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煤炭行業(yè)“近憂遠(yuǎn)慮”之下,煤企如何破局?

報(bào)告派發(fā)布時(shí)間:2023-08-08 13:39:36  作者:安信證券

  1.“煤電頂牛”現(xiàn)象長期存在

  煤電矛盾長期存在,2021-2022 年煤價(jià)高位震蕩火電企業(yè)業(yè)績承壓?;痣姲鍓K作為煤炭板塊的產(chǎn)業(yè)鏈下游,其營業(yè)收入主要取決于發(fā)電量、上網(wǎng)電價(jià)兩個(gè)因素,而其營業(yè)利潤與煤價(jià)呈負(fù)相關(guān)關(guān)系。從火電企業(yè)業(yè)績表現(xiàn)看,煤價(jià)波動是火電企業(yè)業(yè)績的核心決定要素。根據(jù)國內(nèi)主要火電企業(yè)公司公告披露的成本構(gòu)成,正常年份下煤炭成本約占總發(fā)電成本的 55%-70%,其次是折舊、財(cái)務(wù)、人工等費(fèi)用,且煤價(jià)大漲背景下燃料成本占比提升,導(dǎo)致燃煤電廠利潤下滑、甚至虧損的局面。2021 年,受煤炭行業(yè)供給側(cè)改革后產(chǎn)能供給不足、下游用電需求旺盛、水力發(fā)電疲軟等因素影響,國內(nèi)煤價(jià)從 1 月開始震蕩上行,10 月達(dá)到全年最高水平。

  據(jù)煤炭資源網(wǎng),2021 年秦皇島港動力煤 Q5500 平倉價(jià)中樞達(dá)到 1029 元/噸,較 2020 年價(jià)格中樞 568 元/噸上漲約 81%。2022 年,在俄烏沖突、極端高溫天氣、煤炭新增產(chǎn)能釋放有限等多重因素影響下,煤價(jià)持續(xù)高位運(yùn)行,秦皇島港動力混煤 Q5500 平倉價(jià)全年價(jià)格中樞抬升至1268 元/噸,同比提高約 23%,直接導(dǎo)致 2021-2022 年火電企業(yè)燃料成本占比大幅提升,火電企業(yè)業(yè)績承壓。


  煤電矛盾的本質(zhì)是煤、電定價(jià)機(jī)制市場化程度不同。煤炭定價(jià)方面,2016 年以前我國煤炭價(jià)格經(jīng)歷了計(jì)劃價(jià)格、指導(dǎo)價(jià)格、市場價(jià)格等多種定價(jià)機(jī)制。2016 年末國家發(fā)改委聯(lián)合煤、電、鋼協(xié)會共同發(fā)布《關(guān)于平抑煤炭市場價(jià)格異常波動的備忘錄的通知》,要求 2016-2020 年間,建立電煤鋼煤中長期合作基準(zhǔn)價(jià)格確定機(jī)制,以長協(xié)基準(zhǔn)價(jià)為基礎(chǔ)建立價(jià)格預(yù)警機(jī)制,即“基準(zhǔn)價(jià)+浮動價(jià)”的定價(jià)模式。電力定價(jià)方面,2015 年國家開啟電力定價(jià)機(jī)制市場化改革,2020 年取消“煤電聯(lián)動”機(jī)制,同時(shí)將燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”的市場化價(jià)格機(jī)制,基準(zhǔn)價(jià)格設(shè)定權(quán)下放至地方政府,浮動幅度由電力用戶等市場主體協(xié)商決定。

  2021 年將煤電電價(jià)基準(zhǔn)浮動空間由原本的-15%至 10%調(diào)整至目前的±20%,并有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價(jià)。與相對實(shí)現(xiàn)市場化、伴隨供需等因素發(fā)生變化的煤價(jià)相比,發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價(jià)仍非完全市場化。煤、電雙方價(jià)格無法有效聯(lián)動,造成煤炭市場定價(jià)與發(fā)電政府定價(jià)之間的不匹配。在此背景下,若煤價(jià)大幅上漲,火電企業(yè)的燃煤成本上升同時(shí)卻無法向下游有效傳導(dǎo),出現(xiàn)煤企大賺、電企大虧現(xiàn)象。


