2019年中國電力行業(yè)各電源需求與供求發(fā)展預(yù)測：市場化交易規(guī)模進一步擴大
發(fā)布時間：2021-11-17 05:08:26 來源：上海華千電氣有限公司
電力作為經(jīng)濟生產(chǎn)和居民生活中的重要能源，擁有著不可替代的地位，隨著我國經(jīng)濟的發(fā)展，對電力的需求越來越大，這推動了我國電力行業(yè)規(guī)模的擴大。
一、需求
根據(jù)調(diào)查數(shù)據(jù)顯示，2019 年 1-4 月份，全國全社會用電量 22,329 億千瓦時，同比增長 5.6%，增速比上年同期回落 3.8 個百分點。分部門看，城鄉(xiāng)居民用電增速最高，為 10.9%、第三產(chǎn)業(yè)為 10.3%，第一產(chǎn)業(yè)為 6.1%，第二產(chǎn)業(yè)增速最低，為 3.2%，第二產(chǎn)業(yè)用電增速比上年同期回落 3.7 個百分點。
從各行業(yè)占全社會用電量的比重來看，第二產(chǎn)業(yè)占比最高，為 66.2%，第三產(chǎn)業(yè)占 16.7%，城鄉(xiāng)居民生活用電占 16.1%。從 2014年開始，第二產(chǎn)業(yè)占全社會用電量比重呈逐年下降的趨勢，從 74%下降至 2019 年的 66.2%，而第三產(chǎn)業(yè)比重在逐年上升，從 12%上升至 2019 年的 16.7%。
從各行業(yè)對全社會用電量增長的貢獻率來看，第二產(chǎn)業(yè)占比最高，為 39.3%，城鄉(xiāng)居民生活用電占 30.0%，第三產(chǎn)業(yè)占 29.7%，第一產(chǎn)業(yè) 占比為 1.1%。
從全社會用電量拉動情況來看，第二產(chǎn)業(yè)在 2019 年 1-4 月的拉動作用最大，但與 2018 年相比，拉動作用低于預(yù)期，從 2018 年的5ppt 減少至 2019 年 1-4 月的 2.4ppt，第三產(chǎn)業(yè)與城鄉(xiāng)居民分別產(chǎn)生 1.6ppt、1.5ppt 的拉動作用。
工業(yè)和制造業(yè)用電量平穩(wěn)增長，制造業(yè)日均用電量超 100 小時。1-4 月份，全國工業(yè)用電量 14,519 億千瓦時，同比增長 3.0%，增速比上年同期回落 3.7 個百分點，占全社會用電量的比重為 65.0%，對全社會用電量增長的貢獻率為 35.9%。1-4 月份，全國制造業(yè)用電量 11,033 億千瓦時，同比增長 3.8%，增速比上年同期回落 2.4 個百分點，占全社會用電量的比重為 49.4%，對全社會用電量增長的貢獻率為 34.6%。4 月制造業(yè)日均用電量 100.3 億千瓦時/天，分別比上年同期和上月增加 5.1 億千瓦時/天和 13.0 億千瓦時/天。
1-4 月份，化學(xué)原料制品、非金屬礦物制品、黑色金屬冶煉和有色金屬冶煉四大高載能行業(yè)用電量合計 6,174 億千瓦時，同比增長 3.1%，增速比上年同期回落 1.3 個百分點，合計用電量占全社會用電量的比重為 27.7%，對全社會用電量增長的貢獻率為 15.6%。
2019 年，新能源設(shè)備行業(yè)的用電量增速顯著增長，其中充換電服務(wù)業(yè)（127.9%）、光伏設(shè)備及元器件制造（70.4%）、新能源整車（54.2%）用電量增速高居前列，顯示了新能源汽車及光伏產(chǎn)業(yè)鏈蓬勃發(fā)展的態(tài)勢，互聯(lián)網(wǎng)相關(guān)行業(yè)的用電量增速仍然十分亮眼，此外，港口岸電（331%）、玻璃制造（23.5%）、土木工程建筑業(yè)（23%）較 2018 年同期第一次上榜，而以采礦業(yè)為代表的重工業(yè)未上榜。 這體現(xiàn)了新舊動能轉(zhuǎn)換，第三產(chǎn)業(yè)正在崛起，傳統(tǒng)工業(yè)的比重正在逐步下降。
