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三、煤电供给侧改革增加利用小时数
火电发电量主要由火电机组装机量和利用小时数决定。近年来,我国用电增速大幅放缓,火电利用小时数逐年降低,而煤电 规划建设规模远大于用电需求。 比较 2015-2017 年 1-10 月的数据,可以看出,2017 上半年,尤其是 4-7 月,全国火电新增装机容量较前两年大幅下滑,8 月以后逐渐开始回升,高于 2016 年同期水平,但较 2015 年仍有很大差距。火电平均利用小时数,2017 年 1~10 月累计为 3,431 小时,较 2016 年同期涨幅为 0.76%,但较 2015 年同期下降了 3.7%。
2015-2017 年全国火电平均利用小时数(小时)
数据来源:公开资料整理
2015-2017 年全国火电新增装机容量(万千瓦)
数据来源:公开资料整理
四、煤电去产能将延续,装机规模增长空间有限
2017 年政府工作报告中,首次提出将去产能范围首次扩大到煤电领域。2017 年 8 月,国家发改委、财政部等 16 部委联合印 发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》,提出化解煤电产能过剩、支持煤电整合等政策。煤电去 产能具体要求“十三五”期间,全国停建和缓建煤电产能 1.5 亿千瓦,淘汰落后产能 0.2 亿千瓦以上。 一年内政府接连两次发文强调煤电去产能,可以看出煤电去产能将在“十三五”期间延续高压态势。2016 年底,全国煤电装 机 9.5 亿千瓦,要在 2020 年煤电装机控制在 11 亿千瓦以内,我们预计 2017-2020 年煤电装机增速将会保持低位,年均复合 增速约在 3.5%,每年约新增装机 0.33~0.37 亿千瓦,达到 2020 年煤电装机控制在 11 亿千瓦以内的要求。
全国煤电装机增量预测(亿千瓦)
数据来源:公开资料整理
五、煤电利用程度将平缓提升
发电设备平均利用小时数是发电厂发电设备利用程度的指标。以 5,500 小时的火电盈亏平衡点测算,2017 年全国火电平均利 用小时数约为 4,062,火电过剩 26%。 2017 年,全社会用电量有所回升,1~10 月增速都超过了 6%。按照我们对全社会用电量的预测,2017-2020 年,全社会用电 量增速在 5%~7%之间。
全社会用电量累计增速(%)
数据来源:公开资料整理
全社会用电量的回暖对火电利用小时数的提升形成利好,但是火电利用小时数的变化幅度还受特高压通道建成、清洁能源消 纳挤占等外部因素影响。 大批量特高压通道的建成利好火电利用小时数提升。我国 76%的煤炭资源集中于北部和西北部地区,但是 70%的能源需求却 位于中东部地区,煤电就地消纳较为困难,需要将煤远距离输送至负荷中心再生产电能,加重中东部地区的环境负担。截至 2017 年 11 月,国家电网已投产山西-江苏、锡盟-江苏特高压工程,此外,2017~2018 年,上海庙-山东、陕北-武汉、准东- 皖南等特高压工程将陆续投运,为富煤省份火电外送提供了更多重要通道,这对于火电多发和利用率上升具有正向激励作用。 2018 年建成的特高压通道,将为火电外送提供 50 吉瓦的容量。
2018 年水电等清洁能源发电挤占火电利用空间。2017 年 1-10 月份,全国水电设备平均利用小时为 3,024 小时,比上年同期 降低 44 小时,2017 年来水总体偏枯。根据 2017 年 11 月国家发改委、能源局发布的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,云 南、四川水能利用率将力争达到 90%左右,并到 2020 年有效解决弃水弃风弃光问题。国家政策要求保证水电的充分消纳, 再加上近年来对清洁能源发电的倾斜,那么火电利用空间必然受到挤占。 结合以上情况,我们预计火电发电量将稳步增长,2020 年火电发电量将由 2017 年的 4.5 万亿千瓦时达到 2020 年的 4.7 万亿 千瓦时,增速年均增速 1.8%。
全国火电发电量预测(亿千瓦时,%)
数据来源:公开资料整理
六、2018 年燃煤上网电价将上涨 1~2 分/千瓦时
在煤价持续高位、煤电过剩等多重矛盾下,煤电企业经营持续亏损,煤电行业经营遭遇严峻困难和挑战。若后续上网电价不 实现上涨,则煤电企业经营形势难以有效改观。由于 2017 年电煤价格居高不下。
