【华创环保公用】电力行业1812期：煤价快速回落，燃气旺季格局稳定，关注火电板块内轮动

【华创环保公用】电力行业1812期：煤价快速回落，燃气旺季格局稳定，关注火电板块内轮动

2018年12月份初至25日，电力及公用事业板块表现略赢大盘，CS电力及公用事业指数在期间下跌0.17%，沪深300指数下跌4.90%，电力及公用事业跑赢大盘4.73个百分点。中信一级行业分类板块中，3个行业上涨，26个行业下跌，电力及公用事业处于29个行业第4名。中信三级行业分类板块中，CS火电上涨1.59%，CS水电上涨5.02%，CS其他发电下跌1.77%，CS电网下跌5.14%。

12月以来，中信三级行业中36家火电公司13家上涨，22家下跌，1家横盘。涨幅前三名的公司分别是长源电力（11.00%）、粤电力A（10.89%）、国投电力（7.81%）。

12月以来，中信三级行业中水电公司有6家上涨，4家下跌，0家横盘。涨幅前三的公司分别为长江电力（6.62%）、桂冠电力（6.15%）、华能水电（5.50%）；跌幅前三的公司分别为湖南发展（-20.45%）、闽东电力（-8.64%）、梅雁吉祥（-5.12%）。

中信三级行业中其他发电公司0家上涨，6家下跌，0家横盘。跌幅前三的公司分别为太阳能（-5.08%）、节能风电（-4.84%）、天能重工（-2.81%）。

中信三级行业中电网公司1家上涨，9家下跌，0家横盘。上涨的公司为涪陵电力（2.45%），跌幅前三名的公司分别为桂东电力（-12.05%）、岷江水电（-7.67%）、西昌电力（-7.06%）。

12月中信三级行业中天然气下跌3.79%，燃气公司中2家上涨、12家下跌，涨幅前二的公司分别为陕天然气（2.97%）和长春燃气（1.51%）。

1、2018年1-11月底全社会用电量增长8.5% ，北京、上海呈现负增长

11月份，全社会用电量5647亿千瓦时，同比增长6.32%，前值6.73%。分产业看，第一产业用电量58亿千瓦时，同比增长11.61%，前值9.79%，占比1%；第二产业用电量4109亿千瓦时，同比增长6%，前值6.2%，占比72.8%；第三产业用电量811亿千瓦时，同比增长9.24%，前值8.77%，占比14.4%；城乡居民生活用电量668亿千瓦时，同比增长4.64%，前值7.1%，占比11.9%。

1-11月，全社会用电量累计62199亿千瓦时，同比增长8.5%，前值8.7%。分产业看，第一产业用电量673亿千瓦时，同比增长10%，占全社会用电量1.08%，对全社会用电量增长的贡献率为1.26%；第二产业用电量42684亿千瓦时，同比增长7.1%，占全社会用电量的68.62%，对全社会用电量增长的贡献率为58.26%；第三产业用电量9890亿千瓦时，同比增长12.8%，占全社会用电量的15.9%，对全社会用电量增长的贡献率为23.11%；城乡居民生活用电量8952亿千瓦时，同比增长10.50%，占全社会用电量的14.39%，对全社会用电量增长的贡献率为17.51%。

11月份，用电量前五名的省区分别是：山东（502亿千瓦时）、广东（498亿千瓦时）、江苏（474亿千瓦时）、浙江（360亿千瓦时）、河北（311亿千瓦时）。其中，用电量增速前三的省份分别是：广西（18.32%）、山东（17.53%）、内蒙（16.71%）；北京、上海用电量增速分别为-1.21%、-3.30%，呈现负增长。

1-11月份，全国各省份全社会用电量均实现正增长。其中，全社会用电量增速高于全国平均水平（8.5%）的省份有12个，依次为：广西（19.6%）、西藏（17.36%）、内蒙（14.99%）、重庆（12.58%）、四川（11.91%）、甘肃（11.58%）、安徽（11.37%）、湖北（10.5%）、湖南（10.11%）、江西（10.05%）、福建（9.67%）、云南（8.96%）。

