2019年中国火电行业发展概况、盈利能力、市场供需情况及影响2019年电力行业的主要因素分析[图]

火电李玲玲 2019-05-20 06:29 来源：智研咨询

一、煤价高点，煤炭企业ROE高点和火电企业ROE形成明显反差

我们梳理了火电板块ROE与煤炭板块ROE的情况，两者呈现显著负相关，目前煤炭ROE处于高点，火电ROE处于低点。

火电ROE和煤炭ROE历史走势

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煤价和火电企业ROE的变动情况

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二、电价、需求相对稳定；核心还看煤价

1）电价端：经济下行，标杆电价调整可能不大；市场化交易比重变大，但折价收窄，电价端整体相对稳定

“三去一降一补”、“供给侧结构性改革”对于火电行业的影响颇深；从执行情况来看，煤电价格联动机制并不必然。2015年12月31日，发改委发布《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》。煤电价格联动机制以年度为周期，由发改委统一部署启动，以省（区、市）为单位组织实施。煤电价格联动机制依据的电煤价格按照中国电煤价格指数确定。电煤价格以中国电煤价格指数2014年各省（价区）平均价格为基准煤价，原则上以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。在2020年之前，基准煤价和基准电价是否调整根据实际情况确定。燃煤标杆上网电价按照煤电价格联动机制测算确定后，在保持居民生活、农业生产用电价格稳定的情况下，调整销售电价。2015年底中央经济工作会议提出“三去一降一补”，其中着重提到要“帮助企业降低成本”。2018政府工作报告中指出：“要扎实推进三去一降一补”、“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”。国家出于宏观经济调控、煤炭企业去杠杆考虑和经济压力等因素综合考量，在实施过程中出现煤电联动不到位的情况，2017年电煤价格指数达516元/吨，已经触发了联动机制，但燃煤上网电价并未上调。因此煤电联动并不必然，电价相对外生。

P△：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位“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“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“克/千瓦时”。A：上期中国（分省）电煤价格指数与2014年相比增减额，单位“元/吨”。

煤电联动计算方法

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电力市场化是大势所趋，电量市场化比例提升，但折价收窄，预计短期电价企稳。2017年发布《关于有序放开发用电计划的通知》，要求扩大市场化交易规模，新建煤电机组全部执行市场电；中小用户通过售电公司参与交易。习近平总书记在中央经济工作会议上强调指出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。2018年7月国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，提出要继续提高市场化交易电量规模，要放开煤炭、钢铁、有色、建材等行业用户发用电计划；降低市场化交易门槛；自备电厂成为合格主体后推进自发自用外电量参与交易；并协商建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制。在确定基准电价的基础上，鼓励交易双方在合同中约定价格浮动调整机制。鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，具体浮动调整方式由双方充分协商，在合同中予以明确，浮动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。通过煤电联动的浮动机制可以提高火电企业定价权，保证火电现金流和业绩稳定。

2017年1-9月，市场化交易电量占电网销售电量比重（即销售电量市场化率）达到31.3%；煤电上网电量平均电价（计划与市场电量综合平均电价）为0.3650元/千瓦时，市场交易（含跨区跨省送出交易）平均电价0.3180元/千瓦时。2018年1-9月，市场交易电量占电网企业销售电量比重为34.5%较去年同期相比，销售电量市场化率提升3.2个百分点。2018年1-9月，煤电上网电量平均电价为0.3640元/千瓦时，市场交易平均电价为0.3368元/千瓦时，市场交易电价有所上升。从趋势上看，2018年市场交易电量占比继续提升，但折扣幅度减少，整体上网电价平稳。我们判断无论燃煤标杆电价还是市场电让利幅度，短期恶化风险相对有限，利好电价企稳。

大型发电集团的煤电市场平均电价（元/千瓦时）

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市场交易电量占全社会用电量比例

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2）电力需求端：经济下行预期下，用电增速或下降但幅度有限

年初至今，用电维持较高增长。2018年1-10月份，全国全社会用电量56552亿千瓦时，同比增长8.7%，增速比上年同期提高2.0个百分点。第一产业用电量615亿千瓦时，同比增长9.8%；第二产业用电量38575亿千瓦时，同比增长7.2%，占全社会用电量的比重为68.2%；第三产业用电量9078亿千瓦时，同比增长13.1%，占全社会用电量的比重为16.1%；城乡居民生活用电量8285亿千瓦时，同比增长11.1%，占全社会用电量的比重为14.6%。

