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2019 年各省火电利用小时涨跌不一,明显改善的有主要是发电调出省,大致区域:西南,西北(新疆),华北(内蒙),东北,明显恶化的是调入省所在区域:京津冀,华东,华中,可见电力调运在 2019 年明显增加,改善了调出省的利用小时。随着输配电定价成本的进一步降低和市场化电价的进一步推进,电力输送通道将成为行业盈利的一个重要变量。从下图可以看出:发电净调出省的利用小时几乎都是改善的。
2. 已有的各省输电和跨区输电数据并不能解决问题
参考 2019 年各省电力调入调出表,我们发现主要输出的区域呈现由西向东,由北向南的流向。主要调出省是内蒙,山西,云南,四川,湖北,西北等各省所在的西部或者北方区域,而主要流入的则是华东区域和京津冀区域。
我们参考中电联给的跨区输电表(表 2),显示电力确实是自西向东,自北往南流动。但使用 7 大区域流动和各省输入输出电量数据,我们发现仍然无法解决各省自有的电力流向问题,因为区域内会有很多内部抵消,譬如内蒙送京津冀的电量就在内部消化了,而对未来区域的具体供需也并不能给出具体增量的数据。
3. 特高压输电通道提供了部分解决方案
我们国家的跨省输电主要通过特高压和超高压,特高压指的是输电等级在 800 千伏及以上的输电线路,超高压一般指的是 500KV 到 750KV 的输电线路。我国目前已有跨省特超高压输电项目 44 条,其中特高压 30 条,超高压 14 条(超高压线路输送电量相对饱和,增长空间有限,因此我们主要分析特高压的增量)。特高压中 22 条已投产,在建 8 条,我们预计 2019 年送电量 6487 亿千瓦时,2022 年将达到9044 亿千瓦时。三年年均增加 852 亿千瓦时。较 2019 年增长的 773 亿千瓦时有更多的提升。
将以上线路绘制成图,可以更清晰的发现未来新疆,青海,内蒙,四川,云南会有相对更好的竞争格局,而四川云南的特高压往往针对新增水电项目,我们认为项目建成并不会带来当地多大的供需格局改善,更多是压低输入区域的利用小时,因此,我们认为,从新增通道的角度,未来更有机会的公司应该位于内蒙,新疆,青海等西北区域。
除此以外,还有部分 2017 和 2018 年投产的特高压项目并未达产,随着这些项目的逐渐达产,这些区域及附近的公司也会受益相对较好的供需格局。我们认为,这样可以新增改善的区域:陕西,山西,甘肃。
其实有这些也还是不完整,我们选取煤电预警区域的静态参考指标:2021 年发改委火电回报预警表。
参考此表和前面可选的区域(新疆,青海,内蒙,陕西,山西,甘肃等),我们认为更有优势的区域:内蒙,陕西,山西,新疆。
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