点评2017年一季度电力运行情况：电力需求实现开门红，火电亏损难好转

共 8页，第 1页特别评论电力需求实现开门红，火电亏损难好转——点评 2017年一季度电力运行情况评级业务部王闻达电话：010-88090273邮件：wangwenda@chinaratings.com.cn孟婧婧电话：010-88090245邮件：mengjingjing@chinaratings.com.cn魏媛媛电话：010-88090161邮件：weiyuanyuan@chinaratings.com.cn第 48***期（总第 851期） 2017年 4月中债资信是国内首家以采用投资人付费营运模式为主的新型信用评级公司，以“依托市场、植根市场、服务市场”为经营理念，按照独立、客观、公正的原则为客户提供评级等信用信息综合服务。公司网站：www.chinaratings.com.cn 电 话：010-88090001地 址：北京市西城区金融大街 28号院盈泰中心 2号楼 6层 观点简述： 近日，国家能源局、中国电力企业联合会分别发布2017年一季度全国电力工业统计数据及电力工业运行简况，国家发改委价格检测中心也发布了2017年3月全国及各省电煤价格指数。 中债资信电力研究团队对一季度电力运行情况解读如下： （1）在工业回暖带动下，2017年一季度电力需求增速达6.9%，远超预期。但考虑到2016年上半年基数较低、钢铁有色行业供需矛盾仍突出等因素，预计下半年起电力需求增速将回落，全年需求增速维持此前3%左右的预测； （2）受益于一季度来水量整体偏枯，火电发电量持续高增长，综合煤电去产能所致的装机增速大幅减少因素，单季度利用小时数实现同比增长，但行业整体仍处于供过于求状态，预计2017年全行业利用小时数继续下探，火电利用小时数保持稳定或略有下降； （3）2017年以来，电煤价格降幅缓慢，仍处于高位运行状态，以2017年全年电煤价格较3月水平下降5%水平测算，除华东、华南地区处于微利状态外，其他地区煤电企业均将面临大面积亏损； 综上所述，虽然2017年一季度用电需求回暖明显，但预期全年增速仍维持低速；火电供需环境有所好转，但煤价仍处于高位运行状态，预计全年仍将维持大面积亏损。 共 8页，第 2页特别评论近日，国家能源局、中国电力企业联合会分别发布2017年一季度全国电力工业统计数据及电力工业运行简况，国家发改委价格检测中心也发布了2017年3月全国及各省电煤价格指数。 表1：2017年一季度电力运行情况 指标名称 绝对值 同比（%） 指标名称 绝对值 同比（%） 全国发电量（亿千瓦时） 14,587 6.7 设备平均利用小时（小时） 888 2 其中：水电 1,938 -4.1 其中：水电 623 -68 火电 11,357 7.4 火电 1,037 31 核电 548 16.3 核电 1,631 -14 风电 703 25.2 风电 468 46 全国全社会用电量（亿千瓦时） 14,461 6.9 全国发电累计厂用电率（%） 4.7 -0.15 其中：第一产业用电量 203 10.1 其中：水电 0.4 -0.02 第二产业用电量 9,998 7.6 火电 5.6 -0.09 其中：工业用电量 9,821 7.7 发电新增设备容量（万千瓦） 2,187 -28.72 其中：轻工业用电量 1,593 6.7 其中：水电 193 17.62 重工业用电量 8,229 7.9 火电 1,139 -53.29 第三产业用电量 2,092 7.8 全国电煤价格指数（元/吨） 520.77 61.43 城乡居民生活用电量 2,168 2.8 其中：华北京津冀地区 511.96 72.55 6,000千瓦及以上发电设备（万千瓦） 160,885 7.7 华北蒙晋地区 313.57 65.60 其中：水电 29,024 4.2 东北地区 503.71 39.96 火电 106,007 5.0 华东地区 597.08 57.21 核电 3,473 23.4 华南地区 635.84 51.71 风电 15,139 12.9 西南地区 559.72 59.54 全国供电煤耗率（克/千瓦时） 302 -1.8 西北地区 457.06 81.81 华中地区 625.36 75.78 注1：电煤价格指数为电煤到厂价，5,000大卡，含税。 注2：各地区电煤价格指数为中债资信根据区域内各省电煤价格指数根据同期发电量加权平均计算所得。 资料来源：中国电力企业联合会，国家能源局，国家发改委价格检测中心，中债资信整理 一、电力需求 在工业回暖带动下，2017年一季度电力需求增速达6.9%，远超预期。但考虑到2016年上半年基数较低、钢铁有色行业供需矛盾仍突出等因素，预计下半年起电力需求增速将回落，全年需求增速维持此前3%左右的预测 由于工业景气度回暖，第二产业用电量2017年一季度同比增长7.6%，比去年同期提高7.4个百分点，其中，工业用电量增速7.7%（重工业用电量增速7.9%）（见图1），作为主要用电行业，2017年一季度钢铁、有色行业用电同比增长12.8%与16.0%，较去年同期增速回升26.8与21.8个百分点，仅二者对全社会用电量的增长贡献率就达到34%，受此影响，2017年一季度全社会用电量同比上涨6.9%，为2012年以来同期最高增速，远超预期。 