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各省份政府性基金及附加基本在5分钱到7分钱之间,且各类用户的征收标准不同。在2017年6月国家发改委取消了向电企征收的工业企业结构调整专项资金,并将重大水利工程建设基金和水库移民后期扶持基金各降低25%,后期电价中包含政府性基金征收标准仍有调低的空间。
火电成本高企,上网电价下调可能性小。目前煤炭价格高企,大幅度挤压了火电的盈利空间,火电亏损面已经达到40%-50%,如下调电价将导致整个火电行业面临全行业亏损的局面,甚至会影响社会稳定,因此我们认为直接下调上网电价的可能性极小,或会通过其他方式去调节上网电价。
扩大市场化交易比例是降低上网电价的手段之一。电力市场化交易规模扩大是未来趋势,2017年我国市场化交易电量1.6万亿千瓦时,约占全社会用电量的25%。但目前各地售电侧改革中获得市场准入的都是工业大用户,一般工商业企业未能享受电力市场化交易的红利,未来可能通过扩大电力市场化交易的规模来降低整体电价水平。
但通过这种方式短期内对电价的影响有限,一方面各地电力市场化交易的机制改革推进程度不一致,整体改革的速度较慢,另一方面是随着市场化交易机制的逐步成熟,市场化交易电价的价差已经逐步回归理性。
从广东省电力交易中心的电价成交平均价差可以看出,平均价差在2016年波动较大,随着交易机制的逐步完善,平均价差在持续缩窄且波动减小,目前稳定在41.5厘/千瓦时。
政府工作报告已经明确指出要降低电网环节费用和输配电费用,我们预计主要的降价压力在输配电环节和政府性基金方面,目前火电上网电价下调的可能性小。
3.2 电价仍存在煤电联动预期,如执行将增加千亿规模收入
煤电联动仍存在预期。为了让政府定价的电价可以适应市场化煤价的变化,我国从2004年开始探索“煤电联动机制”,提出在反应电力供需的前提下,上网电价与燃料价格联动。截至目前,煤电联动机制共执行了6次,虽然目前煤电联动仍未执行,但各大发电集团仍在积极推动煤电联动事项,执行预期仍然存在。
在启动煤电联动机制的6次中,前4次上调煤电上网电价,后2次下调上网电价。最近一次“煤电联动”启动是2016年1月1日,根据2015年发改委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》,将全国燃煤机组上网电价和销售电价同步下调3分/千瓦时。
2015年发改委印发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》规定煤电价格联动机制以年度为周期,以中国电煤价格指数2014年各省平均价格为基准煤价,以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。电煤价格变动30元启动煤电联动机制,根据变动幅度相应提高煤电上网标杆电价。燃煤机组标杆上网电价与煤价联动的计算公式与计算条件如下:
P△:本期燃煤机组标杆上网电价调整水平,单位为“分/千瓦时”。
C△:上期燃煤发电企业电煤(电煤热值为5000大卡/千克)价格变动值,具体计算方法见下表,单位为“元/吨”。
Ci:上期供电标准煤耗(标准煤热值为7000大卡/千克),以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准,单位为“克/千瓦时”。
若执行煤电联动将提高行业整体盈利水平。2017年的平均电煤价格指数为515.99元/吨,较14年444.44元/吨高出约71.55元/吨,达到触发煤电联动机制的条件。按照目前标准煤耗为308克/kwh计算,则煤电联动后煤电上网电价较14年应上升约1.5分/千瓦时,由于15年下调过3分钱煤电上网电价、17年7月1日各省上调煤电上网电价约0.88分/千瓦时,18年煤电上网电价理论上可上调空间为3.62分/kwh。
但目前国家正在大力推动降低电价,销售电价降低和上网电价提高将会更大幅度的压缩输配电的利润空间,目前执行煤电联动存在一定的阻力,最终如果煤电联动能够执行,也有较大可能无法按照理论上的调价空间进行调整。
如果电价能够上调1分/kwh、2分/kwh和3分/kwh,预计18年火电发电量4.8万亿千瓦时,煤电联动上调电价将为行业增加收入分别为410亿、820亿和1230亿。同时,我们测算了主要火电公司在不同电价上调比例的业绩弹性,弹性较大的公司是皖能电力、华能国际、京能电力等。
4 煤电持续去产能,火电利用小时数未来将保持稳定
火电利用小时数由电力供需决定,煤电在2016年开展供给侧改革,目前煤电装机增速已经有所回落。通过对未来电力供需的测算,我们认为火电未来三年利用小时数将保持稳定。
4.1 供需格局切换致利用小时数下滑,煤电供给侧改革持续推进
电力供需影响利用小时数。发电设备利用小时数是一定时期内一个地区平均发电设备容量在满负荷运行条件下的运行小时数,即发电量与平均装机容量之比,反映了该地区发电设备利用率,发电利用小时数越高则利用率越高。
利用小时数主要受电力供需影响,当电力需求大于供给时,发电机组的利用小时数相对较高,当电力供大于求时,利用小时数则会下降。
2012年后我国电力供给出现过剩情况。我国全社会用电量在2010年达到最高增速后,增速持续下滑,2012年用电量同比增速已降至5.59%,整体用电需求增速出现下滑。对比发电机组装机量,在2010年至2016年之间始终保持8%-10%的增速,2012后我国电力逐步显现供大于求的状态。
火电发电空间受到清洁能源的挤压。电力供需情况的转变导致发电机组利用小时数在2011年达到顶峰后开始持续下滑。从绝对值上分析,2017年全部发电机组利用小时3786小时,较2011年高点下滑945小时;2017年火电机组利用小时数4209小时,较2011年下滑1085小时;2017年水电机组利用小时数为3579小时,较2011年提高551小时。
清洁能源具有优先消纳权,在电力供给过剩的情况下会优先保证清洁能源电力消纳,因此2011年至2017年火电的下滑幅度要高于全部机组的数据,水电机组利用小时数反而逆势上升,火电的发电空间受到清洁能源的挤压。
供给侧改革拉开大幕,抑制火电产能。电力供应过剩局面越发严重,2016年3月,国家发改委和国家能源局联合印发《关于促进我国煤电有序发展的通知》,提出严控各地煤电新增规模、按需推进煤电基地建设和加大淘汰落后产能力度的目标,供给侧改革正式启动。
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