2019年电力行业深度报告：电力市场化较2018年提高9% 用电量广东居首位

（三）火电装机增速回升，前 11 月新增 3418 万千瓦

截至 11 月底，全国 6000 千瓦及以上电厂装机容量 18.7 亿千瓦，同比增长 5.6%。其中，火电装机 11.8 亿千瓦，同比增长 4.6%；水电装机 3.1 亿千瓦，同比增长 1.2%；核电装机 0.49 亿千瓦，同比增长 24.1%；并网风电 1.98 亿千瓦，同比增长 12.5%；太阳能发电装机 1.4 亿千瓦，同比增长 6.1%。

装机容量前五名的省区分别是：山东（1.30 亿千瓦）、内蒙古（1.28 亿千瓦）、江苏（1.26 亿千瓦）、广东（1.20亿千瓦）、四川（0.94 亿千瓦）；火电装机容量前五名的省区分别是：山东（1.07 亿千瓦）、江苏（1.01 亿千瓦）、内蒙古（0.87 亿千瓦）、广东（0.85 亿千瓦）、河南（0.72 亿千瓦）；水电装机容量前五名的省区分别是：四川（0.74亿千瓦）、云南（0.54 亿千瓦）、湖北（0.36 亿千瓦）、贵州（0.19 亿千瓦）、广西（0.15 亿千瓦）；风电装机容量前五名的省区分别是：内蒙古（0.29 亿千瓦）、新疆（0.19 亿千瓦）、河北（0.15 亿千瓦）、甘肃（0.13 亿千瓦）、山东（0.13 亿千瓦）。

陕西火电装机集中投产，主要为榆横-潍坊特高压配套电源。1-11 月，装机容量增速高于 10%的省区分别是：陕西（16.6%）、青海（12.9%）、广东（10.4%）、河北（1.0.0%）。陕西主要火电、太阳能装机增长较快，清水川电厂二期 2×100 万千瓦项目、榆能横山煤电一体化项目 2×100 万千瓦机组、陕投赵石畔煤电一体化项目 2×100 万千瓦项目等相继投产；青海主要得益于风电装机的快速增长；广东主要得益于阳江核电、火电机组投产；河北主要得益于火电机组投产。此外，湖北省火电装机增速高达 13.0%，鄂州电厂三期扩建工程 2×100 万千瓦项目、京能十堰 2 ×35 万千瓦热电联产项目等项目投产。

火电集中投产，新增装机增速较高。2019 年 1-11 月,火电 3418 万千瓦，同比增长 13.3%；水电 338 万千瓦，同比减少 52.6%；核电 409 万千瓦，同比减少 31.4%；风电 1646 万千瓦，同比减少 4.3%；太阳能发电 1796 万千瓦。

（四）火电利用小时降幅收窄

1-11 月，全国发电设备平均利用小时为 3469 小时，比上年同期减少 50 小时。火电平均利用小时为 3856 小时，比上年同期降低 90 小时；水电平均利用小时为 3499 小时，比上年同期增加 141 小时。

受需求、外送等因素影响，广西、四川、新疆、湖北等地火电利用小时提升较快。1-11 月，火电利用小时数前 5 名 的省区分别是：内蒙古（4898 小时）、江西（4631 小时）、河北（4397 小时）、安徽（4374 小时）、湖北（4291小时）。火电利用小时数增速前 5 名的省区分别是：广西（28.4%）、四川（12.4%）、新疆（10.3%）、湖北（6.6%）、贵州（5.5%）。广西、四川、新疆火电利用小时高增主要由于本省电力需求旺盛，1-11 月广西、四川、新疆的用电量增速分别为 12.8%、7.1%、8.7%；湖北主要由于省内需求旺盛叠加水电出力大幅下滑，1-11 月湖北省用电量增速7.4%，水电发电量同比下滑 8.4%；贵州主要得益于外送电量的增长，1-11 月贵州外送电量同比增长 12.4%。

（五）2019 年市场化比例较 2018 年提高 9pct.

12 月份，全国各类市场交易电量合计为 2772 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.0%，较 11 月份降低 13.4 pct。省内中长期交易电量合计为 2318.5 亿千瓦时，其中电力直接交易 1698 亿千瓦时、发电权交易 324.7 亿千瓦时、抽水蓄能交易 725.2 亿千瓦时、其他交易 0.7 亿千瓦时。省间交易（中长期和现货）电量合计为 453 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 97.9 亿千瓦时、省间外送交易（网对点、网对网）330 亿千瓦时、发电权交易 25.1 亿千瓦时。

1-12 月，全国各类市场交易电量合计为 28344 亿千瓦时，占全社会用电量比例 39.2%，较 2018 年提升 9pct。省内中长期交易电量合计为 23016.5 亿千瓦时，其中电力直接交易 20286.2 亿千瓦时、发电权交易 2493.3 亿千瓦时、抽水蓄能交易 144.4 亿千瓦时、其他交易 92.7 亿千瓦时。省间交易（中长期和现货）电量合计为 5327.5 亿千瓦时，其中省间电力直接交易 1485.2 亿千瓦时、省间外送交易（网对点、网对网）3585.8 亿千瓦时、发电权交易 256.5 亿千瓦时。

