2019年中國電力行業各電源需求與供求發展預測：市場化交易規模進一步擴大
發布時間：2021-11-17 05:08:26 來源：上海華千電氣有限公司
電力作為經濟生產和居民生活中的重要能源，擁有著不可替代的地位，隨著我國經濟的發展，對電力的需求越來越大，這推動了我國電力行業規模的擴大。
一、需求
根據調查數據顯示，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，城鄉居民用電增速，為 10.9%、第三產業為 10.3%，產業為 6.1%，第二產業增速低，為 3.2%，第二產業用電增速比上年同期回落 3.7 個百分點。
從各行業占全社會用電量的比重來看，第二產業占比，為 66.2%，第三產業占 16.7%，城鄉居民生活用電占 16.1%。從 2014年開始，第二產業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%，而第三產業比重在逐年上升，從 12%上升至 2019 年的 16.7%。
從各行業對全社會用電量增長的貢獻率來看，第二產業占比，為 39.3%，城鄉居民生活用電占 30.0%，第三產業占 29.7%，產業 占比為 1.1%。
從全社會用電量拉動情況來看，第二產業在 2019 年 1-4 月的拉動作用，但與 2018 年相比，拉動作用低于預期，從 2018 年的5ppt 減少至 2019 年 1-4 月的 2.4ppt，第三產業與城鄉居民分別產生 1.6ppt、1.5ppt 的拉動作用。
工業和制造業用電量平穩增長，制造業日均用電量超 100 小時。1-4 月份，全國工業用電量 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，新能源設備行業的用電量增速增長，其中充換電服務業（127.9%）、光伏設備及元器件制造（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業鏈蓬勃發展的態勢，互聯網相關行業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（23%）較 2018 年同期次上榜，而以采礦業為代表的重工業未上榜。 這體現了新舊動能轉換，第三產業正在崛起，傳統工業的比重正在逐步下降。
排除 2018 年超增長因素，近兩年的產業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 年起產業口徑相對調整，預計 2019 年產業對全社會用電量拉動在 0.09ppt。
第二產業方面，由于第二產業內部發生結構性變化，四大高耗能產業對全社會用電量拉動逐步下降的趨勢，從歷史年復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，預計四大高耗能產業對全社會用電量拉動在 0.90ppt；新興制造業的逐步崛起帶動非四大高耗能產業從對全社會用電量拉動的逆勢上揚，預計 2019 年非四大高耗能產業對全社會用電量拉動在 2.14ppt。
第三產業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象。預計 2019 年第三產業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， 全國規模以上電廠 發電” 量“水增火減”。“十三五”規劃提出 2020 年、2030 年非化石能源消費比重分別達到15%、20%的目標。受 2018 年高基數影響，2019 年 1-4 月份，全國規模以上電廠發電量 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，全國發電設備平均利用小時數低于同期。1-4 月份，全國發電設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；全國火電設備平均利用小時為 1,413 小時（其中，燃煤發電和燃氣發電設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，常規水電 2.8 億千瓦；火電 11.5 億千瓦，其中，燃煤發電 10.1 億千瓦、燃氣發電 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，全國基建新增發電生產能力 2,336 萬千瓦，比上年同期少投產 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 61 萬千瓦，火電比上年同期多投產 161 萬千瓦。
2019 年，第三產業和居民生活用電比重持續提高，拉大系統峰谷差，時段性系統調峰能力不足，此外，電煤價格高位運行，發電用煤繼續維持地區性季節性供需偏緊格局。在這些因素影響下，我們預計全年全國電力供需總體平衡，局部地區高峰時段電力供需偏緊。分省來看，我國華北、華中區域局部性時段性電力供需偏緊；華東區域電力供需總體平衡；南方區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、西北區域預計電力供應能力富余。
預計，2019 年全國發電設備平均利用小時數為 3,845 小時，其中火電平均利用小時數為 4,494 小時，2020 年全國平均利用小時數為 3,839 小時，2021 年全國平均發電利用小時數將達 3,806 小時；2019 年全國發電裝機為 20.02 億千瓦，非化石能源發電裝機比重上升至 41%。