历年我国第一二三四产业用电量占比情况及走势

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2018年1-10月份，全国规模以上电厂发电量55816亿千瓦时，同比增长7.2%。其中，火电发电量40686亿千瓦时，同比增长6.6％，水电发电量9418亿千瓦时，同比增长4.6％，核电发电量2341亿千瓦时，同比增长15.0%，风电发电量2962亿千瓦时，同比增长23.1%。

全社会发电量及同比增速（亿千瓦时）

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历年全国发电结构

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火电月度发电量及增速

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截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量17.7亿千瓦，同比增长5.2%，其中，水电3.1亿千瓦、火电11.2亿千瓦、核电4053万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.2亿千瓦。1-10月份，全国新增装机容量8984万千瓦，比上年同期少投产1051万千瓦。其中，水电708万千瓦、火电2698万千瓦、核电471万千瓦、风电1447万千瓦、太阳能发电3651万千瓦。水电、火电和太阳能发电分别比上年同期少投产185、623和829万千瓦，核电和风电分别比上年同期多投产254和323万千瓦。

2018年前10月全国装机结构

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历年火电装机容量（万千瓦）

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整体发电设备利用小时数优于去年。1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3209小时，比上年同期增加100小时。火电设备平均利用小时为3596小时，比上年同期增加165小时其中，燃煤发电设备平均利用小时3691小时。水电设备平均利用小时为3083小时，比上年同期增加58小时。核电设备平均利用小时6084小时，比上年同期增加211小时；风电设备平均利用小时1724小时，比上年同期增加172小时；光伏发电设备平均利用小时1060小时。用电增速放缓端倪已现，但预计下降幅度有限。2018年1-11月，全社会用电量累计62199亿千瓦时，同比增长8.47%，增速同比增长2个百分点，环比1-10月增速下降0.23个百分点。11月单月来看，全社会用电量5647亿千瓦时，同比增长6.32%，增速同比上升1.7个百分点，环比10月单月下降1.3个百分点。综合考虑经济因素影响，我们判断2019年全社会用电量的增速较2018年会有所下滑但仍能保持4%-6%左右的增长。

历年火电利用小时数

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3）新装机受限，自备电厂关停等利好因素有望支撑利用小时数整体稳定

2018年前三季度火电设备平均利用小时为3276小时，同比增加158小时，其中，燃煤发电设备平均利用小时3367小时，呈现修复趋势。我们认为2019年虽然火电利用小时数会受经济下行影响，但同时亦有有利因素：1）新建煤电机组严格管控：新建机组受到严格管控，存量小机组的淘汰对火电利用小时数的上升有正面影响。2）自备电厂的关停：自备电厂高耗能、高污染、不缴纳交叉补贴，相关存量机组淘汰后将带给市场不小的增量。因而我们预计利用小时整体应能维持稳定。

火电新增装机受限，预计未来新增装机增速下滑

能源结构转型：未来煤电份额占比或遭压缩，装机增速放缓。2016年底以来，我国陆续出台多项能源领域相关十三五规划文件，对能源结构转型分别作出表述。其中，《能源发展“十三五”规划》明确指出：“把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向，坚持发展非化石能源与清洁高效利用化石能源并举。逐步降低煤炭消费比重，提高天然气和非化石能源消费比重，大幅降低二氧化碳排放强度和污染物排放水平，优化能源生产布局和结构，促进生态文明建设”。

我国能源领域“十三五”规划对能源结构转型的定性表述与量化要求

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各类能源品种占一次能源消费结构比例变化

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在政策的推动之下，我国能源结构正悄然发生转向。在电力结构中，核电、风电、太阳能的装机容量和发电量比重逐年提升，水电稳中有降，火电总体逐年下降。

我国火电发电量占比

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非化石能源发电装机容量增速下滑明显。根据国家能源局印发的《2018年能源工作指导意见》（下称“《意见》”），主要对非化石能源的比重上升以及传统化石能源的清洁化利用提出要求，其中着重提出贯彻2017年12月发布的《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》。《意见》提出2018年的主要目标是非化石能源发电装机达到7.4亿千瓦，相当于在2017年6.9亿千瓦基础上增长7.2%，增速远低于2013-2017年16.1%的装机容量CAGR。《意见》同时提出2018年非化石能源发电量2万亿千瓦，相当于在2017年基础上增长7.1%，低于2013-2017年12.0%的CAGR。

