2019电力半年报：非化石能源发电装机比重继续提高
时间：19-08-21来源：中国电力化工网 点击： 次
（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj 作者：郑徐光） 一、经济平稳运行，能源供应增长加快，结构进一步优化 今年上半年，在国内外形势比较复杂的情况下，我国GDP增速达到6.3%，增速比上年同期回落0.5个百分点，分季度看，二季度与一季度相比小幅回落了0.2个百分点。虽然增速有所放缓，但是经济运行的一些主要指标都是在合理区间，经济结构持续优化升级。 同期，我国能源消费平稳增长，结构进一步优化，节能降耗稳步推进。我国能源消费总量同比增长3.4%，其中，天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量比重比上年同期提高1.6个百分点，煤炭消费所占比重下降2.1个百分点。初步核算，上半年单位GDP能耗同比下降2.7%，降幅与一季度持平，其中规模以上工业单位增加值能耗下降3.1%。 从能源供应看，能源生产增长加快，能源供给保障能力不断提升。上半年，煤炭去产能和优产能同步推进，原煤主产区优质产能加快释放，油气增储上产取得积极进展，非常规天然气增长迅猛，电源结构继续优化，水电、核电、风电和太阳能发电等一次电力占全部发电量比重为27.3%，比上年同期提高2.1个百分点。 表1 2019年上半年主要能源品种供应情况 表1 2019年上半年主要能源品种供应情况
（数据来自国家发展改革委、国家统计局） 从能源投资看，能源行业投资对全社会投资的贡献上升。上半年，能源行业累计投资同比增长1.9％，占全国固定投资比重从前2月的3.6％提高到4.5％。其中，油气开采业投资同比增长34.1％，较去年同期加快31.3个百分点；可再生能源发电投资同比增长36.3％。此外，能源领域一批补短板示范项目建设加快。 二、电力供需总体平衡，非化石能源发电装机比重继续提高，新能源平价加速推进 上半年，全国电力生产运行平稳，电力供需总体平衡。受宏观经济、天气及去年基数高等影响，全社会用电增速放缓，但第三产业和城乡居民生活用电量增长较快，贡献突出。全国新增装机规模同比下降22.7%，主要在于新增太阳能同比少投产约1400万千瓦。新增非化石能源发电装机约占新增发电装机总容量的60%，非化石能源发电装机比重继续提高。全国可再生能源电力消纳成效显著，弃水弃风弃光状况持续缓解。具体来看，电力运行发展呈现如下新特征： （一）第三产业和城乡居民生活用电量同比增长约10%，社会用电结构进一步优化。上半年，全国全社会用电量3.4万亿千瓦时、同比增长5.0%。第一、二、三产业及城乡居民生活用电量同比增长分别为5.0%、3.1%、9.4%和9.6%。其中，新产业、新业态加快发展，带动数字化、信息化相关行业用电增速超前。据中电联统计，互联网数据服务业、软件和信息技术服务业用电同比分别增长46.2%、35%。 （二）非化石能源新增发电装机占总增量的60%，非化石能源发电装机比重继续提高。上半年，全国累计新增电力装机4074万千瓦。其中，水电182万千瓦，风电909万千瓦，光伏发电1140万千瓦，核电125万千瓦，非化石能源新增发电装机约占增量的60%，非化石能源发电装机容量占总装机的比重为41.2%、同比提高1.4个百分点。 （三）明确2873万千瓦煤电应急调峰储备电源，更重视搁置产能利用。2016年我国启动化解煤电过剩产能工作以来，煤电新增产能规模逐年降低，同时一批煤电项目停缓建，部分有效产能被搁置。今年上半年，在严格控制新增煤电装机的同时（煤电新增规模984万千瓦，同比少投产5.2%），明确2873万千瓦煤电应急调峰储备电源，增强电力系统调峰能力，说明国家更重视搁置产能利用。 （四）火电发电量同比增长0.2%，煤电生存空间持续缩减。上半年，一方面受用电需求增长放缓、水电等非化石能源发电量快速增长等因素影响，全国规模以上火电厂发电量2.45万亿千瓦时、同比增长0.2%。其中，煤电受上游燃料价格高位波动、低利用小时等因素影响，生存空间持续缩减，煤电企业总体经营困难，近期个别煤电厂破产清算事件引起行业高度关注。煤电如何定位、如何发展引起业界深入探讨。 （五）250个风电、光伏发电平价上网项目公布，新能源平价渐行渐近。5月，国家公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目名单，涉及250个项目、装机规模2076万千瓦。目前，全国首个平价风电示范项目实现并网发电，多个光伏平价项目已开工建设，提高了新能源平价预期。 （六）全国新增太阳能规模同比降幅约55%，光伏市场内冷外热。上半年，在全球新增光伏装机约4700万千瓦、超出市场预期的形势下，国内光伏市场受产业政策调整影响，新增太阳能同比少投产约1400万千瓦，降幅约55%。同时，不同技术路线的光伏上游企业展开合纵连横，抱团竞争。 （七）2279万千瓦的光伏项目纳入2019年国家竞价补贴范围，光伏补贴竞价新机制首度实行。2019年是实行光伏补贴竞价新机制的第一年。5月启动2019年光伏发电国家补贴竞价项目申报工作，并于7月11日正式公布竞价结果。最终确定拟纳入2019年国家竞价补贴范围的项目总装机容量2278.9万千瓦，平均度电补贴0.0645元/千瓦时，平均电价降幅0.0817元/千瓦时，年度补贴需求约17亿元。通过开展竞价，将有效推动光伏发电补贴退坡，加快光伏发电平价进程。 （八）弃风、弃光率分别同比下降4个、1.2个百分点，可再生能源消纳机制进一步完善。上半年弃水弃风弃光状况持续缓解。其中，全国弃风率4.7%，同比下降4个百分点；弃光率2.4%，同比下降1.2个百分点。出台可再生能源电力消纳保障机制，加强全国新能源电力消纳监测预警功能，消纳机制进一步完善。 （九）三个核电项目获核准，核电发展开启新征程。