【研究报告内容摘要】
事件概述:近日,国家能源局发布《国家能源局关于发布 2023年煤电规划建设风险预警的通知》(以下简称《2023预警》)。2016年发改委、能源局连发《关于进一步做好煤电行业淘汰落后产能的通知》、《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布 2019年煤电规划建设风险预警的通知》三份重要文件,打出严控煤电行业产能“组合拳”,建立煤电规划建设风险预警机制,严控各地煤电新增规模,加大监督管理力度,坚决把 2020年煤电装机控制在 11亿千瓦以内。至此,国家能源局已连续五年制定基于未来三年规划目标的煤电规划建设风险预警,指导地方和发电企业按需有序核准、建设省内自用煤电项目,通过限制火电规模来缓解煤电产能过剩状况。推行清洁能源发电,推进电力供给侧结构性改革从电量型电源向电力型电源转变,实现国家层面长期规划目标,从趋势上看,煤电未来将逐步成为保障电网安全的调峰类电源,而非主要发电供应源。
分析与判断: :
煤电装机充裕度预警进一步放松,至 至 223023年仅剩33省份红色预警煤电规划建设风险预警指标体系分为煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标、煤电建设经济性预警 3个指标。其中,煤电装机充裕度预警指标是约束性指标,体现了当地煤电装机、电力供应的冗余情况。煤电装机明显冗余、系统备用率过高的为红色预警,煤电装机较为充裕、系统备用率偏高的为橙色预警,电力供需基本平衡或有缺口的、系统备用率适当或者偏低的为绿色,煤电装机充裕度将作为最主要指标来指导各地煤电项目核准建设工作。从未来三年各省煤电装机充裕度情况来看,2023年相比于 2022年整体更为宽松,2020-2023年整体呈现逐渐放宽的态势。2023年,7省份煤电装机充裕度预警级别降低,其中内蒙古-蒙东、山东 2个省区由红色预警直接转为绿色预警,黑龙江、吉林、新疆 3个省区由红色预警转为橙色预警,辽宁、福建 2个省区由橙色预警转为绿色预警,没有省份装机预警升级。2023年仅剩山西、甘肃、宁夏 3省红色预警,橙色预警仅剩黑龙江、吉林、新疆 3省区,其他省份指标均为绿色,即正常范围。而 2020年有 24省区为红色预警,4省区为橙色预警,即 28省区需暂缓核准、新开工建设煤电项目,与 2020年装机充裕度预警相比,2023年预警状况已有很大程度缓解。从装机充裕度预警指标的变化来看,国内煤电装机过剩的局面进一步缓解,电力供需形势好转。 煤电建设经济 性 预警升降互现,资源约束性指标 增加三省份煤电建设经济性预警指标是建议性指标,体现建设省内自用煤电项目的经济性,为规划建设煤电项目提供决策参考。基于 2023年各省、自治区、直辖市新投运省内自用煤电项目的预期投资回报率,分为红色、橙色、绿色 3个等级。投资回报率低于当期中长期国债利率的为红色预警;投资回报率在当期中长期国债利率至一般项目收益率(电力项目通常为 8%)之间的为橙色预警;投资回报率高于一般项目收益率的为绿色。
2023年相对于 2022年,经济性预警升降互现,吉林、辽宁 2省区直接由绿色转为红色预警,山东、安徽 2省区由红色预警转为绿色,福建由橙色预警转为绿色,目前 33省区中,共有10省区为经济性红色预警,1省区(河南)为橙色预警,其余均为绿色。2020年共有 11省区为经济性红色预警,3省区为橙色预警,2023年相较于 2020年经济性预警情况略有好转。
资源约束指标是约束性指标,反映了在当地规划建设煤电项目的可行性,对于大气污染形势严峻、水资源不足、煤炭消费总量亟需控制,或者存在其它资源约束煤电规划建设的,资源约束指标为红色预警,其余为绿色。2023年资源约束预警指标相比上年没有变化,仍有 12个省区为红色预警,2020年 9省区为红色预警,相比 2020年红色预警增加 3省区的主要原因是山西、陕西、河南部分区域成为《关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》(国发〔2018〕22号)所确定的重点区域范围,资源约束指标调整为红色预警。
