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图14:中国用电结构变化
“去库存”与“去产能”
2015年,电力企业遭遇到甜蜜的烦恼,一方面是煤价下跌,电力企业赚得盆钵满满,另一方面是发电利用小时数持续下滑,火电全年跌破4500h,弃风弃光弃水的限电现象成为常态,而且是愈演愈烈,整个行业正在经历着前所未有的改革与发展阵痛。火电4500h的年等效利用小时数通常被看作电力是否过剩的标准,低于4500h的话,被认为是电力生产严重过剩。生产过剩就面临着两大问题:一是去库存;二是去产能。
电力的“去库存”
由于电力仍不具备长时间储存的生产特性,去库存当前主要体现在弃风弃光弃水的限电现象,同样,火电机组的年可利用小时数下降,也是限电的一种表现。据国家发改委能源所统计,2015年1~9月全国累计光伏弃光率为10%;其中,甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时,弃光率高达28%,新疆弃光电量10.4亿千瓦时,弃光率达20%。弃风现象更是常态,据统计2015年上半年弃风如图15所示:
图15:2015年上半年各省弃风情况
资料来源:国家发改委能源所.川财证券研究所
这样不可避免的造成了投资的浪费。在当前经济增速放缓的前提下,减少或停止新增项目审批只能慢慢消化库存。实现有效的快速去库存方法有两个,一是开流,即增大需求,将过剩电力送到国外,方式就是依托国网公司的全球能源互联网,但是考虑到国家主权对电力供应的特殊性要求,外送只能起到全球平衡的作用,不会形成像国内“西电东送”一样的大好格局。二是节源,即限电,也是被我们现阶段广泛采用的方式。
电力的“去产能”
简单说就是关停机组。按照“十三五”发展规划,经济年均增速的底线在6.5%以上。考虑增长动力转换、结构调整等多种因素,我们依据国际经济复苏和我国经济发展方式转变的快慢,将经济增速假设高中低三种情况。即GDP平均年增长5.8%,6.3%,6.8%。按照相关系数计算,对应电力需求平均年增长分别为3.8%,4.1%,4.3%,
由此得到2020年发电量约为66500~68450亿千瓦时,对应2015年现有运行机组的总装机容量(不考虑在建机组容量),平均年等效可利用小时约为4544,对应火电、气电和核电三种主要能源,平均年等效可利用小时数约为5680,已基本满足2020年的全社会用电需求。
综上所述,基于对电力行业的理解,我们认为,电力的“去库存”与“去产能”可以归结为一个问题,就是电力结构调整,表现在对新增容量的选择性发展和现有存量的结构优化。选择性发展和结构优化就要考虑经济性,技术性和政策性等多方面的因素。下面一章我们将重点分析。
以气代煤是趋势度电成本对比
调整发电结构,首先要看不同电源的发电成本,从电源各项目造价和度电成本上看,百万机组的火电仍然具备盈利优势,百万超超临界火电机组项目的平均造价在3900~4300元/千瓦,供电煤耗280克/度,按照标煤380元/吨的价格计算,平均度电成本约为0.25元/度。
气电分为两种,一种是大型燃机项目,F级及以上机组(E级由于补贴取消,发电效率相较F级低,目前处于半停滞状态),直接并入电网,项目平均造价3000~3500元/千瓦,发电效率平均1方气发5度电,按照下调前3.2元/方的价格计算(天然气价格自去年11月下调后,各地调整幅度不一,为统一标准,暂时按西二线到广东价格为基准),平均度电成本约为0.6元;一种是小型分布式燃机,单机容量小于50MW,能源实现T级利用,热电比不低于75%,发电直接接入10kV配网,项目平均造价6000~9000元/kW,发电效率平均1方气发3~4度电,平均度电成本约为0.8元。
其他发电由于不受燃料影响,其前期工程造价和运营年等效可利用小时对项目成本影响较大。风电分为陆上和海上风电,陆上风电建设平均造价为7500~8500元/千瓦,海上风电造价尚不确定,预计造价接近陆上风电的2倍;光伏建设平均造价在8000~9000元/千瓦之间;水电平均建设造价在8000~9000元/kW;二代核电平均建设造价在1.2万元/千瓦,三代核电造价在1.3万元/千瓦左右。
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