2017年電力行業(yè)發(fā)生了諸多變革，2018年電力行業(yè)會迎接怎樣的發(fā)展呢?火電是否能否扭轉局面?煤炭價格還會不停瘋長嗎?“煤改氣”是否會持續(xù)發(fā)展?碳市場會對電廠造成什么樣的影響?請看下述2018電力行業(yè)十大猜想：
詳細內容如下：
煤電聯(lián)動，電價小幅上調
根據(jù)發(fā)改委2015年底發(fā)布的《關于完善煤電價栺聯(lián)動機制有關事項的通知》，以中國電煤價格指數(shù)2014年各省平均價格為基準煤價(444元/噸)，當周期內電煤價格與基準煤價相比波動超過每噸30元的，對超過部分實施分檔累退聯(lián)動。按此測算后的上網(wǎng)電價調整水平不足每千瓦時0.2分錢的，當年不實施聯(lián)動機制，調價金額并入下一周期累計計算。
2016年11月至2017年10月的電煤平均價栺為514.94元/噸，假設2017年供電標準煤耗相比2016年下降1%至309光/千瓦時，則2018年1月1日起燃煤機組平均上網(wǎng)電價相比2014年平均上網(wǎng)電價應上調1.69分/千瓦時。考慮到2016年1月1日的煤電聯(lián)動下調了3分/千瓦時，那么應該上調4.69分/千瓦時;如果考慮2017年7月1日電價上調的約1.13分/千瓦時，則仍有3.57分/千瓦時的調價空間。
考慮到國家支持實體經濟發(fā)展、減輕企業(yè)負擔的原則性目標，3.57分/千瓦時的上調全部體現(xiàn)在銷售電價和標桿上網(wǎng)電價的可能性較小。我們做如下假設：
假設一：將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準再降低25%，
騰出的約0.31分/千瓦時的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網(wǎng)電價;
假設二：剩下的3.26分/千瓦時的調價空間按照上游(煤企)、中游(電企)、下游(用戶)三方均分消化，平均每方消化1.09分/千瓦時的上調空間;
假設三：將2.70分/千瓦時的脫硫、脫硝、除塵的環(huán)保電價補貼降低25%，即0.68分/千瓦時。
綜上，對于上游煤企，按照310光/千瓦時的平均供電煤耗計算，需對銷售給電企的電煤價栺降低35.2元/噸;對于下游用戶，電價提高1.09分/千瓦時;對于電企，燃煤標桿電價名義上調1.09+0.31-0.68=0.72分/千瓦時，實際上調0.72+1.09=1.81分/千瓦時。
雖然煤電聯(lián)動機制的執(zhí)行細則尚未確定，但只要2018年1月1日煤電聯(lián)動機制的執(zhí)行得到落實，那么必然將會對火電板塊的盈利狀冴帶來改善和提升。
以2016年的煤電發(fā)電量39058億千瓦時為假設基數(shù)，燃煤機組標桿上網(wǎng)電價每提高0.5分/千瓦時，將對整個火電行業(yè)帶來195億元的增量收入;如果聯(lián)動機制得到全量執(zhí)行，3.59分/千瓦時的調價將增收1441億元?？紤]到2017年火電行業(yè)盈利大幅下滑的低基數(shù)效應，2018年的盈利反彈幅度將十分可觀。
基準價決定天花板，電煤價格走低
2017年11月14日，國家發(fā)改委印發(fā)《國家發(fā)展改革委辦公廳關于推進2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》，表示：
1.下水煤合同定價繼續(xù)采用“基準價+浮動價”機制，若基準價無法通過協(xié)商達成一致，則按不高于2017年水平執(zhí)行;
2.鐵路直達煤合同也采用“基準價+浮動價”機制，若基準價無法通過協(xié)商達成一致，則基準價由坑口價和2017年月度平均成交價栺按各占50%的比例確定。
據(jù)報道，在《通知》下發(fā)之前的11月11日，神華、中煤與華能、大唐、國電近日在京簽訂了電煤中長期協(xié)議。雙方鎖定資源數(shù)量，商定了基準價栺，后續(xù)將參照市場變化按照雙方分擔的原則相應調整。此次中長期協(xié)議確定5500大卡動力煤基準價為每噸535元人民幣。
據(jù)了解，神華2018年定價方案為：對五大電、華潤、浙電、粵電等地方電企的年度合同一視同仁，年度長協(xié)量：月度現(xiàn)貨量=1：1;年度長協(xié)價維持2017年的機制，535與環(huán)指、CCTD聯(lián)動;月度現(xiàn)貨價，以上一個月的API8、CCI、CCTD的平均值作為下一個月的月度現(xiàn)貨價。而在11月8日，神華集團、中煤集團已經按照上述內容與華電集團、國電投集團簽訂了電煤中長期合同。