近日召开的国家能源局例行新闻发布会正式宣布，上半年，山东荣成、福建漳州和广东太平岭核电项目核准开工，核电结束了三年“暂停”核准，重启得到正式确认。同时，采用华龙一号（漳州一期、太平岭一期项目）和高温气冷堆技术的首堆示范工程开工建设。 （十）110千伏及以下电网投资比重同比提高8.2个百分点，配网建设及农网改造升级是重点。上半年，全国电网工程投资完成1644亿元，同比降低19.3%，其中，110千伏及以下电网投资占电网总投资的比重为64.3%，比上年同期提高8.2个百分点，配网建设及农网改造升级是当前电网投资建设重点。 三、电力体制改革深水前行，有序推进 新一轮电力体制改革至今，已步入全面开花、纵深推进的阶段。上半年电改主要在六大方面取得积极进展。 （一）增量配电业务试点进一步扩围。今年初以来，国家和地方针对改革中的难点问题，不断织密政策举措。随着今年6月第四批84个增量配电业务改革试点启动，全国增量配电试点数量达到404个，试点覆盖范围已由地市级向县域全覆盖延伸，试点投产项目在增加。但关键配套政策有待落地见效。 （二）电力现货试点地区全部如期开展模拟试运行。八个试点中，南方（以广东起步）试点已于5月份率先进入结算试运行，其余省份均在6月底前启动了模拟试运行，并正在根据模拟试运行情况进行规则完善、系统消缺等工作，争取尽快进入调电试运行和结算试运行阶段。近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，将为推进现货市场建设提供指引。 （三）电力交易机构股份制改造前缓后快。去年9月以来，全国只有广州电力交易中心和少部分省（区、市）电力交易中心为股份制公司，电力交易机构股份制改造迟迟未见显著进展。据有关媒体报道，今年6月，国资委批复同意北京电力交易中心有限公司增资方案，非电网企业股比将占到30%，天津、山东、宁夏、江苏等16家省级电力交易机构的股改实施方案也已正式上报国家发展改革委、国家能源局备案，正在按照要求编制拟上报国务院国资委审批的增资方案，非电网企业股比在20%或者30%。 （四）发用电计划放开范围逐步扩大。继2018年提出“全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划”，今年6月底，国家发展改革委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，明确经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，提高电力交易市场化程度。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。 （五）电力市场化交易规模持续扩大。从已公开的部分数据可见一斑：上半年，广东累计交易电量达1658.2亿千瓦时，同比增长25.4%，超过2018年全年交易总电量，节约用户用电成本约70亿元。新疆市场化交易电量共计556.75亿千瓦时，已超过去年全年规模。广西电力交易中心市场化交易电量超过600亿千瓦时，创历史新高。云南1~5月交易电量359亿千瓦时，预计全年交易电量将超过1000亿千瓦时，同比增长超过17%。 （六）降电价任务高效落实。上半年，国家发展改革委出台两批降电价措施，第二批措施7月1日开始执行。据统计，两批措施累计降低企业用电成本846亿元，其中降低一般工商业企业用电成本810亿元，将全面完成《政府工作报告》提出的“一般工商业平均电价再降低10%”的任务要求。 四、下半年非化石能源比重持续提升，电改关键环节有望取得新突破 当前我国经济发展面临新的风险挑战，下半年国内经济下行压力加大，但是经济平稳运行的基本面不会变。这是能源电力平稳发展的基础，同时要求能源电力行业坚持讲政治、顾大局，坚持补短板、防风险，坚持调结构、优布局，坚持抓改革、强市场，坚持全方位、重实效，着力推动能源电力高质量发展。 预计下半年能源消费增速不高于上半年，能源供给保障能力稳步提升，能源总体供需平衡。电力消费将延续上半年的平稳增长态势，全年全社会用电量同比增速基本持平，难有较大提升空间；全年新增装机规模约1亿千瓦，其中，随着政策目标确定，下半年新增光伏装机有望扩大，全年新增装机将达4000~4500万千瓦；风电、光伏平价项目陆续建设、投产，提升社会对新能源平价的信心；非化石能源比重继续提升。 电力体制改革部分环节有望加速推进，进一步为2020年取得“决定性成果”蓄势。其中，增量配电改革尚需凝聚合力、综合施策，解决好项目业主确定、供电营业区域划分、增量和存量范围、增量配电网配电价格、身份等种种问题，尽快让改革试点落地，“活下来”“活得好”。 电力交易机构股份制改造或将提速。目前改造进程已晚于2018年9月发布的《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》(发改经体〔2018〕1246号)的要求，作为电改的重要环节，此项工作下半年或将提速。 电力市场化交易规模将持续扩大。随着经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，电力市场化交易将保持蓬勃发展态势，规模将持续扩大。 电力现货市场建设深入推进。除南方（以广东起步）试点外，开展模拟试运行的试点将加速开展调电试运行、结算试运行进程，八个试点地区要落实好《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》精神，加快电力市场体系建设。 新业态将加速成长。随着市场化改革深入推进和电力低碳化发展，能源电力企业普遍面临着传统主业承压问题，正努力拓展业务布局、实现提质增效，加速布局微电网、综合能源服务、氢能、储能+等新业态新领域，新业态将加速成长，逐步形成商业示范效果。 |
