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，煤電占據主導地位但比重下跌的長期趨勢不會逆轉，買方市場的格局特征將更為顯著。隨著經濟發展和技術進步，我國電力行業在改革開放30多年中實現了持續較快發展。但隨著經濟發展進入新常態，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：經濟放緩和產業結構升級，能源利用效率提升，資源環境約束強化，財稅金融政策影響，以及各類電源經濟效益差異等。綜合判斷，我國未來電力供求增速將進一步放緩，電源結構面臨調整，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展

改革開放30多年，我國電力行業加快發展，電力供求總量與經濟社會發展基本適應，結構穩中有變。

（一）電力裝機和發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%。經濟發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年我國發電量從2565億千瓦時增加到53474億千瓦時，年均增長9.1%。發電量增速多年超過10%，2003年一度增長16.5%。2013年發電量占世界發電量的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%，新能源發電從0提高到5.5%。相比而言，2013年美國、歐盟煤電發電量占比分別為39.1%和28%，位列第一。可見，雖然近些年煤電占比有所下降，但仍占據主要地位。

（三）電力需求隨經濟發展持續加快增長

1978-2013年，我國經濟年均增長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，經濟年均增長9.9%，社會用電量年均增長7.6%；90年代工業和房地產逐漸加快發展，經濟年均增長10.7%，社會用電量年均增長7.9%；21世紀前8年，我國經濟年均增長10.8%，工業結構重化態勢明顯，帶動用電量增長13.5%。此后在金融危機和產業結構加快調整影響下，我國經濟增速回落，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%。

從用電結構看，1978-2013年，第一二產業用電量占比從9%、82.2%分別降至1.8%和73.6%，第三產業占比從5.3%提高到12.06%；生活用電從3.5%提高到12.54%。與發達國家相比，我國用電量呈現增速較快，且工業用電偏高、居民生活用電偏低的特征。

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

二、經濟新常態使電力供求出現新趨勢

2012年后，我國經濟進入增速下滑、方式轉變、結構調整、動力升級的新常態。電力供求格局因此出現新的變化，這是判斷2020年電力供求的基本出發點。

（一）電力行業供求新趨勢

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%。產業結構加快調整，2013年耗能相對較低的第三產業產值已經超過第二產業占比，達到46.9%左右。高耗能產業鋼鐵、水泥、電解鋁等產能過剩嚴重，去產能進程減少電力需求。

受此影響，我國發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.電力結構調整明顯加快

2012年后火電新增裝機容量延續下滑態勢，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域差異大

我國水電、核電、風電、光伏等清潔能源實行優先調度，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電設備利用小時數為4286小時，同比減少235小時。其中，水電設備利用小時數為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為1905小時，同比減少120小時。受宏觀經濟疲弱、持續高溫天數減少和來水偏多等因素影響，火電利用小時數為4706小時，同比減少300多個小時。

東北和西南火電發電利用小時數偏低。火電利用小時數與當地經濟、環保政策、外送通道、電源結構密切相關。遼寧、吉林、黑龍江等地方因經濟增速緩慢，當地消納能力不足且發電成本偏高，導致火電利用小時數持續低于全國平均水平。近年來，四川、廣西、云南等地方大水電集中投產且調度順序優于火電，導致這些地方火電利用小時數較低。然而，新疆、甘肅、寧夏等地區受當地能源和高耗能工業帶動，利用小時數保持在高位運行。長三角、珠三角和京津冀等區域因本地電力不足導致火電利用小時數高位運行，但隨著特高壓電網建立后外送電力到來，以及沿海大核電基地投產，火電利用小時數將面臨壓力。endprint

4.發電基地和輸電通道建設提速

按照國家有關規劃，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、內蒙古西部、內蒙古東部、冀北、吉林、黑龍江、山東、哈密、江蘇等9個大型現代風電基地。京津冀、長三角和珠三角等環境敏感地區，除了熱電聯產項目，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線路在內的12條輸電通道。建成后東中部地區每年將減少發電用煤2億噸，降低PM2.5排放濃度4%至5%。2015年華北、華東、華中特高壓電網將形成“三縱三橫”主網架，2020年以“五縱六橫”為主網架的堅強智能電網將形成。

（二） 電力供求呈現新趨勢的主要原因

1.經濟新常態使電力進入買方市場時期

隨著經濟增速下滑，前期大量投資建成的部分電力裝機出現產能過剩傾向，整個電力行業進入買方市場。我國火電利用小時數在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。而經濟增速放緩、產業結構調整、節能技術進步等因素使我國電力消費彈性系數下降。這就決定我國電力供求總量增速將放緩。

2.資源環境約束強化要求電力結構加快調整

環境形勢嚴峻與能源結構密切相關。我國能源結構中煤炭比重偏高，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2020年碳排放強度相比2005年下降40%-45%的節能減排目標，能源結構、電源結構和煤電布局進行調整勢在必行。火電裝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展