2018年全国非化石能源发电装机容量目标

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2018年全国非化石能源发电量目标

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根据能源电力领域各“十三五”规划，2017-2020年，预计我国火电装机容量CAGR在3.5%以下，水电约为3.4%。而核电、风电、太阳能装机容量的CAGR指引下限分别为14.6%，9.0%，9.2%。由于十三五期间全部电源总体装机容量CAGR在5.0%左右，预计火电、水电装机容量份额或将出现下滑。能源结构转型这一“大象起舞”的过程或将经历较长的时间，改革和替代的过程或将出现波动，但明确的政策导向为公用事业投资指明了策略性方向。

我国不同类型电源装机容量规划情况（单位：万千瓦）

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煤电供给侧改革，去产能稳步推进，严控新装机，火电利用小时数有望持续回升。结合我们对火电企业调研情况来看，各发电企业虽有项目储备，但由于并网环节也受到政府严格把控，预计未来几年煤电新建装机容量仍将保持在低水平。煤电去产能工作依然在有序推进过程中，有助于大型火电企业利用小时数企稳回升。

2015年火电受发改委审批权下放及各地政府拉动基建等因素影响，核准装机容量近1.5亿千瓦，达到历史最高峰，带来了严重的装机过剩风险。2016年，国家能源局下达了《关于2016年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》要求，加大对单机30万千瓦以下、运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组的淘汰关停力度。2017年政府工作报告中要求2017年淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上。根据国家能源局的拆分，分为淘汰落后机组500万千瓦，停建违规项目3800万千瓦，缓建700万千瓦以上，政策主要针对未投产、在建的煤电机组，以停缓建为主。实际2017年淘汰停建缓建煤电产能6500万千瓦，超额完成了年度各项目标任务。2017年发布的《2020年煤电规划建设预警的通知》中，风险预警结果为红色和橙色的省份均需要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目，这就意味着目前只有湖南、海南两省可以“有序核准、开工建设自用煤电项目2017年8月，十六部委联合发布《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，提出“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，到2020年全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。2018年能源指导意见中提出全年煤电投产规模较2017年需更进一步减少，淘汰高污染、高能耗的煤电机组约400万千瓦。预计2019年火电新增装机量进一步下滑，或至2500万千瓦左右，同比增长2.2%。2018年1-10月火电新增装机2698万千瓦，预计全年火电新增装机量3000万千瓦，同比增长2.7%。由于严控新装机，预计2019年火电新增装机量将进一步下滑至25万千瓦左右，同比增长2.2%。

2020年煤电规划建设风险预警

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煤电供给侧改革相关政策梳理

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规范整治自备电厂，利好存量火电机组利用小时数修复

自备电厂占全国总装机约9%，2018年自备电厂整治步入深水区。2016年底，全国自备电厂装机容量超过1.42亿千瓦，同比增长16%，占2016年全国总装机的8.6%，其中自备煤电机组装机容量为1.15亿千瓦，占全部自备电厂装机的81%。分地区来看，山东、新疆、内蒙、江苏、广西等地的自备电厂规模较大，其中山东省2015年底的自备电厂装机规模为3,043万千瓦，自备电厂装机规模位居全国第一。近年来国家持续加码自备电厂整治，2018年3月，《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案（征求意见稿）》下发，拟全面清理违法违规燃煤自备电厂，未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全等在建燃煤自备电厂一律停止建设；中发9号文件出台后未经批准或未列入规划的新建燃煤自备电厂一律停建停运；原则上不再新（扩）建燃煤自备电厂。

自备电厂缴纳交叉补贴政策落地，有望全国推广；自备电厂的发电成本将提高，当地火电机组利用小时数有望改善。2018年7月以来，四川、吉林、上海、山东等地区相继发布政策对当地自备电厂征收交叉性补贴。山东省要求自备电厂企业政策性交叉补贴缴纳标准为每千瓦时0.1016元，缴纳金额按自发自用电量计算。2018年7月1日-2019年12月31日为过渡期，过渡期政策性交叉补贴标准暂按每千瓦时0.05元执行。此外自备电厂还需按自发自用电量缴纳政府性基金及附加、系统备用费（按并网电压等级分档确定，220千伏为每千瓦时0.02元）等费用。自备电厂的低电价，很大程度上是建立在低环保投入等不合规因素的基础上，缴纳交叉补贴政策执行后，自备电厂的发电成本将提高进而逐步引导自备电厂出让发电量，火电机组利用小时数有望改善。

