【图文】2018年火电市场分析及2019年火电市场盈利情况、行业发展趋势分析预测-第4页-北极星火力发电网

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2019 年 1 月 9 日，沿海 6 大电厂日耗 77.31 万吨，同比去年+5.81%，环比上月+20.97%；沿海 6 大电厂煤炭库存 1362.39 万吨，同比+26.87%，环比上月 -24.58%；可用天数 17.62 天，同比+19.86%，环比上月-37.65%。北方三大港口（秦皇岛、曹妃甸、京唐）煤炭库存合计 1228.10 万吨，同比+28.46%，环比上月-10.32%。

近几周受过冬及气煤需求互补平滑影响，日耗同比去年有所上升；但是秦皇岛煤价较去年同比下跌 134 元，市场预期未来的需求走弱会对煤价有一定下行压力。

环渤海 5500 大卡动力煤价历史走势

数据来源：公开资料整理

环渤海 5500 大卡动力煤价 2018 年走势

数据来源：公开资料整理

秦皇岛动力煤价历史走势

数据来源：公开资料整理

秦皇岛动力煤价 2018 年走势

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沿海 6 大电厂日耗走势

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沿海 6 大电厂当月累计耗煤同比增速

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沿海 6 大电厂煤炭库存

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北方三大港口合计煤炭库存

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五、2019中国火电行业发展趋势分析预测

2019年，我国经济不确定性增大，全社会用电量增速下行压力明显，另外，2017、2018年投资下滑对火电行业影响也将逐步显现。

2018年，我国全社会用电量62199亿千瓦时，同比增长8.5%,增速比上年同期提高2.0个百分点，根据中电联最新预测，2019年全年全社会用电量增长5.5%左右。

2018年，我国火电装机比重依然处于下滑趋势，全年新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平，2019年，该趋势还将进一步延续。

2019年，火电市场总体状况难以改变，供给侧改革、电力市场改革对火电行业影响还将进一步加剧。2019年，我国火电行业面临诸多可能性。

1、我国火电装机容量“西高东低”的增长格局将延续

数据显示，2018年火电投资小幅度下滑，火电投资同比下降0.3%，但相对2017年火电投资同比下滑27.4个百分点，断崖式的下跌已经结束。受投资连年下滑影响，预计，2019、2020年，我国火电装机容量低速增长水平将延续。

分区域上看，2018年，火电装机容量超过6000万千瓦的火电大省中，仅广东、河南、山西增幅较高，同比增长268万千瓦、171万千瓦、173万千瓦。2018年，西北区域成为引领火电装机容量增长的重要增长极，陕西、宁夏分别达到3798万千瓦、2844万千瓦，同比增长734万千瓦、412万千瓦。值得关注的是，2018年，陕西迎来火电机组投运高峰期，大唐集团、华能集团、陕西省投资集团机组陆续投运，火电装机容量上升幅度占到全国幅的19.8%，陕西正在成为西北区域火电重要增长极。

考虑到“十三五规划”提出到2020年全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，目前全国火电装机量已超过规划水平，面临极大的装机量增长压力。预计2017、2018年投产高峰过后，2019年，火电机组装机容量将保持相对稳定，电源结构转变将长期保持。

2019年，我国火电装机增速或将保持持续下滑态势，我国火电新增装机容量“西高东低”的格局将延续，但西北区域的巨量增幅将持续减少。

2、我国火电设备平均利用小时数下降概率提升

2018年，我国火电设备平均利用小时数总体提升较快。全国火电平均利用小时数为4361小时，同比提高143小时。分区域看，火电设备平均利用小时数上升的省份达到24个，广西上升幅度最高达717小时，其次是福建、甘肃，分别为673小时、588小时。而火电大省的山东、江苏则出现了小幅度下滑，下滑幅度分别为16小时、204小时。

2018年，受到我国经济总体回暖、“煤改电”等因素的影响，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，同比增长8.5%、同比提高1.9个百分点，为2012年以来最高增速。另一方面，近年来不断投资电网建设，电网规模稳步增长，跨省区输送能力大幅提升。

由于2019年经济增长不确定性增大，全社会用电量增速将会放缓，中国电力企业联合会预计，全年全社会用电量增长5.5%左右。全社会用电量增速放缓将成为影响2019年我国火电设备平均利用小时数的最主要因素。

2019年，受到供给侧结构改革影响，我国火电装机容量增速将进一步缩小，2017、2018年我国火电装机容量高峰已过，近年新完成火电投资项目投产速度慢于电力消费增速，且政策引导下非化石能源装机规模及占比快速提升，这将对提升火电设备平均利用小时数产生重要影响。

2019年，我国火电设备平均利用小时数或将出现一定幅度下滑，但是由于辅助服务市场建设提速，火电辅助服务职能将得到凸显，部分火电企业将分享这一改革红利。

3、电煤价格高位运行状况延续我国火电企业成本压力依然明显

2018年，我国电煤价格总体平稳。2018年2月份，我国电煤价格达到567.21元/吨顶峰，江西、广西电煤价格一度达到765.61元/吨、754.45元/吨峰值，当地发电企业面临较大的压力。3-5月份，电煤价格持续下调，达到515.39元/吨。下半年，我国电煤价格总体平稳。

2018年，煤炭成本在煤电总成本中占比较高，煤价波动对煤电企业盈利水平影响大。一方面煤炭价格波动会影响电力企业成本控制水平，另一方面煤价的大幅波动会带动火电上网电价的波动，进而影响电力企业收入水平。由于煤炭供给侧改革带动落后产能退出，煤炭供需结构调整导致煤价快速提升，煤电企业发电成本快速提升，同时由于上网电价偏低，煤电企业盈利能力明显下滑。

2019年，煤炭去产能步伐将持续推进，我国煤炭供需逆向分布格局更加凸显。我国煤炭的供需将从全国分布式（分散型）向西北区域区块化转变，而且这种逆向分布格局会越来越突出。随着我国去产能和生态环保政策的继续强力实施，东中部地区不断关井减产，2019年迎峰度夏、迎峰度冬，华东地区、东北地区电煤价格依然存在一定程度的上涨压力。

2019年，国家发改委、国家能源局刚刚发布的《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》以及《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》将会持续发挥效力。该政策实际将煤炭与电力价格矛盾向下游疏解，将价格传导至电力交易市场化流通环节，有助于缓解煤电企业周期性亏损压力。

预计，2019年，我国电煤市场供需总体平衡状况不会改变，电煤价格平稳趋势或还将进一步延续，但是局部地区、局部时段电煤供应紧张的风险依然存在，尽管会随着电力市场交易机制的完善，火电企业的压力也会得到小幅释放，火电企业依然面临挑战。

原标题：2018年中国火电市场化交易比、火电需求情况、电利用小时数分析及2019年火电市场盈利情况、行业发展趋势分析预测[图]

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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