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2017-2025電力行業發展結構展望

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2017-2025電力行業發展結構展望

發布日期:2018-03-19 作者: 點擊:

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火電長期仍將作為主力電源,火電成本仍具優勢。大火電機組燃煤效率高,具備成本低、效率高、穩定性強等多重優勢。


用電保持景氣


經濟增長、電能替代、新能源車普及,這三駕馬車驅動用電量穩步提升。

經濟增長是用電量增長第一驅動力:對1991-2016年曆史數據進行線性擬合顯示,不變價GDP每增加1億元,驅動發電量增加約0.08億kWh。而電能替代加速,新能源車普及改變交通能源消費,貢獻電力消費邊際增量。


結合近三年庫存周期、房地產周期和信用周期來看,當前至2018年將處於下行周期。

基於對宏觀經濟整體走勢及對後續GDP增速的預測,我們預測傳統發電量保持較高增速:其中,“十三五”期間預計將保持在6%左右,“十四五”期間保持在5.5%左右。


與此同時,電能替代穩步推進,貢獻用電需求增量。發改委規劃到2020年實現電能占終端能源消費比重達到約27%,電力“十三五”規劃進一步明確,到2020年電能替代新增用電量約4500 kWh。2017上半年已完成替代電量717億kWh,全年實現替代電量1500億kWh可期。以2017年電能替代完成率為基準,預計2017-2020年替代電量每年新增約1000億kWh,CAGR達44%;由於“十三五”期間電能替代普及度較高,“十四五”增量空間減少。


新能源汽車市場2015年正式啟動,未來十年發展空間廣闊。

基於對新能車增長及年用電量的假設,預計2017-2020年新能源汽車每年新增用電量約100億kWh,2020年年用電量達400億kWh。預計“十四五”新能源汽車用電量年均增速將達到36%, 到2025年年用電量超過1300億kWh,新能車後續電能需求持續釋放。


2017-2020年,電能替代穩步推進,新能源汽車加速推廣,二者共同驅動全國發電量增速逐年增加。2017年,全國發電量增速預計為6.2%,2020年達到7.1%。預計“十四五”期間發電量增速將逐漸下滑,但仍高於5%。


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水火基礎電源地位穩固


“十二五”期間大型水電集中投產,裝機實現跨越式增長。不過,受水電開發資源有限、生態環保等原因限製,“十三五”水電增量顯著回落。預計2017-2020年每年新增常規水電裝機分別為1000、570、454和1435萬kW。


結合對常規水電和抽水蓄能裝機的預測,我們認為,截至2020年,中國常規水電裝機達3.4億kW,抽水蓄能裝機0.4億kW,裝機總體穩步增加,增速回落。


水電“十四五”期間仍有增長空間,考慮可供開發流域減少,我們對新增水電裝機保持中性估計。


截至2016年年底,中國在運核電機組35台,裝機總量3363萬kW。


“十三五”期間全國核電投產約0.3億kW,到2020年中國核電裝機達0.58億kW。根據在建核電機組目前情況及擬建項目的推進速度,預計2020年核電裝機將達0.48億kW,低於規劃要求。電力發展“十三五”規劃提出期間核電新開工0.3億kW以上,根據目前項目核準和開工進度,保守估計不到0.2億kW核電機組可在“十四五”期間投產。


中國核電利用小時數在2014年及以前均維持在7700小時以上,2015-2016年電力需求增長放緩以及發電裝機過剩導核電利用小時下降。2017年1-9月,核電利用小時數為5379小時,同比提升144小時。由於中國用電需求回暖、裝機增速放緩以及核電積極參與市場化電量交易,預計未來幾年利用小時數有望實現持續回升。


“十二五”期間風電高增長,裝機總量從2010年的30GW增加至2015年年底的128GW。電力發展“十三五”規劃:2020年,全國風電裝機將達210GW以上;截至2017年9月,風電裝機已達157GW,預計2020年風電並網裝機將達230GW,超過規劃標準。


2015年搶裝造成棄風限電嚴重,加之市場對於風電補貼下發存在擔憂情緒,2016、2017年風電裝機投產較少,預計2018年起風電裝機增速恢複;平價上網實現後裝機增長有望提速,目前預測偏謹慎。


“十二五”期間風電新增9800萬kW,新增裝機集中在“三北地區”,當地消納能力低疊加外送電通道配套不足導致棄風率高企,2016年西北五省(除西藏外)合計棄風率達到33.34%。“十三五”期間多舉措改善棄風率,國家電網公司規劃2020年將棄風率控製在5%以內。


