2019年三季度中國水電及火電行業(yè)現(xiàn)狀分析：火電望迎春天，水電價值凸顯[圖]

    一、水電：降息周期，水電價值凸顯

    1.水電越來越稀缺

    水電裝機增速放緩，優(yōu)質水電呈現(xiàn)稀缺性。我國水能資源技術可開發(fā)裝機容量約5.42億千瓦，其中一半集中在十三大水電基地。2018年底已投產全口徑水電裝機容量為3.5億千瓦，同比增長2.5%，較去年同期回落0.25pct；2019Q3水電裝機容量累計新增280萬千瓦，同比減少58%。水電裝增速明顯放緩，作為優(yōu)質發(fā)電資產更顯稀缺性。

水電裝機容量增速放緩（百萬千瓦）

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

    相關報告：智研咨詢發(fā)布的《2020-2026年中國電力行業(yè)投資潛力分析及市場規(guī)模預測報告》

水電新增裝機容量下滑（萬千瓦）

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

    我國水電站主要布局在西北、西南地區(qū)，地區(qū)差異大，四川、云南、湖北是我國水電資源最為豐富的地區(qū)。根據(jù)中國十三大水電基地發(fā)展規(guī)劃，大型水電站主要分布在金沙江、雅礱江、大渡河、鳥江、長江上游、南潘河紅水河、湘西瀾滄江干流、黃河上游、黃河北干流、閩浙贛、東北、怒江。

全國水電裝機容量分布

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

    從全囯各省份水電裝機容量布局看，四川、云南、湖北在自然地理條件上具有顯著優(yōu)勢，水電裝機容量分別為7376萬千瓦、5336萬千瓦、3564萬千瓦，以大型常規(guī)水電站為主，領先于其他省份。

2019年6月全國水電裝機容量前十省份排名

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

    2.行業(yè)政策

    目前國家層面對于水電行業(yè)的政策主要有兩方面:一是推進水電消納，減少棄水量；二是加快抽水蓄能電站布局。2017年10月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于促進西南地區(qū)水電消納的通知》明確指出:推進跨省跨區(qū)水電市場化交易，鼓勵開展電力現(xiàn)貨市場試點。2018年3月，國家能源局發(fā)布的《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》:“在電力市場改革方案中技勵和支持保障可再生能源電力優(yōu)先消納利用，按照可再生能源優(yōu)先發(fā)展和充分消納的原則開展電力建設和運行管理。”作為可再生能源布局較多的水力發(fā)電，未來隨著支持水電消納和相關電力外送網(wǎng)絡建設，水電市場占有率將穩(wěn)步提升。

    相比于自然流域建設的常規(guī)水電站，抽水蓄能電站對自然條件的包容度高能夠靈活、快速調節(jié)水量，可以在電力系統(tǒng)中調峰、填谷、調頻、調相和緊急事故備用任務，平滑電力供應，提高電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》的水電發(fā)展目標為:全國新開工常規(guī)水電和抽水蓄能電站各6000萬千瓦左右，新增投產水電6000萬千瓦，2020年水電總裝機容量達到38億千瓦，其中常規(guī)水電34億千瓦，抽水蓄能4000萬千瓦。未來在華東華中、華南、華北等火力發(fā)電為主的地區(qū)，可以充分利用抽水蓄能電站的靈活性，調節(jié)供電平衡。

    二、火電：重任之后，火電迎來市場化春天

    1.2020年電力供需預測

    電子設備制造、信息服務、電氣設備、公共服務、批發(fā)零售用電增速貢獻率為44%，且持續(xù)高速增長。2019年前三季度，第二產業(yè)中的黑色金屬、電子設備、燃料加工、電氣機械、通用設備、建筑業(yè)對用電增長貢獻率較高且增速較快，增長貢獻率分別為9.7%、7.7%、7.4%、4.4%、3.7%、3.1%。第三產業(yè)中的公共服務、批發(fā)零售、信息服務、交運、房地產、商務服務業(yè)對用電增長貢獻率較高且增速較快，增長貢獻率分別為19.4%、6.9%、5.6%、4.1%、4.0%、3.7%。居民生活對用電增長貢獻率為19.4%，用電量同比增長6.3%。