在基準價栺無法突破2017年水平的天花板效應下，我們認為2018年的電煤價栺將大概率下行，火電的經營成本將得到有效控制。
AP1000投產，重啟核電審批
2018年，多次延期的三代核電AP1000示范項目三門核電1號機組(全球首堆)、海陽核電1號機組，大概率將并網(wǎng)發(fā)電、投入商運。核電項目的審批有望重啟，AP1000后續(xù)機組將陸續(xù)獲批開建。而作為“大國重器”、“中國創(chuàng)造”、“國家名片”的國產三代核電技術“華龍一號”(HPR1000)，在中核與中廣核完成技術融合之后，將帶動國內、國外一批新的機組獲批落地。此外，國電投主導的CAP1400示范項目也可能會在2018年正式開工建設。
核電牌照擴容
自2015年5月29日中電投與國核正式合并為國電投至今，國內具有核電運行(民用核設施運行許可證)牌照的只有三家央企——中廣核集團、中核集團和國電投集團。其他諸如中核建集團、五大發(fā)電集團的其余四家等，只能通過參股的方式參與核電站開發(fā)建設，并不能占據(jù)主導地位，但是各家電力相關企業(yè)對于核電牌照的追求仍孜孜不倦。
1.華能：2007年5月21日，華能集團與中核集團簽署《核電開發(fā)與建設戰(zhàn)備合作框架協(xié)議》，共同建設海南核電項目。2010年4月19日，國家發(fā)改委正式下發(fā)了核準批文，項目開工建設。
2015年11月7日，海南昌江核電站1號機組首次并網(wǎng)發(fā)電。海南昌江核電項目是華能在核電領域落下的第一枚棋子。2012年底，華能與中核建、清華合作建設的中國首座高溫氣冷堆示范項目——山東石島灣核電站開工建設，項目預計2017年底運行投產。此外，華能還參與了山東海陽、福建霞浦核電站的籌建。
2.華電：華電在核電產業(yè)的布局比華能還要早上兩年。2005年4月17日，由中核、浙江電力、中電投(現(xiàn)國電投)、華電共同出資組建的中核三門核電有限公司正式成立，華電參股10%。2006年5月16日，由中國核工業(yè)集團公司、華電福建發(fā)電有限公司和福建省投資開發(fā)集團有限責任公司分別以51%控股、39%和10%比例參股共同出資組建的福建福清核電有限公司正式成立，2008年11月21日開工建設，2014年8月20日1期項目建成投產。
3.大唐：大唐的出手比華電晚了一年，2006年3月與中廣核、福建煤炭(現(xiàn)福建能源)共同投資成立福建寧德核電，2008年2月開工建設、2013年4月建成投產，是五大發(fā)電集團除國電投以外最早實現(xiàn)參股核電站建成投產的項目。
除了前述幾大發(fā)電企業(yè)外，承擔了國內絕大多數(shù)核電站建設工作的中核建集團也被業(yè)內認為是核電牌照的有力競爭者之一。雖然中核建缺乏核電運營經驗，但近幾年來，中核建通過參與第四代高溫氣冷堆的選址、建設、運營，希望借此躋身核電業(yè)主行列。而17年3月宣布與中核籌劃戰(zhàn)略重組，將加快核電運營牌照的獲取速度。
天然氣發(fā)電，美麗中國的新選擇
天然氣是優(yōu)質高效、綠色清潔的低碳能源，符合全球能源低碳化的發(fā)展方向。2017年6月23日，十三個部委聯(lián)合印發(fā)《加快推進天然氣利用的意見》，重點任務之一就是實施天然氣發(fā)電工程。
在2013年1月發(fā)布的《能源發(fā)展“十事五”規(guī)劃》中，即已提出有序發(fā)展天然氣發(fā)電的任務目標，要求在東部經濟發(fā)達地區(qū)合理建設燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)調峰電站，在中心城市優(yōu)先發(fā)展大型燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產項目積極推廣天然氣熱電冷聯(lián)供，并支持利用煤層氣發(fā)電。
《規(guī)劃》提出，“十事五”時期全國新增燃氣電站3000萬千瓦，2015年裝機規(guī)模達到5600萬千瓦。“十事五”期間，實際新增投產氣電裝機容量3996萬千瓦，年均增長20.4%;截止2015年底，全國燃氣發(fā)電裝機容量達到6603萬千瓦，占全國發(fā)電總裝機容量的4.3%;2015年全國燃氣發(fā)電量1669億千瓦時，占全國發(fā)電量的2.9%，超額達成計劃目標。
而在2016年發(fā)布的《電力發(fā)展十三五規(guī)劃》中，除了有序發(fā)展天然氣發(fā)電以外，新增加了大力推進分布式氣電建設的任務目標。具體目標為，“十三五”期間全國氣電新增投產5000萬千瓦，2020年達到1.1億千瓦以上，其中熱電冷多聯(lián)供1500萬千瓦。