自备电厂相关政策梳理

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三、供需宽松，预期煤价下跌或带来火电盈利拐点

从煤炭供给情况来看，我们预测2019年原煤产量约在39.81亿吨左右。若2019年进口煤维持在2.00亿吨左右，煤炭供给量将近41.81亿吨。从需求端来说，2017年我国煤炭需求量为37.81亿吨，若假设2018年，2019年的需求量分别以每年3.0%、1.5%增长，则2019年的总需求量为39.53亿吨，整体供需逐步宽松，煤价有望走低,火电企业或迎盈利拐点。

1）供给端：预计2019年煤炭供给量为39.81亿吨左右

在运+试运转煤炭产能约38.26亿吨。国家能源局（2018年第10号）公告，截至2018年6月底，安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿3816处，产能34.91亿吨/年；已核准（审批）、开工建设煤矿1138处（含生产煤矿同步改建、改造项目96处）、产能9.76亿吨/年，其中已建成、进入联合试运转的煤矿201处，产能3.35亿吨/年。

煤炭产能（亿吨）

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2018年，原煤当月产量35.5亿吨，同比增长5.2%，增速创2012年来新高；进口煤炭2.8亿吨，同比增长3.6%。2019年1月，进口煤炭3350万吨，同比增长20.5%，进口煤配额限制力度有所放松。

原煤累计产量及增速（亿吨）

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煤炭进口量近4年比较（万吨）

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2）需求端：日耗下降，需求有走弱迹象

2018年煤炭需求有走弱迹象

自2016年下半年煤价开启大幅上涨以来，沿海6大发电集团日耗大多数时间和上年同期比都是正增长，只有2017年1月和2018年2月由于春节因素影响，出现过日耗同比下降，期间煤价均出现下跌。2018年3月和7月当日耗水平和上一年接近的期间，煤价均是下跌的，日耗不及预期对煤价有一定冲击。2018年8月至今，日耗出现同比下降，说明需求开始走弱，预计需求走弱会对煤价有一定下行压力。

沿海6大电厂日耗走势

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环渤海5500大卡动力煤价历史走势

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环渤海5500大卡动力煤价2018年走势

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秦皇岛动力煤价历史走势

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秦皇岛动力煤价2018年走势

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沿海6大电厂煤炭库存

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北方三大港口合计煤炭库存

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预计2019年煤炭需求增速放缓至1.5%

国际能源署预计中国煤炭消费量2017-2023年间每年下滑0.5%。2018年12月，国际能源署(IEA)表示，由于印度和其他亚洲国家的需求增长抵消欧洲和美国的下滑，全球煤炭需求将不断攀升直到2023年。预计煤炭消耗量平均每年将增长0.2%，从2017年的53.55亿吨煤当量增加到2023年的54.18亿吨煤当量。预计由于污染防控，中国的煤炭消费量2017-2023年间每年下降0.5%，到2023年降至26.73亿吨煤当量。

2018年前9个月我国煤炭消费量保持约3%增长，预计2019年煤炭需求增速放缓至1.5%。动力煤需求中火电行业大概占60%，建材占10%+。从2018年10月份开始，社会用电增速出现放缓迹象，11月份当月增速环比下滑个1.3百分点至6.32%；我们预计2019年的社会发电量增速放缓至4%-6%。除了电力之外，煤炭主要终端需求是地产投资和基建投资，在预期基建投资和房地产开工率下滑的背景下，煤炭的需求也将进一步下滑。2018年前9个月，我国煤炭消费量约28.75亿吨，增长3%，预计2018年全年煤炭消费量增长在3%左右，2019年煤炭需求增速放缓至1.5%。

我国各行业动力煤消费量构成图

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房地产投资增速

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基建投资增速

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3）供给出现宽松，预计煤炭价格将下滑

从煤炭供给情况来看，截至2018年6月底，在运产能+进入联合试运转的产能（预计2019年初放量）合计38.26亿吨，未来将要投产6.41亿吨。考虑到2018年下半年预计要淘汰7500万吨（2018年全年目标为淘汰1.5亿吨），2019年继续淘汰1亿吨产能，预测2019年原煤产量约在39.81亿吨左右。若2019年进口煤维持在2.00亿吨左右，煤炭供给量将近41.81亿吨。从需求端来说，2017年我国煤炭需求量为37.81亿吨，若假设2018年，2019年的需求量分别以每年3.0%、1.5%增长，则2019年的总需求量为39.53亿吨，整体供需逐步宽松，煤价有望走低,火电企业或迎盈利拐点。

