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我國電力發展與改革形勢分析

資訊中心

我國電力發展與改革形勢分析

來源:
能源研究俱樂部
日期:
2020年4月14日
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2019年,我國經濟運行總體平穩,發展質量穩步提升,GDP總量和人均水平升至新的歷史節點。2020年是全面建成小康社會和“十三五”規劃收官之年,是實現第一個百年奮斗目標,為“十四五”良好開局打下更好基礎的關鍵之年。我國經濟穩中向好、長期向好的基本趨勢沒有改變,但經濟下行壓力加大,加之新冠肺炎疫情沖擊,國內外經濟增長預期均有不同程度的下調,電力高質量發展內外環境更加復雜,機遇與挑戰并存。

2019年,我國經濟運行總體平穩、穩中有進。今年2月底國家統計局發布《2019年國民經濟和社會發展統計公報》顯示,初步核算,2019年國內生產總值990865億元,比上年增長6.1%。按照年平均匯率折算,我國GDP總量達到14.4萬億美元,穩居世界第二,人均GDP突破10000美元。我國GDP總量和人均水平都達到了一個新的歷史節點。

2019年,我國全社會用電量平穩增長,消費結構持續優化,以4.5%的電力消費增速支撐國民經濟6.1%的增長。這一年,能源消費總量48.6億噸標準煤,比上年增長3.3%,增速與上年持平,電力消費增速比上年回落了4個百分點。電力裝機規突破20億千瓦,電力生產供應能力持續提升,電源結構進一步優化,供電服務質量穩步提升,但電源裝機、電網規模增長放緩。電力供需形勢延續總體平衡態勢。

2019年,電力行業節能減排深入推進。全國平均供電煤耗、線損率、污染物排放水平均穩步下降,煤電機組超低排放改造比例進一步提升,隨著國內碳市場建設的深入推進,火電行業的碳管理壓力加大。

2019年,電力體制改革取得新進展。第二輪輸配電定價成本監審啟動,市場交易電量比重進一步提高,電力輔助服務市場范圍擴大,挖掘系統調峰潛力約6500萬千瓦,電力現貨市場建設試點全部進入結算試運行,增量配電業務改革試點擴大并啟動第五批試點申報,持續優化電力營商環境,降低社會用電成本近千億元。

展望2020年,我國將全面建成小康社會,實現第一個百年奮斗目標。當前,經濟下行壓力加大,加之新冠肺炎疫情沖擊,國內外經濟增長預期均有不同程度的下調,無疑會進一步降低用電增長預期,電力發展內外環境更加復雜。但綜合來看,我國經濟長期向好的基本面沒有改變,電力行業高質量發展的勢頭仍將持續。

一、全社會用電量平穩增長,電力消費結構持續優化

(一)全社會用電量同比增長4.5%,首次突破7萬億千瓦時

2019年,我國全社會用電量平穩增長。根據中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)數據,2019年,全國全社會用電量7.23萬億千瓦時,同比增長4.5%、增速同比降低約4個百分點,是2015年以來最低增速。三大產業以及城鄉居民生活用電量需求增速降低、2018年高基數等因素,共同導致全社會用電量增速回落。根據國家統計局數據,初步核算,2019年能源消費總量48.6億噸標準煤,比上年增長3.3%。煤炭消費量增長1.0%,原油消費量增長6.8%,天然氣消費量增長8.6%。天然氣、水電、核電、風電等清潔能源消費量占能源消費總量的23.4%,上升1.3個百分點。

2019年,各季度全社會用電量增速分別為5.5%、4.5%、3.4%和4.7%。通過對比可以看出,2019年每個季度增速均低于2018年同期水平。

(二)第三產業和居民用電拉動作用明顯,電力消費結構繼續優化

2019年,各產業用電量穩步增長。分產業看,第一產業用電量780億千瓦時,同比增長4.5%;第二產業用電量49362億千瓦時,同比增長3.1%,其中,工業用電量48473億千瓦時,同比增長2.9%;第三產業用電量11863億千瓦時,同比增長9.5%;城鄉居民生活用電量10250億千瓦時,同比增長5.7%。

2019年,三個產業和城鄉居民生活用電增速分別降低5.3、4.1、3.2、4.7個百分點。第二產業中四大高載能行業用電量比上年增長2.0%,其中,建材行業用電量增速為5.3%,黑色行業用電量增速為4.5%,化工行業用電量與上年持平,有色行業用電量降低0.5%;高技術及裝備制造業、消費品制造業、其他制造業用電量增速相對平穩,用電量分別比上年增長4.2%、2.2%、6.3%。第三產業中的信息傳輸/軟件和信息技術服務業、租賃和商務服務業、房地產業、批發和零售業、交通運輸/倉儲和郵政業用電量實現快速增長,用電量增速均在10%以上。

