【佛山陶瓷网】2019年电力发展预测与热点问题解析

    2019年电力发展预测与热点问题解析

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》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。

”《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。

”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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

《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%。

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。

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。

电网企业2018年利润下降24.3%。

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。

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。

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。

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