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7月电力生产放缓 现货交易试点深化

2019/8/29 8:38:36       

  国家统计局发布7月份能源生产情况,7月份发电量同比增长0.6%,1-7月份发电量同比增长3%。

  一、电力生产有所放缓

  7月电力生产放缓,累计增速较上半年明显下滑。7月份全国规模以上工业增加值同比增速较6月下降1。5个百分点,出现明显回落,增速为近3年的最低。钢铁、有色、化工、建材4大耗电量较高的细分行业增加值同比增速较6月分别回落3。7、2。6、1。6和0。8 个百分点,代表产品日均产量较6月均有不同程度下滑。二产乏力导致用电增速下滑,7 月即使存在高温因素,但发电量同比仅增长0。6%,增速较6月份回落2。2个百分点。受此影响,加之5月份发电量同比仅增长0。2%,1-7月发电量同比仅增长3%,累计增速明显弱于上半年的5%。

  火电及风电发电量同比下滑,水电增速放缓。受电量整体走弱影响,7月份火电发电量 4562亿千瓦时,同比下降1。6%,与6月相比增速由正转负。风电叠加小风月影响发电量同比减少10。8%,水电发电量1374亿千瓦时,同比增长6。3%,增速继续放缓。

  二、原煤生产持续加快

  原煤生产持续加快,煤价呈现“旺季不旺”。7月份煤炭供给进一步宽松,当月原煤产量3。2亿吨,同比增长12。2%,近两个月以来的产量逼近2014年以来的月度最高值。1-7月累计原煤产量20。9亿吨,同比增长4。3%,进口煤炭累计同比增长7%。中电联发布的中国沿海电煤采购价格指数(CECI 沿海指数)显示,今年4月份以来,电煤价格进入持续下行通道,截至8月9日CECI沿海综合指数平均价格584。04元/吨,同比去年平均下降 15。76元/吨,7月份以来价格连续小幅下跌,总体呈现“旺季不旺”的特征。国家煤矿安监局将于2019年8月下旬至9月底开展煤矿安全生产综合督查,可能对电煤价格产生上涨推动力,但考虑到煤炭产量增多但下游企业开工率不足,同时秋季即将来临电量需求可能走弱,重点电厂库存煤及可用天数处于较高位,预计电煤价格能够维持在绿色至黄色区间运行,整体电煤平均价格有望低于去年,火电成本端压力逐步释放。

  三、电力现货市场试点深化

  8月7日,国家发改委、能源局印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(以下简称“意见”),电力市场化体系建设加快。现货市场主要开展日前、日内、实时的电能交易,电力现货市场价格形成机制设计将避免增加市场主体间的较差补贴,各电力现货试点地区可根据电网结构及阻塞情况,选择采用节点边际电价、分区边际电价和系统边际电价等多种价格机制。多种价格机制有助于发用电侧更有效发现电力价格,电力商品化属性进一步增强。5月及6月,南方(以广东起步)电力现货市场进行了两次电力现货交易结算试运行,高峰期用户平均节点电价分别为0.362元/度和0.558元/度,低谷期平均节点定价分别为0.082元/度和0.07元/度,电力的市场价格发现功能得到激发。

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