2019年中国电力行业各电源需求与供求发展预测：市场化交易规模进一步扩大

在煤电联动机制无法启动的情况下，电力企业会通过减小市场化交易电价降幅的方式消化上涨煤价，达到提升营业收入的效果。2018 年以来，随着煤炭市场价格波动上升以及发电市场竞争的理性回归，煤电市场化交易量进一步扩大，交易电价呈缓步回升趋势。2019 年第一季度，大型发电集团煤电平均市场交易电价为 0.3668 元/千瓦时，较 2018 年提升了 0.004 元/千瓦时。

市场化交易电量规模进一步扩大。2019 年 1 季度，大型发电集团煤电机组上网电量 6,017 亿千瓦时，占其合计上网电量的68.8%；市场交易电量 2,553 亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为 42.4%，相较于 2018 年 1 季度，市场化率提高了 11.2 个百分点。

市场化电价与直供电价差缩窄。实施电价改革以来，华能国际、华电国际等大型发电集团上网电量的市场化比例在逐年提升，市场化电价逐年上升，与燃煤电厂标杆电价的价差不断收窄，价差收窄至 2019 年 1 季度的 0.0262 元/千瓦时，充分显示了大型发电企业在市场化交易中的定价权。未来，如每年的电力需求增速维持 5-6%的稳定增长，发电装机增速减缓必然带来电力市场的进一步紧缺，推升市场电价格。

大型发电集团煤电上网电量市场化率

数据来源：公开资料整理

5 月，沿海六大电企日均耗煤 58.53 万吨，同比降低 18.9%；重点电厂日均耗煤 319 万吨，同比下降 6.2%。在用电量增速放缓、动力煤需求转弱的情况下，发改委也号召煤价下调，5 月份秦皇岛山西产 5,500 大卡动力煤平均价格 610 元/吨，同比下降 2%，现货价格有望回落至 570 元/吨。随着电力市场化改革的推进，煤价回涨向下传导，由于火电行业对煤炭价格的高弹性特征，市场电价降价幅度将逐步收窄，火电行业业绩会得到继续改善。

电煤价格指数（元/ 吨 ）

数据来源：公开资料整理

燃煤机组平均上网电价（右轴）和电煤价格

数据来源：公开资料整理

四、水电

2019 年 1-4 月，全国规模以上电厂水电发电量为 2,987 亿千瓦时，同比增长 13.7%。截至 4 月份，全国 6,000 千瓦及以上电厂水电累计装机容量为 3.1 亿千瓦，同比增长 3%；2019 年 1-4 月新增装机容量 74 万千瓦，同比下降 45.2%。受来水形势向好影响，1-4 月全国水电设备平均利用小时数为 959 小时，同比增加 114 个小时。

截至 2019 年 4 月份，水电基本建设投资完成额为 250 亿元，同比增长 62.3%，大幅增加主要原因是白鹤滩、乌东德、杨房沟、两河口等大型水电站在建。

2011-2019.5水电累计发电量

数据来源：公开资料整理

水电项目建设情况

数据来源：公开资料整理

由于乌东德等大型水电站仍然在建，2019 年 1-4 月全国水电新增装机出现明显下滑，低于火电等其他发电形式的新增装机增速。根据《水电发展“十三五”规划》，我国要基本建成长江上游、黄河上游、乌江、南盘江红水河、雅砻江、大渡河六大水电基地，总规模超过 1 亿千瓦，我们预计 2020 年起大型水电机组的集中投运期有望来临。

在来水好于 2017 年的情况下，2018 年全国平均水能利用率为 95%左右，水电消纳能力持续增加。2018 年 12 月，国家发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》，提出 2019 年、2020 年要确保全国水能利用率在 95%以上。云南大理-深圳 800 千伏特高压通道的建成，将有效降低云南、四川的弃水量，未来随着云南昆明-广西柳州-广东惠州等特高压的建成，全国水能利用率将稳步提升。

预计投产水电特高压输送通道

数据来源：公开资料整理

预计2019 年下半年水电新增装机量上升幅度空间有限，来水向好将推动利用小时数提升，预计 2019 年利用小时数为3,640 小时，较 2018 年增加 27 小时。

近年来，水电市场化交易程度也日益提高。2019 年 1 季度，大型发电集团水电机组上网电量 1,232 亿千瓦时，占其合计上网电量的 14.1%；水电市场交易电量 242 亿千瓦时，水电上网电量市场化率达到 19.7%；市场交易平均电价为 0.2289 元/千瓦时，较上年同期降低 0.0055 元/千瓦时。

