2020年我國電力供求預測

陳德勝+張楊建

未來中國電力供求增速將進一步放緩，煤電占據(jù)主導地位但比重下跌的長期趨勢不會逆轉(zhuǎn)，買方市場的格局特征將更為顯著。隨著經(jīng)濟發(fā)展和技術進步，我國電力行業(yè)在改革開放30多年中實現(xiàn)了持續(xù)較快發(fā)展。但隨著經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，電力進入買方市場，需求決定供給。影響未來電力供求的因素包括：經(jīng)濟放緩和產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)升級，能源利用效率提升，資源環(huán)境約束強化，財稅金融政策影響，以及各類電源經(jīng)濟效益差異等。綜合判斷，我國未來電力供求增速將進一步放緩，電源結(jié)構(gòu)面臨調(diào)整，預計2020年全社會用電量在6.7-7萬億千瓦時，電力裝機18億千瓦左右，其中煤電裝機占比下降10個百分點至53%左右；發(fā)電量略高于全社會用電量，其中煤電占比降至62%左右。

一、過去30多年我國電力供求快速發(fā)展

改革開放30多年，我國電力行業(yè)加快發(fā)展，電力供求總量與經(jīng)濟社會發(fā)展基本適應，結(jié)構(gòu)穩(wěn)中有變。

（一）電力裝機和發(fā)電量增速不斷上臺階

1978-2013年，我國總裝機容量從0.57億千瓦增加到13.6億千瓦，年均增長9.2%。經(jīng)濟發(fā)展帶動電力裝機容量增速提升，上世紀80年代、90年代和新世紀前十年，電力裝機年均分別增長7.5%、9%和11.8%。2006年電力裝機增速達到22.3%的峰值后逐漸回落。2013年我國電力裝機占世界的21.7%，位列世界第一位。

與此相關，1978-2013年我國發(fā)電量從2565億千瓦時增加到53474億千瓦時，年均增長9.1%。發(fā)電量增速多年超過10%，2003年一度增長16.5%。2013年發(fā)電量占世界發(fā)電量的23.1%，位列世界第一位。

（二）煤電始終在電力供應中占主要地位

1978-2013年，我國電力裝機容量中，火電占比從69.8%降到69.14%，煤電占比從69.8%到63%，水電占比從29.8%降到22.45%，新能源發(fā)電從無到到有，2013年核電、風電和光伏占比分別為1.46%、7.04%和1.95%。

1978-2013年，我國發(fā)電量中，火電占比從80.64%降到78.4%，煤電占比從80.6%降到73.8%，水電占比從19.36%降到16.76%，新能源發(fā)電從0提高到5.5%。相比而言，2013年美國、歐盟煤電發(fā)電量占比分別為39.1%和28%，位列第一?？梢?，雖然近些年煤電占比有所下降，但仍占據(jù)主要地位。

（三）電力需求隨經(jīng)濟發(fā)展持續(xù)加快增長

1978-2013年，我國經(jīng)濟年均增長9.8%，相應全社會用電量從2498億千瓦時增加到5.3萬億千瓦時，年均增長9.1%。20世紀80年代，在改革開放政策作用下，經(jīng)濟年均增長9.9%，社會用電量年均增長7.6%；90年代工業(yè)和房地產(chǎn)逐漸加快發(fā)展，經(jīng)濟年均增長10.7%，社會用電量年均增長7.9%；21世紀前8年，我國經(jīng)濟年均增長10.8%，工業(yè)結(jié)構(gòu)重化態(tài)勢明顯，帶動用電量增長13.5%。此后在金融危機和產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)加快調(diào)整影響下，我國經(jīng)濟增速回落，帶動用電量增速相應回落至2013年的7.5%，2014年進一步下滑至3.8%。

從用電結(jié)構(gòu)看，1978-2013年，第一二產(chǎn)業(yè)用電量占比從9%、82.2%分別降至1.8%和73.6%，第三產(chǎn)業(yè)占比從5.3%提高到12.06%；生活用電從3.5%提高到12.54%。與發(fā)達國家相比，我國用電量呈現(xiàn)增速較快，且工業(yè)用電偏高、居民生活用電偏低的特征。

