受信任的电力: 火力发电的优势——2017-2025年电力行业发展结构展望

【广东省可信电力】长期以来，火电仍将是主要动力，火电成本仍具有优势. 大型燃煤机组燃煤效率高，具有成本低，效率高，稳定性强等多种优点.

用电保持经济发展

经济增长，电能替代和新能源汽车的普及稳步增加了这些三驾马车驱动器的功耗.

经济增长是电力消费增长的第一大推动力: 1991年至2016年的历史数据的线性拟合显示，按固定价格计算的GDP每增加1亿元，就可增加约8000万千瓦时的发电量. 在电能替代加速发展的同时，新能源汽车的普及改变了交通能源的消耗，并导致了电力消耗的小幅增加.

根据最近的三年库存周期，房地产周期和信贷周期，到2018年的当前状态将处于下降周期.

基于对总体宏观经济趋势的预测以及随后的GDP增长率，我们预测传统发电将保持相对较高的增长率: 其中，在“十三五”期间，预计保持在6％左右，而“第十四个五年计划”在此期间保持在5.5％左右.

与此同时，电能替代稳步推进，促进了电力需求的增长. 国家发展和改革委员会计划实现到2020年电力将占最终能源消耗的约27％. 电力的“十三五”规划进一步阐明，到2020年，电力将取代新增加的电力消耗约4500千瓦时. 2017年上半年，替代电力完成717亿千瓦时，预计全年将实现1500亿千瓦时的替代电力. 根据2017年电力置换完成率，预计从2017年到2020年，置换电力将以每年约1000亿千瓦时的速度增长，复合年增长率为44％. 由于“十三五”期间电力替代的高度普及，“十四五”规划将有所增加. 空间减少.

新能源汽车市场于2015年正式启动，未来十年将有广阔的发展空间.

基于对新能源汽车的增长和年度用电量的假设，估计新能源汽车将在2017-2020年期间每年增加约100亿千瓦时的新电力，并在2020年增加400亿千瓦时的年电力消耗预计“十二五”期间新能源汽车用电量的年均增长率将达到36％. 到2025年，年用电量将超过1300亿千瓦时，随后对新能源汽车的能源需求将继续释放.

2017年至2020年，电能替代稳步推进，新能源汽车推广加速. 两者共同推动国家发电量的增长逐年增加. 2017年，全国发电量增速预计为6.2％，到2020年将达到7.1％. 预计“十四五”期间发电量增速将逐步下降，但仍高于5％.

水火基本动力状况稳定

大型水电在“十二五”期间投入运行，装机容量实现了跨越式增长. 但是，由于水电开发资源有限，生态环境保护等原因，“十三五”期间水电增量明显下降. 据估计电力行业优势，从2017年到2020年，新的常规水力发电装机容量将分别为1000、570、454和1435万千瓦.

结合常规水电和抽水蓄能的预测，我们认为，到2020年，中国常规水电装机容量达到3.4亿千瓦，抽水蓄能为4亿千瓦. 整体装机容量稳定增长，增长率下降.

“十二五”期间水电仍有增长空间. 考虑到可用流域的减少，我们对新安装的水电容量保持中立的估计.

截至2016年底，中国有35座正在运行的核电机组，总装机容量为3,363万千瓦.

“十三五”期间，中国核电产量约为3000万千瓦，到2020年，中国核电装机容量将达到5000万千瓦. 根据在建核电的现状和拟建项目的速度，预计2020年核电装机容量将达到4800万千瓦，低于规划要求. 根据目前的项目批准和建设，在“十三五”电力发展计划中，核电建设开始超过3000万千瓦.

根据进展情况，保守估计在“第十四个五年计划”期间，不到2000万千瓦的核电装置可以投产.

2014年及之前，中国的核电利用小时数一直保持在7700个小时以上. 2015-2016年，电力需求增长放缓，多余的核能发电利用小时减少. 2017年1月至9月，核电利用小时为5379小时，同比增加144小时. 由于中国电力需求的复苏，装机容量增长的放缓以及核电积极参与基于市场的电力交易，预计未来几年的利用小时将继续反弹.

“十二五”期间风电增速强劲，总装机容量从2010年的30GW增加到2015年底的128GW. 电力发展“十三五”规划: 2020年，风电装机全国电力容量将超过210GW；截至2017年9月，风电装机容量达到157GW. 预计到2020年，并网风电的装机容量将达到230GW，超过规划标准.

2015年的安装会由于风的削减而导致严重的风削减. 此外，市场担心风电补贴的发放. 在2016年和2017年，风力发电装置的投产减少了. 预计风电装置的增长率将从2018年恢复;预计增长会加速，目前的预测是谨慎的.