  2.當(dāng)前時(shí)點(diǎn)下,煤企“煤電一體化”發(fā)展需求強(qiáng)烈

  2.1.煤價(jià)下行疊加部分電廠履約率下降,煤企業(yè)績出現(xiàn)回落

  2023 年至今煤價(jià)中樞有所下移,煤炭行業(yè)虧損程度擴(kuò)大。據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局,截至 2023 年6 月底,全國規(guī)模以上煤炭企業(yè) 4890 家,較去年同期增加 326 家,較 2022 年底增加 272 家。

  虧損煤炭企業(yè)數(shù)量進(jìn)入 2023 年后明顯擴(kuò)大,截至 2023 年 6 月上升至 2084 家,虧損比例達(dá)到 43%,較去年同期增加 781 家(虧損比例 29%),較 2022 年底增加 962 家(虧損比例 24%)。

  行業(yè)利潤方面,受宏觀經(jīng)濟(jì)“弱復(fù)蘇”、煤炭供給寬松、各環(huán)節(jié)庫存高企等影響,市場煤價(jià)格下行較為明顯。據(jù)煤炭資源網(wǎng),截至 2023 年 7 月 14 日秦港動力混煤 Q5500 價(jià)格較年初下跌幅度為 28.4%,煤價(jià)中樞約為 1009 元/噸。而煤炭開采和洗選業(yè)在 2023 年 1-6 月實(shí)現(xiàn)利潤總額4127.6 億元,同比減少 23.3%。與此同時(shí)行業(yè)噸煤利潤為 179 元/噸,較去年同期減少 65 元/噸,較 2022 年底減少 48 元/噸,但整體均值仍遠(yuǎn)高于 2021 年以前。


  政策引導(dǎo)煤、電企業(yè)落實(shí)長協(xié)合同抵御周期波動,但近期實(shí)際履約率有所下降。2022 年由于煤價(jià)依舊高位運(yùn)行,多項(xiàng)政策陸續(xù)出臺,國家穩(wěn)價(jià)同時(shí)提高煤企、電企長協(xié)比例。1)“穩(wěn)價(jià)”方面,據(jù)國家發(fā)改委,2022 年初國家將下水煤合同基準(zhǔn)價(jià)由原先的 535 元/噸調(diào)整為 675元/噸(5500 大卡動力煤),同時(shí)明確秦皇島港和山西、陜西、蒙西、蒙東等重點(diǎn)地區(qū)出礦環(huán)節(jié)煤炭中長期交易價(jià)格合理區(qū)間。隨后國家發(fā)改委進(jìn)一步加強(qiáng)對生產(chǎn)環(huán)節(jié)和流通運(yùn)輸環(huán)節(jié)的價(jià)格管控,5 月更是連續(xù)發(fā)表八篇《煤炭價(jià)格調(diào)控監(jiān)管政策》系列解讀,對穩(wěn)煤價(jià)政策進(jìn)行優(yōu)化、打補(bǔ)丁。2)“提長協(xié)”方面,2022 年煤炭中長期合同要求,煤炭企業(yè)簽訂的中長期合同數(shù)量應(yīng)達(dá)到自有資源量的 80%以上,發(fā)電供熱企業(yè)年度用煤應(yīng)實(shí)現(xiàn)中長期供需合同全覆蓋。

  在國家嚴(yán)令推動以及市場煤居高不下的背景下,2022 年多數(shù)火電企業(yè)提高了中長期電煤覆蓋率,實(shí)現(xiàn)業(yè)績減虧。而 2023 年電煤中長期合同在延續(xù)此前長協(xié)定價(jià)機(jī)制的同時(shí),也在數(shù)量要求、運(yùn)力配置等方面進(jìn)行細(xì)化,做到覆蓋范圍更廣、簽訂期限更長、履約要求更嚴(yán),旨在實(shí)現(xiàn)煤炭、電力上下游的協(xié)調(diào)發(fā)展。但據(jù) 2023 年煤炭經(jīng)濟(jì)運(yùn)行分析座談會中與會單位的反映,今年以來國內(nèi)煤炭市場供需偏弱,中下游環(huán)節(jié)煤炭庫存屢創(chuàng)歷史新高,用戶“買漲不買跌”情緒濃重,煤炭中長期合同違約現(xiàn)象增多,部分中長期合同兌現(xiàn)率下降,部分無法兌現(xiàn)的電煤長協(xié)資源無法轉(zhuǎn)售其他用戶,煤炭企業(yè)銷售難度加大。煤價(jià)下行疊加部分履約率下降,煤企 2023 年半年報(bào)業(yè)績普遍回落。