大型发电集团水电市场交易平均电价

数据来源：公开资料整理

5 月 15 日，国家发改委发布《关于降低一般工商业电价的通知》（下称《通知》），《通知》指出，电网企业增值税税率由 16%调整为 13%后，省内水电企业非市场化交易电量、跨省跨区外来水电和核电企业非市场化交易电量形成的降价空间，全部用于降低一般工商业电价。这意味着重大水利工程、增值税降价与电网承担了主要降价任务分解，水电仅贡献增值税降低的空间，不必下调不含税电价。

五、电改

1、 全面放开发用电计划，市场化交易规模进一步扩大

2019 年的政府工作报告中，提出以改革推动降低涉企收费，深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低 10%；深化电力、油气、铁路等领域改革，自然垄断行业要根据不同行业特点实行网运分开，将竞争性业务全面推向市场。国家发改委副主任连维良介绍了 20 项年度重点改革任务，包括经营性行业的发用电计划将全面放开、增量配电改革试点将向县一级全面延伸等。

2015 年 3 月“9 号文”提出要“关注中间，放开两头”，其中发用电计划放开是重要一环。从 2017 年 3 月明确“逐年减少既有燃煤发电企业计划电量”，到 2018 年 7 月全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划，再到提出“经营性的行业发用电计划全面放开、市场化电量占 50%”，电力的定价方式已经由政府规定的上网电价，逐步转向市场电价。目前，国内电力供给呈现电量宽松、电力紧张的局面，供给相对宽松的大环境，导致电力市场化交易比例逐年抬升。

2016 年，全社会用电量市场化率约为 19%。2017 年，全国除西藏、海南外，其余各省区市均组织开展了市场化交易，全社会用电量市场化率达 26%左右。

2018 年，全国各地市场主体参与市场的数量进一步扩大，全社会用电量市场化率提升至30.2%。2019 年第一季度，全社会用电量市场化率为 26.5%，较上年年同期提高 5.5 个百分点。

分省市场交易电量占比

数据来源：公开资料整理

与电力市场化交易规模扩大相对应的，是国内电力现货市场的建立和完善。按照国家发改委、能源局加快推进电力现货试点工作要求，2018 年 8 月，南方(以广东起步)电力现货市场启动试运行，成为全国首个投入试运行的电力现货市场。为推动电力现货市场建设试点尽快取得实质性突破，国家发改委、能源局建立了对 8 个试点的联系协调机制，甘肃、山西电力现货市场于 12 月启动试运行。由于国内现货市场初建立不久，实际运营效果恐不达预期，预计 2019 年全社会用电量市场化率将达到 35%，略低于国家目标（40%）。

2、 电企混改动作频频，盘活资产提升盈利

2019 年的政府工作报告中，还提出加强和完善国有资产监管， 推进国有资本投资、运营公司改革试点，促进国有资产保值增值；加强和完善国有资产监管， 推进国有资本投资、运营公司改革试点，促进国有资产保值增值。当前，我国国企经营效率较低，且国企垄断利润影响中国国际竞争力，国企改革的需求和动力较为充足。自 2014 年以来，国企改革政策不断完善，已有 400 余家国企通过混改、股权激励、资产注入等形式，先后进行各项改革试点，增强了其盈利能力。

我国的电力/电网企业，被“两网”（国家电网、南方电网）“五大四小”（华能、华电、大唐、国电、国电投、国投、国华、华润、中广核）瓜分了大部分市场份额，而“两网”和“五大四小”均为国有控股企业，其盈利依赖其垄断地位。长久以来，煤价和电价呈现出“市场定价”和“政府定价”的价格双轨制，煤企、电企、电网企业之间的利益分配存在博弈，导致企业成本、盈利能力受到影响，急需找到新的突破口。

近年来，传统国有大型垄断企业积极响应国家监管要求，组织金融控股平台公司上市，如中航资本、中油资本、五矿资本，拓展了资本实力，优化了股权机构，提升了运营能力，对电力企业混改取得了较好的示范性作用。目前，电力企业混改主要有两个方向，分别是国有资本投资和国有资产运营。其中，国家电网起步早已经初见成果，国有资本运营方面，以置信电气为例，重组装入英大证券/信托资产，国有资产运营方面，以岷江水电为例，重组装入国网信通资产。混改后，电力企业将从变“管资产”为“管资本”，盘活资产，并完成主辅分离的任务要求。