2、2018年1-11月底规模以上电厂发电量同比增长3.6%

11月份，规模以上电厂发电量5543亿千瓦时，同比增长3.6%。分类型看，火力发电量4050.7亿千瓦时，同比增长3.9%，占规模以上电厂发电量的73.08%；水力发电量879.3亿千瓦时，同比增长1.5%，占比15.86%；风力发电量305千瓦时，同比下降7%，占比5.5%；核能发电量279亿千瓦时，同比增长24.7%，占比5.03%。

1-11月，规模以上电厂累计发电量6.16亿千瓦时，同比增长6.9%。分类型看，火力发电量4.50万亿千瓦时，同比增长6.2%，占规模以上电厂发电量的72.96%；水力发电量10297.3亿千瓦时，同比增长4.4%，占比16.70%；风力发电量2896.8亿千瓦时，同比增长15.7%，占比4.70%；核能发电量2638亿千瓦时，同比增长16.8%，占比4.28%；太阳能发电量830.2亿千瓦时，同比增长17.60%，占比1.35%。

2018年11月，全国规模以上电厂发电量5543亿千瓦时，同比增3.6%。广西（25.2%）、新疆（22.6%）发电增速较快，超过20%；重庆、河南、云南、辽宁、湖南、陕西、浙江、上海的发电量出现负增长。

发电量前五名的省区分别是：山东（455.1亿千瓦时）、内蒙古（427.7亿千瓦时）、江苏（367.8亿千瓦时）、广东（341.3亿千瓦时）、四川（308.1亿千瓦时）；火力发电量前五名的省区分别是：山东（433.8亿千瓦时）、内蒙古（362.6亿千瓦时）、江苏（331.7亿千瓦时）、山西（245.1亿千瓦时）、新疆（242.7亿千瓦时）；水力发电量前五名的省区分别是：四川（263.1亿千瓦时）、云南（205.6亿千瓦时）、湖北（96.1亿千瓦时）、贵州（44.6亿千瓦时）、广西（42.6亿千瓦时）；风力发电量前五名的省区分别是：内蒙古（53.6亿千瓦时）、新疆（24.8亿千瓦时）、云南（22.5亿千瓦时）、河北（20.7亿千瓦时）、山西（14.8亿千瓦时）；目前7个省区拥有在运核电站，发电量排名分别是：广东（81亿千瓦时）、浙江（60.2亿千瓦时）、福建（53.7亿千瓦时）、辽宁（32.1亿千瓦时）、江苏（22.3亿千瓦时）、广西（13.3亿千瓦时）、海南（6.8亿千瓦时）；太阳能发电量前五名的省区分别是：青海（8.93亿千瓦时）、内蒙古（6.92亿千瓦时）、新疆（6.44亿千瓦时）、甘肃（6.3亿千瓦时）、宁夏（5.2亿千瓦时）。

3、发电装机容量增速近十年最低位

截至11月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量17.75亿千瓦，同比增长5.2%。其中，火电装机11.25亿千瓦，同比增长3.4%；水电3.05亿千瓦，同比增长1.2%；核电0.42亿千瓦，同比增长16.6%；并网风电1.80亿千瓦，同比增长12.2%；可再生能源装机占比34.27%，同比去年上升1.18个百分点。

装机容量前五名的省区分别是：山东（1.24亿千瓦）、内蒙古（1.22亿千瓦）、江苏（1.16亿千瓦）、广东（1.09亿千瓦）、四川（9345万千瓦）；火电装机容量前五名的省区分别是：山东（1.03亿千瓦）、江苏（9464万千瓦）、内蒙古（8217万千瓦）、广东（7978万千瓦）、河南（6757万千瓦）；水电装机容量前五名的省区分别是：四川（7381万千瓦）、云南（5153万千瓦）、湖北（3563万千瓦）、贵州（1927万千瓦）、广西（1502万千瓦）；风电装机容量前五名的省区分别是：新疆（1851万千瓦）、河北（1323万千瓦）、甘肃（1282万千瓦）、山东（1126万千瓦）、宁夏（1011万千瓦）。