  2.2.煤、電利潤重新分配下,煤企“煤電一體化”或是優(yōu)質(zhì)選擇

  煤、電利潤重新分配下,煤電聯(lián)營或是優(yōu)質(zhì)選擇。立足于“富煤貧油少氣”的基本國情,我國形成了煤電為主、氣電為輔、生物質(zhì)發(fā)電為補(bǔ)充的火電發(fā)展格局。截至 2023 年 6 月,全國火電裝機(jī) 13.57 億千瓦,占發(fā)電總裝機(jī)容量的 50%(Wind)。作為關(guān)鍵的電網(wǎng)安全支撐,火電有力滿足了經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展需要,成為我國能源供應(yīng)安全的壓艙石和基本盤。2021 年 10 月至今,由于上游供給約束導(dǎo)致的煤價(jià)高漲使得煤、電行業(yè)的利潤分配出現(xiàn)了不平衡,2021 年煤炭開采和洗選業(yè)利潤總額同比+212.7%,電力、熱力的生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)同比-57.1%,煤炭行業(yè)利潤總額占雙方合計(jì)利潤總額比達(dá)到 80%。2023 年前 6 月煤炭開采和洗選業(yè)利潤總額同比23.3%,電力、熱力的生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)同比+46.4%,煤炭行業(yè)利潤總額占雙方合計(jì)利潤總額比自2022 年 76%下降至 62%。而 2016 年供給側(cè)改革后雙方利潤分配基本維持在各半水平,因此煤炭行業(yè)或仍面臨業(yè)績下行的壓力。在煤、電利潤重新分配的時(shí)點(diǎn)下,為解決上述煤電矛盾,煤電聯(lián)營或許是優(yōu)質(zhì)選擇。

  2016 年 4 月,國家發(fā)改委印發(fā)的《關(guān)于發(fā)展煤電聯(lián)營的指導(dǎo)意見》指出,煤電聯(lián)營是指煤炭和電力生產(chǎn)企業(yè)以資本為紐帶,通過資本融合、兼并重組、相互參股、戰(zhàn)略合作、長期穩(wěn)定協(xié)議、資產(chǎn)聯(lián)營和一體化項(xiàng)目等方式,將煤炭、電力上下游產(chǎn)業(yè)有機(jī)融合的能源企業(yè)發(fā)展模式。此后,國家持續(xù)推進(jìn)煤電聯(lián)營的相關(guān)政策,貴州省政府更是在 2020 年發(fā)布《貴州省煤電聯(lián)營實(shí)施方案》,要求 2022 年省內(nèi)現(xiàn)役煤電企業(yè)煤電聯(lián)營實(shí)現(xiàn)全覆蓋,所有在建擬建燃煤發(fā)電項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)煤電聯(lián)營,對規(guī)劃建設(shè)煤電項(xiàng)目和煤炭項(xiàng)目,按照國家要求,必須實(shí)行煤電聯(lián)營,重點(diǎn)推動煤電一體化、大比例交叉持股等聯(lián)營方式。

  平抑周期波動、協(xié)同上下游降本,煤電一體強(qiáng)化業(yè)績穩(wěn)定性。煤電聯(lián)營可以使煤企和電企建立一種互補(bǔ)的、長效的利益共享、風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)的機(jī)制,降低因?yàn)槊簝r(jià)波動帶來的經(jīng)營風(fēng)險(xiǎn),確保電廠燃料長期穩(wěn)定供應(yīng)的同時(shí)還可減少中間采購環(huán)節(jié),大幅降低發(fā)電成本并鎖定下游火電利潤。以中國神華為例:1)內(nèi)部降本方面,據(jù)公司年報(bào),2011 年至今中國神華發(fā)電分部80%以上煤炭源于內(nèi)部采購,且采購價(jià)格均低于外部銷售價(jià)格,最大限度降低電廠用煤成本。