排除 2018 年超增長因素，近兩年的第一產(chǎn)業(yè)的對全社會用電量拉動維持在 0.1ppt 以上，2010~2017 年平均拉動率在 0.06ppt左右，考慮到 2018 年起第一產(chǎn)業(yè)口徑相對調(diào)整，預(yù)計 2019 年第一產(chǎn)業(yè)對全社會用電量拉動在 0.09ppt。
第二產(chǎn)業(yè)方面，由于第二產(chǎn)業(yè)內(nèi)部發(fā)生結(jié)構(gòu)性變化，四大高耗能產(chǎn)業(yè)對全社會用電量拉動逐步下降的趨勢，從歷史年復(fù)合增長率平滑后的用電拉動來看，每 5 年下降 1 個 ppt 左右是較為正常的情形，預(yù)計四大高耗能產(chǎn)業(yè)對全社會用電量拉動在 0.90ppt；新興制造業(yè)的逐步崛起帶動非四大高耗能產(chǎn)業(yè)從對全社會用電量拉動的逆勢上揚，預(yù)計 2019 年非四大高耗能產(chǎn)業(yè)對全社會用電量拉動在 2.14ppt。
第三產(chǎn)業(yè)及居民生活用電方面，隨著人均收入的不斷提升，帶動居民消費水平上升，加上居民對電費的敏感程度呈邊際遞減現(xiàn)象。預(yù)計 2019 年第三產(chǎn)業(yè)及居民生活用電全社會用電量的拉動分別為 1.3ppt 和 1.0ppt。
預(yù)計 2019 年全社會用電增速在 5.5% 左右，至 2021 年全社會用電量預(yù)計達 8.0 萬億千瓦時，較 2020 年 增長 5.4%。
二、供給
2019 年1-4月， 全國規(guī)模以上電廠 發(fā)電” 量“水增火減”。“十三五”規(guī)劃提出 2020 年、2030 年非化石能源消費比重分別達到15%、20%的目標(biāo)。受 2018 年高基數(shù)影響，2019 年 1-4 月份，全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量 22,198 億千瓦時，同比增長 4.1%，增速比上年同期回落 3.6 個百分點。其中，火電發(fā)電量 16,554 億千瓦時，同比增長 1.4％，增速比上年同期回落 5.7 個百分點；水電發(fā)電量 2,987 億千瓦時，同比增長 13.7％，增速比上年同期提高 12.4 個百分點。
1-4 月，全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)低于同期。1-4 月份，全國發(fā)電設(shè)備累計平均利用小時 1,217 小時，比上年同期降低 4小時。分類型看，1-4 月份，全國水電設(shè)備平均利用小時為 959 小時，比上年同期增加 114 小時。在水電裝機容量超過 1,000萬千瓦的 8 個省份中，除湖北同比降低 36 小時，其他省份均同比增加，湖南和福建同比增加超過 400 小時，分別增加 494和 462 小時；全國火電設(shè)備平均利用小時為 1,413 小時（其中，燃煤發(fā)電和燃氣發(fā)電設(shè)備平均利用小時分別為 1,461 和 784小時），比上年同期降低 13 小時。
截至 4 月底，全國 6,000 千瓦及以上電廠裝機容量 18.2 億千瓦，同比增長 6.0%，比上月增加 721 萬千瓦，增速與上年同期基本持平。水電 3.1 億千瓦，其中，常規(guī)水電 2.8 億千瓦；火電 11.5 億千瓦，其中，燃煤發(fā)電 10.1 億千瓦、燃氣發(fā)電 8,623萬千瓦。全國 6,000 千瓦及以上電廠裝機容量 17.7 億千瓦，同比增長 5.2%，增速比上年同期回落 2.1 個百分點。
1-4 月份，全國基建新增發(fā)電生產(chǎn)能力 2,336 萬千瓦，比上年同期少投產(chǎn) 679 萬千瓦。其中，水電 74 萬千瓦、火電 1,037 萬千瓦（燃煤 617 萬千瓦、燃氣 312 萬千瓦）。水電比上年同期少投產(chǎn) 61 萬千瓦，火電比上年同期多投產(chǎn) 161 萬千瓦。