總之，過去30多年，我國電力行業(yè)總體上呈現(xiàn)賣方市場格局。一些年份甚至電力需求無法得到完全滿足，2002年6月起，我國陸續(xù)有一些地區(qū)出現(xiàn)電荒、拉閘限電、甚至企業(yè)輪流開工等現(xiàn)象。

二、經(jīng)濟新常態(tài)使電力供求出現(xiàn)新趨勢

2012年后，我國經(jīng)濟進入增速下滑、方式轉(zhuǎn)變、結(jié)構(gòu)調(diào)整、動力升級的新常態(tài)。電力供求格局因此出現(xiàn)新的變化，這是判斷2020年電力供求的基本出發(fā)點。

（一）電力行業(yè)供求新趨勢

1.電力供求增速總體下滑

2012年以來，我國GDP季度增速總體呈下滑趨勢，從2012第一季度的7.9%逐步降至2014第三季度的7.3%。產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)加快調(diào)整，2013年耗能相對較低的第三產(chǎn)業(yè)產(chǎn)值已經(jīng)超過第二產(chǎn)業(yè)占比，達到46.9%左右。高耗能產(chǎn)業(yè)鋼鐵、水泥、電解鋁等產(chǎn)能過剩嚴重，去產(chǎn)能進程減少電力需求。

受此影響，我國發(fā)電量和用電量增速雙雙放緩。除了2008、2009年受金融危機影響外，2000-2011年電力消費增速保持在10%以上水平。2012年后電力消費增速逐年快速下滑，2014年僅增長3.8%。

2.電力結(jié)構(gòu)調(diào)整明顯加快

2012年后火電新增裝機容量延續(xù)下滑態(tài)勢，從5065千瓦降到2014年降為4729千瓦，占比從63.2%降到42.8%。相反水電、風電和光伏等清潔能源裝機容量近3年卻增長迅速，從3121千瓦增加到5918萬千瓦，占比從36.9%上升到57.2%。與此同時，2012-2014年，火電年投資額從1002億元下滑到952億元，占全部新增投資的比重從26.9%下降到26.1%。

3.火電利用小時下降且區(qū)域差異大

我國水電、核電、風電、光伏等清潔能源實行優(yōu)先調(diào)度，因此在電力供給寬松的情況下，火電容易受到清潔能源的擠壓。2014年全國6000千瓦及以上電廠發(fā)電設備利用小時數(shù)為4286小時，同比減少235小時。其中，水電設備利用小時數(shù)為3653小時，同比增加293小時；受風速偏低等影響，風電設備利用小時數(shù)為1905小時，同比減少120小時。受宏觀經(jīng)濟疲弱、持續(xù)高溫天數(shù)減少和來水偏多等因素影響，火電利用小時數(shù)為4706小時，同比減少300多個小時。

東北和西南火電發(fā)電利用小時數(shù)偏低?；痣娎眯r數(shù)與當?shù)亟?jīng)濟、環(huán)保政策、外送通道、電源結(jié)構(gòu)密切相關。遼寧、吉林、黑龍江等地方因經(jīng)濟增速緩慢，當?shù)叵{能力不足且發(fā)電成本偏高，導致火電利用小時數(shù)持續(xù)低于全國平均水平。近年來，四川、廣西、云南等地方大水電集中投產(chǎn)且調(diào)度順序優(yōu)于火電，導致這些地方火電利用小時數(shù)較低。然而，新疆、甘肅、寧夏等地區(qū)受當?shù)啬茉春透吆哪芄I(yè)帶動，利用小時數(shù)保持在高位運行。長三角、珠三角和京津冀等區(qū)域因本地電力不足導致火電利用小時數(shù)高位運行，但隨著特高壓電網(wǎng)建立后外送電力到來，以及沿海大核電基地投產(chǎn)，火電利用小時數(shù)將面臨壓力。endprint