  2)抵御周期方面,中國神華的煤電一體也一定程度熨平了煤、電行業(yè)周期波動,2011-2015年,受經(jīng)濟(jì)增長動能弱化、煤炭行業(yè)產(chǎn)能逐漸過剩影響,煤價(jià)整體波動向下,同時(shí)期公司煤炭分部毛利率由 32%下降至 16%,而發(fā)電分部因成本改善毛利率由 24%上升至 36%。根據(jù)中國煤炭協(xié)會的統(tǒng)計(jì),2015 年煤炭行業(yè)虧損面已超過八成,而中國神華依舊實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤161.44 億元,凈利率 13.14%,位列當(dāng)年動力煤(中信)板塊公司榜首。2021-2022 年在火電企業(yè)大幅虧損的局面下,公司發(fā)電分部憑借穩(wěn)定煤源依舊實(shí)現(xiàn)毛利率 7.7%和 14.3%。在此基礎(chǔ)上,中國神華的煤炭業(yè)務(wù)與發(fā)電業(yè)務(wù)形成良好對沖,一定程度加強(qiáng)了業(yè)績的穩(wěn)定性。我們選取 Wind 中主業(yè)為動力煤的 15 家上市公司作為樣本,計(jì)算其 2011-2022 年歸母凈利潤同比變動標(biāo)準(zhǔn)差。結(jié)果顯示中國神華的同比變動標(biāo)準(zhǔn)差最小,側(cè)面反映其盈利穩(wěn)定性。此外,據(jù)《煤電一體化深度融合發(fā)展的國神路徑研究》(2020)的分析,國家能源集團(tuán)旗下國神公司的煤電一體化項(xiàng)目除了通過傳統(tǒng)方式建設(shè)坑口電廠,減少煤炭流通環(huán)節(jié)實(shí)現(xiàn)內(nèi)部降本外,還通過水汽互補(bǔ)利用,燃料經(jīng)濟(jì)摻燒等創(chuàng)新方式降低生產(chǎn)成本,提高產(chǎn)業(yè)協(xié)同效應(yīng)。



  擺脫行政方式的“拉郎配”,政策鼓勵(lì)疊加市場化需求煤電一體化項(xiàng)目有望加速落地。

  過去,煤電聯(lián)營雖受到政策鼓勵(lì),但長期以來未能擺脫行政方式的“拉郎配”,難以真正發(fā)揮作用。近年來,秉著“遵照市場為主、企業(yè)自愿”的原則,市場化模式的聯(lián)營重組逐漸增多,2019 年國家發(fā)改委更是選取 15 個(gè)具有代表示范作用的煤電一體化項(xiàng)目進(jìn)行全國推廣。2022年以來煤企多措并舉積極推進(jìn)煤電聯(lián)營,包括:1)接手發(fā)電企業(yè)轉(zhuǎn)讓的火電資產(chǎn)。據(jù)華夏能源網(wǎng)不完全統(tǒng)計(jì),自 2021 年底煤電資產(chǎn)“甩賣潮”至今,僅五大發(fā)電集團(tuán)就拋售了至少 23 家煤電廠,其中尤以煤炭企業(yè)從五大集團(tuán)手中接盤煤電資產(chǎn)最多。2)煤炭企業(yè)加大火電投資力度。據(jù)北極星電力網(wǎng)不完全統(tǒng)計(jì),2022 年共 81 個(gè)煤電項(xiàng)目取得了開工、核準(zhǔn)、簽約等重要進(jìn)展,除五大發(fā)電集團(tuán)外,國家能源集團(tuán)、中煤集團(tuán)、淮河能源、盤江煤電等均有項(xiàng)目在列。

  3)央企帶頭加快推進(jìn)煤電聯(lián)營。12 月 30 日,中煤集團(tuán)與國家電投煤電項(xiàng)目專業(yè)化整合簽約儀式在北京舉行。本次簽約儀式前,雙方已在 2022 年進(jìn)行多次交流會談,協(xié)商煤電合作事宜。參考中煤集團(tuán)官網(wǎng)發(fā)布的信息,此次煤電項(xiàng)目專業(yè)化整合通過市場化方式開展,涉及的煤電裝機(jī)容量預(yù)計(jì)將超過 1000 萬千瓦,是近年來國內(nèi)煤電領(lǐng)域涉及資產(chǎn)數(shù)額較大、影響力較強(qiáng)、整合效益較為顯著、示范引領(lǐng)作用較為突出的合作項(xiàng)目。