2019 年，第三產(chǎn)業(yè)和居民生活用電比重持續(xù)提高，拉大系統(tǒng)峰谷差，時段性系統(tǒng)調(diào)峰能力不足，此外，電煤價格高位運行，發(fā)電用煤繼續(xù)維持地區(qū)性季節(jié)性供需偏緊格局。在這些因素影響下，我們預(yù)計全年全國電力供需總體平衡，局部地區(qū)高峰時段電力供需偏緊。分省來看，我國華北、華中區(qū)域局部性時段性電力供需偏緊；華東區(qū)域電力供需總體平衡；南方區(qū)域電力供需總體平衡，枯水期廣西、貴州偏緊，汛期云南清潔能源消納壓力較大；東北、西北區(qū)域預(yù)計電力供應(yīng)能力富余。
預(yù)計，2019 年全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)為 3,845 小時，其中火電平均利用小時數(shù)為 4,494 小時，2020 年全國平均利用小時數(shù)為 3,839 小時，2021 年全國平均發(fā)電利用小時數(shù)將達 3,806 小時；2019 年全國發(fā)電裝機為 20.02 億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機比重上升至 41%。
由于下游電力需求旺盛，而新能源短期內(nèi)無法解決波動性以及提供穩(wěn)定的電力，在電力供需偏緊的形勢下仍需要煤電進行調(diào)峰。
三、火電
2019 年 1-4 月，火電發(fā)電量明顯放緩，全國規(guī)模以上電廠火電發(fā)電量 1.66 萬億千瓦時，同比增長 1.4%，同比降低了 6.87個百分點。截至 2019 年 4 月，全國 6,000 千瓦及以上火電裝機 11.5 億千瓦，其中，燃煤發(fā)電 10.1 億千瓦、燃氣發(fā)電 8,623萬千瓦。2019 年火電新增規(guī)模的限制略有放松，1-4 月共新增火電裝機 1,037 萬千瓦，其中，燃煤 617 萬千瓦、燃氣 312 萬千瓦，比上年同期多投產(chǎn) 161 萬千瓦。1-4 月，全國火電設(shè)備平均利用小時為 1,413 小時，比上年同期降低 13 小時。
2019 年第一季度，受到發(fā)電量增加、平均結(jié)算電價上調(diào)、煤價回落等因素影響，火電行業(yè)業(yè)績較上年同期明顯改善。第一季度，火電行業(yè)實現(xiàn)營業(yè)收入 2,063.63 億元，同比增加 15.19%；歸母凈利潤 226.04 億元，同比增加 55.9%。
我國電源結(jié)構(gòu)仍以煤電為主，2018 年煤電裝機（10.1 億千瓦）占總裝機（19%）比重為 53%，而且相對于其他發(fā)電方式，煤電經(jīng)濟性優(yōu)勢明顯，目前，全國燃煤機組平均標(biāo)桿上網(wǎng)電價約為 0.3738 元/千瓦時，仍然低于我國大多數(shù)發(fā)電形式的平均上網(wǎng)電價。雖然到 2020 年，我國煤電裝機比重將從 59%下降至 55%，但是煤電作為我國發(fā)電的主力電源這一基本事實不變。
中國電力增量需求更多的將由可再生能源提供。但可再生能源目前仍處于發(fā)展階段，難以滿足不斷增加的電力需求。目前火電仍然承擔(dān)電量支撐的角色。根據(jù)中國《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到 2020年力爭將火電裝機控制在 11 億千瓦以內(nèi)，占比降至約 55%，火電裝機容量增長有限。受其他電源增速較高的影響，火電增速將收窄至 3.1%，火電 2019 年利用小時數(shù)將達到 3,845 小時。
2017 年 6 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》，取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，7 月起燃煤機組上網(wǎng)電價由 0.3644 元/千瓦時上調(diào)至 0.3738 元/千瓦時。
