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2015-2017 年全国火电新增装机容量(万千瓦)
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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)
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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(%)
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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,%)
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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)
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中国电煤采购价格指数(CECI)编制办公室发布的《CECI指数分析周报》(2025年第16期)显示,CECI沿海指数中高热值煤种现货成交价格降幅较大。曹妃甸指数加速下行。进口指数除高热值煤种外,其他煤种现货成交价继续下行。CECI采购经理人指数连续16期处于收缩区间,供给、需求和库存分指数处于扩张区间且
中国电煤采购价格指数(CECI)编制办公室发布的《CECI指数分析周报》(2025年第15期)显示,CECI沿海指数中高热值煤种现货成交价格小幅上扬。曹妃甸指数小幅下行。进口指数高热值煤种现货成交价继续下行。CECI采购经理人指数连续15期处于收缩区间,分项指数中,供给、库存和航运分指数处于扩张区间,需
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