深度 | 华电国际：火电多因素向好高弹性乘势起飞-第4页-北极星火力发电网

投稿

我要投稿

2018-2020 年火电发电量将维持 6%左右的增速，火电发电增长贡献比大于此前。暂不考虑 2018 年风光政策对于风电、光伏装机的影响，仍然假设其装机按照此前预测速度增长，我们根据全社会用电量和高优先级的核电、可再生能源发电的利用小时数，测算出火电的发电量。我们供需分析中预测 2018-2020 年全社会用电量增速分别为 8%、 5.8%和 5.5%，据此测算 2018-2020 年火电发电量增速分别为 7.4%、5.8%、5.7%，年均复合增速 6.3%。在 2018-2020 年的发电增量中，火电发电量同比增速贡献率分别达到 65.5%、59.7%、59.8%，远高于 2014-2016 年水平，火电仍是未来发电增长的主要动力。

我们预测，2018-2020 年火电利用小时数分别为 4341、4415、4466 小时。利用小时数由发电量和时间加权装机容量共同决定。2014-2016 年，火电利用小时数逐年大幅下滑，一方面是因为用电需求增速放缓和可再生能源挤压效应，导致火电发电量减少；另一方面是由于火电装机容量增速依然维持高位。2018-2020 年火电发电量和装机容量年均复合增速分别为 6%和 4.2%，利用小时数在 2018 年有望大幅提升。根据年度预测数据，我们测算出 2018-2020 年火电利用小时数将分别为 4341、4415、4466，同比增加 132、74、51 小时。

（三）标杆电价维持稳定，市场交易折价收窄助推平均上网电价提升

1、电价改革逐步转移至配输电侧，燃煤标杆电价变动概率不大

电改 5 号文推出后，我国电力行业政企不分、厂网不分的问题逐步得到解决，初步形成了电力市场主体多元化的竞争格局。2015 年 3 月 15 日，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，意见指出：要在发电侧和售电侧开展有效竞争，严格执行并适时完善省级电网输配电价制度，加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争 2018 年完成。电力体制改革开始向电价方面侧重。2016 年 3 月 1 日，北京电力交易中心、广州电力交易中心挂牌成立，广州率先进行有售电公司参与的电力月度竞价交易，输配电价改革试点进一步扩大。 2016 年 10 月 8 日，发改委及国家能源局印发《售电公司准入与退出管理办法》及《有序放开配电网业务管理办法》，售电侧市场化改革全面启动。2017 年以来，我国持续在调整电价结构方面出台政策。2017 年 6 月 16 日，发改委出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》指出自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。

目前，一般工商业电价下调主要是输配电和政府基金让利，没有涉及发电企业。2018 年以来，发改委及财政部先后出台政策降低输配电价。发改委出台《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，主要在电网环节收费和输配电价格方面降价约 430 亿元。财政部 4 月 17 日发布《关于降低部分政府性基金征收标准的通知》，在按照《财政部关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》（财税〔2017〕51 号）降低 25%的基础上，再统一降低 25%，政府基金让利金额约 122 亿元。5 月 15 日，发改委印发了《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》，该项措施涉及金额约 216 亿元。

今年燃煤标杆电价大概率不会调整。2004 年，我国推出煤电联动机制，明确每年燃煤标杆上网电价依据煤电关系定期调整。煤电价格联动机制建立以来，由于电煤价格上涨，2004 年-2011 年曾连续 7 次上调燃煤机组上网电价，并相应提高工商业销售电价。2013 年至 2016 年，电煤价格持续走低，连续 4 次下调上网电价，共下调每千瓦时 7.44 分钱。在 2017 年 6 月 16 日，发改委出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》指出自 2017 年 7 月 1 日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难，此项政策使全国煤电标杆电价平均提高约 1.1 分/千瓦时。电煤价格上涨的背景下，燃煤标杆上网电价几无下调空间；而在降成本的大环境中，燃煤标杆电价上调也几无可能。

2、市场化折价幅度逐步收窄，或助平均上网电价提升从市场化交易电价的角度来看，市场化交易电量折价自 2017 年以来逐步收窄。2018 年 6 月份电力市场化集中竞价交易有广西、山东、安徽、江苏及贵州等省份。其中，广西、安徽及江苏均呈现出申报电量需求旺盛的状态，安徽省用电端申报电量甚至约为发电端申报电量的 2 倍，与此对应的是集中竞价最终出清价格与当地燃煤机组上网标杆电价价差收窄，广西、山东、江苏、贵州、福建等地价差分别为 1.085、0.89、1.4、0.35、1.4 分/千瓦时，安徽省该项价差仅为 0.06 分/千瓦时，几乎等同于标杆电价。