回顾与展望,电价新政暗潮涌动

2019-12-09

受社会经济趋势下行的影响,叠加2018年冬季寒潮和夏季高温导致用电量超预期增长带来的高基数因素,各产业用电量增速全面回落。1-10月份,全国全社会用电量5.92万亿千瓦时,同比增长4.4%,比上年同期回落4.3个百分点,位于我们在上个年度策略报告中预测的保守假设区间内。需求侧增长放缓同步传导至供给侧。1-10月份,全国规模以上电厂发电量5.85万亿千瓦时,同比增长3.1%,比上年同期回落4.1个百分点。水电表现亮眼、火电持续修复,全行业营收、利润持续提升。



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已经沿用了十六年的煤电标杆电价+联动机制如期谢幕,2020年起“基准+浮动”机制登场,开启电价新时代。虽然市场对于2020年只降不升的政策压制持悲观态度,但我们认为浮动机制有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局,打开电价的想象空间。通过观察广东和江苏这两个市场化交易规模最大的火电大省的价差和让利情况,可见市场化对于发电企业的影响并不会大到难以控制的地步。


受社会经济趋势下行的影响,叠加2018年冬季寒潮和夏季高温导致用电量超预期增长带来的高基数因素,各产业用电量增速全面回落。1-10月份,全国全社会用电量59232亿千瓦时,同比增长4.4%,比上年同期回落4.3个百分点,位于我们在上个年度策略报告中预测的保守假设区间内。分产业看:


第一产业用电量647亿千瓦时,同比增长5.2%,比上年同期回落4.6个百分点;

第二产业用电量39867亿千瓦时,同比增长3.0%,比上年同期回落4.2个百分点;

第三产业用电量9941亿千瓦时,同比增长9.3%,比上年同期回落3.8个百分点;

城乡居民生活用电量8777亿千瓦时,同比增长5.9%,比上年同期回落5.2个百分点。


从用电增量的构成来看,2019年前10月全社会用电量同比增长的2680亿千瓦时中,第一产业贡献了32亿千瓦时的用电增量,占比1.2%;第二产业贡献了1292亿千瓦时,占比48.2%;第三产业贡献了863亿千瓦时,占比32.2%;城乡居民生活贡献了492亿千瓦时,占比18.4%。



从需求结构上来看,三产和居民生活用电量的占比进一步提升。对比2019年与2018年前10月的分产业用电量情况,可以发现:一产占比基本持平,二产占比下滑0.9个百分点,三产和居民生活用电量占比分别上升了0.7、0.2个百分点。



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需求侧增长放缓同步传导至供给侧。1-10月份,全国规模以上电厂发电量58472亿千瓦时,同比增长3.1%,比上年同期回落4.1个百分点。其中:


全国规模以上水电发电量10013亿千瓦时,同比增长6.5%,比上年同期提高1.5个百分点;

全国规模以上火电发电量42041亿千瓦时,同比增长1.1%,比上年同期回落5.5个百分点;

全国核电发电量2826亿千瓦时,同比增长19.3%,比上年同期提高4.3个百分点;

全国规模以上风电发电量3250亿千瓦时,同比增长9.7%,比上年同期回落13.4个百分点。







与上年同期相比,2019年1-10月火电发电量在总发电量中的占比下降1.3个百分点,水电、核电、风电分别上升了0.2、0.6、0.2个百分点。




1-10月全国主要发电企业新增装机容量7117万千瓦,比上年同期少投产1867万千瓦。五大电源类型中,火电、风电装机增长加快。1-10月全国新增水电装机容量292万千瓦、火电新增3237万千瓦、核电新增409万千瓦、风电新增1466万千瓦、光伏发电新增1714万千瓦,与上年同期相比,分别减少416万千瓦、增加539万千瓦、减少63万千瓦、增加20万千瓦、减少1937万千瓦。截至2019年10月底,全国规模以上电厂发电设备容量18.69亿千瓦,同比增长5.8%,比上年同期提高0.6个百分点。其中,


水电装机容量3.09亿千瓦,同比增长1.3%,比上年同期回落1.9个百分点;

火电装机容量11.74亿千瓦,同比增长4.8%,比上年同期提高1.9个百分点;

核电装机容量4874万千瓦,同比增长20.3%,比上年同期提高7.1个百分点;

风电装机容量1.99亿千瓦,同比增长12.2%,比上年同期提高0.6个百分点;

光伏发电装机容量1.38亿千瓦,同比增长12.3%。







2019年1-10月,全国发电设备累计平均利用小时为3157小时,比上年同期减少55小时。其中,


全国规模以上水电设备累计平均利用小时3244小时,比上年同期增加162小时;

