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2017年度全国电力市场运行情况及2018电力供需形势预测分析

中商情报网讯:2017年全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦、同比增长7.6%;新增发电装机容量13372万千瓦,其中,新增非化石能源发电装机8988万千瓦,均创历年新高。预计2018年底,全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦,其中非化石能源发电7.6亿千瓦、占总装机比重将上升至40%左右。预计电装机容量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。

一、2017年度全国电力供需状况

(一)发电装机结构继续优化,弃风弃光问题明显缓解

一是发电装机结构清洁化趋势明显。截至2017年底,全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦、同比增长7.6%;其中,非化石能源发电装机容量6.9亿千瓦,占总发电装机容量的比重为38.7%,同比提高2.1个百分点。全国新增发电装机容量13372万千瓦,其中,新增非化石能源发电装机8988万千瓦,均创历年新高。全年新增水电装机1287万千瓦,其中,抽水蓄能200万千瓦;新增并网风电装机1952万千瓦,其中,东、中部地区占58.9%,同比提高8.8个百分点;新增并网太阳能发电装机5338万千瓦,同比增加2167万千瓦,82.4%的新增装机集中在东、中部地区,同比提高19.6个百分点。新增煤电装机3855万千瓦、同比减少142万千瓦。

二是非化石能源发电量快速增长,煤电发电量比重降低。全国全口径发电量6.42万亿千瓦时、同比增长6.5%;其中,非化石能源发电量同比增长10.0%,占总发电量比重为30.4%,同比提高1.0个百分点。全口径并网太阳能发电、并网风电、核电发电量分别增长75.4%、26.3%和16.5%;全口径水电发电量增长1.7%,增速同比回落3.9个百分点。全口径火电发电量同比增长5.2%,增速同比提高2.9个百分点;其中,煤电发电量同比增长4.8%,增速同比提高3.6个百分点,煤电发电量占总发电量比重为64.5%,同比降低1.0个百分点。

三是水电设备利用小时同比降低,弃风弃光问题明显改善。全国发电设备利用小时3786小时,与上年大体持平。其中,受上年高基数等因素影响,水电设备利用小时3579小时、同比降低40小时。受电力消费较快增长、水电发电量低速增长等多因素综合影响,全国火电设备利用小时4209小时、同比提高23小时,其中煤电设备利用小时4278小时,同比略有提高。核电设备利用小时7108小时、同比提高48小时。在政府和电力企业等多方共同努力下,弃风弃光问题明显改善,全国并网风电、太阳能发电设备利用小时分别为1948、1204小时,同比分别提高203、74小时,其中,西北区域风电、太阳能发电设备利用小时分别提高380小时和146小时。

四是电煤供需形势偏紧,冬季发电用天然气供应紧张。2017年,煤炭消耗需求增长超预期,煤炭行业去产能超进度,叠加安全、环保等多方面因素影响,煤炭产量增加不足,煤炭市场供应量小于消费量,导致电煤供应持续偏紧。相关部门多措并举增加电煤供给,供需形势有所缓和,但迎峰度冬期间电煤消费需求较快增长,贵州、安徽、湖南、甘肃等地电煤供需形势较为紧张。受“煤改气”新增需求集中释放等因素影响,天然气消费需求超预期增长,供暖期发电用天然气供应紧张,部分地区燃机发电受到供气限制。

五是电力行业效益下滑,煤电企业经营形势持续严峻。电煤价格持续高位,全年绝大多数时间处于“红色区间”运行,导致煤电企业发电成本大幅增加,出现大面积亏损局面。初步测算,2017年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本比2016年提高2000亿元左右。市场化交易电量规模进一步扩大,交易电量累计1.63万亿千瓦时,同比增长45%,有效降低社会生产成本。此外,可再生能源补贴支付明显滞后,以及煤电企业环保投入不断增加、环保补贴难以弥补环保投入,都加剧电力企业生产经营困境。受煤电企业持续亏损以及煤电新开工项目减少等影响,发电设计、建设施工等企业经营形势也较为严峻。

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