6月河南发电量同比增加13.71% 电力煤炭行业市场深度分析

能源HaoChenChong2021/7/28

6月份，河南省发电量283.84亿千瓦时，同比增加13.71%。水电11.54亿千瓦时，同比减少18.88%;火电230.34亿千瓦时，同比增加8.92%;新能源41.96亿千瓦时，同比增长75.54%，其中光伏13.89亿千瓦时，同比增长30.58%，风电21.36亿千瓦时，同比增长134.45%。

截止6月底，全省机组平均利用小时数1437小时，同比增加43小时。水电机组平均利用小时数为1183小时，同比减少576小时;火电1660小时，同比增加111小时;新能源为941小时，同比增加181小时，其中光伏为556小时，同比增加30小时，风电为1107小时，同比增加214小时。统调火电机组平均利用小时数为1676小时，同比增加117小时。

截止6月底，全省装机容量10376.63万千瓦，同比增加装机854.38万千瓦。水电装机407.71万千瓦，占比3.93%;火电装机6999.79万千瓦，占比67.46%;新能源装机2969.13万千瓦，占比28.61%，其中光伏装机1271.02万千瓦，占比12.25%，风电装机1521.53万千瓦，占比14.66%。

据中研产业研究院的《2021-2025年电力煤炭行业市场深度分析及发展研究报告》统计数据显示：

一、电力煤炭成本构成

影响成本差异的根本因素在资源禀赋差异。对资源储备较丰富、开采年限较短的浅层矿(尤其地表矿)，相比资源储备有限或开采年限较长的深坑矿成本在各方面均有不同程度优势，浅层富矿采深较低，初始固定投资和运营维护费相对更有限，且单矿所需采矿人力一般较少，因而综合吨煤成本竞争力一般更为突出。陕西、内蒙古等资源禀赋较好地区综合成本竞争力最强，河北、安徽、河南等老矿区矿企吨煤人力成本即超过 100 元/吨，且安全、维简费等相对偏高也会增大成本压力，山西煤企人力成本、安全、维简费位于中间位置，部分主体财务费用、税费等其他费用偏高，综合成本竞争力居中。

图表：2019年国内电力煤炭吨均成本构成情况

数据来源：中研普华产业研究院整理

二、电力煤炭上游行业发展现状

中国作为世界最大的经济体之一，严重依赖煤炭来确保其主要工业的稳定运行，包括发电和钢铁。国内需求靠国内煤炭储量和进口来满足。中国的煤矿主要位于华北和西北部地区，2019年原煤储量为350亿吨，无烟煤和烟煤储量为1340亿吨。山西、内蒙古和陕西等省区是中国最大的煤炭产区。尽管中国为降低煤炭在能源结构中的占比做出了巨大努力，但预计中国仍将保持全球最大煤炭生产国和消费国的地位。

2019年，中国煤炭开采量达到38.46亿吨，预计，由于新冠疫情对中国经济和今年上半年的市场需求带来了负面影响，2020年煤炭开采量将有一定降低，约为38亿吨。不过，从中长期看，预计疫情对煤炭生产的影响有限。预计未来五年中国煤炭产量将保持较高水平。涉及火力发电能力的国内相关政策和强劲的市场需求，将推动煤炭产量持续实现同比增长。

三、2020-2025年电力煤炭上游行业发展趋势

图表：2020-2025年国内煤炭开采量预测