共 8页，第 3页特别评论 共 8页，第 4页特别评论图1：2014年9月以来全社会用电量增速与工业、重工业用电量增速走势 （单位：%） 2.73.13.32.5-2.21.31.61.8-1.31.9-0.2-0.20.62.05.61.92.12.68.28.36.97.07.06.37.92014.92014.102014.112015.12015.32015.42015.52015.62015.72015.82015.92015.102015.112016.12016.32016.42016.52016.62016.72016.82016.92016.102016.112017.1-22017.3-5-3-113579用电量增速工业用电量增速重工业用电量增速 资料来源：中国电力企业联合会，中债资信整理 虽然一季度用电需求增速较高，但全年增速将维持3%左右的预测：一方面，2016年同期需求疲软使得2017年一季度同比增速较高，但随着2016年下半年起用电需求逐步回暖，2017年下半年用电需求同比增速将很难维持在当前高位。另一方面，一季度用电需求增速主要靠钢铁、有色金属等重工业拉动，但根据中债资信钢铁团队、有色团队分析，2017年一季度电解铝及粗钢产量大幅增加进一步加重了行业供需矛盾，预计2017年余下期间产量增速将明显下滑（见表2）。受此影响，预计2017年下半年起用电量增速将恢复相对低速增长的趋势，全年用电量增速维持此前3 %左右的预测。 表2：2017年一季度用电量、粗钢产量及电解铝情况及全年预测 单位：% 2017Q1 2017(p) 电解铝产量增速 10.90 4~5% 粗钢产量增速 4.60 0% 用电量增速 7.90 3% 资料来源：Wind，中债资信《2017年中国有色金属行业展望》，中债资信《2017年中国钢铁行业展望》，中债资信整理 二、电力供给及发电效率 受益于一季度来水量整体偏枯，火电发电量持续高增长，综合煤电去产能所致的装机增速大幅减少因素，单季度利用小时数实现同比增长，但行业整体仍处于供过于求状态，预计2017年全行业利用小时数继续下探，火电利用小时数保持稳定或略有下降 1. 水电来水量持续偏枯，成唯一发电量同比减少电源 受拉尼娜现象影响，2017年一季度来水量偏枯，在需求大幅回暖背景下，水电成为2017年一季度唯一发电量同比减少（同比下降4.1%）的电源，预计全年受拉尼娜现象影响利用小时数同比将有所降低。受益于水电来水量偏枯，火电自2016年12月以来连续四个月发电量增速超过7%，预计2017年大概率为来水小年，新能源发电量虽增长较为迅速但其在供给结构中占比尚小，难以完全弥补水电发电量的下滑，预计火电发电量增速略高于全国发电量增速。同期，核电、风电、光 共 8页，第 5页特别评论伏发电量同比分别增长16%、25%和31%，发电结构继续优化。且由于去年起国家加大清洁能源发电力度，弃风率下降至8%左右，弃光率也有所好转。 图2：2015年以来全国发电量增速与火电、水电发电量增速走势 （单位：%） 2015-012015-042015-072015-102016-012016-042016-072016-102017-01-15-10-5051015202530发电量增速火电发电量增速水电发电量增速 资料来源：Wind，中债资信整理 2. 煤电去产能初见成效，但行业整体供需仍宽松 2017年初，煤电“去产能”被首次写入政府工作报告，国家能源局向各省内部下发《关于衔接各省“十三五”煤电投产规模的函》，预计全国整体已核准项目缓建、停建规模超过1亿千瓦1。受此影响，火电一季度装机规模增速仅5.0%，较2016年同期下降4.3个百分点。在产能控制背景下，加之用电需求回暖，火电单季度利用小时数实现自2013年四季度以来首次同比增长，控制煤电发展初见成效。但在国家政府鼓励及部分清洁能源抢装影响下，清洁能源新增发电机组继续保持较高增速，6,000千瓦以上电厂发电设备同比增长7.7%，高于全社会用电量增速，行业整体供需仍宽松。 表3：各电源2016年装机情况及2017年装机预测 单位：万千瓦 2016年总装机 2017Q1总装机 2017Q1新增装机 2017年新增装机(p) 2017年总装机(p) 全行业 164,575 160,885 2,187 8,970 173,539 火电 105,388 106,007 1,139 4,000 109,388 水电 33,211 29,024 193 1,300 34,511 核电 3,364 3,473 — 690 4,054 风电 14,864 15,139 — 1,350 16,214 光伏 7,742 — — 1,630 9,372 注：中国电力企业联合会历年发布的月度及年度数据中，二者水电装机规模均存在约4,000万千瓦差距，推测为不同口径统计导致。 资料来源：中国电力企业联合会，中债资信整理 根据中债资信此前预测，受煤电去产能影响，2017年火电新投产装机规模预计将在4,000万千瓦左右。2017年一季度火电新投产1,139万千瓦，基本符合此前预期，维持此前全年发电设备容量 1 详见中债资信电力研究团队2017年3月特别评论《两会聚焦：煤电首提去产能，未来路在何方？》。 共 8页，第 6页特别评论增速约5%、火电装机规模增速约4%的预测。考虑到对2017年全国发电量增速（约等于电力需求增速）3%、火电发电量略高于全国发电量增速的预测，预计2017年全行业利用小时数将继续下探，火电利用小时数保持稳定或略有下降。 三、火电行业盈利 2017年以来，电煤价格降幅缓慢，仍处于高位运行状态，以2017年全年电煤价格较3月水平下降5%水平测算，除华东、华南地区处于微利状态外，其他地区煤电企业均将面临大面积亏损 图3：2015年以来全国电煤价格指数与同期环渤海动力煤价格指数走势 （单位：元/吨） 1/1/20154/1/20157/1/201510/1/20151/1/20164/1/20167/1/201610/1/20161/1/2017300350400450500550600650环渤海动力煤（5,500大卡）电煤价格指数（5,000大卡） 资料来源：国家发改委价格检测中心，中债资信整理 2017年起，虽然火电行业供需矛盾突出现象在去产能政策出台后有所缓解，但标杆上网电价维持不变、电煤价格自高位下浮有限（见图3