近年來,第二產業占全社會用電量比重持續下降,第三產業和城鄉居民用電占比持續增加,且自2009年以來,第三產業用電增速持續高于居民生活用電增速。值得一提的是,2019年,第三產業和城鄉居民生活用電分別拉動全社會用電量增長1.5和0.8個百分點,兩者對全社會用電量增長的貢獻率分別為33.1%和17.9%,合計達到51.0%,其中,第三產業貢獻率比上年提高10.1個百分點。

2019年,東、中、西部和東北地區全社會用電量分別比上年增長3.6%、4.5%、6.2%、3.7%,增速較上一年分別回落3.3、5.1、4.7、3.2個百分點;用電量占全國比重分別為47.2%、18.7%、28.3%、5.8%,其中,西部同比提高1.4個百分點,東部、中部分別下降1.1、0.3個百分點。全國共有28個省份用電量實現正增長。

二、全國發電裝機和發電量增速均放緩,清潔能源裝機占比進一步提升

(一)全國電力裝機增速放緩,裝機規模突破20億千瓦

截至2019年底,全國全口徑發電裝機容量20.1億千瓦,同比增長5.8%,增速較上年降低0.7個百分點。全國新增發電裝機10173萬千瓦,比2018年少投產2612萬千瓦,但仍繼續延續新增容量超過億千瓦的趨勢。

從裝機總量看,近十年來,我國發電裝機保持增長趨勢。2010~2019年,我國發電裝機累計容量從9.66億千瓦增長到20.11千瓦,已連續七年穩居全球第一裝機大國地位。

從裝機增速看,自2015年之后,我國裝機增速呈下降趨勢。繼2018年創出6.5%的十年新低之后,2019年再度“下探”——電力裝機增速僅達到5.8%,低于GDP6.1%的增速,高于全社會用電增速1.3個百分點。

從新增發電裝機規模看,連續七年新增容量過億千瓦。其中,2015年、2017年我國新增發電裝機超過1.3億千瓦,在十年新增裝機排名中居前兩位。受經濟下行壓力增大、電力供需形勢變化等影響,2018、2019年我國新增裝機規模連續下滑。2019年全國新增發電裝機規模大幅減少,比上年少投產2612萬千瓦,同比降低約20.4%。

(二)發電裝機綠色轉型持續推進,非化石能源裝機占比近41%

2019年,我國電源結構持續優化。截至2019年底,水電裝機3.6億千瓦、火電11.9億千瓦(包括煤電10.4億千瓦、氣電9022萬千瓦)、核電4874萬千瓦、并網風電2.1億千瓦(陸上風電2.04億千瓦、海上風電593萬千瓦)、并網太陽能發電2.0億千瓦、生物質發電2254萬千瓦。火電占比進一步降低,約59.2%,較上一年降低1個百分點,風電、光電、核電等非化石能源占比則進一步增加,占比近41%。從十年歷史數據來看,非化石能源裝機比重明顯上升。風電、光電、水電、核電發電裝機比重共上升了14.24個百分點。

從發電量看,2019年,全國全口徑發電量為7.33萬億千瓦時,比上年增長4.7%,與2018年相比下降了3.7個百分點,增速有所放緩。全國非化石能源發電量2.39萬億千瓦時,比上年增長10.4%,占全國發電量的比重為32.6%,比上年提高1.7個百分點,其中,水電、核電、并網風電和并網太陽能分別比上年增長5.7%、18.2%、10.9%和26.5%,非化石能源電力供應能力持續增強。全國全口徑火電發電量5.05萬億千瓦時,比上年增長2.4%;其中,煤電發電量4.56萬億千瓦時,比上年增長1.7%。

從裝機增速看,2019年,火電裝機同比增長4.1%,較2018年高出1.1個百分點。風電裝機同比增長14%,較2018年增速高出1.6個百分點。光伏發電、核電裝機雖仍以17.4%、9.1%的速度增長,但較上一年增速大幅下降,分別減少16.3、15.6個百分點。水電裝機同比增長1.1%,較2018年降低1.4個百分點。

從電源結構看,十年來我國傳統化石能源發電裝機比重持續下降、新能源裝機比重明顯上升。2019年火電裝機比重較2010年下降了14.24個百分點,風電、光電、水電、核電發電裝機比重共上升了14.24個百分點,發電裝機結構進一步優化。

(三)風電新增裝機持續增長,光電、核電、水電新增規模大幅降低

2019年,非化石能源繼續保持新增發電裝機的主體地位。全年全國新增發電裝機容量10173萬千瓦,同比降低約20.4%,其中,新增非化石能源發電裝機容量6389萬千瓦,占新增發電裝機總容量的62.8%。

分類型看,2019年,火電(包括煤電、氣電、生物質發電)新增裝機占全部新增裝機的40.2%,太陽能發電新增裝機占比26.4%,風電新增裝機占比25.3%,水電新增裝機占比為4.1%,核電新增裝機占比4%。以風電、太陽能發電為代表的新能源發電合計占比超過51%,連續三年成為新增發電裝機的最大主力。