燃煤标杆上网电价的变动主要来自于煤电联动机制。2015 年 12 月 31 日,国家发改委发布关于《完善煤电价格联动机制有关 事项的通知》。根据要求,如果 2018 年 1 月 1 日要触发煤电联动机制、实现煤电联动调整,2017 年全年平均的煤电价格指数 与 2014 年基准煤价必须相差 30 元(含)以上。 每期电煤价格按照上一年 11 月至当年 10 月电煤价格平均数确定。2016 年 11 月至 2017 年 10 月,全国平均电煤价格为 514.94 元/吨,与 2014 年基准价格 444.44 元/吨相比,相差为 70.5 元/吨。
中国电煤价格指数(克/千瓦时)
数据来源:公开资料整理
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根据智库Ember的最新报告分析,在全球范围内风能和太阳能的增长速度比历史上任何其他电力来源都快。太阳能和风能从每年100太瓦时增长到1000太瓦时,分别只花了8年和12年的时间。同样是100太瓦时到1000太瓦时,天然气电厂花了28年、煤电化了32年、水电花了39年。(来源:国际能源小数据作者:ESmallData
从这个星期一开始,北方港口电煤价格开始阴跌,不过整体跌幅不大,今日智库认为市场需求还在,贸易商不用过于担心。据今日智库了解,目前秦港5500的报价在825左右,秦港5000的报价在725左右,秦港4500的报价在630左右,这一波下跌行情,差不多3天累计普遍跌了5元/吨。目前,港口市场稳中偏弱运行,贸易
最近一个多月,港口电煤价格跌跌不休,由于需求不振,目前这种情况还不见好转,更悲观的看法,反弹可能要看下半年了。今日智库认为,市场情况还不至于悲观到这个程度,在当前国际煤价环比上涨,坑口煤价开始探涨的情况下,应该会推动港口电煤价格逐步回暖,四月中旬会是一个关键点。国际煤炭价格上周环
春节过后,北方港口电煤价格出现跳涨行情,这也是多年来比较少见的情况。由于接下来冷空气又来袭,电煤价格应该还有支撑。据今日智库了解,目前,秦港5500报价940左右,秦港5000报价840左右,秦港4500报价725左右。节后三天,秦港5500和秦港5000差不多涨了30元/吨,出现了拉涨行情。节前今日智库曾多次
电煤价格从上个星期四跌到现在,连续跌了五天,虽然跌幅不大,但对市场情绪带来影响。今日智库谨慎乐观看待后市,预计港口电煤价格能够止跌反弹。据今日智库了解,目前,秦港5500的报价在945左右,秦港5000的报价在840左右,秦港4500的报价在730左右。贸易商的这个报价,比上个星期三的报价普遍跌了10
随着下游日耗的增加,下游终端询货也在增加。北方港口电煤价格在稳了3天后,昨天再次探涨,短期内预计易涨难跌。据今日智库了解,目前,秦港5500的报价在958左右,秦港5000的报价在858左右,秦港4500的报价在738左右。贸易商的报价,比上个星期五的报价普遍涨了3块,幅度不大,只是试探性地上涨。应该
最近港口电煤价格走势,跟今日智库预计的差不多,维持小步慢跑的节奏,从12月8号开始止跌反弹,到目前差不多涨了20元/吨。据今日智库了解,目前,秦港5500的报价在955左右,秦港5000的报价在855左右,秦港4500的报价在735左右。贸易商的报价,比12月7号时的报价普遍涨了20块以上,平均每次的上涨幅度3-
最近几天,受寒潮的影响,我国多地普降大雪,气温下降得比较快,对矿区来说天冷汽运受到影响,对终端来说供暖用电需求进一步增加,给市场带来利好,煤价看涨预期抬升。据今日智库了解,目前,秦港5500的报价在940左右,秦港5000的报价在835左右,秦港4500的报价在720左右。贸易商的报价,环比普遍涨了5
早在周一,今日智库就说到,在港口电煤价格连续跌了一个星期后,随着天气越来越冷,需求有所增加,本周有望价格企稳。果然,港口电煤价格在周三和周四连续探涨。据今日智库了解,目前,秦港5500报价在940左右,秦港5000报价在820左右,秦港4500报价在720左右。其中,高卡的秦港5500只涨了5块,秦港5000
港口电煤价格,从上个星期二在反弹后下跌,到目前为止7天普遍跌了20元/吨,整体上跌幅不大。随着天气越来越冷,需求有所增加,本周有望价格企稳。据今日智库了解,目前,秦港5500报价在935左右,秦港5000报价在805左右,秦港4500报价在705左右。其中,高卡的秦港5500市场上可供出售的现货不多,标煤单
北方港口电煤价格,连着跌了6天之后开始高位企稳,现阶段市场多空因素交织,今日智库团队预计短期内震荡偏弱运行的可能性比较大。来源:丰矿煤炭物流今日智库据今日智库了解,目前,环渤海港口电煤价格报价大致情况是,秦港5500在1005-1020之间,秦港5000在900-920之间,秦港4500在750-770之间。应该说
2023年9月杭州市场电煤价格行情监测范围:杭州市主要热电企业监测品种:标煤(每公斤含热7000大卡即29306千焦)
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