在“十二五”期间，风力发电量增加了9800万千瓦. 新装置集中在“三个北部地区”. 低本地消费能力和对外部传输渠道的支持不足导致了高风速削减率. 2016年西北五个省（西藏除外）的总风电削减率达到33.34％. 在“十三五”期间，采取了许多措施来提高弃风率. 中国国家电网公司计划到2020年将弃风率控制在5％以内.

减少风能的好处继续改善，预计到2021年风能利用小时数将略有增加.

光伏电站主要分为两种: 集中式光伏电站和分布式光伏电站. 集中式光伏长期以来一直是家用光伏装置的主力军，分布式光伏装置于2017年开始爆发. 截至2016年底，家用集中式光伏电站的装机容量达到6710万千瓦，分布式光伏的装机容量发电量为1032万千瓦，集中式光伏电站是家用光伏装置的主力军. 分布式光伏的成本持续下降，用户侧的经济显着.

2016年，火电利用小时数再创新低，燃煤发电装机余量亟待缓解. 16个部委联合发布的文件，“十三五”期间，要停止和减缓1.5亿千瓦的煤电建设，淘汰落后产能超过2000万千瓦. 电力“十三五”规划指出，到2020年，力争将煤电装机容量控制在11亿千瓦以内，占55％.

考虑到煤电供应方改革的进展，预计从2017年到2020年，煤电装机量的增长率将显着下降，年增长率约为2.5亿至3000万千瓦. 到2020年，煤炭发电总装机容量将控制在10.56亿千瓦，以实现计划目标.

考虑到“十三五”期间的一些建设和停建项目已推迟到“十四五计划”的生产时期，我们判断2021年和2022年的生产将迎来高峰期，新产能将在未来几年稳定下来. 3000万千瓦.

“十三五”计划到2020年天然气发电量达到1.1亿千瓦，预计天然气发电装置的年均增长率为10％-11％ 到2025年，燃气发电装置将达到1.77亿千瓦.

火力主电源的状态保持不变. 在“十三五”期间，火力发电的年均增长率约为6％. 到2020年，火力发电预计将达到5.5万亿千瓦时. 在“十四五”期间，火力发电的年均增长率约为5.2％. 2025年，火力发电将超过700亿千瓦时.

发电量增速放缓，火电利用率逐年提高. 预计2018-2020年，火电的年利用小时数将每年增加100多个小时. “十四五”期间利用小时数增速虽然有所放缓，但仍保持上升趋势. 到2025年，火电的利用小时将恢复到4,800多个小时.

火电成本仍有优势

2016年，煤电平均基准电价为0.3644元/度. 煤电的平均基准电价基本与水电相同，略低于核电，与天然气，风电和光伏发电相比，具有明显的价格优势.

大型燃煤机组燃煤效率高，具有成本低，效率高，稳定性强等多种优点.

根据煤电联动公式，全国燃煤电价涨幅估计为0.73-2.29分钟/度.

预计煤电联动带来的上网电价上涨不会转嫁到终端销售电价上电力行业优势，煤炭电价上涨部分会被中间环节提高或消化.

国家发改委发布《关于全面深化价格机制改革的意见》，提出完善煤电联动机制的建议. 当前的煤电联动机制仅考虑煤电之间的联动关系. 一个有效的长效机制有利于解决电力公司的长期盈利稳定性问题，这可以基于电力供应侧改革，煤电一体化和电力市场改革等一系列改革.

假设燃料成本占火力发电成本的64％，估计不同煤价和供电煤耗的煤电成本范围约为0.26-0.33元/度. 五家大型发电公司等上市公司燃煤发电机组60万千瓦以上，占50％以上，具有成本竞争优势.

神华集团和国电集团重组为国家能源投资集团. 他们的煤炭和电力资产占该国总产量的15％. 煤电合资企业有望稳定集团内部火电资产的盈利能力.

水电和核电的高股息维持债务状特征

从长远来看，水电公司在建的新建项目的规模在减少，资本支出预计会减少，进入回流期，并有望保持较高的股息比例.

随着市场电力份额的增加，水电平均上网电价呈下降趋势；预计下半年火电价格上涨将为水电价格提供有力支撑.

对水电标准的建议: 长江电力，湖北能源，桂冠电力，华能水电.

中国核电运营17台组装机，总容量为1,434万千瓦，在建总装机8台，总装机容量为928.8万千瓦；在“十三五”期间，资产规模的增长空间为64％，年均增长率约为20％.

新能源设备和运营双增长

风力发电和光伏发电设备已大大增加. 1月至9月，该国新的风电并网装机容量为970万千瓦，累计同比增长13％；新安装的光伏发电容量为3800万千瓦，比2016年底增长46％，其中分布式电站增长了400％.

2017年前三季度，弃风量和轻度丰度得到较大缓解，弃风率同比下降6.7个百分点. 弃光率同比下降3.8个百分点； 11月，国家能源局发布了《解决遗弃水，风弃灯问题的实施方案》，以促进风光的沉降.

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