全国规模以上火电设备累计平均利用小时3495小时,比上年同期减少100小时;

全国核电设备累计平均利用小时6040小时,比上年同期减少44小时(公布值同比减少159小时,与1-9月及上年同期累计利用小时对比分析可知数据有误,故采用上年同期数据推算同比减少44小时);

全国规模以上风电设备累计平均利用小时1688小时,比上年同期减少36小时;

全国规模以上光伏发电设备累计平均利用小时1117小时,比上年同期增加57小时。



2019年9月26日,总理主持召开国务院常务会议,会议决定:从明年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将现行标杆上网电价机制,改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。


根据5号文等电改政策的要求,上网电价改革的方向是全面引入竞争机制,价格由供需各方竞争形成,最终目标是要建立电力调度交易中心,实行发电竞价上网。2005年的《电价改革实施办法》中提出:“在竞价上网前,除政府招标确定上网电价和新能源的发电企业外,同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格,并事先向社会公布;原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。”其中“同一价格”就是标杆上网电价。而标杆上网电价在2004年即已面世。2004年4月16日,国家发改委发布了《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》(发改价格[2004]610号),通知要求规范上网电价管理,对同一地区新投产的同类机组(按水电、火电、核电、风电等分类),原则上按同一价格水平核定上网电价;对安装脱硫环保设施的燃煤电厂,其环保投资、运行成本按社会平均水平计入上网电价。


当年6月,发改委先后印发了《关于疏导华北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1036号)、《关于疏导南方电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1037号)、《关于疏导华中电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1038号)、《关于疏导华东电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1039号)、《关于疏导东北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1124号)、《关于疏导西北电网电价矛盾有关问题的通知》(发改价格[2004]1125号)这六大区域电网的电价调整通知,规定了各省(区、市)统一调度范围内新投产燃煤机组(含热电机组)、以及部分水电机组的标杆上网电价,并对安装脱硫设备的燃煤机组给予电价奖励。自此,标杆上网电价正式成为电力产业的关键指标之一。


2015年12月31日,国家发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改价格[2015]3169号),对已经执行了十二年的煤电价格联动机制进行了调整。自2016年中开始,电煤价格迅速上涨且连续两年居高不下,根据测算,2018年的联动理论上应上调约3.67分/千瓦时;2018年未执行联动情况下,累计到2019年的联动应上调约4.40分/千瓦时。但2018、2019年连续两次下调下游销售环节的一般工商业电价,打乱了现有的价格传导机制,在达到触发条件的情况下却并未执行联动,煤电联动即已名存实亡。而与之同根而生的燃煤发电标杆上网电价机制也到了退场的时刻。



2019年10月21日,国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(发改价格规[2019]1658号),正式取消已使用了十六年的煤电标杆上网电价+煤电联动机制。意见决定,自2020年1月1日起,执行新的“基准+浮动”电价机制。



政策明确了已经市场化的电量仍采用原有的电价形成方式,“基准+浮动”机制只适用于原有计划电量中具备交易条件和交易用户的部分。根据中电联的统计,2018年在全国大型发电集团参与市场化交易各类电源中,煤电上网电量的市场化率已经达到42.8%,计划电量的占比约57.2%;以一产及城乡居民用电量在全社会总用电量中的占比15.2%推算,计划电量中可以采用“基准+浮动”机制的部分占比约42.0%。


环保电价补贴延续:政策明确了市场化电量的上网电价中除了脱硫脱硝除尘电价外,还要包含超低排放电价,这对之前已经市场化电量的电价结构进行了明确。11月15日,安徽省电力交易中心发布通知,允许已经签订2020年交易合同且合同价格未包含超低排放电价的发、用电双方重新协商。此后,多家电企要求将直接交易电价上调1分/千瓦时。


容量电价机制提上日程:中西部的一些省份,因水电、风电、光伏等可再生能源装机占比较大,严重压制了当地火电机组的出力,利用小时大幅低于设计的盈亏平衡点,造成电企常年亏损;而中东部的一些省份,虽然火电利用小时较高,但部分老旧机组因技术参数落后、煤耗高,在电力市场化交易中竞争力不足,叠加巨大的环保排放压力,逐步被边缘化,常年停机、甚至提前破产退场,这对电网调峰、保供能力造成了不利影响。对于此类煤电机组,未来转为类似于气电的调峰机组是一种能够平衡多方诉求的可行方式;而江浙沪地区气电机组所执行的容量电价+电量电价的“两部制”电价政策,可以确保调峰机组的盈利能力,实现可持续发展。




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