精品我国煤电行业分析报告Word格式.docx

精品我国煤电行业分析报告Word格式.docx

《精品我国煤电行业分析报告Word格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《精品我国煤电行业分析报告Word格式.docx（13页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

全球经济走弱、中美贸易冲突压力下出口增速同比回落。

需求疲弱生产较为低迷，工业与服务业生产均同比放缓。

内部结构分化态势加剧。

从需求结构来看，投资与消费对经济增长贡献率回落，“衰退型顺差”导致净出口对经济增长贡献率上升。

从产业结构来看，第三产业增速回落较大，新动能相关产业增长放缓；

生产端与消费端价格背离，内部需求不足PPI低位运行，猪价上涨带动CPI上行；

此外，区域分化加剧，部分省、市经济增速回落明显。

（二）宏观风险

在国内外多重风险挑战持续的情况下，新型冠状病毒感染的肺炎疫情进一步加大了经济运行的风险，成为2020年中国经济面临的最大“黑天鹅”事件。

在疫情冲击下，中国经济下行压力将进一步加大，第三产业面临的冲击尤为突出，企业尤其是中小企业面临较大的生存压力，而宏观经济下行与微观主体经营恶化或加剧就业难。

与此同时，在信用风险仍处于高发态势的当下，疫情冲击所导致的经济下行有可能进一步加剧信用风险释放。

此外，央地财税不平衡体制下地方政府收支压力持续存在，部分省份隐性债务风险较为突出，疫情冲击或进一步加大地方财政平衡压力。

从外部环境来看，当今世界面临百年未有之大变局，外部地缘政治风险仍需高度警惕。

（三）宏观政策

2019年12月召开的中央政治局会议与中央经济工作会议明确2020年经济工作“稳”字当头，确保经济运行在合理区间。

但随着疫情爆发人员流动受到较大限制，稳增长政策效果将受到较大程度抑制。

不过，在疫情缓解之后政策稳增长力度或将有所加大，以促进生产恢复。

具体来看，积极财政政策或将加快节奏，尤其是地方专项债的发行与投放工作将加快，以进一步发挥基建托底作用。

此外，针对服务业受疫情冲击的具体情况，各地或有望出台对应的减税降费措施。

货币政策或边际宽松，充分利用LPR、降准、再贴现、再贷款等工具，加大对受疫情冲击的区域、行业、企业的支持力度，为恢复生产营造良好货币信用环境。

（四）宏观展望

受疫情影响，人员流动受限、春节假期延长，交通运输、旅游、娱乐等服务业首当其冲。

疫情对中国宏观经济的冲击或将在一季度集中体现，一季度中国经济增速将有较大程度放缓。

如果疫情在一季度被基本控制，稳增长政策发力和消费、生产计划的后置可能会给二季度经济反弹提供机会。

在下半年，随着逆周期宏观调控政策的发力，经济增速或将回升，2020年全年经济或前低后稳。

由于疫情拖得越久，经济影响也就越大，同时考虑到世界卫生组织已经将此列为国际关注的突发公共卫生事件，后续实际情况仍需视疫情的严重程度和持续时间而定。

二、煤电行业现状

（一）我国电力行业现状

电力行业是关系国计民生的支柱性产业，电力行业的发展与宏观经济走势息息相关。

2019年以来，电力延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电装机和发电量均保持较快增长，跨区、跨省送电量实现两位数增长，电力燃料供应由紧平衡转向总体平衡。

截至2019年底，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦，比2018年底增长5.8%，其中全国全口径非化石能源发电装机容量8.4亿千瓦，比2018年增长8.7%，占总装机容量的比重为41.9%，比2018年底提高1.1个百分点。

2019年发电设备利用小时3825小时，比2018年降低54小时。

2020年在稳中求进工作总基调和国家宏观政策逆周期调节的大背景下，全社会用电量将延续平稳增长，在没有大范围极端气温影响的情况下，预计2020年全国全社会用电量比2019年增长4%-5%。