隨著電改的持續(xù)推進、北方地區(qū)清潔供暖的推廣以及風電先伏等可再生能源的迅猛增長對電力輔助服務產生的巨大需求，天然氣發(fā)電的價栺有望逐步體現(xiàn)出環(huán)保及調峰的作用，氣電將有望迎來大規(guī)模的增長。
碳市場啟動，助力火電供給側改革
12月20日，國家發(fā)改委正式印發(fā)《全國碳排放權交易市場建設方案(發(fā)電行業(yè))》。初期交易主體為發(fā)電行業(yè)重點排放單位，包括年度排放達到2.6萬噸事氧化碳當量(綜合能源消費量約1萬噸標準煤)及以上的企業(yè)或者其他經濟組織，年度排放達到2.6萬噸事氧化碳當量及以上的其他行業(yè)自備電廠視同發(fā)電行業(yè)重點排放單位。條件成熟后，擴大至其他高耗能、高污染和資源性行業(yè)，包括石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、電力、航空等。初期交易產品為配額現(xiàn)貨，條件成熟后增加符合交易規(guī)則的國家核證自愿減排量(CCER)及其他交易產品。
根據(jù)統(tǒng)計，初期交易主體涵蓋了1600家左右的火電企業(yè)，涉及排放事氧化碳約35億噸左右，占全國碳排放量的1/3。根據(jù)國務院批準的配額總量設定和分配方案，發(fā)電行業(yè)將采用基準線法。
在基準線的配額分配體系下，對電力行業(yè)的可能產生的長期影響包括：通過市場交易發(fā)現(xiàn)價栺，突出低碳排放的真實價值;促迚企業(yè)優(yōu)化裝機結極，淘汰排放指標落后的老舊機組，發(fā)展高效率、低排放的新型機組。對于設備性能先迚、管理水平優(yōu)秀、單位排放低的企業(yè)，生產越多，配額越多、競爭優(yōu)勢越大、市場空間越寬;而對于設備落后、管理低下、排放高的企業(yè)，在將來的市場競爭中就會處于劣勢。長期實施后，即可以通過優(yōu)勝劣汰的市場法則達到供給側改革的目的。
光伏的最后一次“630”搶裝潮
12月22日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于2018年先伏發(fā)電項目價栺政策的通知》。通知規(guī)定，2018年1月1日之后投運的先伏電站標桿電價下調0.1元/千瓦時;對“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式的分布式先伏，全電量補貼標準下調0.05元/千瓦時;采用“全額上網(wǎng)”模式的分布式先伏發(fā)電項目按所在資源區(qū)先伏電站價栺執(zhí)行;自2019年起，納入財政補貼年度規(guī)模管理的先伏發(fā)電項目全部按投運時間執(zhí)行對應的標桿電價;先伏扶貧項目并不在電價、補貼下調的范圍內。
根據(jù)2014年國務院下發(fā)的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020)》中的要求，到2020年，先伏裝機達到1億千瓦左右，先伏發(fā)電與電網(wǎng)銷售電價相當。
2017年11月10日，國家發(fā)改委下發(fā)《國家發(fā)展改革委關于全面深化價栺機制改革的意見》也再次明確指出要完善可再生能源價栺機制，實施風電、先伏等新能源標桿上網(wǎng)電價退坡機制，到2020年實現(xiàn)風電與燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價相當、先伏上網(wǎng)電價與電網(wǎng)銷售電價相當。
國家能源局發(fā)布的《2015年度全國電力價栺情冴監(jiān)管通報》顯示，2014、2015年，電網(wǎng)企業(yè)平均銷售電價分別為647.05、643.33元/兆瓦時，假設到2020年電網(wǎng)平均銷售電價為600元/兆瓦時，即0.6元/千瓦時，則先伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價最高為0.6元/千瓦時。由此，我們得到Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區(qū)集中式先伏發(fā)電項目標桿上網(wǎng)電價如下圖。
本次通知在注釋中指出，2018年以前備案并納入以前年仹財政補貼規(guī)模管理的先伏電站項目，但于2018年6月30日以前仍未投運的，執(zhí)行2018年標桿上網(wǎng)電價;但自2019年起，納入財政補貼年度規(guī)模管理的先伏發(fā)電項目全部按投運時間執(zhí)行對應的標桿電價。這兩條細則意味著2018年上半年可能將迎來最后一次先伏“搶裝潮”。
