2019年电力发展预测与热点问题解析

根据近期中电联发布的《2018～2019年度全国电力供需形势分析预测报告》（简称《报告》）显示，2018年我国电力发展亮点纷呈：全社会用电量实现较快增长、电力消费结构继续优化，第二产业及其制造业用电量增长较快，高技术及装备制造业用电领涨；电力生产延续绿色低碳发展趋势，高质量发展成效初步显现，发电装机绿色转型持续推进，非化石能源发电量快速增长，弃风、弃光问题继续得到改善；全国电力供需总体平衡，部分地区出现错峰限电。

已经开启的新一年用电需求走势，成为行业关注热点。“当前经济运行稳中有变、变中有忧，外部环境复杂严峻，经济面临下行压力，用电量增长不确定性增大。”《报告》预测“2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。其中，新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右，非化石能源装机比重进一步提高。”

在电力体制改革深入推进的今天，电力行业仍需统筹解决好电力发展中的突出问题，做好新时代能源电力工作，才能更好地满足人民群众多层次、多样化、高质量的用电需求。《报告》提出，综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等，以及2018年高基数影响，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右。2019年，新能源发电装机将持续增加；第三产业和居民生活用电比重持续提高，拉大系统峰谷差，时段性系统调峰能力不足；电煤价格高位运行，发电用煤维持地区性季节性供需偏紧格局。在多重因素叠加、交互影响下，预计全年全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供需偏紧。为此，该《报告》编写部门——中电联行业发展和环境资源部，对2019年电力行业普遍关注的几个热点难点问题进行了深度阐述和解读。

《中国能源报》：《报告》中指出，2018年，全国全社会用电量为6.84亿千瓦时，同比增长8.5%，同比提高1.9个百分点，为2012年来最高增速。在我国经济下行压力加大的情况下，为何电力消费增速仍在加速，创下近年来新高？

首先，从宏观角度来看，电力作为重要的生产和生活要素，和经济是相关联的。从多年的统计数据可以看出，用电量增速和GDP增速的发展趋势基本一致。2018年，四个季度GDP增速分别是6.8%、6.7%、6.5%、6.4%，用电量的增速分别为9.8%、9.0%、8.0%、7.3%，两者趋势也是一致的。

作为最重要的二次能源，电力主要是终端能源消费清洁化的体现。2018年，全社会用电量实现较快增长的同时，也呈现出了一些特点，第一产业用电量同比增长9.8%，维持稳定状态；第二产业用电量同比增长7.2%，增速为2012年以来新高；第三产业用电量同比增长12.7%，近几年保持高速增长状态。另外，从几大类行业来看，高技术及装备制造业用电量同比增长9.5%，呈领涨态势。其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长23.5%，继续延续近年来的快速增长势头，其中互联网和相关服务业、软件和信息技术服务业用电量增速均超过60%，这是很少见的。此外，电力消费结构也在发生变化，随着供给侧结构性改革，结构调整从低端向高端、传统向新技术转变。

第二，从国家经济和社会发展进程来看，城镇化建设和城乡电网改造持续推进，电气化水平也随之逐步提高。众所周知，现在每个家庭电费收入占家庭可支配收入越来越低，随着城镇化率和城乡居民电气化水平的持续提高，以及新一轮农网改造升级、居民取暖“煤改电”工程的大力推进，尤其在气温因素作用下，冬季取暖和夏季负荷快速增长，带动了城乡居民生活用电快速增长。2018年城乡居民生活用电量同比增长10.3%就可以说明问题。

第三，随着电力发展对清洁化的要求越来越高，电能替代领域的电气化水平也是拉动用电增长的因素。所以，在多重因素的作用下，用电量增速在加速，并且超过GDP增速，是有其必然性的，既是经济发展到一定阶段的体现，也是产业结构调整的体现。总体来说，我国经济发展，无论是总量还是结构，都是朝着既定的目标在前进和优化的。

中电新闻网：《报告》指出，2018年，全国火电企业亏损面仍近50%，而发电设备利用小时数却同比提高。请预测一下，2019年火电在全行业将处于什么样的水平，有无再扭亏的可能？