政策及公告

（一）31 家发电及电网企业发布业绩预告截至 1 月 31 日，共 31 家发电及电网企业发布业绩预告，其中 21 家预增，10 家预减。穗恒运 A、大连热电、粤电力 A 分别预计增长 420%、343%、195%。重点公司：华电国际、长江电力、川投能源、长源电力、皖能电力、建投能源、京能电力分别预增 110%、-4.65%、-17.91%、194.2%、59.1%、45.9%、63%。

（二）川投能源归母净利预减 17.91%，雅砻江水电预减 17.46%1 月 11 日，川投能源发布《2019 年年度业绩快报公告》，2019 年报，公司实现归属于上市公司股东净利润与上年同比减少 17.91%，影响公司利润变动的主要原因是参股 48%的雅砻江公司报告期内净利润同比下降 17.46%。雅砻江业绩预减主要原因：1、锦官电源组所得税优惠到期，所得税率由 7.5%提高至 15%；2、计提电价让利。

（三）国投电力 2019 年上网电量增长 6.83%，电价下降 5.05%1 月 10 日，国投电力发布《2019 年年度主要经营数据公告》。2019 年，公司境内控股企业累计完成发电量 1621.42亿千瓦时，上网电量 1572.13 亿千瓦时，与去年同期相比分别增加了 6.94%和 6.83%；平均上网电价 0.299 元/千瓦时,与去年同期相比下降了 5.05%。我们根据经营数据测算，国投电力 2019 年归母净利约 52.3 亿元，同比增长 19.8%；扣非归母净利 48.6 亿元，同比增长 11.4%。影响业绩的主要因素：1、受锦官电源组所得税优惠到期和计提电价让利的影响，雅砻江业绩预减 17.46%；2、火电厂挂牌出让，资产处置受益增加 7.9 亿元；3、煤价下跌，火电盈利提升。

（四）华能国际 2019 年上网电量下降 4.38%，电价下降 0.35%1 月 16 日，华能国际发布《2020 年度电力双边直接交易成交结果》，2019 年第四季度，公司境内完成发电量 1028.19亿千瓦时，同比下降 0.86%；完成售电量 1001.90 亿千瓦时，同比增长 2.28%；2019 年全年，公司境内完成发电量4050.06 亿千瓦时，同比下降 5.91%；完成售电量 3881.82 亿千瓦时，同比下降 4.38%；2019 年全年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 417.00 元/兆瓦时，同比下降 0.35%。2019 年全年，公司结算市场化交易电量 2164.38亿千瓦时，交易电量比例为 56.4%，比去年同期增长 12.92 个百分点。我们参照经营数据，假设资产减值维持 2018 年水平，测算华能国际 2019 年归母净利约 56.0 亿元，同比增长 289%。

（五）长江电力归母净利预减 4.65%1 月 16 日，长江电力发布《2019 年度业绩快报公告》。2019 年，公司实现利润总额 266.24 亿元，比上年同期下降1.42%，归属于上市公司股东的净利润 215.60 亿元，比上年同期下降 4.65%。利润总额下降主要系 2019 年长江流域来水总体偏枯，公司发电量减少所致；净利润下降主要系川云公司享受的“三免三减半”企业所得税优惠政策已于2018 年底到期，2019 年起川云公司仅享受西部大开发税收优惠，适用所得税税率由 7.5%升至 15%所致。

（六）华电国际归母净利预增 110%1 月 17 日，华电国际发布《2019 年年度业绩预增公告》。预计 2019 年年度实现归属于上市公司股东的净利润与上年同期重述后数据相比，将增加人民币 15.5 亿元到人民币 19.0 亿元，同比增加约 90%到 110%。2019 年累计发电量为 2,151.09 亿千瓦时，比上年同期重述后数据增长 1.84%；上网电量完成 2,014.37 亿千瓦时，比上年同期重述后数据增长 2.09%。发电量及上网电量同比增长的主要原因是本集团新增机组的电量贡献。2019 年，本集团市场化交易电量约为 1,081.8 亿千瓦时，交易电量比例为 53.7%，上年同期重述后的比例为 43.6%，较上年同期重述后数据增加10.1 个百分点。2019 年本集团的平均上网电价为 414.49 元/兆瓦时，较上年同期重述后数据增长 1.16%。

（七）《关于做好疫情防控期间煤炭供应保障有关工作的通知》 2 月 1 日，国家能源局发布《关于做好疫情防控期间煤炭供应保障有关工作的通知》。通知要求：抓好复产复工，保障煤炭稳定供应；严禁以各种理由不履行中长期合同，严禁限制煤炭外销；对复工复产进度迟缓、产量恢复慢的煤矿，各地和有关中央企业要强化责任落实，及时进行督促约谈。