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最新 | 2019年1-2月电力工业数据解析

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最新 | 2019年1-2月电力工业数据解析

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【摘要】:
1-2月,全社会用电量同比增长4.5%,增速较去年同期大幅下降8.75个百分点。1-2月用电量增速下滑的原因主要是气温较常年同期偏高和工业增速的疲软。气温偏高造成冬季低温对用电量增长的拉动力不足,工业增速疲软造成占用电量比重最大的第二产业对全社会用电量增长的贡献率降至18.2%。??1-2月全国6000千瓦及以上电厂装机容量同比增长5.6%,增速比上年同期下降0.7个百分点,延续了长期下降的趋势。
  1-2月,全社会用电量同比增长4.5%,增速较去年同期大幅下降8.75个百分点。1-2月用电量增速下滑的原因主要是气温较常年同期偏高和工业增速的疲软。气温偏高造成冬季低温对用电量增长的拉动力不足,工业增速疲软造成占用电量比重最大的第二产业对全社会用电量增长的贡献率降至18.2%。
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  1-2月全国6000千瓦及以上电厂装机容量同比增长5.6%,增速比上年同期下降0.7个百分点,延续了长期下降的趋势。1-2月全国发电设备累计平均利用小时611小时,比去年同期下降3小时;火电平均利用小时数为730小时,和去年同期基本持平。
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  2019年《政府工作报告》提出要将一般工商业平均电价再降低10%,降低电价的手段主要是深化电力市场化改革和清理电费附加收费。另外,增值税下调3个百分点也有利于电力企业向电力用户让利,从而降低电价。
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  1-3月,我们预计全社会用电量增速将回升到5%以上的水平,动力煤价格将随着煤炭产地企业的复产而企稳下行。降税和动力煤价格走低将增厚火电企业的盈利,投资者可重点关注高等级火电债券的发行和交易情况。
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? ? 2019年3月20日,国家能源局发布了1-2月份全国电力工业统计数据。由于今年春节较去年有所提前,节前停工对1月的数值可比性影响较大,因此我们按照惯例,将1-2月的数据进行合并分析。

一、用电量增速全面放缓

? ? 1-2月,全社会用电量累计11063亿千瓦时,同比增长4.5%,增速较去年同期下降8.75个百分点。4.5%的增速也略低于我们在《2019年火电行业信用展望》中预测的5%至6%的用电量增速区间。今年1-2月用电量增速下降的主要原因之一在于去年(2018年)同期温度较低造成的用电量高基数(见图1)。2018年1月和2月的全国平均气温分别为-5.3℃和-2.0℃,比常年同期均偏低0.3℃;2019年1月(1-29日)和2月(1-27日)的全国平均气温分别为-4.1℃和-1.4℃,较常年同期分别偏高0.9℃和0.4℃。和去年相比,今年冬季偏暖,采暖负荷对用电量增长的拉动力不足,造成全社会用电量增速下滑。在正常情况下,我们预计1-3月的全社会用电量累计同比有望回归到5%的水平。

? ? 分产业看,1-2月份,第一产业用电量110亿千瓦时,同比增长7.9%,增速较去年同期下降4.74个百分点;第二产业用电量7059亿千瓦时,同比增长1.2%,增速较去年同期下降10.32个百分点,下降幅度较大;第三产业用电量1994亿千瓦时,同比增长10.5%,增速较去年同期下降8.31个百分点;城乡居民生活用电量1899亿千瓦时,同比增长11.1%,增速较去年同期下降4.13个百分点。

? ? 从贡献率看,1-2月份,第一产业对全社会用电量增长的贡献率为1.7%;受春节停工影响,第二产业对全社会用电量增长的贡献率仅为18.2%;第三产业用对全社会用电量增长的贡献率为39.9%;城乡居民生活对全社会用电量增长的贡献率为40.2%。

? ? 2019年1-2月份,规模以上工业增加值同比实际增长5.3 %,增速比去年同期下降1.9个百分点。1-2月全国工业用电量6908亿千瓦时,同比增长1.0%,增速比上年同期下降10.2个百分点,这和工业增加值的数据也可以相互印证。工业用电量增速的下滑是造成全社会用电量增速大幅下降的又一原因。1-2月份,全国制造业用电量5320亿千瓦时,同比增长0.8%,增速比上年同期下降12.2个百分点。3月27日公布的1-2月工业企业利润同比下降14.0%也进一步印证了工业用电量增长的减速。

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? ??分省份看,根据中电联公布数据,1-2月份,青海、云南、福建、吉林和黑龙江4个省份的全社会用电量为负增长;用电量增速高于全国4.5%水平的有16个省份。