首先，火电在过去、现在以及未来相当长一段时间内，仍将是主力电源，是经济社会发展不可或缺的领域之一。截至2018年底，火电装机中，煤电装机10.1亿千瓦，占总装机容量的比重为53.0%，位居世界第一。火电发电量占我国总发电量的70.4%，其中煤电占比63.7%，煤电仍然是主力电源。所以在2018年全社会用电量加快增长的情况下，火电设备利用小时数还在增加。

当然，煤电的发展也需要符合国家能源的战略性调整目标，随着高质量发展的要求，我国能源结构清洁优化发展的模式，也对煤电提出了更高要求。目前，煤电发展遇到了一些问题，我们一方面要求优化能源结构，增加新能源和可再生能源的发电和并网，一方面又在挤占煤电的发电利用小时数，同时还需要煤电为新能源和可再生能源提供调峰。所以对煤电来说，主要是承担了社会责任，体现了它的大局意识。

第二，煤电在发展过程中，也遇到了自身产业上下游的约束。燃煤成本占发电成本的70%左右，2016年初，电煤价格在300元/吨左右，2018年底已经上涨到535元/吨，并且始终维持一个较高的水平上，给煤电企业带来了沉重的负担。同时，在产业下游，因为上网电价是市场化交易的结果，市场化交易电量占比达43%。这种情况下，就需要煤电企业在未来既要有自身的发展，又要有大局意识。

综合来看，预计2019年底，全国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%左右。基于这个预测数据，推断2019年火电发电量增幅较2018年将大幅收缩，预计2019年底火电装机容量11.8亿千瓦，同比增长5.9%，比2018年降低约1个百分点。

新华社：目前，火电灵活性改造进展如何，还存在哪些问题，应该如何解决？

我国《电力发展“十三五”规划》明确指出，在加快燃机、抽水蓄能建设的同时，要加快煤电灵活性改造，改造项目约为2.2亿千瓦。就目前的执行情况来看，改造的容量低于预期，进度滞后。各个地区差异性也较大，其中，东北地区同步出台了针对煤电灵活性改造的辅助服务办法，灵活性改造的效果更加明显，而西北、华北要相对滞后。

其中的原因是多方面的，从技术上来看，部分电厂改造尚不具备条件，并且在现有电站的基础上进行改造，会受到原有设备选型、建设场地等方面的限制和约束。从政策保障上来看，火电灵活性改造，是服务于整个电力系统，服务于新能源，如果没有一个合理有效的补偿机制，难以保障煤电企业的积极性。这是局部与整体的关系，一方面，灵活性改造对锅炉、汽机、辅机、控制系统进行改造，有一定的成本；另一方面，需要它配合风电、光伏的运行，进行灵活调节，势必会影响煤电机组利用小时数，继而影响到煤电企业效益。此外，频繁调节还将增加设备的运维成本。这些问题需要尽快完善辅助服务补偿机制。

近日，国家能源局已经对煤电灵活性改造和电力辅助服务作了三方面的部署，一是要增加辅助服务的主体范围，把水、风、光、核都纳入补偿的主体范围来，二是加大补偿服务力度，三是通过市场化的办法实现煤电机组的灵活性改造，有效保障煤电企业合理收益。

对于火电灵活性调峰和电力市场化改革之间的关系，一方面，电力市场化改革将会更好地调动发电企业进行火电灵活性调峰改造的积极性，通过电力市场和辅助服务市场获得多种收益，改变目前仅通过发电量体现企业经济效益的模式。另一方面，通过火电灵活性改造，可以使火电更好地适应未来的能源形势，更好地具备参与竞争性电力市场的基本条件，对未来火电行业的发展将至关重要。

《中国电力企业管理》：1月9日，国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏无补贴平价上网有关工作的通知》，请问该文件对我国今后风电、光伏行业的发展有什么影响？

国家发改委、国家能源局近期发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目。鼓励在国家组织实施的社会资本投资增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网、能源互联网等示范项目中建设无需国家补贴的风电、光伏发电项目，并以试点方式开展就近直接交易。鼓励用电负荷较大且持续稳定的工业企业、数据中心和配电网经营企业与风电、光伏发电企业开展中长期电力交易，实现有关风电、光伏发电项目无需国家补贴的市场化发展。