煤炭供需测算（亿吨）

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四、2019年电力行业主要影响因素分析

（一）煤价

1、2018年煤价已现强弩之末

2016年供给侧改革以来，供给因素成为影响价格的重要变量，276天工作制、非法产能停产、去产能、环保、安全等因素先后对煤炭价格产生根本或局部的影响，但影响力度呈现逐年衰减的趋势：2016年煤价单向上升、2017年随需求季节波动但总体上行，2018年则呈现淡季不淡、旺季不旺，同时价格整体趋势下行。截止2019年3月5日，秦皇岛5500大卡煤炭为632元/吨，年内均价为592.37元/吨，较2018年均价下降8.46%。

2009年-2019年3月5日秦皇岛5500大卡煤价走势

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受价格缓慢下行的影响，行业收入自2018年以来连续下滑，毛利率也呈现温和回落态势，在产量小幅增长的背景下，价格驱动一旦熄火，行业收入和盈利的增长则难以为继。另一方面，在高利润的刺激下，行业固定资产投资增速在经历连续4年下滑后，也开始由负转正，截止2018年12月，固定资产投资增速为5.9%。

2012年2月煤炭收入增长率与毛利率走势

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2000年2月-2018年12月煤炭固定资产投资增速

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2、2019年煤价价格中枢继续下行，年内先高后低

我们从以下几个方面判断2019年煤价的中枢将下行。

一是宏观的通缩环境，按照历史周期表现，这一阶段煤价走势通常为下行；从煤炭与其他行业的关系来看，与下游行业产量增幅的差在逐步缩小，煤炭与电力行业的毛利率差接近历史高位，煤炭行业在产业链利润占比显示2017年4月已达到相对高位，当前仍处平均线之上；从行业供需的边际变化来看，2019年，陕西、内蒙古先进产能加速释放，截止2018年中期，进入联合运转的建设产能3.3亿吨，其中新增产能为2.8亿吨，蒙陕占比为77%，根据资源分布特点可知增量几乎全部为动力煤；2019年1季度，陕西神木的1.12矿难和内蒙古锡林郭勒的有色金属运输矿难导致陕蒙地区煤矿复产缓慢，再次凸显供应链过度集中于晋陕蒙的脆弱性，保持三省的产能略宽松才能提升应对紧急、突发事件的缓冲能力。国家有关部门的政策也在向这个方向调整，2018年初国家有关部门提出手续不全违规项目年底“清零”的工作目标，并于10月30日下发《关于建立煤矿项目核准工作绿色通道有关事宜的通知》，对国家规划矿区内新增年生产能力120万吨的煤矿项目建立核准工作绿色通道。2018年11月以来，国家发改委和能源局累计批复产能1.25亿吨，其中陕西获批产能为6500万吨，占比为52%，蒙东和新疆占比分别为26.59%和21.20%。因此，在年初的安全形势缓解后，年内随着未批先建的产能温和释放，煤炭供应将进一步宽松。我们预计全年产量增长1亿吨以上；需求方面，2018年房地产企业集中拿地带来地产新开工高增长，与地产投资增速、商品房销售增速形成背离。从历史数据看，开发商从拿地到销售的时间间隔约为1.5年，对于基础材料的需求周期则更短些，随着地产赶工在2019年下半年降速，煤炭及相关产业链的需求年内可能呈现先高后低的走势。

煤炭行业盈利在不同经济周期的表现

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煤炭与下游行业产量增长率

煤炭与火电毛利差

煤炭在中上游行业利润占比

2019年动力煤产量增幅情景

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2018年中期进入联合试运转的煤矿产能分布

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房地产新开工与销售面积同比增幅

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100个大中城市土地成交面积及增速单位：万平米

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3、火电盈利对煤价的敏感性

根据历史煤价变动与度电利润的变动关系可以看出，煤价从高位下滑阶段，度电盈利相对煤价的弹性最大。

2004-2018年度电利润变动与煤价变动

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我们以2018年的电力业务成本、价格为基期，假设其他要素不变的情况下，煤价在2018年均价基础上变动-5%-15%，度电利润的提升幅度分别为35%、69%和104%，弹性系数为7倍左右。