從各類電源新增裝機規模看,2019年,新增火電裝機4092萬千瓦,連續四年下降,同比下降288萬千瓦,降幅較上一年進一步擴大。新增并網風電和太陽能發電裝機容量分別為2574萬千瓦和2681萬千瓦,分別比上一年多投產447萬千瓦和少投產1844萬千瓦。新增水電和核電裝機分別417萬、409萬千瓦,不足上一年新增規模的一半。

2019年,全國風電新增并網裝機2574萬千瓦,其中陸上風電新增裝機2376萬千瓦、海上風電新增裝機198萬千瓦。2019年我國再次成為海上風電新增裝機最多的國家,較第二位的英國多出22萬千瓦。

近兩年,我國風電快速發展,新增裝機增速分別為23.6%、21%,連續兩年增速超過21%,風電發展走出“十三五”初期的低迷態勢,重返高速增長。推動風電新增裝機持續增長的重要原因之一是風電平價預期。從風電新增裝機布局上看,中東部和南方地區新增裝機占比約45%,“三北”地區占55%,風電開發布局進一步優化。

自2015年起,我國光電裝機規模快速擴大。2017、2018年我國光電新增裝機容量分別為5341萬千瓦、4525萬千瓦,均超過火電新增裝機容量。然而,2019年新增裝機僅2681萬千瓦,同比下降40.8%。2019年5月,我國啟動光伏發電競價項目申報,7月公布全國首批競價配置光伏補貼項目,為項目建設留下的時間略短。如果從建設工期看,2019年半年的項目建設時間約建成2018年全年新增規模的一半,產業發展則基本保持穩定。

2019年,核電新增裝機較上年減半。2019年核電新增裝機409萬千瓦,較上年同期少投產475萬千瓦,同比減少53.8%。2019年,我國新核電項目陸續開閘,成功打破三年來的“零核準”記錄,釋放出核電重啟的信號。2019年內獲核準的山東榮成、福建漳州1-2號機組、廣東太平嶺1-2號機組均采用中國自主知識產權的三代核電技術,其中,山東榮成采用“國和一號”技術,福建漳州和廣東太平嶺工程采用“華龍一號”技術,而且福建漳州一號機組已于2019年10月開工建設。

2015年以來,火電新增裝機繼續呈逐漸縮減之勢,但裝機量仍占重頭。火電裝機全年新增4092萬千瓦,較上年同期少投產288萬千瓦,同比下降6.6%。其中,新增煤電、氣電裝機容量分別為2989萬千瓦和629萬千瓦,分別比上年少投產67萬千瓦和255萬千瓦。

2019年,生物質發電新增裝機473萬千瓦,累計裝機達到2254萬千瓦,同比增長26.6%;全年生物質發電量1111億千瓦時,同比增長20.4%,繼續保持穩步增長勢頭。累計裝機排名前五位的省份是山東、廣東、浙江、江蘇和安徽。

2019年,水電新增裝機417萬千瓦,較上年少投產442萬千瓦,同比下降51.4%。事實上,自2013年以來,我國水電新增裝機整體呈下降趨勢,2019年更是達到十年最低點。《水電發展“十三五”規劃》要求,2020年我國水電總裝機容量達到3.8億千瓦,目前還有約2400萬千瓦的差距。目前在建大中型水電工程總裝機1億千瓦,按照項目投產發電預期目標,難以完成“十三五”發展任務。

三、電力供需形勢保持總體平衡,火電設備平均利用小時數同比下降

2019年,全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時為3825小時,同比減少54小時。其中,水電設備平均利用小時為3726小時,同比增加119小時;火電設備平均利用小時為4293小時,同比減少85小時。

從全國發電設備平均利用小時來看,除2011和2018年發電設備平均利用小時數略有回升外,近十年總體呈下滑之勢。自2015年開始,全國發電設備平均利用小時數開始跌進4000小時以內。隨著供給側結構性改革效果的顯現,2018年平均利用小時數略微回升,電力供需形勢由總體寬松轉為總體平衡。2019年電力供需形勢繼續延續總體平衡態勢。

分電源看,2019年全國火電設備平均利用小時為4293小時,同比減少85小時。分析原因,主要受全社會用電量增速放緩、清潔能源消納比重逐步提升等多重因素影響。隨著我國火電產業結構布局優化,我國火電設備平均利用小時數將趨于穩定。火電利用小時數較高的地區是內蒙古、河北、海南、湖北、安徽等地,作為火電裝機大省的山東、江蘇、廣東、河南、浙江等地火電利用小時數排名靠后。如果火電,特別是煤電的平均利用小時數長期保持在4000小時左右,需要重新審視煤電的經濟性,有效指導煤電投資。