2019年1-9月度重點行業(yè)用電量、增速及貢獻率（億千瓦時）

數(shù)據(jù)來源：公共資料整理

    2019-2020年，第二產業(yè)生產總值增速延續(xù)下跌趨勢，分別為5.6%、4.8%，用電量增速分別為3.9%、3.4%；在產業(yè)結構調整、城鎮(zhèn)化和居民生活水平提高的影響下，第三產業(yè)和居民生活用電對全社會用電量的影響將會持續(xù)攀升，而環(huán)保政策對單位產品能耗的影響也將持續(xù)。預計2019-2020年全社會用電量增速分別為5.0%和4.7%。

    2.電力供需向偏緊發(fā)展

    電力結構持續(xù)改善，火電機組扛鼎作用依舊顯著。近年來，中國可再生能源高速發(fā)展，截至2019年9月，可再生能源裝機占比37.2%。但火電作為發(fā)電基礎負荷，扛鼎作用依然顯著。2014-2016年，由于來水量較好，可再生能源裝機增速較快，火電發(fā)電量受到擠壓，電量占比下滑至75.76%；2017年之后，隨著全社會用電量增速回升，但可再生能源利用小時數(shù)較低，無法彌補巨大的電力缺口，仍然需要火電扛鼎；2017-2018年火電電量占比維持再70%。雖然風電、光伏出現(xiàn)搶裝潮，2018-2020年火電電量占比依然維持67%的高水平。

未來火電機組扛鼎作用依舊顯著

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    預計2020年火電機組利用小時提升約20小時。1-9月，全國全社會用電量5.34萬億千瓦時，同比增長4.4%；水電發(fā)電量0.9萬億千瓦時，同比增長7.9%；由于水電高增速擠壓，火電發(fā)電量3.8萬億千瓦時，同比僅增長0.5%；火電平均利用小時為3174小時，比上年同期減少101小時。預測2019-2020年火電發(fā)電量增速分別為0.8%、4.1%，火電利用小時數(shù)分別為4295、4312小時，燃煤機組利用小時數(shù)分別為4440、4475小時。

各類型電源利用小時數(shù)（小時）

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    3.“基準價+浮動”機制的敏感性分析

    2018年全國市場化電量2.1萬億千瓦時，占全社會用電里比例30.2%。大型發(fā)電集團市場交易電量合計13713億千瓦時，占大型發(fā)電集團合計上網(wǎng)電量的37.5%。其中，大型發(fā)電集團煤電機組市場交易電量10459億千瓦時，市場化率為42.8%；煤電平均標桿電價為0.381元/千瓦時，市場交易平均電價為0.338元/千瓦時，市場交易部分電價折讓0.043元/千瓦時，平均下浮11.3%；全部煤電加權平均折價為0.019元/千瓦時，平均下浮約5.0%。

全社會市場交易電占比：累計

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全社會市場交易電占比：單季度

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    預計2019年、2020年全國煤電市場化率分別為55%、75%；市場化折價分別為0.035、0.03元/千瓦。隨著電力市場化改革的推進，預計2019年、2020年全國煤電市場化電量分別為2.5、3.5萬億千瓦；市場化率分別為55%、75%；預計2019年市場電折價約為0.035元/千瓦時；由于2020年火電利用小時開始回升，供需向偏緊發(fā)展，新增市場電量折價將繼續(xù)收窄，保守估計2020年市場電折價0.03元/千瓦時；2019年、2020年全部煤電加權平均折價分別為0.019元/千瓦時、0.023元/千瓦時，分別平均下浮5.0%、6.0%。

大型發(fā)電集團煤電市場交易電占比：累計

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大型煤電集團煤電市場電折價（分/千瓦時）

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    4.煤炭供需向寬松發(fā)展，煤價將持續(xù)回落

    預計2019年、2020年港口動力煤現(xiàn)貨市場價格中樞分別為590元/噸、550元/噸。2019年1-9月份，原煤產量27.4億噸，同比增長4.5%；進口煤炭2.5億噸，同比增長9.8%；火電發(fā)電量增速僅為0.5%。隨著優(yōu)質產能的釋放，煤炭供給向寬松發(fā)展，煤價也隨之下跌。10月，秦皇島山西產5500大卡動力煤平均價格571元/噸，同比下降12.7%；截至10月底，秦皇島山西產5500大卡動力煤平均價格596元/噸，同比下降8.7%。

原煤累計產量及增速（億噸）

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煤炭進口量當月值（萬噸）

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