2019年度电利润相对煤价变动的情景分析

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（二）发电量增速及机组利用小时数

1、GDP增速及经济结构

发电量与经济增长速度相关性较高，拉长时间区间来看，与经济结构的相关性也比较高。由于我国经济进入转型期，对于长期的方向的把握，发达国家的发展历史可以作为镜鉴。参考发达国家的经验，以单位GDP能耗来看，2018年我国GDP电耗为0.503千瓦时/美元，约为英日法等发达国家80年代前期的水平。预计未来5年我国GDP电耗可能会逐步达到发达国家80年代后期水平，即0.41-0.47千瓦时/美元。

从经济结构调整来寻找参照，以美国为例，美国从70年代经济进入结构转型阶段，用电量的增长速度呈现下降，从60年代平均的7.35%，下降至70年代的年均4.69%，再到80年代的年均2.51%，至2005年后达到顶部区域，期间从经济转型到电力消费峰值经历约30年时间。我国2010年以来的年均电力消费增速为8.23%，较前10年年均增速降低3.6个百分点。按照美国用电消费的下降速度，我们推测未来10年，我国用电增速中枢将下降至5%左右。

主要发达国家与中国万美元GDP电耗系数

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美国电力消费及增长率

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1980年-2016年中国用电结构

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1949-2017年美国电力消费结构

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2018年我们已经看到产业结构调整对用电结构的积极变化，表现第三产业用电增量占比大幅提升，有望对电力消费产生减震和稳定的效果。从2018年分产业的用电增量来看，尽管第二产业仍是用电增量的绝对主力，合计贡献2822亿千瓦时，同比增长22.47%，对用电增量的贡献度为52.53%，较上年下降7个百分点；第三产业新增用电量1987亿千瓦时，对用电增量的贡献度为36.99%，较上年提升了15个百分点。第三产业的相对第二产业波动性较小，进一步增加用电量的稳定性和对冲周期的韧性。

2003-2018年我国分产业用电增量单位：亿千瓦时

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2003-2018年分产业用电增量贡献度

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2、电源结构变化对火电的挤出

火电在我国电力供给中占据主体地位，长期占据我国发电量份额的80%以上，但2013年以来，随着《大气污染防治计划》的颁布与实施，在增加天然气供应、加大非化石能源利用强度等措施的政策指引下，火电发电量比重逐渐回落，2018年火电发电量占比为73.32%，较2013年累计下降7.05个百分点，较2017年下降0.16个百分点。

2006-2018年我国分电源发电量结构

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受政策影响，2013年以来火电占新增装机的比重大幅下降，光伏新增装机占比自2017年超过火电。2018年，光伏、火电、风电、核电、水电分别占新增装机的比重为35.96%、33.11%、16.88%、7.11%和6.87%。受新能源等新增装机占比提升和较低的机组利用小时数摊薄影响，2019年整体的装机利用小时数可能会出现下降，但火电机组由于新增装机连续3年负增长，与此对应火电机组利用小时数连续2年上升，加之2018年火电落后产能淘汰力度加大，我们测算2019年火电的装机利用小时上升的可能性更大。

2008-2018年不同电源新增装机占比

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2008-2018年火电新增装机及增速

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2008-2018年不同电源机组利用小时数

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2001-2018年火电机组利用小时数变化

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2018年淘汰的火电机组为1056万千瓦，较2017年上升90.88%，占新增火电机组的比重为23.96%，北京、河北、山东等京津及环渤海省市占比54.16%。扣除淘汰机组后的火电新增装机仅为3353万千瓦，与上年扣除淘汰后的新增机组装机容量相比下降28.11%。

2016-2018年火电新增与淘汰装机单位：万千瓦

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2004-2018年火电新增装机增长与机组利用小时数增长

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采用GDP增速、单位GDP电力消耗系数以及火电煤耗系数三个假设数据，我们对2019-2020年的发电量和火电发电量增速做出预测。在2019、2020年GDP分别增长6.4%、

6.1%，单位美元GDP的电耗系数分别为0.503和0.486千瓦的假设下，我们测算2019年、2020年我国用电需求增速分别为5.8%和4.8%，扣除其他替代能源的市场蚕食后，火电发电量增速为3.9%和3.2%。