2019年水電設備平均利用小時數有大幅提升,為3726小時,比上年提高119小時,為十年內最高值。據國家能源局數據,2019年全國主要流域棄水電量約300億千瓦時,同比減少278億千瓦時,水能利用率96%,同比提高4個百分點,棄水狀況明顯緩解。水電消納形勢好轉主要得益于西南水電外送通道(如滇西北直流、川渝第三通道)建成投產,以及云南、四川等水電大省本地消納能力增加。此外,嚴控小水電政策也對緩解水電消納矛盾起到一定作用。

2019年核電平均利用小時7394小時,同比降低149小時。究其原因,2019年6月新并網的廣東臺山核電廠2號機組(3278小時)、陽江核電廠6號機組(3509小時)和2019年前三季度一直處于修理狀態的三門核電廠2號機組(787小時)拉低了核電設備的平均利用小時。近十年來,核電利用小時呈現波動態勢,2015年出現明顯下降,2016年再次大幅下降,2018年大幅回升。2019年4月,國家發展改革委公布《關于三代核電首批項目試行上網電價的通知》,提出了對三代核電機組發電量保障和電價保障的要求,體現了國家政策層面對三代核電消納的支持。

據國家能源局數據,2019年,全國包括水電、風電、光伏發電、生物質發電等在內的可再生能源利用水平不斷提高,棄水、棄風、棄光狀況明顯緩解。2019年全國風電棄風電量169億千瓦時,同比減少108億千瓦時,全國平均棄風率為4%,同比下降3個百分點,繼續實現棄風電量和棄風率的“雙降”。大部分棄風限電嚴重地區形勢好轉,目前,全國棄風率超過5%的省(區、市)僅剩新疆、甘肅、內蒙古三個地區,風電并網消納工作取得明顯成效。2019年全國棄光電量46億千瓦時,全國平均棄光率2%,同比下降1個百分點。光伏消納問題主要出現在青海、西藏、新疆、甘肅等地區。其中,青海受新能源裝機大幅增加、負荷下降等因素影響,棄光率上升至7.2%,同比上升2.5個百分點。局部地區棄風、棄光問題仍需重視。新能源消納形勢好轉后,新增并網裝機快速增加,全國新能源消納壓力仍巨大。即使今年的清潔能源消納三年行動計劃目標任務實現,清潔能源消納工作也不容松懈。

按照2019年5月國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》要求,自2020年1月1日起,對消納責任權重全面進行監測評價和正式考核。事實上,國家能源局發布的《2018年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》顯示,截至2018年,全國已有11個省(區、市)率先達到2020年非水電可再生能源電力最低消納權重,19個省(區、市)尚未完成,其中京津冀、黑龍江、甘肅和青海的非水電可再生能源電力消納比重較2020年最低消納權重仍有較大差距。

四、全國電網規模增長放緩,供電服務質量穩步提升

據中電聯數據,2019年全國新增220千伏及以上變電設備容量23042萬千伏安,比上年多投產828萬千伏安,同比增長3.7%;全國新增220千伏及以上輸電線路回路長度3.4萬千米,比上年少投產7070千米,同比減少17.2%;新增直流換流容量2200萬千瓦,比上年減少1000萬千瓦,同比下降31.3%。

截至2019年底,全國220千伏及以上變電設備容量達到426392萬千伏安,同比增長為5.7%;全國220千伏及以上輸電線路回路長度達到75.48萬千米,同比增長4.1%;全國跨區、跨省送電量達到5405億千瓦時和14440億千瓦時,分別比上年增長12.2%和11.4%。與2009年數值相比,變電容量增加了2.42倍,線路長度增加了1.89倍。

從近兩年增速來看,電網規模增長放緩。2019年全國220千伏及以上變電設備容量、輸電線路回路長度分別同比增長5.7%、4.1%,相較于2018年的增速分別下降了0.45、2.9個百分點。但新增規模基本保持近幾年平均水平,變電設備增量超過2億千伏安,輸電線路回路長度增長保持在3.3萬千米以上。

特高壓建設方面,2019年,全國共有張北—雄安、駐馬店—南陽、青海—河南、陜北—湖北、雅中—江西等5條特高壓線路開工建設。2018年開工的烏東德電站送電廣東廣西特高壓線路、北京西—石家莊1000千伏交流特高壓目前正在建設中。截至2020年3月,我國共有25條在運特高壓線路、7條在建特高壓線路以及7條待核準特高壓線路。

2019年,全國供電可靠性穩步提升。國家能源局數據顯示,2019年上半年,全國平均供電可靠率為99.8546%,同比升高0.02個百分點;系統平均停電時間6.32小時/戶,同比減少0.08小時/戶,系統平均停電頻率1.42次/戶,同比減少0.01次/戶。其中,城市平均供電可靠率為99.9539%,系統平均停電時間2.00小時/戶,系統平均停電頻率0.48次/戶;農村平均供電可靠率為99.8182%,系統平均停電時間7.90小時/戶,系統平均停電頻率1.76次/戶。