受益棄風限電持續改善,預計風電利用小時數在2021年之前將小幅抬升。


光伏電站主要分為集中式光伏電站和分布式光伏電站兩種。集中式光伏長期為國內光伏裝機主力,分布式光伏裝機2017年開始爆發。截至2016年年底,國內集中式光伏電站裝機達6710萬kW,分布式光伏裝機為1032萬kW,集中式光伏電站為國內光伏裝機主力。分布式光伏成本持續下降,用戶側經濟性凸顯。


2016年,火電利用小時創新低,煤電裝機過剩亟待緩解。16部委聯合發文,“十三五”期間停建和緩建煤電1.5億kW,淘汰落後產能0.2億kW以上。電力“十三五”規劃指出,到2020年力爭煤電裝機控製在11億kW之內,占比降至55%。


考慮煤電供給側改革進展,預計2017-2020年煤電裝機增速顯著回落,每年新增容量約為0.25億-0.3億kW,截至2020年,煤電裝機總量控製在10.56億kW,實現規劃目標。


再考慮部分“十三五”期間停建、緩建項目被推遲到“十四五”投產,我們判斷2021年、2022年投產迎來小高峰,之後幾年新增容量將穩定在0.3億kW。


“十三五”規劃2020年燃氣發電裝機達到1.1億kW,預測氣電裝機年均增速為10%-11%;2025年氣電裝機達到1.77億kW。


火電主力電源地位不變,受益用電需求回暖發電量穩步增長。“十三五”期間火電發電量年均增速約6%,2020年,火電發電量預計達到55000億kWh。“十四五”期間火電發電量年均增速約5.2%, 2025年,火電發電量將超過70000億kWh。


發電量增長裝機增速放緩,火電利用小時逐年抬升。預計2018-2020年每年火電利用小時數年均增加超過100小時,“十四五”利用小時數增速放緩,但仍保持上升勢頭,2025年,火電利用小時數重回4800小時以上。


火電成本仍具優勢


2016年,煤電平均標杆電價0.3644元/度。煤電平均標杆電價與水電基本相當,略低於核電,比氣電、風電、光伏發電等具有明顯價格優勢。


大火電機組燃煤效率高,具備成本低、效率高、穩定性強等多重優勢。


參考煤電聯動公式,測算全國煤電電價上調幅度在0.73-2.29分/度。


預計煤電聯動帶來的上網電價上漲不傳導至終端銷售電價,煤電電價上調部分或由中間環節消化。


發改委發布“關於全麵深化價格機製改革的意見”中,提出將健全煤電聯動機製;當前的煤電聯動機製隻考慮了煤炭和電力之間的聯動關係。有效的長效機製有利於解決電力企業長期盈利穩定性的問題,這可能建立在電力供給側改革、煤電一體化、電力市場化改革等一係列改革基礎上。


假設燃料成本占火電發電成本的64%,估算不同煤價及供電煤耗情景下的煤電發電成本區間約0.26-0.33元/度。五大發電等上市公司60萬kW以上燃煤機組占比超過50%,具備成本競爭優勢。


神華集團與國電集團重組為國家能源投資集團,其煤炭、電力資產均占全國總產量的15%,煤電聯營有望穩定集團內部火電資產盈利能力。


水電、核電高分紅維持類債特性


長期看,水電企業新增在建工程規模減小,預計資本金支出減少,進入現金回流期,有望維持高比例分紅。


隨著市場電占比的提升,水電平均上網電價呈下降趨勢;下半年火電電價上行預期將為水電電價提供較強支撐。


水電標的推薦:長江電力、湖北能源、桂冠電力、華能水電。


中國核電在運營17台機組裝機容量1434萬kW,在建8台機組合計裝機容量928.8萬kW;“十三五”期間資產規模64%增長空間,年均約20%業績增速。

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新能源設備、運營雙增長


風電、光伏裝機大幅增長。1-9月,全國新增風電並網容量970萬kW,累計容量同比增長13%;新增光伏裝機容量3800萬kW,較2016年年末新增46%,其中分布式電站增長400%。


2017年前三季度棄風棄光大幅緩解,棄風率同比下降6.7個百分點;棄光率同比下降3.8個百分點;11月,國家能源局印發《解決棄水棄風棄光問題實施方案》,推動解決風光消納。


從新增裝機布局看,光伏由西北地區向中東部地區轉移的趨勢更加明顯,分布式光伏就地消納,盈利能力有望進一步增強。


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