八个核心点透视2018年电力市场及对煤炭行业影响

本文摘自上海某对冲基金研究员王宇鸽在闭门会议的发言整理：

1、前十个月发电量同比增长较上半年持平，火电同比增速较上半年大幅下降

前十个月发电量同比增长6.6%，基本持平上班年的6.8%。其中，火电同比增长5.7%，较上半年7.2%的增速大幅降近2个百分点；其他的可再生能源发电量同比增长25.7%，和上半年增速基本持平，主要的增速来自于光伏。

前十月装机总量来看，光伏同比增长最快，同比增长20%，火电同比增长8.1%，较上半年同比降50%的量有所改善。但是火电的增量至少有一半来自天然气发电而非煤电，所以我们认为其实今年国家对于煤电的装机和新开工是有控制。

2、有色行业9、10月份用电量增速明显放缓

前十个月分省的用电量情况，用电量同比增长是6.5%，跟上半年持平。第二产业的用电量前十个月为5.7%，较上半年的6.2%有所放缓；第二产业当中四大高耗能用电增速为4.4%，较上半年放缓2.2%，主要可能是有色行业比较明显的有用电量放缓的下降。

分地区来看西北地区的增速最快，同比达到11.4%，其次是华东地区7.1%，其他地区的用电量增速在4.2～6.8不等。尤其值得关注的是山东，上半年的时候山东的增速是非常快的，从8月份开始，山东的用电量增速是持续减缓，并且减缓的幅度越来越大，主因山东有很多铝等等有色行业的用电量。

3、今年新投产四条输电线路，可减少年煤炭运输5700万吨；2018年预计投产5条线路，减少年煤炭运输7千万吨

今年前十个月投产了四个特高压，分别是从酒泉到湖南，晋北到江苏，榆横到江苏，锡盟到泰州，这四条线路的年总输电能力是1860亿千瓦时，如果是满负荷运行可以减少年煤炭运输量5700万吨，甘肃和内蒙等地的弃风限电率得到了很好的改善，江苏、山东的受电量变多，内蒙的外输电量较去年同期有200～300亿千瓦时的增长，可以有效的减少煤炭的运输的需求。

2018年预计投产5条线路将要投产，其中有一条是滇西北到广州，预计每年减少煤炭消耗600万吨。其他5条特高压搭载的是火电以及可再生能源，其中从内蒙到山东的三条线路可以帮助内蒙继续降低弃风限电率至国家可接受的5%以下（现在可能是不到20%的水平）。同时也增加山东的受电能力，减少山东本地的发电量，同时也可以减少煤炭运输，预计这五条线路总共可以减少年煤炭运输7千万吨。

4、2018年的发电量增长情况，天然气发电对煤发电的替代作用如何

对于2018年的发电量，市场预期将有4%的增长，作为对比今年的增长幅度为6%。火电的增长是2%，对比今年是4%的增长；燃煤发电的市场占比比2017年有2%的减少，主要来自于核电新投产的挤占，包括太阳能新投产发电的挤占。个人对市场的预判更加乐观，认为2018年总发电量会有5%的增长，煤电、火电可能是有3%的增长，各高出一个百分点。2020年火电同比增长只有1%或者说是持平的态势，同时占比降到了62%。

天然气的发电量对煤的替代预计不多，今年的天然气发电替代主要在江苏省，江苏省今年天然气发电同比有50%的增长，这得益于该省天然的成本优势，其他地方在电力方面我们看不到燃气对燃煤非常大的替代，替代的反而是在锅炉这方面，今年会拆除很多燃煤锅炉。

5、2018年预计核电机组投产量将创历史新高，每年可以减少煤炭消耗1300～1900万吨

2018年对于火电有个冲击是核电投产机组的增加，今年投产了只有2台机组，为2013年来最低，分别是福建的福清四号和广东的阳江四号，投产规模是2013年以来最低的，主因等地三门、海阳、台山等地原本预计2017年上半年就投产的机组在试运转时出现技术问题，预计是延后到2018年上半年或者下半年。

预计2018年可能会有5～7台机组，一共是6～9个GW投产，创历史的年投产新高。假设这些机组可以都投产，每年可以减少煤炭消耗1300～1900万吨。

6、对明年电价调整的时间、方向、幅度预测

明年的一个重要关注点是电价调整，现在传言明年电价是调整1分钱，这是一个比较小的调整。

如果电煤价格指数年平均值介于505～544之间，2018年的电价调整可能就是1～2分每千瓦时的这么一个态势，前十个月目前的平均价格是512.27元每吨。

结合一些券商卖方讨论结果来看，市场大多数看法比这个调得更高，甚至有高到4分钱每千瓦时，低的话可能觉得明年没有调整，个人觉得1分甚至是更低一点是比较合理的态势，因为电价上调是要转嫁到下游，下游是否能承受得起这样一个电价的调整，还是一个未知数。所以对于电价调整保持比较谨慎的预测。最终是否调整，怎么调，在12月份、或者1月份会有一个宣布。

7、预计电力交易折价与今年持平或更高，压缩煤电企业盈利

电力交易情况，截至目前统计的已经交易电量是9130亿千瓦时，政府目标为达到12000亿千瓦时，明年的目标是政府要把所有的工业用电量都进行市场电量交易。如果全部工业用电都进行市场交易的话，可能需要达到45000亿千瓦时的高度，从今年情况来看难以达到。现在电力上市公司给出的目标也是明年50%。

今年交易折价打5分钱左右，广东的折价最高，达6分钱。预计明年应该折价还是会维持在今年这样的水平，甚至应该是折价更高，对于煤电企业的盈利造成更大的碾压，是否会传导到下游的煤炭，仍待观察。

8、对于LNG怎么看，现在气不够，会以怎样的方式收尾？

这一块我看不到会有一个很好的缓解方法，因为中国的天然气没有什么储存的设施，就一到冬天一定会产生这样一个很大的波峰波谷很难改变这样的状况，明年可能这个现象还会再次出现，需要国家在政策方面鼓励建一些调峰设施，这样才能缓解这一问题。

主要结论：

煤电2018年的增长预判：对于2018年的发电量，市场预期将有4%的增长，其中由于核电、太阳能新投产的挤占，燃煤发电的市场占比比2017年有2%的减少，个人对市场的预判更加乐观，认为煤电、火电可能是有3%的增长。

2018年预计新投产5条特高压线路，减少年煤炭运输7千万吨；2018年预计核电机组投产量将创历史新高，每年可以减少煤炭消耗1300～1900万吨。

明年电价调整方面，个人觉得1分甚至是更低一点是比较合理的态势，因为电价上调是要转嫁到下游，下游是否能承受得起这样一个电价的调整，还是一个未知数。所以对于电价调整保持比较谨慎的预测。最终是否调整，怎么调，在12月份、或者1月份会有一个宣布。