2019年,電力營商環境持續優化。2019年,我國營商環境排名躍升至全球第31位,“獲得電力”指標是其中重要內容,我國這一指標也從2018年的全球第14位上升至第12位。

五、全國電力投資延續下降態勢,電源投資有所回升

(一)電力總投資降至8000億元以下,連續三年下降

國家能源局數據顯示,2019年全國電源基本建設投資完成3139億元,電網基本建設投資完成4856億元,兩項合計投資達到7995億元,連續三年縮減,回落至8000億元以下,同比降低99億元,但降幅有所收窄。這是電力投資自2015年連續四年超過8000億元后,重返8000億以下。

從近十年數據來看,2012年電力投資7393億元為近十年最低,2016年8839億元為近十年最高,之后逐步回落。

(二)電力投資結構動態調整,電源投資占比同比有所提高

2019年全國電源基本建設投資占電力投資的比重為39.3%,較上一年增加5.7個百分點;電網基本建設投資占電力投資的比重為60.7%,較上一年降低5.7個百分點。近十年來,網源投資結構出現較大變化。在“十二五”前三年,電網投資略低于電源投資,占比基本相當;自2014年起,電網投資持續超過電源投資,并在2018年超過電源投資近1倍,達到歷史峰值,2019年二者的差距略有縮小。

(三)電網投資同比降低9.6%,配網投資占比持續提升

2019年全國電網基本建設投資完成4856億元,同比降低9.6%,較去年降低517億元,成為“十三五”前四年最低投資額。其中,110千伏及以下電網投資占電網投資的比重為63.3%,比上年提高5.9個百分點。電力供需形勢、輸配電價改革、特高壓建設進程、農網升級改造及配網建設等是影響電網投資增速的重要因素。

從企業投資角度看,2019年,國網實際完成電網投資4473億元,其中,農村電網改造投資資金1590億元,約占35.3%;南網農村電網改造投資資金超80億元。

(四)水電投資大幅上揚,火電、核電投資持續下降

2019年,電源基本建設投資完成3139億元,同比增長12.6%,扭轉了“十三五”前四年投資下滑的態勢,而且非化石能源投資大幅上漲。其中,水電投資814億元,同比增長16.3%;火電投資630億元,在2018年降低9.4%的情況下,同比降幅進一步擴大,達20%,這與煤電投資回報下降和嚴控新增煤電投資政策關系較大;核電投資335億元,同比降低25%,投資持續下降。

近十年來,不同電源投資結構也出現較大變化,其中,火電投資有六年占比排名第一,水電有三年占比第一,風電有一年占比第一。

六、主要能耗指標持續下降,超低排放煤電機組8.9億千瓦

供電標準煤耗持續下降。按照國家能源局發布的數據,2019年全國供電標準煤耗307克/千瓦時,同比再降0.7克/千瓦時,與2009年的340克/千瓦時相比,全國供電標準煤耗累計下降了33克/千瓦時,呈現明顯下降趨勢。我國百萬千瓦機組煤耗最低紀錄再次被刷新,達253克/千瓦時。我國燃煤機組煤耗已連續三年低于《電力發展“十三五”規劃》中“燃煤發電機組經改造平均供電煤耗低于310克標準煤/千瓦時”的規劃目標。按照規劃要求,到2020年新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300克標煤/千瓦時。

全國線損率微降,再創近年新低。2019年,全國線損率5.9%,同比下降0.37個百分點。近十年來,線損率首次降低到6%以下,十年累計降低0.63個百分點。線損率的降低,來自電壓等級提升、電網設施改造更新、更加科學的管理考核等諸多方面。在全社會用電量超過7萬億千瓦時的情況下,這一成績單相當于每年節約用電455億千瓦時。國網2019年綜合線損率6.25%,降低線損減排二氧化碳870萬噸。南網2019年綜合線損率達到5.77%,同比下降0.54個百分點。

2019年廠用電率尚未見公開數據,但總體呈現的下降趨勢不變。2018年,全國廠用電率下降至4.69%,比上年降低0.11個百分點。其中,水電0.25%,比上年降低0.02個百分點,火電5.95%,比上年降低0.09個百分點。隨著非化石能源發展和煤電機組技術提升,廠用電率下降的難度將越來越大,且升降不一。

電力行業污染物排放多年下降明顯。據中電聯統計,2018年,煙塵排放總量同比下降19.2%,二氧化硫排放總量下降17.5%,氮氧化物排放總量下降15.8%。近十年來,單位火電發電量煙塵、二氧化硫、氮氧人物排放量也持續下降。

