2020年我国电力供求预测

陈德胜+张杨建

未来中国电力供求增速将进一步放缓，煤电占据主导地位但比重下跌的长期趋势不会逆转，买方市场的格局特征将更为显著。随着经济发展和技术进步，我国电力行业在改革开放30多年中实现了持续较快发展。但随着经济发展进入新常态，电力进入买方市场，需求决定供给。影响未来电力供求的因素包括：经济放缓和产业结构升级，能源利用效率提升，资源环境约束强化，财税金融政策影响，以及各类电源经济效益差异等。综合判断，我国未来电力供求增速将进一步放缓，电源结构面临调整，预计2020年全社会用电量在6.7-7万亿千瓦时，电力装机18亿千瓦左右，其中煤电装机占比下降10个百分点至53%左右；发电量略高于全社会用电量，其中煤电占比降至62%左右。

一、过去30多年我国电力供求快速发展

改革开放30多年，我国电力行业加快发展，电力供求总量与经济社会发展基本适应，结构稳中有变。

（一）电力装机和发电量增速不断上台阶

1978-2013年，我国总装机容量从0.57亿千瓦增加到13.6亿千瓦，年均增长9.2%。经济发展带动电力装机容量增速提升，上世纪80年代、90年代和新世纪前十年，电力装机年均分别增长7.5%、9%和11.8%。2006年电力装机增速达到22.3%的峰值后逐渐回落。2013年我国电力装机占世界的21.7%，位列世界第一位。

与此相关，1978-2013年我国发电量从2565亿千瓦时增加到53474亿千瓦时，年均增长9.1%。发电量增速多年超过10%，2003年一度增长16.5%。2013年发电量占世界发电量的23.1%，位列世界第一位。

（二）煤电始终在电力供应中占主要地位

1978-2013年，我国电力装机容量中，火电占比从69.8%降到69.14%，煤电占比从69.8%到63%，水电占比从29.8%降到22.45%，新能源发电从无到到有，2013年核电、风电和光伏占比分别为1.46%、7.04%和1.95%。

1978-2013年，我国发电量中，火电占比从80.64%降到78.4%，煤电占比从80.6%降到73.8%，水电占比从19.36%降到16.76%，新能源发电从0提高到5.5%。相比而言，2013年美国、欧盟煤电发电量占比分别为39.1%和28%，位列第一。可见，虽然近些年煤电占比有所下降，但仍占据主要地位。

（三）电力需求随经济发展持续加快增长

1978-2013年，我国经济年均增长9.8%，相应全社会用电量从2498亿千瓦时增加到5.3万亿千瓦时，年均增长9.1%。20世纪80年代，在改革开放政策作用下，经济年均增长9.9%，社会用电量年均增长7.6%；90年代工业和房地产逐渐加快发展，经济年均增长10.7%，社会用电量年均增长7.9%；21世纪前8年，我国经济年均增长10.8%，工业结构重化态势明显，带动用电量增长13.5%。此后在金融危机和产业结构加快调整影响下，我国经济增速回落，带动用电量增速相应回落至2013年的7.5%，2014年进一步下滑至3.8%。

从用电结构看，1978-2013年，第一二产业用电量占比从9%、82.2%分别降至1.8%和73.6%，第三产业占比从5.3%提高到12.06%；生活用电从3.5%提高到12.54%。与发达国家相比，我国用电量呈现增速较快，且工业用电偏高、居民生活用电偏低的特征。

总之，过去30多年，我国电力行业总体上呈现卖方市场格局。一些年份甚至电力需求无法得到完全满足，2002年6月起，我国陆续有一些地区出现电荒、拉闸限电、甚至企业轮流开工等现象。

二、经济新常态使电力供求出现新趋势

2012年后，我国经济进入增速下滑、方式转变、结构调整、动力升级的新常态。电力供求格局因此出现新的变化，这是判断2020年电力供求的基本出发点。

（一）电力行业供求新趋势

1.电力供求增速总体下滑

2012年以来，我国GDP季度增速总体呈下滑趋势，从2012第一季度的7.9%逐步降至2014第三季度的7.3%。产业结构加快调整，2013年耗能相对较低的第三产业产值已经超过第二产业占比，达到46.9%左右。高耗能产业钢铁、水泥、电解铝等产能过剩严重，去产能进程减少电力需求。

受此影响，我国发电量和用电量增速双双放缓。除了2008、2009年受金融危机影响外，2000-2011年电力消费增速保持在10%以上水平。2012年后电力消费增速逐年快速下滑，2014年仅增长3.8%。

2.电力结构调整明显加快

2012年后火电新增装机容量延续下滑态势，从5065千瓦降到2014年降为4729千瓦，占比从63.2%降到42.8%。相反水电、风电和光伏等清洁能源装机容量近3年却增长迅速，从3121千瓦增加到5918万千瓦，占比从36.9%上升到57.2%。与此同时，2012-2014年，火电年投资额从1002亿元下滑到952亿元，占全部新增投资的比重从26.9%下降到26.1%。