国家能源局公布的数据显示，截至2018年底，中国可再生能源发电装机达到7.28亿千瓦，同比增长12%。2018年风电新增并网装机2059万千瓦，继续保持稳步增长势头，风电发电量3660亿千瓦时，同比增长20%；平均弃风率为7%，同比下降5个百分点。

国家能源局表示，2019年将继续贯彻落实能源安全新战略，围绕非化石能源占能源消费比重到2020年达到15%、到2030年达到20%的战略目标，把推进可再生能源高质量发展作为根本要求，积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设，全面推行风电、光伏电站项目竞争配置工作机制，建立健全可再生能源电力消纳新机制，结合电力改革推动分布式可再生能源电力市场化交易，扩大可再生能源分布式发电、微电网、清洁供暖等终端利用，全面推动可再生能源高质量发展。

近几年，新能源发展速度较快，尽管针对发展规模出台了一些政策办法，但效果不明显。例如，2017年，新增光伏发电装机超过5000万千瓦，2018年为4300万千瓦，新能源依然呈现快速发展态势。而随着新能源技术的进步，以及成本的进一步下降，部分风电、光伏具备了平价上网条件，对推动新能源发展是有利因素。综合这几个因素，预计未来新能源还会有比较快的发展，结合补贴政策和新能源平价上网的现状，2018年底光伏装机容量为1.75亿千瓦，预计2019年底会达到2亿千瓦左右。总之未来新能源的发展趋势还是呈增速状态。

《中国电力报》：如何帮助发电企业尽快走出政策性亏损？

当前，全国煤电企业亏损面在50%左右，亏损面偏高。电网企业2018年利润下降24.3%。为了解决这些问题：

一是保障电煤价格在合理区间。在煤炭价格方面，尽量增加中长期购销价格，总体来说，中长期购销价格要低于现货，目前中长期比重越来越高，会有效降低一定的成本。同时，国家发改委着力调控了煤炭价格，基本稳定了中长期购销价格。2019年，从电煤增量规模看，有可能出现电煤供需总体偏紧情况，但是考虑电量增速小于上年的因素，在平水年、没有大范围极端气温的基本条件下，电煤最高峰的价格应该会低于2018年，这对煤电企业算是利好。此外，应加强煤电运三方中长期合同有效监管，确保合同履约到位；进一步规范煤电定价机制，以电煤价格指数为依据，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。

二是建立科学合理的电价形成机制。2018年11月，国家发改委出台相关文件，提出加快建设电煤市场化机制。电煤价格、电能价格和用电侧之间的价格能否市场化联动起来，形成有序的、真正市场化的价格传导机制，这是关键问题。鼓励电力用户和发电企业自主协商，推行“基准电价+浮动机制”，签订电力市场化交易合同，形成煤价、电价和终端产品价格联动的顺畅传导机制。但就目前来看，还存在很多问题，尤其是各省尚未动行起来，需要加大监管。

三是进一步加大电能替代力度。将电能替代工作纳入地方和行业发展规划，科学合理可持续高质量推进；进一步完善峰谷分时电价机制，以及居民阶梯电价等相关政策，持续扩大电力消费市场，不断提高电力占终端能源消费比重，全力推进再电气化进程。

四是发电企业要积极培育自身能力，增强企业可持续发展能力。统筹考虑电力企业维护社会稳定和支撑经济发展的重要作用，降低政策性亏损风险，科学合理设定电力企业利润等考核指标。

通过电力市场建设，释放企业经营活力、加大企业风险和成本管理，拓展企业增值服务能力也是提高企业效益的通途。2018年，煤电市场交易价格平均下降了4分/千瓦时左右，这对煤电企业来说又减少了一部分利润，预计2019年煤电利用小时与2018年基本持平或略微上涨，但是煤电市场化交易规模还会进一步扩大，平均交易电价下降幅度预计略大于2018年。同时，随着新能源并网比重进一步提升、电力系统峰谷差加大，发电企业承担的煤电灵活机组调峰规模还将进一步增加，调峰补偿不足，调峰市场不规范影响着发电企业的调峰积极性和效益，我们希望通过现货市场、辅助服务市场的建设和运行，能够足额并加倍补偿煤电企业成本，促进煤电在体现电力系统清洁运行的社会效益同时，能够获得应有的经济回报。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年01期，作者系本刊编辑部。