其中，非化石能源发电装机比重将继续提高。

预计2020年全国基建新增发电装机容量1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产8700万千瓦左右。

预计2020年底全国发电装机容量21.3亿千瓦，增长6%左右；

非化石能源发电装机合计9.3亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至43.6%，比2019年底提高1.7个百分点左右。

1．总体概况

2015年以来，我国经济增速持续放缓，全社会用电量需求不足，发电量出现小幅下滑。

1～12月，全国发电量56183.71亿千瓦时，同比下降0.18%。

全国全口径发电装机容量15.1亿千瓦，同比增长10.5%，其中，新增发电机组容量1.29亿千瓦，创年度投产规模历史新高。

2015年底全国发电设备利用小时3969小时、同比降低349小时，已连续三年下降。

2016年，全国用电形势呈现增速同比提高、动力持续转换、消费结构继续调整的特征。

全社会用电量同比增长5.0%，增速同比提高4.0个百分点。

在实体经济运行显现出稳中趋好迹象、夏季高温天气、2015年同期低基数等因素影响下，三、四季度全社会用电量增长较快。

年底全国全口径发电装机容量16.5亿千瓦，同比增长8.2%，局部地区电力供应能力过剩问题进一步加剧；

非化石能源发电量持续快速增长，火电设备利用小时进一步降至4165小时，为1964年以来年度最低。

2017年，全国电力供需总体宽松。

全社会用电量累计增速同比提高；

工业和制造业用电量同比增长，但增速均低于全社会用电量；

发电装机结构继续优化，煤电发电量比重同比下降；

全国发电设备利用小时同比持平，水电设备利用小时同比降低；

全国跨区、跨省送出电量同比增长；

新增发电能力同比增加，新增煤电发电能力同比减少。

2018年，全国电力供需总体平衡。

全社会用电量实现较快增长、电力消费结构继续优化。

工业和制造业用电量稳居首位，但增速均低于全社会用电量；

第三产业、城乡居民用电量分别位列二、三，并保持较快增长；

畜牧业和渔业规模化生产，带动第一产业用电量快速增长。

全年发电装机容量增速放缓，火电占比下降；

全国发电设备利用小时同比提高，并网风电设备利用小时创2013年以来新高；

全国跨区、跨省送出电量增速同比增长；

新增发电能力同比增加，非化石能源占比增长。

2019年全国电力供需总体平衡，全社会用电量平稳增长，第三产业和城乡居民生活用电的拉动效果明显。

全年全社会用电量7.23万亿千瓦时，比2018年增长4.5%，第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长贡献率为51%。

2．电力消费

2015年，我国全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点，呈现出明显的电力消费换档减速趋势。

分析其具体原因：

一是宏观经济及工业生产增长趋缓，工业增加值和固定资产投资增速放缓，房地产市场低迷，特别是钢铁、建材等部分重化工业行业明显下滑，市场需求增长乏力。

二是国家推进经济结构调整和工业转型升级取得成效，高新技术行业比重上升，高耗能行业比重下降，单位GDP电耗下降、电能利用效率提升。

三是大部分地区冬季偏暖、夏季气温偏低，抑制用电负荷及电量增长。

四是电力生产自身耗电减少，全国跨省区输送电量增速大幅回落、线损电量同比下降3.7%，火电发电量负增长导致火电厂厂用电量增速回落。

2016年全国全社会用电量5.92万亿千瓦时、同比增长5.0%，比2015年提高4.0个百分点；

各季度同比分别增长3.2%（扣除闰年因素增长2.1%）、2.1%、7.8%和6.5%。

夏季持续大范围高温天气、2015年同期基数偏低、实体经济运行呈现出稳中趋好迹象是三季度增速明显提高的主要原因。

进入四季度后，全社会用电量仍然维持平稳较快增长，除了2015年同期低基数因素外，主要原因是实体经济运行稳中趋好迹象更加明显。

在国家推进去产能政策、基建投资快速增长、房地产和汽车市场回暖等综合影响下，建材、黑色和有色金属冶炼等重要生产资料价格总体呈上升态势，市场预期好转，其主要产品产量增速逐步提高；