由于下游電力需求旺盛，而新能源短期內無法解決波動性以及提供穩定的電力，在電力供需偏緊的形勢下仍需要煤電進行調峰。
三、火電
2019 年 1-4 月，火電發電量明顯放緩，全國規模以上電廠火電發電量 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，燃煤發電 10.1 億千瓦、燃氣發電 8,623萬千瓦。2019 年火電新增規模的限制略有放松，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 161 萬千瓦。1-4 月，全國火電設備平均利用小時為 1,413 小時，比上年同期降低 13 小時。
2019 年季度，受到發電量增加、平均結算電價上調、煤價回落等因素影響，火電行業業績較上年同期明顯改善。季度，火電行業實現營業收入 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%。
我國電源結構仍以煤電為主，2018 年煤電裝機（10.1 億千瓦）占總裝機（19%）比重為 53%，而且相對于其他發電方式，煤電經濟性優勢明顯，目前，全國燃煤機組平均標桿上網電價約為 0.3738 元/千瓦時，仍然低于我國大多數發電形式的平均上網電價。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展階段，難以滿足不斷增加的電力需求。目前火電仍然承擔電量支撐的角色。根據中國《電力發展“十三五”規劃》，到 2020年力爭將火電裝機控制在 11 億千瓦以內，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 年利用小時數將達到 3,845 小時。
2017 年 6 月，國家發改委發布《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》，取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，7 月起燃煤機組上網電價由 0.3644 元/千瓦時上調至 0.3738 元/千瓦時。
就上網電價而言，一方面受“煤電聯動”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電價真正執行“煤電聯動”政策。2018 年，盡管燃料成本上漲幅度已觸發煤電聯動條件，但受“三去一降一補”政策影響，國家發改委并未上調電價，反而降低了銷售端“一般工商業用戶”電價。同時，上網電價下調的可能性也小，因為如果按照現在電價，要想實現煤電聯動的電價下調，根據煤電聯動公式，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電價，但實際這部分降價主要從降低電網環節收費和輸配電價格著手，并不會降低上網電價。從 2018 年來看，上網側電價僅針對增值稅下調進行相應調整，而未針對一般工商業電價下調而進行調整，因此我們判斷由于煤價在 2020 年前都將維持高位運行，上網電價上調可能性很小。
在煤電聯動機制無法啟動的情況下，電力企業會通過減小市場化交易電價降幅的方式消化上漲煤價，達到提升營業收入的效果。2018 年以來，隨著煤炭市場價格波動上升以及發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 年季度，大型發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。
市場化交易電量規模進一步擴大。2019 年 1 季度，大型發電集團煤電機組上網電量 6,017 億千瓦時，占其合計上網電量的68.8%；市場交易電量 2,553 億千瓦時，煤電上網電量市場化率為 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、華電等大型發電集團上網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，充分顯示了大型發電企業在市場化交易中的定價權。未來，如每年的電力需求增速維持 5-6%的穩定增長，發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、動力煤需求轉弱的情況下，發改委也號召煤價下調，5 月份秦皇島山西產 5,500 大卡動力煤平均價格 610 元/噸，同比下降 2%，現貨價格有望回落至 570 元/噸。隨著電力市場化改革的推進，煤價回漲向下傳導，由于火電行業對煤炭價格的高彈性特征，市場電價降價幅度將逐步收窄，火電行業業績會得到繼續改善。
四、水電
2019 年 1-4 月，全國規模以上電廠水電發電量為 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 月全國水電設備平均利用小時數為 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明顯下滑，低于火電等其他發電形式的新增裝機增速。根據《水電發展“十三五”規劃》，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，總規模超過 1 億千瓦，我們預計 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，水電消納能力持續增加。2018 年 12 月，國家發改委、能源局印發《清潔能源消納行動計劃（2018-2020 年）》，提出 2019 年、2020 年要全國水能利用率在 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步提升。
