速及經(jīng)濟結(jié)構(gòu)

發(fā)電量與經(jīng)濟增長速度相關(guān)性較高，拉長時間區(qū)間來看，與經(jīng)濟結(jié)構(gòu)的相關(guān)性也比較高。由于我國經(jīng)濟進入轉(zhuǎn)型期，對于長期的方向的把握，發(fā)達國家的發(fā)展歷史可以作為鏡鑒。參考發(fā)達國家的經(jīng)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(fā)達國家80年代前期的水平。預(yù)計未來5年我國GDP電耗可能會逐步達到發(fā)達國家80年代后期水平，即0.41-0.47千瓦時/美元。

從經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整來尋找參照，以美國為例，美國從70年代經(jīng)濟進入結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型階段，用電量的增長速度呈現(xiàn)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(qū)域，期間從經(jīng)濟轉(zhuǎn)型到電力消費峰值經(jīng)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(fā)達國家與中國萬美元GDP電耗系數(shù)

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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(jié)構(gòu)

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1949-2017年美國電力消費結(jié)構(gòu)

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2018年我們已經(jīng)看到產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整對用電結(jié)構(gòu)的積極變化，表現(xiàn)第三產(chǎn)業(yè)用電增量占比大幅提升，有望對電力消費產(chǎn)生減震和穩(wěn)定的效果。從2018年分產(chǎn)業(yè)的用電增量來看，盡管第二產(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)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(chǎn)業(yè)的相對第二產(chǎn)業(yè)波動性較小，進一步增加用電量的穩(wěn)定性和對沖周期的韌性。

2003-2018年我國分產(chǎn)業(yè)用電增量單位：億千瓦時

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2003-2018年分產(chǎn)業(yè)用電增量貢獻度

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2、電源結(jié)構(gòu)變化對火電的擠出

火電在我國電力供給中占據(jù)主體地位，長期占據(jù)我國發(fā)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(yīng)、加大非化石能源利用強度等措施的政策指引下，火電發(fā)電量比重逐漸回落，2018年火電發(fā)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(fā)電量結(jié)構(gòu)

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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(fēng)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(shù)攤薄影響，2019年整體的裝機利用小時數(shù)可能會出現(xiàn)下降，但火電機組由于新增裝機連續(xù)3年負(fù)增長，與此對應(yīng)火電機組利用小時數(shù)連續(xù)2年上升，加之2018年火電落后產(chǎn)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(shù)

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2001-2018年火電機組利用小時數(shù)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(huán)渤海省市占比54.16%?？鄢蕴瓩C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(shù)增長

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采用GDP增速、單位GDP電力消耗系數(shù)以及火電煤耗系數(shù)三個假設(shè)數(shù)據(jù)，我們對2019-2020年的發(fā)電量和火電發(fā)電量增速做出預(yù)測。在2019、2020年GDP分別增長6.4%、

6.1%，單位美元GDP的電耗系數(shù)分別為0.503和0.486千瓦的假設(shè)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(fā)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(qū)間針對2019年的火電耗煤做了情景分析。在假設(shè)其他變量不變的情況下，GDP每波動0.5個百分點，火電發(fā)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(yè)用電成本的政策措施。2015年4月20日起，全國工商業(yè)用電價格平均下調(diào)0.018元/千瓦時，并全面推進工商業(yè)用電同價，適當(dāng)減少電力用戶間的交叉補貼；2016年1月1日，工商業(yè)電價再次下調(diào)0.03元/千瓦時。

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

2018年以來一般工商業(yè)電價調(diào)整政策

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3、市場化改革對電價的負(fù)面拉動

根據(jù)發(fā)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(jù)2018年4月19日國家發(fā)改委舉行專題新聞發(fā)布會中披露的清費減負(fù)情況，2015年以來，“降成本”成果顯著，企業(yè)用電成本累計降低3275億元。其中：1)實施煤電價格聯(lián)動。兩次降低燃煤機組標(biāo)桿上網(wǎng)電價，相應(yīng)降低工商業(yè)電價1.8分/千瓦時、3分/千瓦時，合計降低企業(yè)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(wǎng)推進輸配電價改革，核減電網(wǎng)企業(yè)的準(zhǔn)許收入，全部用于降低工商業(yè)電價。工商業(yè)電價每降低1分/千瓦時，將節(jié)約企業(yè)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(fā)電權(quán)）1.6萬億千瓦時，平均每千瓦時降低5分錢，降低企業(yè)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(yè)附加，涉及資金350億元；二是取消工業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)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(shè)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(zhí)行方式，涉及資金150億元。6)取消電價優(yōu)惠。即取消對中小化肥的優(yōu)惠電價，涉及資金170億元，用于降低相關(guān)21個省的輸配電價1分錢。

按此計算，發(fā)電端在煤電聯(lián)動和電力市場化交易兩個方面，對減負(fù)的貢獻度為46.25%，從發(fā)電端繼續(xù)壓縮電價的空間已經(jīng)較小。2019年3月，國務(wù)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(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低10%。在煤價回落預(yù)期兌現(xiàn)前，通過下調(diào)標(biāo)桿上網(wǎng)電價的實現(xiàn)電價下調(diào)的空間和可能性暫時不大。

企業(yè)用電成本降低來源構(gòu)成

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2017年以來，市場交易電價逐季提升，與上網(wǎng)標(biāo)桿電價的價差也逐步收窄。截止2018年3季度，大型發(fā)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(wǎng)標(biāo)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(shù)據(jù)來看，也體現(xiàn)了市場交易價格與上網(wǎng)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(wǎng)標(biāo)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(wǎng)標(biāo)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