中电联2018电力预测：电力企业经营形势严峻，煤电利润将大幅下滑

中电联2018电力预测：电力企业经营形势严峻，煤电利润将大幅下滑

3月23日，中电联常务副理事长杨昆在2018年经济形势与电力发展预测会上表示，2017年，供需多极化格局越来越清晰，但“三弃”问题依然严不容乐观；2018年，电力企业生产经营形势严峻，尤其煤电企业的利润大幅下滑。

电力供需总体宽松，防范煤电产能过剩风险取得成效

中电联发布的数据显示，2017年全社会用电量达6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%。全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦、同比增长7.6%。

今年1月，中电联发布了《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计2018年全社会用电量预计同比增长5.5%左右，增速将低于2016年的6.6%；新增发电装机1.2亿千瓦左右，发电装机容量将达到19亿千瓦。

杨昆表示，目前煤电投资下降明显，新增煤电装机有所减少，防范煤电产能过剩风险取得成效。电源建设重点向非化石能源方向倾斜，清洁能源新增装机继续增长。

其中，太阳能新增装机大幅增加，水电新增装机略有增长，但风电、核电新增装机有所下降；三是东、中部地区风能、太阳能电站投资、新增装机占比持续提高，布局转移趋势明显。

中电联预测， 2018年底，火电发电11.6亿千瓦，其中煤机约10.2亿千瓦，占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。而非化石能源发电装机合计将达到7.6亿千瓦，占总装机容量比重上升至40%左右，比2017年底提高1.5个百分点左右，其中水电3.5亿千瓦、风电1.9亿千瓦、太阳能发电1.6亿千瓦、核电4466万千瓦。

但是，新能源消纳问题仍十分严峻，杨昆指出“弃水、弃风、弃光”问题依然严峻，弃核时有发生。

杨昆认为，新能源开发与市场不匹配，建设周期与电网不同步，目前“三北”地区供热机组比重高，而东北、西北地区灵活调峰电源比例低，同时电力市场交易机制还不完善，市场不规范行为缺乏有效监管，失信惩戒机制需要完善，存在电源结构调整、电力市场建设、资源利用效率不充分等不同程度的问题 。

电力行业效益下滑明显

这两年电力企业生产经营形势严峻，除市场交易电价下调拉低发电企业收入，成本上升加之需求缩减，使煤电企业的利润大幅下滑。

杨昆表示，2017年电煤采购成本较2016年提高2000亿元，成为煤电行业大面积亏损、电力行业效益下滑的最主要因素。中国沿海电煤采购价格指数(CECI)显示，2018年1月26日5500大卡现货成交价744元/吨，两个月累计上涨75元/吨

“燃料、环保等发电成本不断上升，2015年以来两次下调全国煤电上网标杆电价，发电计划进一步放开，再加上发电设备利用小时数大幅下降，市场交易电价的下调拉低发电企业收入，影响煤电企业收益2000亿元”杨昆分析道。

随着中国新能源发电快速发展，2017年非化石能源发电量1.9万亿千瓦时、同比增长10.3%，占总发电量比重为30.4% ，然而可再生能源补贴不到位加重企业财务成本负担，目前补贴资金缺口已达1000亿元。另一方面，环保成本投入及运维无法通过电价疏导，发电环保改造投入巨大，运维成本高于环保电价补贴。此外，受压减煤电投产规模、在建煤电项目“停缓建”等因素影响，设计、建设施工企业经营形势也很严峻，电力发展面临一系列挑战 。

此外，对于业内关注的电力市场化改革，杨昆介绍，2017年全国市场化交易电量合计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重约26%，同比提高7个百分点，已形成多模式多层次试点格局。大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售交易初具规模，市场化交易电量占比日益提升。