3.火电利用小时下降且区域差异大

我国水电、核电、风电、光伏等清洁能源实行优先调度，因此在电力供给宽松的情况下，火电容易受到清洁能源的挤压。2014年全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时数为4286小时，同比减少235小时。其中，水电设备利用小时数为3653小时，同比增加293小时；受风速偏低等影响，风电设备利用小时数为1905小时，同比减少120小时。受宏观经济疲弱、持续高温天数减少和来水偏多等因素影响，火电利用小时数为4706小时，同比减少300多个小时。

东北和西南火电发电利用小时数偏低。火电利用小时数与当地经济、环保政策、外送通道、电源结构密切相关。辽宁、吉林、黑龙江等地方因经济增速缓慢，当地消纳能力不足且发电成本偏高，导致火电利用小时数持续低于全国平均水平。近年来，四川、广西、云南等地方大水电集中投产且调度顺序优于火电，导致这些地方火电利用小时数较低。然而，新疆、甘肃、宁夏等地区受当地能源和高耗能工业带动，利用小时数保持在高位运行。长三角、珠三角和京津冀等区域因本地电力不足导致火电利用小时数高位运行，但随着特高压电网建立后外送电力到来，以及沿海大核电基地投产，火电利用小时数将面临压力。endprint

4.发电基地和输电通道建设提速

按照国家有关规划，将重点建设锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东等9个千万千瓦级大型煤电基地，预计“十二五”和“十三五”期间开工的煤电基地装机占比将分别达到66%和 62.7%。同时，积极推进金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等流域大型水电基地建设。重点建设酒泉、内蒙古西部、内蒙古东部、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地。京津冀、长三角和珠三角等环境敏感地区，除了热电联产项目，原则不上新的煤电项目，其电力缺口要靠外来电、天然气、核电等方式解决。

我国特高压建设将加快，2014年审批了4条特高压交流、5条特高压直流和3条500KV线路在内的12条输电通道。建成后东中部地区每年将减少发电用煤2亿吨，降低PM2.5排放浓度4%至5%。2015年华北、华东、华中特高压电网将形成“三纵三横”主网架，2020年以“五纵六横”为主网架的坚强智能电网将形成。

（二） 电力供求呈现新趋势的主要原因

1.经济新常态使电力进入买方市场时期

随着经济增速下滑，前期大量投资建成的部分电力装机出现产能过剩倾向，整个电力行业进入买方市场。我国火电利用小时数在2004年缺电高峰期达到5991小时的高点后呈下滑趋势，2014年受多重因素影响，火电利用小时数同比下降306小时。买方市场的最大的特点是需求决定供给。而经济增速放缓、产业结构调整、节能技术进步等因素使我国电力消费弹性系数下降。这就决定我国电力供求总量增速将放缓。

2.资源环境约束强化要求电力结构加快调整

环境形势严峻与能源结构密切相关。我国能源结构中煤炭比重偏高，2013年煤炭消费比重高达66%，比世界平均水平高35.8%；发电量中煤电比重为73.8%，高出世界平均水平约27%。面对我国严峻治霾形势和实现2020年碳排放强度相比2005年下降40%-45%的节能减排目标，能源结构、电源结构和煤电布局进行调整势在必行。火电装机需要在一定程度上被水电、核电、风电及光伏等清洁能源替代。

3.电价和财税金融等政策促进新能源大发展

新能源享受优惠上网电价并优先调度的政策。目前核电发电成本为0.26元/千瓦时，上网电价为0.43元/千瓦时。陆上风电上网电价四类区域分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元和0.61元，近海和潮间带风电上网电价为0.85元/千瓦时和0.75元/千瓦时，光伏上网三类区域电价分别为每千瓦时0.90元、0.95元和1.00元，生物质发电上网电价为0.75元/千瓦时。综合发电成本和上网电价，2013年各电源平均毛利率分别为煤电19.7%、水电44.3%、核电39.9%、风电42.0%、光伏发电33.6%、生物质发电23.4%。可见清洁电力具有较高毛利率。

国家出台了一系列金融和税收优惠政策以支持新能源发展。2005年出台的《可再生能源法》指出，通过专项资金、贴息贷款和税收优惠政策以支持可再生能源发展。2009年出台《关于实施“金太阳”示范工程的通知》对光伏电站示范工程进行补贴。2010-2012年8月，国家开发银行累计发放光伏发电贷款481亿元。截至2014年底，国家开发银行向风电行业累计发放贷款1400亿元，贷款余额1115亿元，国开行支持的风电项目2014年上网电量超过了500亿千瓦时。目前风力和光伏发电可享受增值税即征即退50%，企业所得税三免三减半的优惠政策，垃圾发电享受免征增值税和企业所得税三免三减半的政策。

4. 电力体制改革将促使电厂效益分化

正在制定中的电改方案将推进电力行业市场化改革，因此将使电厂效益分化。总体来说，火电企业盈利受发电利用小时数和交易电价影响，因此业绩周期性波动也将加大。电力供求偏宽松环境下，电价有望进一步下调。水电具有成本优势且优先调度，电改背景下，竞争力强化且有一定程度提价预期，行业盈利能力有望进一步提高。风光核和生物质发电优先上网且实行标杆电价，电改对新能源影响较小。将来随着可再生能源配额制的推出，对风电、光伏和生物质发电形成利好。