4.發(fā)電基地和輸電通道建設提速

按照國家有關規(guī)劃，將重點建設錫林郭勒、鄂爾多斯、晉北、晉中、晉東、陜北、哈密、準東、寧東等9個千萬千瓦級大型煤電基地，預計“十二五”和“十三五”期間開工的煤電基地裝機占比將分別達到66%和 62.7%。同時，積極推進金沙江、雅礱江、大渡河、瀾滄江等流域大型水電基地建設。重點建設酒泉、內(nèi)蒙古西部、內(nèi)蒙古東部、冀北、吉林、黑龍江、山東、哈密、江蘇等9個大型現(xiàn)代風電基地。京津冀、長三角和珠三角等環(huán)境敏感地區(qū)，除了熱電聯(lián)產(chǎn)項目，原則不上新的煤電項目，其電力缺口要靠外來電、天然氣、核電等方式解決。

我國特高壓建設將加快，2014年審批了4條特高壓交流、5條特高壓直流和3條500KV線路在內(nèi)的12條輸電通道。建成后東中部地區(qū)每年將減少發(fā)電用煤2億噸，降低PM2.5排放濃度4%至5%。2015年華北、華東、華中特高壓電網(wǎng)將形成“三縱三橫”主網(wǎng)架，2020年以“五縱六橫”為主網(wǎng)架的堅強智能電網(wǎng)將形成。

（二） 電力供求呈現(xiàn)新趨勢的主要原因

1.經(jīng)濟新常態(tài)使電力進入買方市場時期

隨著經(jīng)濟增速下滑，前期大量投資建成的部分電力裝機出現(xiàn)產(chǎn)能過剩傾向，整個電力行業(yè)進入買方市場。我國火電利用小時數(shù)在2004年缺電高峰期達到5991小時的高點后呈下滑趨勢，2014年受多重因素影響，火電利用小時數(shù)同比下降306小時。買方市場的最大的特點是需求決定供給。而經(jīng)濟增速放緩、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、節(jié)能技術進步等因素使我國電力消費彈性系數(shù)下降。這就決定我國電力供求總量增速將放緩。

2.資源環(huán)境約束強化要求電力結(jié)構(gòu)加快調(diào)整

環(huán)境形勢嚴峻與能源結(jié)構(gòu)密切相關。我國能源結(jié)構(gòu)中煤炭比重偏高，2013年煤炭消費比重高達66%，比世界平均水平高35.8%；發(fā)電量中煤電比重為73.8%，高出世界平均水平約27%。面對我國嚴峻治霾形勢和實現(xiàn)2020年碳排放強度相比2005年下降40%-45%的節(jié)能減排目標，能源結(jié)構(gòu)、電源結(jié)構(gòu)和煤電布局進行調(diào)整勢在必行?；痣娧b機需要在一定程度上被水電、核電、風電及光伏等清潔能源替代。

3.電價和財稅金融等政策促進新能源大發(fā)展

新能源享受優(yōu)惠上網(wǎng)電價并優(yōu)先調(diào)度的政策。目前核電發(fā)電成本為0.26元/千瓦時，上網(wǎng)電價為0.43元/千瓦時。陸上風電上網(wǎng)電價四類區(qū)域分別為每千瓦時0.49元、0.52元、0.56元和0.61元，近海和潮間帶風電上網(wǎng)電價為0.85元/千瓦時和0.75元/千瓦時，光伏上網(wǎng)三類區(qū)域電價分別為每千瓦時0.90元、0.95元和1.00元，生物質(zhì)發(fā)電上網(wǎng)電價為0.75元/千瓦時。綜合發(fā)電成本和上網(wǎng)電價，2013年各電源平均毛利率分別為煤電19.7%、水電44.3%、核電39.9%、風電42.0%、光伏發(fā)電33.6%、生物質(zhì)發(fā)電23.4%?？梢娗鍧嶋娏哂休^高毛利率。

