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2019年电源结构占比预测
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由于下游电力需求旺盛,而新能源短期内无法解决波动性以及提供稳定的电力,在电力供需偏紧的形势下仍需要煤电进行调峰。
三、火电
2019 年 1-4 月,火电发电量明显放缓,全国规模以上电厂火电发电量 1.66 万亿千瓦时,同比增长 1.4%,同比降低了 6.87个百分点。截至 2019 年 4 月,全国 6,000 千瓦及以上火电装机 11.5 亿千瓦,其中,燃煤发电 10.1 亿千瓦、燃气发电 8,623万千瓦。2019 年火电新增规模的限制略有放松,1-4 月共新增火电装机 1,037 万千瓦,其中,燃煤 617 万千瓦、燃气 312 万千瓦,比上年同期多投产 161 万千瓦。1-4 月,全国火电设备平均利用小时为 1,413 小时,比上年同期降低 13 小时。
火电累计发电量及增速
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2019 年第一季度,受到发电量增加、平均结算电价上调、煤价回落等因素影响,火电行业业绩较上年同期明显改善。第一季度,火电行业实现营业收入 2,063.63 亿元,同比增加 15.19%;归母净利润 226.04 亿元,同比增加 55.9%。
火电行业营业收入及增长率
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我国电源结构仍以煤电为主,2018 年煤电装机(10.1 亿千瓦)占总装机(19%)比重为 53%,而且相对于其他发电方式,煤电经济性优势明显,目前,全国燃煤机组平均标杆上网电价约为 0.3738 元/千瓦时,仍然低于我国大多数发电形式的平均上网电价。虽然到 2020 年,我国煤电装机比重将从 59%下降至 55%,但是煤电作为我国发电的主力电源这一基本事实不变。
中国电力增量需求更多的将由可再生能源提供。但可再生能源目前仍处于发展阶段,难以满足不断增加的电力需求。目前火电仍然承担电量支撑的角色。根据中国《电力发展“十三五”规划》,到 2020年力争将火电装机控制在 11 亿千瓦以内,占比降至约 55%,火电装机容量增长有限。受其他电源增速较高的影响,火电增速将收窄至 3.1%,火电 2019 年利用小时数将达到 3,845 小时。
2015-2019年全国火电新增装机容量(万千瓦)
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2017 年 6 月,国家发改委发布《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》,取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金,7 月起燃煤机组上网电价由 0.3644 元/千瓦时上调至 0.3738 元/千瓦时。
就上网电价而言,一方面受“煤电联动”政策影响,煤价成为影响电价的主要因素之一,另一方面,国家“三去一降一补”政策也压制了煤电上网电价真正执行“煤电联动”政策。2018 年,尽管燃料成本上涨幅度已触发煤电联动条件,但受“三去一降一补”政策影响,国家发改委并未上调电价,反而降低了销售端“一般工商业用户”电价。同时,上网电价下调的可能性也极小,因为如果按照现在电价,要想实现煤电联动的电价下调,根据煤电联动公式,电煤价格必须下降超过 1,000 元/吨,这显然是不可能的。
尽管政策再三提出降低一般工商业电价,但实际这部分降价主要从降低电网环节收费和输配电价格着手,并不会降低上网电价。从 2018 年来看,上网侧电价仅针对增值税下调进行相应调整,而未针对一般工商业电价下调而进行调整,因此我们判断由于煤价在 2020 年前都将维持高位运行,上网电价上调可能性很小。
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