电力负荷发展促进煤电装机预警下调,煤电供给增速放缓助力 供需格局改善2020-2023年煤电装机充裕度预警逐年普遍下调,主要原因是从 2016年起全国电力消费需求增速开始上升和近年来持续实施煤电规划建设风险预警制度和淘汰落后煤电产能。自2016年开始,全社会用电量增速由 2015年的 0.5%逐步反弹,2016-2019年用电量增速分别为 5.0%、6.6%、8.5%、4.5%,高于“十三五”期间电力需求预测增速 3.5%-4.9%,2016-2019火电利用小时数分别为 4165小时、4209小时、4361小时、4293小时,未出现类似 20
14、2015年降幅较大的情况;此外,部分省份电力供需形势变化较大,这在装机预警下调的省份中也有所体现,例如在预警由红转绿的山东省,2017-2019年用电量同比增速分别为 0.72%、8.97%、5.10%,从 2018年起用电量增幅突增,且 2018、2019年同比增速均高于全国水平,煤电装机预警降级地区电能需求旺盛,从宽松的电力状况变为供应相对紧张局势。
同时,从 2016年起国家取消一批不具备核准条件的煤电项目,缓核、缓建一批电力盈余省份的煤电项目,据 bhi 统计,截至 2017年底共停、缓建煤电项目 192个,共计装机容量 2.1亿千瓦时,并且清洁能源整体装机仍保持较高增速,2019年核电装机容量同比增长 9.1%、并网风电装机容量同比增长 14.0%,并网太阳能装机容量同比增长 17.4%,使近年煤电供给增速放缓,供需两侧逐渐看齐,改善煤电产能过剩情况。 煤电建设经济性依赖诸多预测指标,较难预测目前 33省区中(包括蒙东、蒙西,冀北、冀南),吉林、辽宁、天津、甘肃、青海、宁夏、江西、四川、广西、云南 10省区为经济性红色预警,1省区(河南)为橙色预警,其余均为绿色。煤电项目的预期 roi 是企业投资项目的否决指标,对政府制定煤电项目规划有重要参考意义。然而煤电建设的经济性预测依赖于单位发电煤耗、工程投资成本、资金成本、火电利用小时数、煤电上网电价、煤炭价格水平等诸多指标的预测值,这些指标的预测偏差范围很难控制,且受未来不确定性事件、电力供需形式变化情况、相关政策变动的较大影响,同时,三年后电力市场化程度。竞争激烈程度较难预测,政府控制上网电价的 roi 与电力市场竞争下的 roi 不会高度契合。因此作为建议性指标,若经济性的各预测因素与实际出现较大偏差,很可能误导煤电项目投资方向,例如,预测的 roi 低于实际,被划分为红、橙色预警区,使得煤电项目投资额过低,将出现电力短缺的矫枉过正情况。煤电规划建设风险预警机制是个持续完善的过程,从 2018年起经济性预警由约束性指标调整为建议性指标,煤电建设经济性还需实时跟踪关注,理性看待煤电建设、理性决策煤电投资。
投资建议:
随着我国经济发展进入新常态,从 2014年起全国电力需求增速放缓,由 2011年的 12%下降至 2015年的 0.5%,但受规划执行滞后性和电源项目建设周期惯性影响,煤电面临规划建设规模相较于需求量偏大的问题,为防范化解煤电产能过剩风险,提高煤电发展有序性,自 2016年起,国家采取严控、停建、缓建、缓核、去落后产能、风险预警制度、加大监管力度等多项举措严控煤电产能,针对煤电产能过剩风险打出强力“组合拳”,目前已经是政策实施第五年,煤电装机充裕度作为其中最主要的指标,从其预警情况的变化来看,全国电力供需形式正稳步摆脱煤电产能过剩的局面,得益于近年来电力需求的上升和煤电产能增长的严格控制,诸多省份和地区系统备用率逐渐降为适当或偏低范围,正在摘掉“红色预警”的帽子,与 2016年相比,煤电核准和建设严格受控的状态大大缓解,这也为煤电项目的后续建设提供了基础。目前煤电产能过剩的问题尚未完全解决,煤电仍属主体能源。未来煤电发展管控将保持适度从严的趋势,优先、充分考虑跨省区电力互济,煤电未来将逐步由主要电源转型为保障电网安全的调峰类电源。公司方面推荐受益地处内蒙,特高压外送改善内蒙窝电、本省用电量增速全国靠前的【内蒙华电】,以及地处京津唐用能高负荷中心的【京能电力】、【建投能源】。
风险提示1)未来电力供需形式有较大变化;
2)电价、煤价事件性变动;
3)经济性预警预测指标估计不准。