就上網(wǎng)電價而言，一方面受“煤電聯(lián)動”政策影響，煤價成為影響電價的主要因素之一，另一方面，國家“三去一降一補”政策也壓制了煤電上網(wǎng)電價真正執(zhí)行“煤電聯(lián)動”政策。2018 年，盡管燃料成本上漲幅度已觸發(fā)煤電聯(lián)動條件，但受“三去一降一補”政策影響，國家發(fā)改委并未上調(diào)電價，反而降低了銷售端“一般工商業(yè)用戶”電價。同時，上網(wǎng)電價下調(diào)的可能性也極小，因為如果按照現(xiàn)在電價，要想實現(xiàn)煤電聯(lián)動的電價下調(diào)，根據(jù)煤電聯(lián)動公式，電煤價格必須下降超過 1,000 元/噸，這顯然是不可能的。
盡管政策再三提出降低一般工商業(yè)電價，但實際這部分降價主要從降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格著手，并不會降低上網(wǎng)電價。從 2018 年來看，上網(wǎng)側(cè)電價僅針對增值稅下調(diào)進行相應(yīng)調(diào)整，而未針對一般工商業(yè)電價下調(diào)而進行調(diào)整，因此我們判斷由于煤價在 2020 年前都將維持高位運行，上網(wǎng)電價上調(diào)可能性很小。
在煤電聯(lián)動機制無法啟動的情況下，電力企業(yè)會通過減小市場化交易電價降幅的方式消化上漲煤價，達到提升營業(yè)收入的效果。2018 年以來，隨著煤炭市場價格波動上升以及發(fā)電市場競爭的理性回歸，煤電市場化交易量進一步擴大，交易電價呈緩步回升趨勢。2019 年第一季度，大型發(fā)電集團煤電平均市場交易電價為 0.3668 元/千瓦時，較 2018 年提升了 0.004 元/千瓦時。
市場化交易電量規(guī)模進一步擴大。2019 年 1 季度，大型發(fā)電集團煤電機組上網(wǎng)電量 6,017 億千瓦時，占其合計上網(wǎng)電量的68.8%；市場交易電量 2,553 億千瓦時，煤電上網(wǎng)電量市場化率為 42.4%，相較于 2018 年 1 季度，市場化率提高了 11.2 個百分點。
市場化電價與直供電價差縮窄。實施電價改革以來，華能國際、華電國際等大型發(fā)電集團上網(wǎng)電量的市場化比例在逐年提升，市場化電價逐年上升，與燃煤電廠標(biāo)桿電價的價差不斷收窄，價差收窄至 2019 年 1 季度的 0.0262 元/千瓦時，充分顯示了大型發(fā)電企業(yè)在市場化交易中的定價權(quán)。未來，如每年的電力需求增速維持 5-6%的穩(wěn)定增長，發(fā)電裝機增速減緩必然帶來電力市場的進一步緊缺，推升市場電價格。
5 月，沿海六大電企日均耗煤 58.53 萬噸，同比降低 18.9%；重點電廠日均耗煤 319 萬噸，同比下降 6.2%。在用電量增速放緩、動力煤需求轉(zhuǎn)弱的情況下，發(fā)改委也號召煤價下調(diào)，5 月份秦皇島山西產(chǎn) 5,500 大卡動力煤平均價格 610 元/噸，同比下降 2%，現(xiàn)貨價格有望回落至 570 元/噸。隨著電力市場化改革的推進，煤價回漲向下傳導(dǎo)，由于火電行業(yè)對煤炭價格的高彈性特征，市場電價降價幅度將逐步收窄，火電行業(yè)業(yè)績會得到繼續(xù)改善。
四、水電
2019 年 1-4 月，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量為 2,987 億千瓦時，同比增長 13.7%。截至 4 月份，全國 6,000 千瓦及以上電廠水電累計裝機容量為 3.1 億千瓦，同比增長 3%；2019 年 1-4 月新增裝機容量 74 萬千瓦，同比下降 45.2%。受來水形勢向好影響，1-4 月全國水電設(shè)備平均利用小時數(shù)為 959 小時，同比增加 114 個小時。