  3.煤電+新能源多能互補(bǔ)、聯(lián)營發(fā)展,煤企轉(zhuǎn)型長期價(jià)值凸顯

  3.1.煤電一體化是傳統(tǒng)煤企轉(zhuǎn)型發(fā)展重要模式

  轉(zhuǎn)型不止囿于眼前的煤電,更在于牽手新能源。隨著我國碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的提出,安全、清潔、經(jīng)濟(jì)的階段性不平衡問題日益突出,煤電與新能源間的發(fā)展矛盾逐漸成為新型電力系統(tǒng)建設(shè)中的重要議題,國家層面對煤電和新能源的協(xié)同發(fā)展也在進(jìn)行積極的思考與研究。2021 年 12 月中央經(jīng)濟(jì)工作會議,國家首次提出要立足以煤為主的基本國情,抓好煤炭清潔高效利用,增加新能源消納能力,推動煤炭和新能源優(yōu)化組合。2022 年 5 月,國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《促進(jìn)新時(shí)代新能源高質(zhì)量發(fā)展實(shí)施方案》,提出加大力度規(guī)劃建設(shè)大型風(fēng)光電基地,并按照推動煤炭和新能源優(yōu)化組合的要求,鼓勵(lì)煤電企業(yè)與新能源企業(yè)開展實(shí)質(zhì)性聯(lián)營。政府指導(dǎo)意見從“推動煤炭和新能源優(yōu)化組合”到“鼓勵(lì)煤電企業(yè)與新能源企業(yè)開展實(shí)質(zhì)性聯(lián)營”,方向更加明確、要求更為具體,為下一步產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整指明道路。

  短期來看,煤電聯(lián)營是當(dāng)前時(shí)點(diǎn)下解決煤電利潤再分配的優(yōu)質(zhì)選擇,長遠(yuǎn)來看,“雙碳”目標(biāo)下煤炭消費(fèi)必將逐步減少,煤炭企業(yè)面臨著轉(zhuǎn)型升級和創(chuàng)新發(fā)展的緊迫需求??紤]到未來風(fēng)、光等可再生能源裝機(jī)規(guī)模將大幅增加,而新能源發(fā)電波動性大,需要利用燃煤發(fā)電的穩(wěn)定性,為新能源提供大量調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù),煤電一體化有望成為能源生產(chǎn)低成本、集約化、節(jié)約型的有效模式,成為加快構(gòu)建清潔低碳、安全高效的新型能源體系的有力實(shí)踐。

  “雙碳”目標(biāo)下,煤企轉(zhuǎn)型具備先天產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢、地域優(yōu)勢且資金充足。一方面,煤企具有產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢,具備能源開采、裝備制造的成熟經(jīng)驗(yàn),擁有穩(wěn)定的下游電廠、化工客源,以及先天地域優(yōu)勢。我國大型新能源項(xiàng)目基地多數(shù)位于西北地區(qū),與煤炭資源分布重合度較高,如我國第一批容量約 1 億千瓦的大型風(fēng)電光伏基地主要位于甘肅、青海、內(nèi)蒙、寧夏等西部地區(qū)。此外,與傳統(tǒng)能源相比,新能源占地面積大。隨著新能源規(guī)??焖贁U(kuò)大,土地資源已經(jīng)成為影響新能源發(fā)展的重要因素,煤炭企業(yè)可利用自有采煤沉陷區(qū)受損土地規(guī)劃建設(shè)光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電等新能源項(xiàng)目,提高資源利用率的同時(shí)還可實(shí)現(xiàn)綠色轉(zhuǎn)型。另一方面,受制于 2011-2013 年行業(yè)產(chǎn)能過剩以及 2016 年以來的供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革,煤炭行業(yè)資本開支明顯下降,2021 年至今雖在行業(yè)景氣度好轉(zhuǎn)以及政策鼓勵(lì)保供穩(wěn)價(jià)背景下有所回升,但在“雙碳”目標(biāo)持續(xù)推進(jìn)下,煤炭固定資產(chǎn)投資規(guī)模大、時(shí)間長,資本開支仍低于此前水平,且新礦井的使用時(shí)間一般長達(dá)數(shù)十年之久,長期來看與雙碳背景相違背,企業(yè)進(jìn)行煤炭固定資產(chǎn)投資的意愿不強(qiáng)。但近兩年煤價(jià)高位運(yùn)行,使得煤炭企業(yè)盈利能力持續(xù)改善,在手現(xiàn)金規(guī)模大幅增加,為后續(xù)轉(zhuǎn)型提供基礎(chǔ)。