國家出臺了一系列金融和稅收優(yōu)惠政策以支持新能源發(fā)展。2005年出臺的《可再生能源法》指出，通過專項資金、貼息貸款和稅收優(yōu)惠政策以支持可再生能源發(fā)展。2009年出臺《關于實施“金太陽”示范工程的通知》對光伏電站示范工程進行補貼。2010-2012年8月，國家開發(fā)銀行累計發(fā)放光伏發(fā)電貸款481億元。截至2014年底，國家開發(fā)銀行向風電行業(yè)累計發(fā)放貸款1400億元，貸款余額1115億元，國開行支持的風電項目2014年上網(wǎng)電量超過了500億千瓦時。目前風力和光伏發(fā)電可享受增值稅即征即退50%，企業(yè)所得稅三免三減半的優(yōu)惠政策，垃圾發(fā)電享受免征增值稅和企業(yè)所得稅三免三減半的政策。

4. 電力體制改革將促使電廠效益分化

正在制定中的電改方案將推進電力行業(yè)市場化改革，因此將使電廠效益分化?？傮w來說，火電企業(yè)盈利受發(fā)電利用小時數(shù)和交易電價影響，因此業(yè)績周期性波動也將加大。電力供求偏寬松環(huán)境下，電價有望進一步下調(diào)。水電具有成本優(yōu)勢且優(yōu)先調(diào)度，電改背景下，競爭力強化且有一定程度提價預期，行業(yè)盈利能力有望進一步提高。風光核和生物質(zhì)發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)且實行標桿電價，電改對新能源影響較小。將來隨著可再生能源配額制的推出，對風電、光伏和生物質(zhì)發(fā)電形成利好。

三、2020年電力供求預測

2020年前我國經(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)和電力發(fā)展新趨勢將保持大體穩(wěn)定。經(jīng)濟中高速增長，是帶動電力需求增加的根本力量。同時，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、節(jié)能技術進步、電力結(jié)構(gòu)清潔化等，將放緩電力特別是煤電的增速。

（一）未來電力消費彈性系數(shù)保持較低水平

改革開放以來，我國電力彈性系數(shù)的變化可以分為三個階段，一是1980-2000年，我國電力彈性系數(shù)平均為0.8左右；二是2001-2011年，我國工業(yè)化和城鎮(zhèn)化進程加快，帶動相關高耗能行業(yè)發(fā)展迅速，此階段電力消費的彈性系數(shù)年均超過1；三是2012年至今，宏觀經(jīng)濟增速放緩，經(jīng)濟結(jié)構(gòu)進一步調(diào)整，低能耗、高附加值的新興產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)對傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)的一定替代，因此電力消費彈性系數(shù)出現(xiàn)明顯下降，2014年前三季度更是下滑至0.53，低于同等發(fā)展階段發(fā)達國家的水平。電力彈性系數(shù)同產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、節(jié)能政策、城鎮(zhèn)化水平及能源效率有很強的關系。

1. 產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)進一步優(yōu)化，拉動單位GDP能耗水平降低。

目前我國工業(yè)部門用電比例最高，其中鋼鐵、化工、有色金屬和建材四大行業(yè)最為突出，其用電比例超過日本整個工業(yè)的用電比例。發(fā)達國家的發(fā)展經(jīng)驗表明，隨著工業(yè)化和城市化發(fā)展完成，鋼鐵、建材等重工業(yè)產(chǎn)品的需求逐漸萎縮，主要高耗能行業(yè)面臨產(chǎn)能過剩、下游需求增速放緩等問題。產(chǎn)業(yè)構(gòu)成向低能耗、高附加值的現(xiàn)代服務業(yè)和先進制造業(yè)轉(zhuǎn)變，這將拉動單位GDP能耗水平下降，進而降低電力消費彈性系數(shù)。

