又到年中盤點季。進入7、8月份，上半年電力運行數據出爐，電力行業上市公司上半年發電量完成情況及年中報告也陸續公布。 這些數據經盤點梳理后透露出一個明顯的信號：非化石能源發電快速增長，火電發電增速明顯放緩。與火電發展息息相關的電煤市場，在上半年也呈現出需求疲軟、價格呈V字型走低的態勢。



火電遇"冷" 壓制動力煤需求 7月26日，中電聯發布《2019年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》顯示，上半年，全國發電裝機容量與發電量持續"雙增長"：截至6月底，全國全口徑發電裝機容量19.4億千瓦，同比增長6.1%；全國規模以上電廠發電量3.37萬億千瓦時，同比增長3.3%。 其中，非化石能源發電量增長較快，火電發電量增速放緩。數據顯示，上半年，全國規模以上電廠水電發電量5138億千瓦時、同比增長11.8%，核電發電量1600億千瓦時、同比增長23.1%，全口徑并網風電、并網太陽能發電量分別為2145、1063億千瓦時，同比分別增長11.5%、29.1%。相比之下，全國規模以上火電廠發電量2.45萬億千瓦時，同比僅增長0.2%。 這一點從上市發電企業近期陸續公布的上半年發電量完成情況也可見端倪。7月27日，大唐發電發布公告，截至6月30日，該公司累計完成發電量約1238.57億千瓦時，同比下降約5.22%；累計完成上網電量約1168.51億千瓦時，同比下降約5.24%。 華電發布公告稱，今年上半年累計發電量1011.27億千瓦時，比2018年同期增長約5.54%；上網電量完成945.36億千瓦時，比2018年同期增長約5.66%。 國電電力發布的公告顯示，截至6月30日，該公司控股裝機容量8612.39萬千瓦，其中火電6550.20萬千瓦，水電1437.18萬千瓦，風電603.81萬千瓦,太陽能光伏21.20萬千瓦。上半年累計完成發電量1710.29億千瓦時，上網電量1615.06億千瓦時，較去年同期分別增加3.15%和2.64%。 中國電力上半年合并總售電量為42261760兆瓦時，約合422.6176億千瓦時，較去年同期增加27.70%。 華能上半年累計完成發電量1953.75億千瓦時，同比下降6.15%；完成售電量1850.32億千瓦時，同比下降5.78%。 五大電力上市企業中，有三家上半年發電量、售電量實現了增長，兩家略有下滑。其中，更加明顯的特征是，火電裝機及發電量增長放緩，增速已明顯落后于非化石能源發電。大唐發電和華能在公告中分析電量下滑的原由時均提及，水電、核電等非化石能源發電量大幅增長，擠占了火電發電空間。火電發電遇冷，動力煤需求也在一定程度上受到了壓制。
煤電陷經營困境 燃料成本受關注 7月31日，華能發布半年報，公司實現營收834.17億元，同比增長0.88%；當期營業成本697.35億元，同比降2.85%；歸屬于上市公司股東的凈利潤38.2億元，同比增長79.11%；扣非凈利潤34.65億元，同比增長79.84%。 正如硬幣的兩面，一面是發電量和售電量同比下降，另一面利潤卻上升。對此，華能在公告中將主要原因歸結為燃料成本的下降：受煤炭價格同比下降的影響，上半年公司境內火電廠售電單位燃料成本為223.81元/兆瓦時，同比下降5.57%。 回顧今年上半年，動力煤價格呈震蕩運行。1~3月份，主產地煤礦復工復產進程緩慢，但春節后沿海電廠電煤需求回暖，兩方拉鋸改變了短期動力煤供需結構，推動坑口、港口煤價走強。進入3月份后，產地供應陸續恢復，煤市場放量，但下游進入用電淡季，電煤需求疲軟，煤價也由此震蕩下行。6月份，雖然進入迎峰度夏用電旺季，但電廠以消耗前期積累的庫存為主，電煤需求與價格未表現出明顯的旺季特征。雖然上半年電煤價格與去年同期相比已出現一定程度的回落，但總體仍處于高位。中電聯在《2019年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》中提到，上半年，電煤價格總體高位波動，2月份以來，CECI沿海指數各期綜合價均超過政府所規定的綠色區間上限。中電聯建議，高度關注近期火電廠破產清算問題，建議做好價格形成機制、電煤中長期合同價格及履約監管等工作，控制電煤價格在合理區間，緩解煤電企業經營困境。 消費終端話語權增強 煤價中樞下移 進入8月份，迎峰度夏用電高峰期進入后半程，但電煤價格走勢已呈現下行趨勢。8月14日，國家統計局發布統計數據顯示，8月2日，秦皇島5500大卡煤炭綜合交易價格為每噸577元，5000大卡為每噸511元，4500大卡為每噸454元，比6月28日分別回落3元、2元和3元。 實際上，從國家發展改革委價格監測中心網站發布的1~6月中國電煤價格指數就可以看出，上半年全國電煤價格呈V字型走低，其中，1月電煤價格指數為511.02元/噸、同比下降6.94%，2月為511.34元/噸、同比下降9.85%，3月為500.29元/噸、同比下降8.47%，4~6月分別為495.26元/噸、499.12元/噸、492.04元/噸，同比分別下降5.26%、3.16%、6.91%。 以往，煤炭供需上下游博弈，話語權通常在供應方。但近兩年來，在電廠持續的高庫存低日耗策略之下，消費終端的話語權逐漸增強。 數據顯示，截至6月30日，全國統調電廠存煤1.38億噸，平均可用27天，保持在較高水平。下游電廠庫存充足，采購意愿較差，使得電煤消費呈現出明顯的逆季節性特征。卓創資訊分析師荊文娟向記者介紹，今年以來，終端和港口側維持高庫存，發揮出蓄水池作用，一定程度上對沖并阻斷了消費需求向上游傳導，壓制了動力煤價格上漲的勢頭。 另外，從電煤需求面而言，多省份采取能源"雙控"措施，以及對水泥等高耗能行業實施錯峰生產，抑制了煤炭消耗量；煤數量增加，且價格持續走低，對國內煤市場造成一定的沖擊；跨區送電和清潔能源發電的比例增加，對火電的替代效應增強，整體電煤需求表現偏弱，且出于環保考量，電煤消費更傾向于低熱值煤種。 而從供應端來看，上半年前期原煤主產地受安全、環保檢查影響，一定程度上削弱了煤炭產出，但近一段時間加強了迎峰度夏保供增供，晉陜蒙等原煤主產區產能加快釋放，煤炭供應整體呈均衡偏寬松格局。多種因素綜合作用下，今年電煤價格持續下移將成為大概率事件。