截至 2019 年 4 月份，水電基本建設(shè)投資完成額為 250 億元，同比增長 62.3%，大幅增加主要原因是白鶴灘、烏東德、楊房溝、兩河口等大型水電站在建。
由于烏東德等大型水電站仍然在建，2019 年 1-4 月全國水電新增裝機出現(xiàn)明顯下滑，低于火電等其他發(fā)電形式的新增裝機增速。根據(jù)《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，我國要基本建成長江上游、黃河上游、烏江、南盤江紅水河、雅礱江、大渡河六大水電基地，總規(guī)模超過 1 億千瓦，我們預(yù)計 2020 年起大型水電機組的集中投運期有望來臨。
在來水好于 2017 年的情況下，2018 年全國平均水能利用率為 95%左右，水電消納能力持續(xù)增加。2018 年 12 月，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《清潔能源消納行動計劃（2018-2020 年）》，提出 2019 年、2020 年要確保全國水能利用率在 95%以上。云南大理-深圳 800 千伏特高壓通道的建成，將有效降低云南、四川的棄水量，未來隨著云南昆明-廣西柳州-廣東惠州等特高壓的建成，全國水能利用率將穩(wěn)步提升。
預(yù)計2019 年下半年水電新增裝機量上升幅度空間有限，來水向好將推動利用小時數(shù)提升，預(yù)計 2019 年利用小時數(shù)為3,640 小時，較 2018 年增加 27 小時。
近年來，水電市場化交易程度也日益提高。2019 年 1 季度，大型發(fā)電集團水電機組上網(wǎng)電量 1,232 億千瓦時，占其合計上網(wǎng)電量的 14.1%；水電市場交易電量 242 億千瓦時，水電上網(wǎng)電量市場化率達到 19.7%；市場交易平均電價為 0.2289 元/千瓦時，較上年同期降低 0.0055 元/千瓦時。
5 月 15 日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于降低一般工商業(yè)電價的通知》（下稱《通知》），《通知》指出，電網(wǎng)企業(yè)增值稅稅率由 16%調(diào)整為 13%后，省內(nèi)水電企業(yè)非市場化交易電量、跨省跨區(qū)外來水電和核電企業(yè)非市場化交易電量形成的降價空間，全部用于降低一般工商業(yè)電價。這意味著重大水利工程、增值稅降價與電網(wǎng)承擔(dān)了主要降價任務(wù)分解，水電僅貢獻增值稅降低的空間，不必下調(diào)不含稅電價。
五、電改
1、 全面放開發(fā)用電計劃，市場化交易規(guī)模進一步擴大
2019 年的政府工作報告中，提出以改革推動降低涉企收費，深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低 10%；深化電力、油氣、鐵路等領(lǐng)域改革，自然壟斷行業(yè)要根據(jù)不同行業(yè)特點實行網(wǎng)運分開，將競爭性業(yè)務(wù)全面推向市場。國家發(fā)改委副主任連維良介紹了 20 項年度重點改革任務(wù)，包括經(jīng)營性行業(yè)的發(fā)用電計劃將全面放開、增量配電改革試點將向縣一級全面延伸等。
2015 年 3 月“9 號文”提出要“關(guān)注中間，放開兩頭”，其中發(fā)用電計劃放開是重要一環(huán)。從 2017 年 3 月明確“逐年減少既有燃煤發(fā)電企業(yè)計劃電量”，到 2018 年 7 月全面放開煤炭、鋼鐵、有色、建材四大行業(yè)用戶發(fā)用電計劃，再到提出“經(jīng)營性的行業(yè)發(fā)用電計劃全面放開、市場化電量占 50%”，電力的定價方式已經(jīng)由政府規(guī)定的上網(wǎng)電價，逐步轉(zhuǎn)向市場電價。目前，國內(nèi)電力供給呈現(xiàn)電量寬松、電力緊張的局面，供給相對寬松的大環(huán)境，導(dǎo)致電力市場化交易比例逐年抬升。