  3.1.發(fā)揮“兜底保供+深度調(diào)峰”作用,煤電助力新能源行穩(wěn)致遠(yuǎn)

  供給側(cè)改革“后遺癥”顯現(xiàn),階段性缺電頻發(fā)。2021 年以來的三年里,我國局部地區(qū)出現(xiàn)了電力供應(yīng)偏緊和短暫缺電的情況,先有 2021 年 8-9 月遼寧、吉林、江蘇、浙江、廣東等地相繼發(fā)布有序用電或限電通知,后有 2022 年夏季高溫天氣導(dǎo)致水電供應(yīng)持續(xù)受限,疊加居民用電負(fù)荷增加,各地為緩解用電高峰時(shí)段供電壓力再次發(fā)布限電通知,其中云南省電解鋁企業(yè)更是在 2022 年 9 月到 2023 年 2 月間三次收到限電通知。背后反映出來的是供給側(cè)改革后煤炭、火電的長期投資萎縮導(dǎo)致的產(chǎn)能不足現(xiàn)象,與此同時(shí) 2015 年后我國全社會用電量增速回升,疊加 2022 年極端高溫導(dǎo)致的空調(diào)降溫用電需求激增,電力供需的矛盾逐漸顯現(xiàn)。展望“十四五”后三年,根據(jù)《新形勢下“十四五”后三年中國電力需求形勢研判》(2023年發(fā)表)分析,“十四五”后三年中國用電量仍有較大增長空間,技術(shù)進(jìn)步、能源轉(zhuǎn)型、電力市場、氣候氣溫等因素對用電增長影響將增強(qiáng),且最大負(fù)荷受產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、空調(diào)與電采暖設(shè)備推廣、氣候氣溫等影響將更為突出,增速將高于用電增速,或進(jìn)一步增大電力保供壓力。


  確保能源安全穩(wěn)定供應(yīng),煤電扛起保供重任。2023 年 4 月《2023 年能源工作指導(dǎo)意見》發(fā)布,不同于 2021 年指導(dǎo)意見中將“能源結(jié)構(gòu)”放在了目標(biāo)首位,國家能源局已經(jīng)連續(xù)兩年堅(jiān)持把“增強(qiáng)供應(yīng)保障能力”放在主要目標(biāo)首位。由此可見,自 2021 年起頻發(fā)的缺電事件使人們意識到能源保供需求刻不容緩,而我國以煤為主的資源稟賦,決定了煤電在相當(dāng)長時(shí)期內(nèi)仍將承擔(dān)保障我國能源安全的重要作用。從數(shù)據(jù)來看,煤炭方面,在能源保供要求下國家通過核增產(chǎn)能、擴(kuò)產(chǎn)、新投產(chǎn)等方式持續(xù)新增煤炭產(chǎn)能,據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局,2022 年我國實(shí)現(xiàn)煤炭產(chǎn)量 45.6 億噸,同比增長 10.5%,為近十年來最高增速。煤電方面,去年夏季以來,降水偏枯造成水電發(fā)電量持續(xù)出力不足,2022 年下半年至 2023 年上半年三峽水庫日均流入量為近五年來同期低位,據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局,2023 年 1-6 月我國水力發(fā)電量同比下降 22.9%。為彌補(bǔ)水力發(fā)電不足,2023 年 1-6 月我國火力絕對發(fā)電量達(dá)到 29457 億千瓦時(shí),同比增長 7.5%,占上半年總發(fā)電量的 71%。


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