新能源享受優惠上網電價并優先調度的政策。目前核電發電成本為0.26元/千瓦時，上網電價為0.43元/千瓦時。陸上風電上網電價四類區域分別為每千瓦時0.49元、0.52元、0.56元和0.61元，近海和潮間帶風電上網電價為0.85元/千瓦時和0.75元/千瓦時，光伏上網三類區域電價分別為每千瓦時0.90元、0.95元和1.00元，生物質發電上網電價為0.75元/千瓦時。綜合發電成本和上網電價，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%、光伏發電33.6%、生物質發電23.4%。可見清潔電力具有較高毛利率。

國家出臺了一系列金融和稅收優惠政策以支持新能源發展。2005年出臺的《可再生能源法》指出，通過專項資金、貼息貸款和稅收優惠政策以支持可再生能源發展。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，國家開發銀行累計發放光伏發電貸款481億元。截至2014年底，國家開發銀行向風電行業累計發放貸款1400億元，貸款余額1115億元，國開行支持的風電項目2014年上網電量超過了500億千瓦時。目前風力和光伏發電可享受增值稅即征即退50%，企業所得稅三免三減半的優惠政策，垃圾發電享受免征增值稅和企業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市場化改革，因此將使電廠效益分化。總體來說，火電企業盈利受發電利用小時數和交易電價影響，因此業績周期性波動也將加大。電力供求偏寬松環境下，電價有望進一步下調。水電具有成本優勢且優先調度，電改背景下，競爭力強化且有一定程度提價預期，行業盈利能力有望進一步提高。風光核和生物質發電優先上網且實行標桿電價，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、光伏和生物質發電形成利好。

三、2020年電力供求預測

2020年前我國經濟發展新常態和電力發展新趨勢將保持大體穩定。經濟中高速增長，是帶動電力需求增加的根本力量。同時，產業結構調整、節能技術進步、電力結構清潔化等，將放緩電力特別是煤電的增速。

（一）未來電力消費彈性系數保持較低水平

改革開放以來，我國電力彈性系數的變化可以分為三個階段，一是1980-2000年，我國電力彈性系數平均為0.8左右；二是2001-2011年，我國工業化和城鎮化進程加快，帶動相關高耗能行業發展迅速，此階段電力消費的彈性系數年均超過1；三是2012年至今，宏觀經濟增速放緩，經濟結構進一步調整，低能耗、高附加值的新興產業實現對傳統產業的一定替代，因此電力消費彈性系數出現明顯下降，2014年前三季度更是下滑至0.53，低于同等發展階段發達國家的水平。電力彈性系數同產業結構、節能政策、城鎮化水平及能源效率有很強的關系。

1. 產業結構進一步優化，拉動單位GDP能耗水平降低。

目前我國工業部門用電比例最高，其中鋼鐵、化工、有色金屬和建材四大行業最為突出，其用電比例超過日本整個工業的用電比例。發達國家的發展經驗表明，隨著工業化和城市化發展完成，鋼鐵、建材等重工業產品的需求逐漸萎縮，主要高耗能行業面臨產能過剩、下游需求增速放緩等問題。產業構成向低能耗、高附加值的現代服務業和先進制造業轉變，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。

2. 節電政策進一步收緊，產品能耗指標優化。

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業的企業進行分類，并實行差別電價政策。此外，部分地區針對能耗指標超過標準的企業和產品采用懲罰性電價，控制高耗能產業的發展。運用有差別的電價政策是治理產能過剩的有效市場方式，隨著高耗能產品供求關系轉變，高成本的能源投入會進一步壓縮企業利潤，倒逼企業通過技術進步、管理創新等手段，提高產品的能耗指標。endprint

3.居民用電增長空間和節能空間并存。

如果城市化率年均提高一個百分點，到2020年城鎮化水平將達到60%。由于城鎮居民的人均電力消費水平高于農村居民，隨著城鎮人口的增加，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能標準、推廣節電技術，擴大城市居民生活用電的節約空間。整體看，城鎮化率的提高會使全社會電力消費彈性系數有一定程度的上升。此外，先進的能源使用技術、生產技術以及管理模式，可以提高能源技術效率和能源經濟效率，進而降低能源（電力）消費彈性系數。

綜上，基于產業結構調整、節能減排政策實施、城鎮化率提高、以及能源效率提升，結合發達國家相似階段的發展經驗，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年前經濟增速能夠保持6.6%。前文我們預測電力消費彈性系數下降至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

根據電力需求，結合經濟發展、產業政策和電力行業技術特點，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。

考慮到能源結構調整加速，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、商業模式、融資、產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年的規劃目標。生物質發電裝機容量分別達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年電力生產預測

相對于火電而言，水電、核電、風電、光伏和生物質發電能夠優先調度。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計算各電源發電量，而煤電發電量是由需求決定。

根據電力需求量預測，這里取兩種電力需求增速的中值3.65%計算燃煤發電量。結果表明，燃煤發電量在全部發電量中的比重由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