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影响火电企业利润的因素除了占火电成本60%-80%的煤价外,还有平均上网电价、利用小时数、社会用电需求量。根据这些因素,我们可以一一看看火电行业目前的形势。
1、 电行业利用小时数进入上升周期
过去几年,由于火电行业产能过剩,利用小数一直下滑,但自2017年,国家对煤电规划建设越来越严格,过剩产能逐渐减少。据预测,2018-2019年的整体火电行业利用小时数将上升,主要原因是用电量增速大于火电装机容量增速。
由于国家严格控制煤电规划建设,2015年以来,火电的整体装机容量增速逐年下降。近几年,由于国家有意减少煤电在一次性占比以及减少煤电过剩产能,不断颁发各种规划与政策淘汰落后产能,其中包括:
2017年1月,要求取消、缓核、缓建煤电机组1.48亿千瓦
2017年9月,要求停建煤电项目3520万千瓦,缓建5517万千瓦
2018年3月,要求2018年煤电投产规模较2017年更进一步减少,淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦。
加上国家“十三五”计划,2020年煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,预计2018-2020年火电装机增速分别为3.4%、4.0%、5.2%,复合增速约为4.2%。
由于新能源发电占比未来几年将上升,装机容量也在上升,所以以2017年各发电类型的利用小时数折合成等效装机容量的话,火电2018-2020年的等效火电装机增速分别为5.1%、5.1%、5.7%
而2018-2020年的用电增速则在5%-6%的水平,高于火电装机容量增速。虽然我国工业占全社会电量70%,但是由于经济结构调整,近年来,第三产业的用电增速达14%,远远高于第一、第二产业7%和5%的增速,2018-2020年,第三产业用电量将维持在10%左右的高增速,第二产业的用电增速则在4%-5%之间。因此预测2018-2020年,全社会用电量别为5.9%、5.8%和5.5%。
在用电增速高于火电等效装机增速的情况下,预测2018-2019年火电的利用小时数将由2017年的4194小时,上升到4227和4253,而2020年则小幅回落至4246小时。
平均上网电价升高。上网电价由标杆电价和市场交易电价组成。,主要是市场电价让利幅度减少,还有去年7月上网电价提高。
2、在政府干预下,煤价将回到合理范围内
煤价一直是打压煤电企业利润的主要因素,因为煤炭占煤电成本60%-80%。2017年受煤炭供给侧改革,动力煤指数直线上升至698元/吨的历史高位,令下游煤电企业一片萧条。
但自2018年2月来,煤炭价格便一路下跌至4月份550元/吨的合理空间,在夏季用电高峰来临,煤炭价格开始上涨时,5月22日,政府采取直接干预的手段控制煤价。
这一次控制包括增产量、增产能、增运力、增长协等措施,并直接点名神华、中煤等主要煤企带头把5500大卡的月度长协价格降到绿色区间570元/吨以内。可见本次政府控制煤炭价格的决心。
在夏季用电高峰期,受需求增加影响,煤价或将在上升,但不排除政府采取恢复港口进口煤炭,毕竟这一次,政府说了“即使煤炭供应紧张,发改委将给予协调铁路抢运保障”,若政府要控制煤炭价格,没有什么能阻止。
3、煤电上网电价受收窄上升
煤电的上网电价由标杆上网电价与市场交易电价加权平均而成。国家关注民生,2108年3月把工商业电价平均下降10%,虽然是以电网等输配电方让利,与火电无关,但足够表明国家提升终端用户电价的可能性微乎其微。
虽然用户终端电价不会上涨,但是国家通过取消对电企的部分收费而变相调高上网电价。2017年7月,国家取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金,变相上调火电企业上网电价0.76分/千瓦时,把部分利润让给了火电发电企业,2018年第二季度煤电企业依然享受电价上涨的翘尾效应。
另外,交易电量折让价格空间正逐渐收窄。2016-2017年,在电力市场化交易中初期,各大电企为了增加市场份额,纷纷以大幅低于标杆电价的价格出售电力而争夺市场。不少小装机容量高煤耗机组因缺乏成本优势被迫退出市场。目前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。往年大幅参与电力市场交易的大型煤炭企业开始收窄让利空间,上网电价逐渐提升。
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