我國煤電超低排放機組近9億千瓦。根據生態環境部公布信息,2019年我國實現超低排放的煤電機組累計約8.9億千瓦,占總裝機容量的86%。2019年,中國華能累計289臺、96%的煤電實現超低排放;中國大唐集團超低排放燃煤機組容量占比達97.04%;華電集團超低排放機組占比超過90%;國家能源集團在運常規煤電機組全部實現超低排放。我國將持續推進煤電行業超低排放和節能升級改造,加快打造高效清潔、可持續發展的煤電產業“升級版”,或將推動電力行業污染物排放水平進一步降低。此外,據中電聯統計數據顯示,2006~2018年,電力行業累計減少二氧化碳排放約137億噸。

電能替代加速推進。2018年,全國累計完成替代電量1558億千瓦時,比上年增長21.1%。國網2019年完成電能替代項目9.7萬個,電能替代電量達到1802億千瓦時,同比增長33%;以電代油減排6052萬噸二氧化碳,以電代煤減排1.20億噸二氧化碳;工業加工領域替代電量911億千瓦時,長江流域港口建成岸電近200套。南網2019年全網累計實施電能替代項目超過4524個,增加替代電量264億千瓦時,其中,在粵港澳大灣區新增2522個,全年完成替代電量147.63億千瓦時;實現岸電用電量同比增長42%,廣東全省實現內河港口岸電全覆蓋;全年電動汽車充電量達3億千瓦時。

七、全國電力行業經濟效益出現分化,企業發展向高質量升級

(一)電網企業營收情況良好,利潤持續下降

總體上看,電網企業營收情況良好,但增長速度放緩,利潤持續下降。其中,2019年,國網資產總額達到4.1萬億元,同比增長5.5%;營業收入2.66萬億元,同比增長3.9%,增速較上年降低4.6個百分點;售電量44536億千瓦時,同比增長5.13%;實現利潤770億元,同比降低1.26%,為近六年來最低,但降幅有所收窄,較上年減少6.4個百分點。南網資產總額為9329億元,增長14.5%;營業收入5683億元,增長5.77%,增速較上年降低3.43個百分點;售電量達到10518億千瓦時,同比增長7.6%;凈利潤(含研發支出)152億元,增長9.4%。行政性降低電價、降低電網環節收費、輸配電價改革、政策性投資等對電網企業營收和利潤指標影響較大。

電網企業力求“主業精、新業興”,推動電力新業態持續發展。主要電網企業以數字化轉型為突破口,推動傳統電網轉型升級,并積極布局戰略新興產業。國網2019年初明確了建設“三型兩網、世界一流”能源互聯網企業目標,此后發布《泛在電力物聯網白皮書2019》,明確泛在電力物聯網建設內容,加快戰略目標落地。南網落實定位“五者”、轉型“三商”的新發展戰略,《數字化轉型和數字南網建設行動方案(2019年版)》是其重要的戰略實施指南。

主要電網企業均積極發展綜合能源服務、電動汽車服務、能源電商、智能芯片等新業務、新業態。其中,2019年,國網實現綜合能源服務業務收入110億元,同比增長125%。國網旗下車聯網平合新接入充電樁15萬個,公共充電樁接入率超過80%,建成國內首座360千瓦大功率快充站;南網電動汽車充電服務平臺已順利完成對網內7個電動汽車充電平臺的整合工作,新平臺共有充電樁數據3.23萬個。

(二)發電企業整體盈利持續回升,但火電經營形勢仍比較嚴峻

2019年,從多個中央發電企業的主要經濟績效指標看,整體盈利穩步增長。其中,中國華能營業收入同比增長8.7%,利潤總額同比增長37.1%;中國華電全年實現銷售收入同比增長9.4%,利潤總額同比增長37.1%;國家電投營業收入同比增長20.4%,凈利潤同比增長59.6%;國家能源集團營業收入同比增長3.4%,利潤總額同比增長6.3%。

特別值得關注的是,中央發電企業降杠桿減負債成效明顯。2019年,電力行業資產負債率較年初下降超過1個百分點。其中,據公開數據顯示,中國華能資產負債率降至72.8%;中國華電資產負債率為72.8%,同比下降4.75個百分點,連續11年下降;國家電投資產負債率75.61%,較年初下降近3個百分點;國家能源集團資產負債率為59.6%,同比降低1.18個百分點。

煤電企業經營仍然困難。2019年,火電利用小時數仍處于低迷狀態。電煤價格方面,中電聯公布的數據顯示,中國沿海電煤采購價格指數(CECI沿海指數)各期綜合價自2019年2月以來,呈現價格前高后低的態勢,震蕩幅度收窄,全年綜合價仍超過《關于印發平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》規定的綠色區間上限(500~570元/噸),國內煤電企業采購成本仍居高位。統計顯示,2018年我國煤電虧損面54.2%;2019年,電煤價格總體高位波動,全國煤電虧損面仍超50%。