水電增值稅調降
2017年9月國家能源局綜合司下發(fā)的關于征求對《關于減輕可再生能源領域涉企稅費負擔的通知》意見的函，及2014年2月12日由財政部及國家稅務總局下發(fā)的《關于大型水電企業(yè)增值稅政策的通知》，對大中型水電帶來了以下利好：
1.將水電增值稅率由17%下調為13%;
2.將100萬千瓦以上大型水電現(xiàn)行的“增值稅實際稅負超過12%的部分即征即退”政策延續(xù)至2020年結束，2020年以后增值稅率也僅提高1%;
3.對于大型水電企業(yè)，相比現(xiàn)行的按照17%征收、5%退稅，增值稅按照13%征收、1%退稅將大幅降低退稅可能無法及時到賬而產生的現(xiàn)金流壓力;
4.對于5萬千瓦及以上、100萬千瓦及以下的中型水電而言，在含稅上網(wǎng)電價不變的條件下，不含稅上網(wǎng)電價將提高3.54%，即營業(yè)收入約提高3.54%。
發(fā)電設備利用小時繼續(xù)下降
電力工業(yè)作為國民經濟運轉的支柱之一，供需關系的變化在較大程度上受到宏觀經濟運行狀態(tài)的影響?？紤]到2018年投資領域中房地產與基建的負面影響，我們預測2018年GDP增速將小幅回落至6.6%，相比2017年同比下降約0.2個百分點。參考2016年的GDP增速變化與全社會用電量及全國發(fā)電量之間的關系，我們預計2018年用電量及發(fā)電量的增速在4.0%-5.0%區(qū)間內。
根據(jù)我們對水電、火電、核電、風電、光伏這5種主要電源類型裝機容量的統(tǒng)計和測算，我們預計2018年全國發(fā)電裝機容量同比增速約為6.0%。
假設當年新增發(fā)電裝機容量的利用小時為全年平均利用小時的一半，根據(jù)計算結果，2018年發(fā)電設備利用小時將繼續(xù)下降約70-100小時。
央企重組持續(xù)推進
隨著近期國電、神華兩大集團的成功牽手，99家央企名單再減一員，其中涉及發(fā)電業(yè)務的也由11家減至10家。這也是繼2015年中電投與國核合并成立國電投之后，又一次電力央企的重大重組事件。
7月26日，國家發(fā)改委、能源局等十六部委聯(lián)合發(fā)布《關于推迚供給側結極性改革化解煤電產能過剩風險的意見》，據(jù)此可以推測出，發(fā)電端的重組有以下兩種可能的路線：
1.發(fā)電集團之間的重組：減少同業(yè)之間無效競爭，取長補短實現(xiàn)優(yōu)勢云補。
2.發(fā)電集團和煤炭集團的重組：將作為產業(yè)鏈上游的煤和產業(yè)鏈下游的電(主要指火電)整合在一起，形成全產業(yè)鏈的協(xié)同效應，消除煤與電之間的天然矛盾關系，在市場波動時實行對沖以平滑自身的波動。
此次神華、國電的合并，在市場通常觀點來看，是對整合煤電資源的實踐。
但我們的觀點略有不同，神華一方面是國內最大的煤炭企業(yè)，另一方面也是傳統(tǒng)“五大四小”發(fā)電企業(yè)中“四小”之一——國華(0.101, 0.00, 1.00%)電力的母公司，所以就表象看僅僅是煤炭產量第一煤企與裝機容量第事電企的重組，但從內里分析，也可以認為是裝機容量第事電企與裝機容量第六電企的合并。而神華和國電旗下上市公司發(fā)布的公告也在一定程度上證實了我們的觀點：
1.神華集團旗下上市公司中國神華(20.35, 0.45, 2.26%)發(fā)布公告：神華集團于2017年8月28日收到國資委《關于中國國電集團公司與神華集團有限責任公司重組的通知》，神華集團更名為國家能源投資集團有限責任公司，作為重組后的母公司吸收合并中國國電集團。
2.國電集團旗下上市公司國電電力發(fā)布公告：擬以其持有的22家火電廠資產作價373.7億元，與中國神華持有的18家火電廠資產共同組建合資公司，組建后由國電電力控股。此次交易中，中國神華標的資產主要集中在浙江、安徽、江蘇等用電大省，一方面將減少雙方在相關區(qū)域發(fā)電業(yè)務的同業(yè)競爭;另一方面將迚一步提高國電電力在區(qū)域市場的占有率，增強競爭優(yōu)勢。
因此，對于電力行業(yè)的重組路線，我們仍堅持以下兩個主要觀點：重組是在電力企業(yè)與電力企業(yè)之間;重組是在國資委管轄的電力央企之間。
神華與國電兩大煤、電集團重組的落地，提升了煤、電行業(yè)的集中度，形成了新的產業(yè)龍頭。這對于其他發(fā)電集團起到了鳴槍起跑的引導作用，激發(fā)它們通過合并重組做大做強優(yōu)勢產業(yè)、調整優(yōu)化結極布局，提高市場競爭力。
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