2016 年，全社會用電量市場化率約為 19%。2017 年，全國除西藏、海南外，其余各省區(qū)市均組織開展了市場化交易，全社會用電量市場化率達 26%左右。
2018 年，全國各地市場主體參與市場的數(shù)量進一步擴大，全社會用電量市場化率提升至30.2%。2019 年第一季度，全社會用電量市場化率為 26.5%，較上年年同期提高 5.5 個百分點。
與電力市場化交易規(guī)模擴大相對應(yīng)的，是國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場的建立和完善。按照國家發(fā)改委、能源局加快推進電力現(xiàn)貨試點工作要求，2018 年 8 月，南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場啟動試運行，成為全國首個投入試運行的電力現(xiàn)貨市場。為推動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點盡快取得實質(zhì)性突破，國家發(fā)改委、能源局建立了對 8 個試點的聯(lián)系協(xié)調(diào)機制，甘肅、山西電力現(xiàn)貨市場于 12 月啟動試運行。由于國內(nèi)現(xiàn)貨市場初建立不久，實際運營效果恐不達預(yù)期，預(yù)計 2019 年全社會用電量市場化率將達到 35%，略低于國家目標(biāo)（40%）。
2、 電企混改動作頻頻，盤活資產(chǎn)提升盈利
2019 年的政府工作報告中，還提出加強和完善國有資產(chǎn)監(jiān)管， 推進國有資本投資、運營公司改革試點，促進國有資產(chǎn)保值增值；加強和完善國有資產(chǎn)監(jiān)管， 推進國有資本投資、運營公司改革試點，促進國有資產(chǎn)保值增值。當(dāng)前，我國國企經(jīng)營效率較低，且國企壟斷利潤影響中國國際競爭力，國企改革的需求和動力較為充足。自 2014 年以來，國企改革政策不斷完善，已有 400 余家國企通過混改、股權(quán)激勵、資產(chǎn)注入等形式，先后進行各項改革試點，增強了其盈利能力。
我國的電力/電網(wǎng)企業(yè)，被“兩網(wǎng)”（國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)）“五大四小”（華能、華電、大唐、國電、國電投、國投、國華、華潤、中廣核）瓜分了大部分市場份額，而“兩網(wǎng)”和“五大四小”均為國有控股企業(yè)，其盈利依賴其壟斷地位。長久以來，煤價和電價呈現(xiàn)出“市場定價”和“政府定價”的價格雙軌制，煤企、電企、電網(wǎng)企業(yè)之間的利益分配存在博弈，導(dǎo)致企業(yè)成本、盈利能力受到影響，急需找到新的突破口。
近年來，傳統(tǒng)國有大型壟斷企業(yè)積極響應(yīng)國家監(jiān)管要求，組織金融控股平臺公司上市，如中航資本、中油資本、五礦資本，拓展了資本實力，優(yōu)化了股權(quán)機構(gòu)，提升了運營能力，對電力企業(yè)混改取得了較好的示范性作用。目前，電力企業(yè)混改主要有兩個方向，分別是國有資本投資和國有資產(chǎn)運營。其中，國家電網(wǎng)起步早已經(jīng)初見成果，國有資本運營方面，以置信電氣為例，重組裝入英大證券/信托資產(chǎn)，國有資產(chǎn)運營方面，以岷江水電為例，重組裝入國網(wǎng)信通資產(chǎn)?；旄暮?，電力企業(yè)將從變“管資產(chǎn)”為“管資本”，盤活資產(chǎn)，并完成主輔分離的任務(wù)要求。
原標(biāo)題:2019年中國電力行業(yè)各電源需求與供求發(fā)展預(yù)測：火電、水電及電力市場改革[圖]