2019中国火电行业的3个“可能性”‘BOB网页版登陆’

本文摘要：2019年，我国经济不确定性减小，全社会用电量增长速度上行压力显著，另外，2017、2018年投资下降对火电行业影响也将逐步显出。▲2018年，我国全社会用电量62199亿千瓦时，同比快速增长8.5%,增速比上年同期提升2.0个百分点，根据中电联近期预测，2019年全年全社会用电量快速增长5.5%左右。▲2018年，我国火电装机比重仍然正处于下降趋势，全年追加煤电2903万千瓦、同比较少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平，2019年，该趋势还将更进一步沿袭。

2019年，我国经济不确定性减小，全社会用电量增长速度上行压力显著，另外，2017、2018年投资下降对火电行业影响也将逐步显出。▲2018年，我国全社会用电量62199亿千瓦时，同比快速增长8.5%,增速比上年同期提升2.0个百分点，根据中电联近期预测，2019年全年全社会用电量快速增长5.5%左右。▲2018年，我国火电装机比重仍然正处于下降趋势，全年追加煤电2903万千瓦、同比较少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平，2019年，该趋势还将更进一步沿袭。

综合分析表明，2019年，火电市场总体状况无法转变，供给侧改革、电力市场改革对火电行业影响还将更进一步激化。2019年，我国火电行业面对诸多可能性。

我国火电装机容量西高东较低的快速增长格局将沿袭数据表明，2018年火电投资大幅度下降，火电投资同比上升0.3%，但比较2017年火电投资同比下降27.4个百分点，断崖式的暴跌早已完结。不受投资频仍下降影响，预计，2019、2020年，我国火电装机容量短距离快速增长水平将沿袭。分区域上看，2018年，火电装机容量多达6000万千瓦的火电大省中，仅有广东、河南、山西增幅较高，同比快速增长268万千瓦、171万千瓦、173万千瓦。

2018年，西北区域沦为引导火电装机容量快速增长的最重要增长极，陕西、宁夏分别超过3798万千瓦、2844万千瓦，同比快速增长734万千瓦、412万千瓦。有一点注目的是，2018年，陕西步入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相继投运，火电装机容量上升幅度占到到全国幅的19.8%，陕西正在沦为西北区域火电最重要增长极。考虑到十三五规划明确提出到2020年全国煤电装机规模力争掌控在11亿千瓦以内，目前全国火电装机量已多达规划水平，面对很大的装机量快速增长压力。预计2017、2018年投产高峰过后，2019年，火电机组装机容量将维持比较平稳，电源结构改变将长期保持。

2019年，我国火电装机增长速度或将维持持续下降态势，我国火电追加装机容量西高东较低的格局将沿袭，但西北区域的巨量增幅将持续增加。我国火电设备平均值利用小时数上升概率提高2018年，我国火电设备平均值利用小时数总体提高较慢。全国火电平均值利用小时数为4361小时，同比提升143小时。

分区域看，火电设备平均值利用小时数下降的省份超过24个，广西上升幅度最低约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、江苏则经常出现了大幅度下降，下降幅度分别为16小时、204小时。2018年，受到我国经济总体转好、煤改电等因素的影响，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，同比快速增长8.5%、同比提升1.9个百分点，为2012年以来最低增长速度。

另一方面，近年来大大投资电网建设，电网规模稳步增长，横跨省区运送能力大幅度提高。由于2019年经济快速增长不确定性减小，全社会用电量增长速度将不会上升，中国电力企业联合会预计，全年全社会用电量快速增长5.5%左右。

全社会用电量增长速度上升将沦为影响2019年我国火电设备平均值利用小时数的最主要因素。2019年，受到供给外侧结构改革影响，我国火电装机容量增长速度将更进一步增大，2017、2018年我国火电装机容量高峰已过，近年新的已完成火电投资项目投产速度慢于电力消费增长速度，且政策引领下非化石能源装机规模及占比较慢提高，这将对提高火电设备平均值利用小时数产生最重要影响。2019年，我国火电设备平均值利用小时数或将经常出现一定幅度下降，但是由于辅助服务市场建设公里/小时，火电辅助服务职能将获得突显，部分火电企业将共享这一改革红利。电煤价格高位运行状况沿袭 我国火电企业成本压力仍然显著2018年，我国电煤价格总体稳定。

2018年2月份，我国电煤价格超过567.21元/吨顶峰，江西、广西电煤价格一度超过765.61元/吨、754.45元/吨峰值，当地发电企业面对较小的压力。3-5月份，电煤价格持续上调，超过515.39元/吨。

下半年，我国电煤价格总体稳定。2018年，煤炭成本在煤电总成本中占到较为低，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不会影响电力企业成本掌控水平，另一方面煤价的大幅度波动不会造就火电网际网路电价的波动，进而影响电力企业收入水平。由于煤炭供给侧改革造就领先生产能力解散，煤炭供需结构调整造成煤价较慢提高，煤电企业发电成本较慢提高，同时由于网际网路电价偏高，煤电企业盈利能力显著下降。

2019年，煤炭去生产能力步伐将持续前进，我国煤炭供需逆向产于格局更为突显。我国煤炭的供需将从全国分布式(分散型)向西北区域区块化改变，而且这种逆向产于格局不会更加引人注目。随着我国去生产能力和生态环保政策的之后强力实行，东中部地区大大关井减产，2019年迎峰度夏、迎接峰度冬，华东地区、东北地区电煤价格仍然不存在一定程度的下跌压力。

2019年，国家发改委、国家能源局刚公布的《关于大力前进电力市场化交易更进一步完备交易机制的通报》以及《全面放松部分重点行业电力用户放用电计划实施方案》将不会持续充分发挥效力。该政策实际将煤炭与电力价格对立向下游分流，将价格传导至电力交易市场化流通环节，有助减轻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均衡状况会转变，电煤价格稳定趋势或还将更进一步沿袭，但是局部地区、局部时段电煤供应紧绷的风险仍然不存在，尽管不会随着电力市场交易机制的完备，火电企业的压力也不会获得小幅获释，火电企业仍然面对挑战。（本文仅有代表个人观点。数据来源：国家能源局、中国电力企业联合会、中电传媒电力传媒数据研发中心、各省、自治区、直辖市经信委。

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