2018年1-11月发电装机容量累计新增9877万千瓦，同比减少12.5%；火电3017万千瓦，同比减少23.1%；水电713万千瓦，同比减少30.6%；核电596万千瓦，同比增加174%；风电1720万千瓦，同比增长37.4%；太阳能3822万千瓦，同比减少21.4%。

4、利用小时数持续上升，火电同比增加175小时

1-11月全国发电设备平均利用小时为3518小时，比上年同期增加103小时。水电平均利用小时为3358小时，比上年同期增加60小时；火电平均利用小时为3946小时，比上年同期增加175小时；核电平均利用小时为6791小时，比上年同期增加287小时；风电平均利用小时为1891小时，比上年同期增加139小时。

全国有7个省区水电设备利用小时超过全国平均水平。水电设备利用小时前五名的省区甘肃（4573小时）、宁夏（4386小时）、青海（4050小时）、云南（4001小时）、四川（3970小时）。利用小时数分别同比增长16.3%、27.2%、57.2%、8.4%、0.3%。

全国有12个省区火电设备利用小时超过全国平均水平。火电设备利用小时前五名的省区江西（4787小时）、内蒙（4681小时）、河北（4607小时）、安徽（4566小时）、宁夏（4359小时）利用小时数分别同比增长5.9%、10.8%、0.6%、10.6%、-4.9%。

5、电厂库存高位，煤价快速回落

11月份，原煤当月产量3.2亿吨，同比增长4.5%，前值8%，日均产量1051万吨，达到2015年12月以来最高水平；1-11月份，原煤累计产量32.1亿吨，同比增长5.4%，前值5.4%。三大煤炭主产区生产增速有所放缓。其中，内蒙古同比增长10.9%，比上月放慢2个百分点；山西增长5.8%，放慢7.5个百分点；陕西增长7.4%，放慢6.6个百分点。

11月份，进口煤炭1915万吨，比上月减少392.9万吨，同比下降13.1%；1-11月份，进口煤炭2.7亿吨，同比增长9.3%。12月26日秦皇岛港煤炭库存592.5万吨，同比下降12.03%，较11月底上升34万吨。

12月26日沿海六大电企煤炭库存1612.19万吨，较11月末减少175.66万吨，同比增长57%；日耗合计73.54万吨，较11月末增加17.22万吨，同比增加2.72%；库存可用天数为21.92天，较11月末减少9.8天，同比增加7.8天。

截止12月26日环渤海动力煤指数5500大卡综合平均价格为569元/吨，较上期降低1元/吨；截止12月26日秦皇岛山西产5500大卡动力煤价格572元/吨，较11月末下跌55元/吨。12月26日动力煤主力合约报价553.2元/吨，较11月底下跌40.4元/吨，期现价差为-18.8元/吨。

1、国内产量增速回升，进口仍保持量价齐升

供给端：1-11月天然气累计产量1438亿方，同比+6.6%；11月单月产量143亿方，同比+10.1%，同比增速回升至高位。进入天然气消费旺季以来，上游企业增产力度不断加大，四川和新疆等产区通过加大开采力度和管网互通力度，有效提升了产量和供应能力。

分地区来看，2018年1-10月全国天然气产量前四的省市分别是陕西、四川、新疆和广东。其中，2018年10月陕西省天然气产量为35.4亿方，与上年同期基本持平；1-10月陕西省天然气产量289.3亿方，同比增长6.8%。

进口方面，1-11月天然气累计进口量8182万吨，同比+34.5%；11月单月进口量915万吨，同比+39.8%。1-10月进口依赖度44.4%，相比此前的43.9%的进口依赖度进一步提升。

LNG方面，11月LNG进口量大幅提升47.7%至596万吨。目前液化气进口来源仍主要为卡塔尔、马来西亚、澳大利亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚五国。2018年1-10月来自卡塔尔的LNG进口量同比增长33.9%至756万吨，马来西亚LNG进口量同比增长23.0%至446万吨，澳大利亚进口量同比增长33.6%至1839万吨，印度尼西亚LNG进口量同比增长57.3%至361万吨。