2019年电力消费测算

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我们以GDP增速5%-7%的区间针对2019年的火电耗煤做了情景分析。在假设其他变量不变的情况下，GDP每波动0.5个百分点，火电发电量变动300亿千瓦时。

电力消费及煤耗对GDP增速变化的情景分析

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（三）电力体制改革带来的电价下降对盈利的压制影响近尾声

1、电力体制改革初见成效

2015年中央启动新一轮电力体制改革以来，针对性的出台多项降低企业用电成本的政策措施。2015年4月20日起，全国工商业用电价格平均下调0.018元/千瓦时，并全面推进工商业用电同价，适当减少电力用户间的交叉补贴；2016年1月1日，工商业电价再次下调0.03元/千瓦时。

2018年政府工作报告中提出，“继续抓好“三去一降一补”，大力简政减税减费，不断优化营商环境”，其中一项措施即为“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”。为此，国家发改委于2018年3月下发了《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格【2018】500号），宣告第一批一般工商业电价调整的启动，此次措施涉及降价金额430亿元；5月，发改委下发《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》（发改价格【2018】732号），第二批电价调整正式启动，涉及金额216亿元；7月，《关于利用扩大跨省区电力交易规模等措施降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格【2018】1053号）标志着第三批调价的开始，以上三批调价累计涉及金额超800亿元。

2018年以来一般工商业电价调整政策

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3、市场化改革对电价的负面拉动

根据发改委披露，我国电力市场化交易比重由改革前的14%提升至2018年近40%，电价市场化程度显著提高。

市场化交易电量（亿千瓦时）

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各类电源市场化交易电价

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根据2018年4月19日国家发改委举行专题新闻发布会中披露的清费减负情况，2015年以来，“降成本”成果显著，企业用电成本累计降低3275亿元。其中：1)实施煤电价格联动。两次降低燃煤机组标杆上网电价，相应降低工商业电价1.8分/千瓦时、3分/千瓦时，合计降低企业用电成本835亿元。2)推进输配电价改革。2017年6月底之前，在全国32个省级电网推进输配电价改革，核减电网企业的准许收入，全部用于降低工商业电价。工商业电价每降低1分/千瓦时，将节约企业用电成本480亿元。3)推进电力市场化交易。2017年市场交易电量（含发电权）1.6万亿千瓦时，平均每千瓦时降低5分钱，降低企业用电成本680亿元。4)取消和降低通过电价征收的基金及附加，即“三取消、两降低”。三取消：一是取消城市公用事业附加，涉及资金350亿元；二是取消工业结构调整专项资金390亿元；三是取消电气化铁路还贷电价，涉及资金60亿元。两降低，即重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金各降低25%，涉及资金约160亿元。5)完善两部制电价的执行方式，涉及资金150亿元。6)取消电价优惠。即取消对中小化肥的优惠电价，涉及资金170亿元，用于降低相关21个省的输配电价1分钱。

按此计算，发电端在煤电联动和电力市场化交易两个方面，对减负的贡献度为46.25%，从发电端继续压缩电价的空间已经较小。2019年3月，国务院总理李克强在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%。在煤价回落预期兑现前，通过下调标杆上网电价的实现电价下调的空间和可能性暂时不大。

企业用电成本降低来源构成

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2017年以来，市场交易电价逐季提升，与上网标杆电价的价差也逐步收窄。截止2018年3季度，大型发电集团煤电市场交易平均电价较去年同期提高6.8厘/千瓦时，较2017年1季度累计提升0.026元/千瓦时，幅度为8.19%；市场交易电价与上网标杆电价的价差也由2017年的-0.053元/千瓦时缩减至2018年3季度的-0.032元/千瓦时，下降幅度为40.04%。

17-18年全国煤电市场交易电价及价差

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17-18年广东省月度集中竞争交易价差单位：厘/千瓦时

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从部分省份的数据来看，也体现了市场交易价格与上网电价价差大幅缩减的趋势。其中，广东省2018年12月的月度集中交易价差为-0.035元/千瓦时，较2017年2月的价差下降76.29%；广西省2018年12月的市场成交价与上网标杆电价的价差为-0.002元/千瓦时，较2017年1-2月下降91.91%；2018年12月辽宁省市场成交价与上网标杆电价的价差为-0.011元/千瓦时，较2017年8月下降55.83%。

17-18年广西省月度集中竞争交易价差单位：厘/千瓦时