2. 節(jié)電政策進一步收緊，產(chǎn)品能耗指標優(yōu)化。

目前各地對電解鋁、鐵合金、電石、水泥、鋼鐵、平板玻璃等高耗能產(chǎn)業(yè)的企業(yè)進行分類，并實行差別電價政策。此外，部分地區(qū)針對能耗指標超過標準的企業(yè)和產(chǎn)品采用懲罰性電價，控制高耗能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。運用有差別的電價政策是治理產(chǎn)能過剩的有效市場方式，隨著高耗能產(chǎn)品供求關系轉(zhuǎn)變，高成本的能源投入會進一步壓縮企業(yè)利潤，倒逼企業(yè)通過技術進步、管理創(chuàng)新等手段，提高產(chǎn)品的能耗指標。endprint

3.居民用電增長空間和節(jié)能空間并存。

如果城市化率年均提高一個百分點，到2020年城鎮(zhèn)化水平將達到60%。由于城鎮(zhèn)居民的人均電力消費水平高于農(nóng)村居民，隨著城鎮(zhèn)人口的增加，居民生活用電占比將在目前12.7%基礎上逐步提高。與此同時，政府通過提高建筑節(jié)能標準、推廣節(jié)電技術，擴大城市居民生活用電的節(jié)約空間。整體看，城鎮(zhèn)化率的提高會使全社會電力消費彈性系數(shù)有一定程度的上升。此外，先進的能源使用技術、生產(chǎn)技術以及管理模式，可以提高能源技術效率和能源經(jīng)濟效率，進而降低能源（電力）消費彈性系數(shù)。

綜上，基于產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、節(jié)能減排政策實施、城鎮(zhèn)化率提高、以及能源效率提升，結(jié)合發(fā)達國家相似階段的發(fā)展經(jīng)驗，本文認為2020年前電力消費彈性維持在0.5-0.6左右的可能性較大。

（二）電力需求預測

從必要性看，實現(xiàn)十八大確定的2020年GDP比2010年翻一番目標，未來6年GDP年均至少要增長6.6%。綜合考慮，預計2020年前經(jīng)濟增速能夠保持6.6%。前文我們預測電力消費彈性系數(shù)下降至0.5-0.6，由此測算2020年前電力消費年均增長速度在3.3-4%之間。預計到2020年，全社會用電量將達到6.7-7萬億千瓦時。

（三）電力供給預測

1.2020年裝機預測

根據(jù)電力需求，結(jié)合經(jīng)濟發(fā)展、產(chǎn)業(yè)政策和電力行業(yè)技術特點，預計火電裝機容量在2015年和2020年分別達9.51億千瓦和10.79億千瓦；其中煤電裝機容量分別為8.54億千瓦和9.44億千瓦；受天然氣價格偏高、氣電效益較差影響，預計氣電裝機容量分別為5300萬千瓦和7300萬千瓦。

考慮到能源結(jié)構(gòu)調(diào)整加速，預計2015年和2020年水電裝機容量分別為3.18億千瓦和3.9億千瓦，核電裝機分別為2900萬千瓦和5800萬千瓦。風電裝機容量分別達1.16億千瓦和1.9億千瓦。光伏電站特別是分布式光伏受政策、商業(yè)模式、融資、產(chǎn)品性能等多重因素影響，裝機容量將分別達3600萬千瓦和9000萬千瓦，略低于2020年的規(guī)劃目標。生物質(zhì)發(fā)電裝機容量分別達1200萬千瓦和2000萬千瓦。2015年和2020年，全國總裝機容量為14.5億千瓦和18.07億千瓦。

2.2020年電力生產(chǎn)預測

相對于火電而言，水電、核電、風電、光伏和生物質(zhì)發(fā)電能夠優(yōu)先調(diào)度。利用上述清潔能源裝機容量和前幾年的年平均利用小時數(shù)計算各電源發(fā)電量，而煤電發(fā)電量是由需求決定。

根據(jù)電力需求量預測，這里取兩種電力需求增速的中值3.65%計算燃煤發(fā)電量。結(jié)果表明，燃煤發(fā)電量在全部發(fā)電量中的比重由2013年的73.8%下降到2015年的69.34%和2020年的61.84%。2013年電煤需求為18.86億噸煤炭，預測2015年為18.71億噸，2020年為19.29億噸。endprint