八、電力體制改革深入推進

2019年的電力體制改革深入推進。電力市場化交易電量持續提升,中長期市場交易規則不斷完善;增量配電業務試點已啟動第五批申報;八個電力現貨市場試點陸續開展結算試運行,實際檢驗了市場方案規則設計和技術支持系統,部分非試點地區現貨市場的研究建設取得積極進展;電力輔助服務市場范圍不斷擴大。

啟動第二輪電網輸配電定價成本監審。首輪輸配電成本監審共核減不相關、不合理費用約1284億元,平均核減比例15.1%。2019年國家發展改革委發布《關于開展第二監管周期電網輸配電定價成本監審的通知》,部署對全國除西藏以外的30個省份34個省級電網和華北、華東、東北、西北、華中5個區域電網全面開展新一輪輸配電成本監審。

增量配電業務改革穩步推進。歷經三年時間,國家已啟動四批增量配電業務改革試點,共批復404個試點,其間取消24個。2019年有132個增量配電項目獲得電力業務許可證。2019年10月28日國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合印發《關于請報送第五批增量配電業務改革試點項目的通知》,正式啟動第五批試點項目的申報工作。剩余的380個試點中,約三分之二確定業主。其中,國網經營區域確定增量配電項目業主138個;南方五省區共62項,截至2019年底,已有44個項目確定業主。

電力市場化交易規模持續提高。2019年全國電力市場化交易電量28344億千瓦時(省內中長期交易電量占比81%,省間交易電量占比19%)。目前,約50%的燃煤發電上網電量電價已通過市場交易形成,中電聯數據顯示,2018年度全國煤電參與市場化交易部分電量的電價,較燃煤標桿電價的平均下浮率為11.24%。2019年出臺的《關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知》《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》則進一步擴大了電力市場化交易程度。截至2019年12月24日,湖南、云南、河北南網、陜西、冀北、重慶、新疆、湖北、遼寧、吉林、寧夏、貴州等11個省級電網宣布全面放開經營性電力用戶參與電力市場化交易,不再受電壓等級和用電量限制。

售電側改革持續推進,市場主體數量不斷增加。截至2019年底,已注冊的售電公司達4000余家。國網區域內各電力交易平臺累計注冊市場主體14.8萬家;南方五省區在各交易平臺注冊的市場主體共計44144家,電源類型涵蓋火、核、水、風、光伏;南方區域在各電力交易機構注冊的售電公司累計達到760多家。

電力交易機構股份制改造有所推進。全國已建立北京、廣州兩個區域電力交易中心和33個省(區、市)電力交易中心。截至2019年底,完成10家股改。其中,南網范圍內的6家電力交易中心已經全部完成股份制改造。國網范圍內,山西、湖北、重慶完成,北京交易中心引入戰略投資者。據分析,這10家電力交易機構完成股改后,電網企業的持股比例在60%~80%之間,持股比例最少的在昆明,為50%,持股比例最高的在貴州,為80%;國網在其范圍內4家電力交易中心的股份占比均為70%,其余企業股份占比大部分為10%以下。

首批8個電力現貨市場建設試點進入結算試運行。除了這8個試點和西藏自治區以外,國家要求各地因地制宜編制電力現貨市場建設方案,并于2019年12月底前完成。此外,東北三省一區電力現貨方案完成初步設計;廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區現貨市場均納入南方區域電力現貨市場框架內實施。

輔助服務市場擴大。截至目前,20個省份啟動電力輔助服務市場建設。新疆、甘肅、山東、福建、江蘇等近20個省(區、市、地區)的調峰市場已投入運行(含模擬運行、試運行),山東、山西、福建、廣東等6個省(區、市、地區)的調頻市場已投入運行(含模擬運行、試運行)。2019年下半年,廣西、海南、河北、華中等電力調峰輔助服務市場進入模擬運行階段,西北五省(區)加區域“1+5”的輔助服務市場體系實現全覆蓋,華中電力調峰輔助服務市場自10月12日開始模擬運行,抽蓄電站、自備電廠等泛在調節資源已經納入市場,而且華中電網首次實現了儲能電站省間資源配置。南方區域調頻輔助服務市場的技術系統2019年11月投入試運行,自2019年11月5日起,區域系統與現有南方(以廣東起步)調頻輔助服務市場技術支持系統同步試運行。

2019年政府工作報告提出“一般工商業平均電價再降低10%”的要求,政府、電網、發電企業通過減稅降費、降低輸配電價、上網電價等方式落實國家部署,據國家發展改革委披露的數據,2019年降低企業用電成本846億元。

九、2020年電力發展展望

綜合來看,我國經濟長期向好的基本面沒有改變,2020年電力行業面臨的國內外經濟環境更加復雜,電力發展有巨大潛力和強大動能,2020年電力行業高質量發展的勢頭仍將持續。