管道气方面，11月管道气进口量同比增加26.9%至43.7亿方。1-11月管道气进口量同比增加22.1%至464.6亿方。管道气进口来源主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、哈萨克斯坦四国。

进口价格仍呈上升态势。11月管道气进口平均价格为0.25美元/方（约合1.70元/方），同比上涨12.3%，环比上涨6.7%。LNG进口平均价格548.0美元/吨，同比提升35.3%，环比略升2.8%。

2、消费量保持强劲增长

需求端受煤改气和整体工商业清洁能源替代的拉动，1-10月天然气表观消费量2269亿方，同比+17.2%，下游需求仍继续维持高增速。

3、LNG价格随气温波动较大，但同比回落已经确立；旺季传价继续推进，多地调整终端燃气价格

截至12月24日，全国LNG出厂价格平均指数价格为4944元/吨，同比下跌32.0%。进入供暖季后国内LNG均价随气温变动的特点较为明显，但同比来看旺季价格已经大幅回落，一方面由于供给端产量和进口量的持续提升以及调峰储气管网互联的不断推进，另一方面则源于需求端煤改气的有序推进，去年的严重失调状态逐渐平衡，加之今年前三季度整体均价的上涨，都抑制了旺季LNG价格的抬升。另外，考虑到国际油价下跌后气价通过进口的传导效应，预计气价仍将以强需求为依托保持高位，但上行动力仍将有限。

国内LNG接收站方面，在经历低温下供暖需求提升的迅速拉升后，在12月初达到今年以来的价格高点，随后有所下调，12月中下旬接收站价格基本保持稳定。

管道气方面，12月各地继续发布天然气价格机制改革文件，全国范围内终端价格上调基本完成，上调幅度0.2-0.6元/方不等，其中南方天然气销售价格的上涨仍保持最大幅度。

试点地区原则上应于2019年6月底前开展现货试点模拟试运行。加快推进试点工作，各试点地区应抓紧工作，加快研究编制现货市场建设试点方案，抓紧研究起草市场运营规则，尽快开展技术支持系统建设相关工作。电力交易机构、电力调度机构要改造系统建设主体责任，电网企业要给予充分的人、财、物支持。建立信息报送机制，电力现货市场建设试点地区应以月度为周期，向国家发展改革委体改司、国家能源局法改司及试点地区对口联系司局报送电力现货市场建设有关情况。加强工作协调配合，各试点省份电改牵头单位要发挥好牵头作用，督促相关方落实好试点工作要求，协调推动试点工作，促进形成工作合力。试点地区第一责任单位、国家能源局派出能源监管机构和试点实施工作单位要按照分工，做好现货市场试点方案和运营规则编制、技术支持系统开发建设等工作。方案和规则编制过程中，要吸收市场主体代表参与，广泛听取各方意见，组织专家论证，充分发挥市场管理委员会作用，确保工作质量。

强化温暖过冬的原则和应急管理能力。通知明确在新清洁供暖设施落实能源供应、安全稳定运行之前，决不允许拆除原有供暖设施，并对偏远地区提出重点利用“洁净型煤+环保炉具”等方式替代散烧煤。同时在管理方面，通知要求完善应急预案，制定有针对性的需求侧管理措施并提高执行力，有利于消除煤改气初期部分地区不同机构“踢皮球”等问题。

煤改气要求更加细化具体。在压非保民和以气定改的基础上，此次通知在供给端要求更加具体细致，一方面提出挖掘供给能力，鼓励非常规天然气并强调煤层气和煤制气的支持作用，另一方面对供应企业在完善产供储销体系和管网互通方面重申要求，而“供气企业要确保已确定的资源供应总量目标落实，严格按合同足额供应”的要求为城燃公司的燃气量获取方面提供了政策支持。

全社会用电量增速不及预期；煤价上涨过快风险；电价下调风险。天然气调峰储气设施建设推进不及预期；天然气价格机制调整不及预期；天然气下游需求增速放缓。

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