三、2020年电力供求预测

2020年前我国经济发展新常态和电力发展新趋势将保持大体稳定。经济中高速增长，是带动电力需求增加的根本力量。同时，产业结构调整、节能技术进步、电力结构清洁化等，将放缓电力特别是煤电的增速。

（一）未来电力消费弹性系数保持较低水平

改革开放以来，我国电力弹性系数的变化可以分为三个阶段，一是1980-2000年，我国电力弹性系数平均为0.8左右；二是2001-2011年，我国工业化和城镇化进程加快，带动相关高耗能行业发展迅速，此阶段电力消费的弹性系数年均超过1；三是2012年至今，宏观经济增速放缓，经济结构进一步调整，低能耗、高附加值的新兴产业实现对传统产业的一定替代，因此电力消费弹性系数出现明显下降，2014年前三季度更是下滑至0.53，低于同等发展阶段发达国家的水平。电力弹性系数同产业结构、节能政策、城镇化水平及能源效率有很强的关系。

1. 产业结构进一步优化，拉动单位GDP能耗水平降低。

目前我国工业部门用电比例最高，其中钢铁、化工、有色金属和建材四大行业最为突出，其用电比例超过日本整个工业的用电比例。发达国家的发展经验表明，随着工业化和城市化发展完成，钢铁、建材等重工业产品的需求逐渐萎缩，主要高耗能行业面临产能过剩、下游需求增速放缓等问题。产业构成向低能耗、高附加值的现代服务业和先进制造业转变，这将拉动单位GDP能耗水平下降，进而降低电力消费弹性系数。

2. 节电政策进一步收紧，产品能耗指标优化。

目前各地对电解铝、铁合金、电石、水泥、钢铁、平板玻璃等高耗能产业的企业进行分类，并实行差别电价政策。此外，部分地区针对能耗指标超过标准的企业和产品采用惩罚性电价，控制高耗能产业的发展。运用有差别的电价政策是治理产能过剩的有效市场方式，随着高耗能产品供求关系转变，高成本的能源投入会进一步压缩企业利润，倒逼企业通过技术进步、管理创新等手段，提高产品的能耗指标。endprint

3.居民用电增长空间和节能空间并存。

如果城市化率年均提高一个百分点，到2020年城镇化水平将达到60%。由于城镇居民的人均电力消费水平高于农村居民，随着城镇人口的增加，居民生活用电占比将在目前12.7%基础上逐步提高。与此同时，政府通过提高建筑节能标准、推广节电技术，扩大城市居民生活用电的节约空间。整体看，城镇化率的提高会使全社会电力消费弹性系数有一定程度的上升。此外，先进的能源使用技术、生产技术以及管理模式，可以提高能源技术效率和能源经济效率，进而降低能源（电力）消费弹性系数。

综上，基于产业结构调整、节能减排政策实施、城镇化率提高、以及能源效率提升，结合发达国家相似阶段的发展经验，本文认为2020年前电力消费弹性维持在0.5-0.6左右的可能性较大。

（二）电力需求预测

从必要性看，实现十八大确定的2020年GDP比2010年翻一番目标，未来6年GDP年均至少要增长6.6%。综合考虑，预计2020年前经济增速能够保持6.6%。前文我们预测电力消费弹性系数下降至0.5-0.6，由此测算2020年前电力消费年均增长速度在3.3-4%之间。预计到2020年，全社会用电量将达到6.7-7万亿千瓦时。

（三）电力供给预测

1.2020年装机预测

根据电力需求，结合经济发展、产业政策和电力行业技术特点，预计火电装机容量在2015年和2020年分别达9.51亿千瓦和10.79亿千瓦；其中煤电装机容量分别为8.54亿千瓦和9.44亿千瓦；受天然气价格偏高、气电效益较差影响，预计气电装机容量分别为5300万千瓦和7300万千瓦。

考虑到能源结构调整加速，预计2015年和2020年水电装机容量分别为3.18亿千瓦和3.9亿千瓦，核电装机分别为2900万千瓦和5800万千瓦。风电装机容量分别达1.16亿千瓦和1.9亿千瓦。光伏电站特别是分布式光伏受政策、商业模式、融资、产品性能等多重因素影响，装机容量将分别达3600万千瓦和9000万千瓦，略低于2020年的规划目标。生物质发电装机容量分别达1200万千瓦和2000万千瓦。2015年和2020年，全国总装机容量为14.5亿千瓦和18.07亿千瓦。

2.2020年电力生产预测

相对于火电而言，水电、核电、风电、光伏和生物质发电能够优先调度。利用上述清洁能源装机容量和前几年的年平均利用小时数计算各电源发电量，而煤电发电量是由需求决定。

根据电力需求量预测，这里取两种电力需求增速的中值3.65%计算燃煤发电量。结果表明，燃煤发电量在全部发电量中的比重由2013年的73.8%下降到2015年的69.34%和2020年的61.84%。2013年电煤需求为18.86亿吨煤炭，预测2015年为18.71亿吨，2020年为19.29亿吨。endprint