預計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提升，預計 2019 年利用小時數為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，大型發電集團水電機組上網電量 1,232 億千瓦時，占其合計上網電量的 14.1%；水電市場交易電量 242 億千瓦時，水電上網電量市場化率達到 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，國家發改委發布《關于降低一般工商業電價的通知》（下稱《通知》），《通知》指出，電網企業增值稅稅率由 16%調整為 13%后，省內水電企業非市場化交易電量、跨省跨區外來水電和核電企業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電價。這意味著重大水利工程、增值稅降價與電網承擔了主要降價任務分解，水電僅貢獻增值稅降低的空間，不必下調不含稅電價。
五、電改
1、 全面放開發用電計劃，市場化交易規模進一步擴大
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，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低 10%；深化電力、油氣、鐵路等領域改革，自然壟斷行業要根據不同行業特點實行網運分開，將競爭性業務全面推向市場。國家發改委副主任連維良介紹了 20 項年度重點改革任務，包括經營性行業的發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“關注中間，放開兩頭”，其中發用電計劃放開是重要一環。從 2017 年 3 月明確“逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量”，到 2018 年 7 月全面放開煤炭、鋼鐵、有色、建材四大行業用戶發用電計劃，再到提出“經營性的行業發用電計劃全面放開、市場化電量占 50%”，電力的定價方式已經由政府規定的上網電價，逐步轉向市場電價。目前，國內電力供給呈現電量寬松、電力緊張的局面，供給相對寬松的大環境，導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量進一步擴大，全社會用電量市場化率提升至30.2%。2019 年季度，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模擴大相對應的，是國內電力現貨市場的建立和完善。按照國家發改委、能源局加快推進電力現貨試點工作要求，2018 年 8 月，南方(以廣東起步)電力現貨市場啟動試運行，成為全國首個投入試運行的電力現貨市場。為推動電力現貨市場建設試點盡快取得實質性突破，國家發改委、能源局建立了對 8 個試點的聯系協調機制，甘肅、山西電力現貨市場于 12 月啟動試運行。由于國內現貨市場初建立不久，實際運營效果恐不達預期，預計 2019 年全社會用電量市場化率將達到 35%，略低于國家目標（40%）。
2、 電企混改動作頻頻，盤活資產提升盈利
2019 年的政府工作報告中，還提出加強和完善國有資產監管， 推進國有資本投資、運營公司改革試點，促進國有資產保值增值；加強和完善國有資產監管， 推進國有資本投資、運營公司改革試點，促進國有資產保值增值。當前，我國國企經營效率較低，且國企壟斷利潤影響中國競爭力，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、股權激勵、資產注入等形式，先后進行各項改革試點，增強了其盈利能力。
我國的電力/電網企業，被“兩網”（國家電網、南方電網）“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”和“五大四小”均為國有控股企業，其盈利依賴其壟斷地位。長久以來，煤價和電價呈現出“市場定價”和“政府定價”的價格雙軌制，煤企、電企、電網企業之間的利益分配存在博弈，導致企業成本、盈利能力受到影響，急需找到新的突破口。
近年來，傳統國有大型壟斷企業積響應國家監管要求，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，優化了股權機構，提升了運營能力，對電力企業混改取得了較好的示范性作用。目前，電力企業混改主要有兩個方向，分別是國有資本投資和國有資產運營。其中，國家電網起步早已經初見成果，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，國有資產運營方面，以岷江水電為例，重組裝入國網信通資產。混改后，電力企業將從變“管資產”為“管資本”，盤活資產，并完成主輔分離的任務要求。
原標題:2019年中國電力行業各電源需求與供求發展預測：火電、水電及電力市場改革[圖]