(一)電力消費增速穩中趨緩

未考慮新冠肺炎疫情沖擊時,中電聯等機構預計,2020年全社會用電量將延續平穩增長,在沒有大范圍極端氣溫影響的情況下,預計2020年全國全社會用電量比2019年增長4%~5%。這一預測與2019年4.5%的實際增速基本持平。疫情發生后,多個研究團隊根據疫情的持續時間以及對經濟發展的影響作出不同情景的預測,通過分析疫情期間停工停產造成的全社會用電量損失,調減用電增速預期。根據中央對國內疫情防控形勢作出最新判斷,“以武漢為主戰場的全國本土疫情傳播基本阻斷”。綜合不同預測看,疫情造成的全社會用電量損失多在1500億~2500億千瓦時,拉低用電增長約2~3.5個百分點,全面復工復產、經濟社會秩序恢復后用電量補漲,“新基建”對電力依賴偏高等因素將抬升用電增長,總體預計2020年全社會用電量增速較上年進一步降低。

(二)發電裝機增速基本平穩,非化石能源發電裝機比重繼續提高

非化石能源發電新增裝機已穩居全國新增發電裝機的主體地位,推動其在發電裝機中的比重繼續提高。預計2020年全國新增發電裝機1.1億千瓦左右,較2019年的規模約增加800萬千瓦,其中,非化石能源發電新增裝機將在7500萬千瓦左右,約占全部發電新增裝機的三分之二,占比較去年提升3~5個百分點。新增裝機較去年的增量主要在于風電、光伏發電投產裝機增長,預計2020年風電新增裝機在2900萬千瓦左右,光伏新增裝機規模3400萬千瓦左右,分別較去年約增加300萬、700萬千瓦。

預計2020年底全國發電裝機容量21.2億千瓦,增長5.5%左右,增速基本與上年持平;非化石能源發電裝機占總裝機容量比重上升至43.2%,比2019年底提高1.3個百分點左右。

(三)全國電力供需總體平衡

2020年,全國電力供需形勢將延續總體平衡態勢,并趨向總體寬松,局部地區個別時段存在電力供應缺口。由于發電裝機增速快于用電增長,且新增發電裝機中新能源占主體,全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時將將較去年的3825小時進一步降低。局部地區的清潔能源消納形勢趨于嚴峻,但全國有望延續去年向好態勢,完成清潔能源消納三年行動計劃的2020年目標。

(四)電力投資穩中有升,特高壓投資增長明顯

為了發揮好有效投資在穩增長中的關鍵作用,2020年電力投資將加大,但前期停工停產引起電力工程建設工期縮短,將影響實際完成投資額,預計電力投資總體上將扭轉“十三五”以來的下滑態勢,企穩回升,重返8000億元以上投資規模。其中,特高壓作為中央明確的“新基建”七大領域之一,在2020年中的投資將提速,帶動電網投資顯著增加。其中,國網近期多次調整電網投資規模,目前預計安排電網投資4500億元,較年初安排的4080億元,增加約10.3%。其中,全年特高壓建設項目投資規模從近千億元升至1811億元,特高壓投資占比有大幅提升。

(五)主要電力企業轉型升級,促進行業效益總體提升

2020年,主要電力企業將以供給側結構性改革為主線,在電力體制改革、國資國企改革等多重改革中,根據企業功能定位,既聚焦主責主業,又科學布局戰略性新興業務,提質增效、轉型升級、“爭創一流”。電網企業將更加回歸公益類公司屬性,著力優化用電營商環境。主要發電企業不斷提升化石能源清潔化、清潔能源規模化的水平,加強專業化重組,擴大電力市場化交易規模。主要電力企業的發電、電網、電力裝備制造以及其他多元化輔業等大類產業板塊將出現深度調整,剝離重組。從經營情況看,用電增速放緩,將整體上影響主要電力企業營收。2月至6月階段性降低用電成本將進一步加劇電力企業的經營困難;燃煤成本預期下行、更加激烈的市場競爭、新能源建設成本下降等多個因素交織,將增加主要發電企業營收的不確定性。

(六)電力體制改革向前推進

黨的十八屆三中全會公報指出,到2020年,在重要領域和關鍵環節上取得決定性成果。電力領域改革是其中重要內容,電力體制改革也將持續深入推進。在推進第二輪輸配電價成本監審、電力市場建設、增量配電等改革中,2020年改革成果的亮點將主要體現在電力市場建設和電力交易機構獨立規范運行方面。其中,市場主體在簽訂2020年中長期合同時要做到有量、有價、有曲線,將有力完善電力批發市場,建立健全電力市場化交易機制,確保中長期市場與現貨市場的有效銜接;電力現貨市場建設試點連續結算的周期進一步加長,陸續穩妥啟動連續結算運行;年底前將基本建立電力輔助服務市場機制。電力交易機構獨立規范運行工作進一步形成共識而提速,年底前北京、廣州2家區域性交易機構和省(自治區、直轄市)交易機構中電網企業持股比例降至50%以下。

 

 

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