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2016年-2017年中國火電行業發展現狀及未來發展趨勢分析

發布日期:2018-10-15
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一、裝機過剩導致利用小時承壓,但是將在2017年逐步企穩
在電力裝機過剩的大背景下,預計火電裝機的利用小時將在2016~2017年間維持在較低水平(4,200小時),較2015年“十二五”期間平均分布下滑4%/14%。盡管發改委和能源局已于2016年下發各項文件嚴控煤電裝機,但是據了解這些政策主要針對已核準項目,而在建項目所受影響較小。因而基于15年底仍有約150GW在建,并有200GW已核準,預計未來裝機仍將維持在較高水平(30GW每年vs.“十二五”期間為53GW)。根據敏感性分析,火電利用率每下降1%,相關火電公司盈利將下滑2~3%
但是短期來看,電力需求經過2015年的低谷期(同比僅增長0.5%),在2016年開始逐步回升(2016年前11月用電量同比增長5%)。此外,2016年上半年由于來水量豐富水電發電量大增(同比增長10%至1,658小時),火電利用小時數因此受到擠壓觸底(同比下降9%至1,964小時)。2016年3季度開始出現變化,由于電力需求強勁以及水電量疲弱,從9月起火電利用小時數強力反彈(9月、10、11月同比變化分別為7%、6%、-1%)。

由于低基數和厄爾尼諾現象的結束,預計未來火電利用小時數將企穩,甚至在2017年上半年出現反彈。假設2017年上半年水電利用小時數正常化,恢復到歷史均值(1,500小時,或較2016年上半年低10%)且電力需求同比維持在5%,預計火電利用小時數或將達到1,968小時(同比持平)。計算火電發電量同比每增加1個百分點,火電利用小時數同比將改善1.3個百分點。

二、煤價飆升影響短期業績,但是最差時期已經過去

受供給側改革影響,動力煤價格年初至今飆升了80%,因而帶動電廠用煤成本大幅上升。測算煤價每增加1%,將減少2~3%的相關火電公司盈利。在當前煤價下,預計大部分電廠都將處于虧損階段。
但是煤價在11月觸頂后快速回調,至今已累計回調10%,主要因為:1)五大發電集團與大型煤炭企業新簽中長期煤炭購銷合同,基準價為535元/噸(較當前價格低19%左右);2)煤炭庫存天數達到合理水平,約20天左右(接近歷史均值);以及3)部分先進產能釋放,產量增加。因此,中金煤炭組認為冬季煤價或出現小幅下降,預計2017年煤價或將達到500元/噸(秦皇島動力煤5,500大卡)的正常水平,分別較2015年和2016年的平均值高27%和7%。
預計2017年的煤電標桿電價上行幅度有限。假設2016年12月的電煤價格指數維持在11月份的水平(522元/噸),2016年全年的電煤價格水平為380元/噸,僅比2015年平均水平高出17元/噸,因而根據煤電聯動機制,測算標桿電價將基本持平。

三、市場交易電價折扣或將收窄

盡管市場電量的占比不斷增加(從2015年平均10%增長至2016年前9個月的20%左右),市場交易電價折扣在2016年2季度觸頂后在3季度開始回落,主要原因可能在于煤價大幅上漲以及來自水電的競爭減少。看到華能和大唐的電價折扣分別從2016上半年的23%和23%,下降至2016年前9個月的18%和15%。此外,部分火電企業表示2016年3季度新簽電力交易合同的電價折扣基本接近于零。
由于2017年上半年的電力交易合同大部分將在2016年底到2017年初左右簽訂,預計在高煤價的情況下,這批合同的電價折扣將會下降,或者基本不會增加。因此,考慮潛在的煤價大幅回調,2017年上半年火電企業的利潤水平可能超市場預期。
同時,隨著市場電價占比逐步提高,電價折扣可能不會像市場預期的那樣低,并且根據地方電力情況可能會有所不同。在電力供需平衡的地區(如江西、海南和安徽),電價折扣可能低于電力供過于求的地區(如新疆和甘肅)。
如果市場電量占比達到一定水平,競價會更加合理,尤其是在煤價極其不確定的情況下。從廣東的情況看(從2016年3月開始推行直接電力交易),即使在煤價保持在合理水平時,隨著市場電量的增加,電價折扣依然快速下落。

四、碳交易市場興起,綠色證書或將成為威脅,但影響有限

除了因為可再生能源快速增長所造成的利用小時擠壓外,認為新興的碳排放交易市場和綠色證書交易制度將會壓制未來火電的盈利。
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