此外，交通运输电气电子设备、通用及专用设备制造业等装备制造，以及文体用品制造业、木材加工及家具制品业等大众消费品业增速也逐步上升，共同支撑全社会用电量保持较快增长。

2017年，全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%，增速同比提高1.6个百分点。

第二产业用电量同比增长5.5%，增速较2016年提高2.7个百分点；

制造业用电量增长5.8%，比2016年提高3.4个百分点。

电力消费结构持续优化。

受四大高耗能行业用电占比下拉、服务业持续快速发展等变化影响，第二产业占全社会用电量的比重为69.6%，同比下降0.6个百分点，第三产业用电比重逐年提升，2017年提高至14.2%，同比提高0.5个百分点。

2018年，全国工业用电量4.72万亿千瓦时、同比增长7.2%，增速为2012年以来新高，同比提高1.7个百分点，占全社会用电量比重的69.01%，拉动全社会用电量增长5.0个百分点。

制造业用电量同比增长7.2%，各季度增速分别为6.5%、8.0%、7.0%和6.2%。

第三产业用电量1.08万亿千瓦时，同比增长12.7%，增速同比提高2.1个百分点；

拉动全社会用电量增长1.9个百分点，比2017年提高0.5个百分点。

全年城乡居民生活用电量9685亿千瓦时，同比增长10.3%，增速同比提高2.6个百分点；

拉动全社会用电量增长1.4个百分点，比2017年提高0.4个百分点。

全年第一产业用电量728亿千瓦时、同比增长9.8%，增速同比提高2.3个百分点。

其中，畜牧产品、渔业产品规模化生产逐步增多，带动畜牧业、渔业用电量分别增长17.4%和11.0%。

3．电力生产

2015年以来，随着国家对清洁能源的支持力度不断加大，电力供应结构逐年优化，全年非化石能源发电装机容量和发电量占比分别比2010年提高8.1和8.3个百分点。

火电发电量所占比重呈逐渐下降态势；

水电发电量较快增长；

核电投产规模创年度新高，发电量高速增长；

并网风电、太阳能装机容量再创新高；

2015年全年，我国净增火电装机7202万千瓦（其中煤电5186万千瓦），为2009年以来年度投产最多的一年，年底全国全口径火电装机9.9亿千瓦（其中煤电8.8亿千瓦，占火电比重为89.3%），同比增长7.8%。

全口径发电量同比下降2.3%，已连续两年负增长。

火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比降低410小时；

我国水电新开工规模明显萎缩，2015年年底，全国主要发电企业常规水电在建规模仅有3200万千瓦，全年水电投资同比下降17.0%，已连续两年下降。

受水电投资减少的影响，全年水电发电量1.11万亿千瓦时，同比仅增长5.1%；

设备利用小时3621小时，为近二十年来的年度第三高水平（2005年、2014年分别为3664和3669小时）；

2015年以来，国家对核电项目支持力度不断加大，全年获国务院核准的核电机组共计8台，是福岛事故后的核准规模最高和机组开工数最多的一年。

全年净增核电机组600万千瓦，年底核电装机容量2608万千瓦，同比增长29.9%。

全年核电发电量同比增长27.2%，设备利用小时7350小时，同比降低437小时；

受风电上网电价调整预期影响，2015年基建新增并网风电装机再创新高，年底全国并网风电装机容量1.3亿千瓦，全年发电量1851亿千瓦时、同比增长15.8%，利用小时1728小时、同比降低172小时。

近几年国家密集出台了一系列扶持政策，东部地区分布式光伏加快增长，西北地区光伏大基地呈规模化增加，全国太阳能装机及发电量快速增长。

2016年，全国净增发电装机容量1.2亿千瓦、比2015年减少2186万千瓦，其中净增非化石能源发电装机7200万千瓦、接近2015年水平，而