二、发电装机容量增速放缓、火电平均利用小时数同比基本持平

? ? 2019年2月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量18.09亿千瓦,同比增长5.6%,增速比上年同期下降0.7个百分点。水电装机容量3.1亿千瓦,同比增长2.4%,增速比上年同期下降0.7个百分点;火电装机容量11.4亿千瓦,同比增长3.2%,增速比上年同期下降0.7个百分点,其中,燃煤发电装机容量10.1亿千瓦、燃气发电装机容量8358万千瓦;核电装机容量4591万千瓦,同比增长25.1%,增速比上年同期上升16个百分点;风电装机容量1 18718万千瓦,同比增长12.5%,增速比上年同期上升2.2个百分点。1-2月份,全国规模以上电厂发电量10982亿千瓦时,同比增长2.9%,增速比上年同期回落8.1个百分点。

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? ? 1-2月份,全国发电设备累计平均利用小时611小时,比去年同期下降3小时;其中,火电平均利用小时数为730小时,比去年同期上升1小时;水电平均利用小时数为433小时,比去年同期上升23小时;核电平均利用小时数为1040小时,比去年同期下降53小时;风电平均利用小时数为351小时,比去年同期下降36小时。

三、行业关注

(一)一般工商业电价再降10%

? ? 继2018年《政府工作报告》提出“一般工商业电价平均降低10%”的目标之后,2019年《政府工作报告》提出要将一般工商业平均电价再降低10%。根据报告内容,我们推测,降低电价的主要手段一是通过深化电力市场化改革,二是通过清理电费附加收费。

? ? 电力市场化改革方面,根据3月4日中电联发布的信息,2018年全国电力市场交易电量合计为20654亿千瓦时,比上年增长26.5%,市场交易电量占全社会用电量的比重为30.2%,比去年提高4.3个百分点。但是,从煤电市场交易平均电价来看,2018年大型发电集团煤电市场交易平均电价为0.3383元/千瓦时,比去年同期提高0.0119元/千瓦时,但比上网电量平均电价(指计划电量与市场电量综合平均电价)仍低0.0245元/千瓦时。由此看来,市场交易电价已逐步升高并回归理性,如果要达到继续降低上网电量平均电价的结果,只能通过更大幅度地推行电力市场交易,增大市场交易电量比重来降低平均电价。我们预计,2019年电力市场化改革将会继续推进,包括电力现货市场在内的改革试点措施也会按计划进行。

? ? 电费附加收费方面,当前的电价中包含“国家重大水利工程建设基金”“农网还贷资金”“水库移民扶持基金”和“可再生能源电价附加”等多种附加收费。2019年,除可再生能源电价附加之外,其他几项附加收费被调低或清理的可能性较大。当然,随着风电、光伏平价上网政策的推进,未来可再生能源电价附加也有望调低。但短期来看,由于可再生能源补贴缺口较大,今年降低可再生能源电价附加的可能性较小。

? ? 除了通过电力市场化改革和清理电费附加收费这两项措施之外,发电和电网企业均受益于增值税调低的政策利好(由16%调低至13%),后续也将大概率向电力用户进行一定幅度的让利。由于电网企业的垄断地位更为突出,且盈利情况较好,我们预计电网企业将是让利的主角。另外,2019年1月23日,发改委发布了《关于开展第二监管周期电网输配电定价成本监审的通知》(发改价格〔2019〕165号),提出要“进一步深入推进输配电价改革,合理有效降低用电成本”。根据发改委披露,2015年开始的“首轮输配电成本监审共核减不相关、不合理费用约1284亿元,平均核减比例15.1%”。我们预计,第二监管周期的开启有利于改进电网成本监管,从而进一步降低电价。

(二)动力煤价格波动

? ? 春节之后,因产地供应受限,动力煤价格有小幅攀升,CCTD秦皇岛动力煤(Q5500)综合交易价由节前的565元/吨上涨到3月18日的587元/吨。但是,随着陕西、内蒙等产地煤矿复产,供应紧张的局面有望得到舒缓,中期来看,大型煤矿复产之后动力煤价格有望稳步回落,因此,我们仍维持在《2019年火电行业信用展望》中对动力煤走势的预测。大型火电企业有望继续受益于动力煤价格的下跌,盈利状况将持续改善。

四、总结和展望

? ? 1-2月份,气温因素和工业增速的疲软导致全社会用电量同比增速的大幅回落,4.5%的增速水平也跌出我们预测的全年5-6%的增速区间。然而,随着气温因素的淡化以及基建补短板和减税降费等刺激政策的落地,我们预计1-3月全社会用电量增速将大概率回归到5%以上的水平。

? ? 减税降费对发电企业的影响是把双刃剑,但是,减税的利好叠加动力煤预期下跌的实现,将使发电企业,特别是火电企业的盈利能力得到大幅修复。债券投资方面,3月高等级火电债券发行量较大,投资者可重点关注部分活跃券的交易情况。

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