京财时报

电力地图汇:区域煤电盈利要素全景分析

http://www.jingcsb.com/ 来源:网络整理 发布时间:2017-07-24 18:47:56

如上所述,煤电不属于清洁能源,在能源结构调整和节能环保的国家政策格局下,受到政府支持力度小,在发电次序中位列末位,需求受其他电源发电量影响严重。近年来,核电、风电、光伏等电源发电量大幅增加,但由于基数较小,尚无法对火电发电量形成太大影响,决定火电发电量的主要因素依然为水电来水情况。通常情况下,水电来水丰枯变化以两年为一周期。但2015年以来,受强厄尔尼诺现象影响,来水持续偏丰至2016年下半年,在此期间,火电发电量持续负增长;2016年下半年起,随着用电量需求回暖及厄尔尼诺现象退去,火电发电量恢复正增长并增速持续增加, 2017年一季度火电发电量同比增长7.4%。综合用电需求及来水情况的估计,中债资信预测2017年火电发电量增速将在3%左右。

(3)新增装机

根据公式,利用小时数(小时)=发电量(亿千瓦时)/装机容量(万千瓦)*10,000,因此除了需求端外还需关注火电行业自身装机容量(即供给情况)。

2017年两会首次将煤电去产能纳入政府工作报告。2017年3月,中债资信电力行业研究团队曾在《两会聚焦:煤电首提去产能,未来路在何方?》中指出,煤电行业供给过剩问题主要原因为:(1)2013~2015年,煤炭价格进入了三年的下降通道,煤电企业度电盈利空间达到电力体制改革厂网分开(2002年)以来最高点,巨大的利润驱使电力企业加大煤电机组投资建设;(2)2014年10月,国务院将火电站的核准权下放至省级政府,增强了各地方电力企业的话语权,火电机组开始大规模建设。随着去产能政策的实施,预计2017年投产火电机组在4,000~4,500万千瓦左右,增速降至4%以下。

电力地图汇:区域煤电盈利要素全景分析

综上所述,我们预计2017年火电发电量增速将在3%左右,而火电装机容量增速在4%以下,因此火电利用小时数还将继续下降,但降幅将明显趋缓,因此可以近似认为2017年度电固定成本可维持在2016年水平或略有增加。

三、上网电价及点火差价

1、上网电价

标杆上网电价由国家发改委根据各省情况统一制定并定期调整,包括基准电价、脱硫脱硝费等。2013年以来,我国共下调4次燃煤机组标杆上网电价,累计下调幅度约7.13分/千瓦时,下调原因包括煤电联动、疏导环保电价、设立经济结构调整专项资金等。

国家发改委于2015年末制定了最新煤电联动机制公式 

规定上期平均电煤价格指数变动值超过30元/吨则会触发煤电联动机制(P△:本期燃煤机组标杆上网电价调整水平,单位为“分/千瓦时”。C△:上期燃煤发电企业电煤(电煤热值为5000大卡/千克)价格变动值,单位为“元/吨”。Ci:上期供电标准煤耗(标准煤热值为7000大卡/千克),以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准,单位为“克/千瓦时”)。但从历史上看,煤电联动调整电价具有一定的滞后性,在当前经济景气度较差的背景下,电力被政府作为缓解下游制造业经营困难的政策工具,导致联动上调更加困难,进而加剧了火电企业经营压力。

通过图1与图9对比可知,由于上网电价将直接传导至下游的销售电价(即用户用电价格),因此国家发改委对各省上网电价的核定中,一方面考虑了当地煤炭资源禀赋状况,另一方面也将当地经济发展状况纳入重要考量——如云南省、青海省虽然煤炭成本相对较高,但经济状况较差,因此标杆上网电价相对较低;广东省虽然煤炭成本略低于周边省份,但经济状况好,因此标杆上网电价反而高于周边省份。整体看,华南、华东、华中标杆上网电价较高,而西北、西南地区标杆上网电价较低。

2017年6月末,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》,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。但根据当前已经发布具体上调计划的江苏、河南、冀南、冀北、陕西、重庆、天津等地上调结果来看,上网电价涨幅较小,在1.4分/千瓦时左右。另一方面,2015年3月电力体制改革9号文发布以来,电力直接交易规模不断扩大,直接交易电量部分让利明显,电价定价方式逐步脱离标杆电价,预计上网电价的上调将与直接交易电量扩大导致的上网电价下浮相抵消。

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