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2019年全国水电、火电、风电发电量及电力行业发展趋势分析[图]

2020年03月06日 13:49:31字号:T|T

    一、现状

    2018年全社会用电量68449亿千瓦时,同比增长8.5%。分产业看,第一产业用电量728亿千瓦时、同比增长9.8%;第二产业用电量47235亿千瓦时、同比增长7.2%,其中工业用电量46456亿千瓦时、同比增长7.1%,;第三产业用电量10801亿千瓦时、同比增长12.7%;城乡居民生活用电量9685亿千瓦时、同比增长10.4%。

2018年全国社会用电量结构占比

数据来源:公开资料整理

    电改与降电价政策的出台使国家电网传统供售电业务未来盈利能力显著承压。本轮电改意在打破垄断,竞争的引入使电网公司的传统供售电业务未来中长期维度盈利能力承受压力。在电改9号文出台以前,电力价格尚未市场化。由于电网的“自然垄断”属性,国家电网一直采用通过购销差价获取垄断利润的传统供售电业务盈利模式。在输配电价核定方面,电改9号文输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”的原则,电网企业按照政府核定的输配电价收取过网费,不再以上网电价和销售电价价差作为主要利润来源。此项要求使国家电网原有利润来源受到明显限制。而在售电侧改革方面,本轮电改鼓励社会资本投资配电业务,运营增量配网,开始逐步将电网公司过去垄断的配售电业务向社会资本有序放开。远期角度来看,随着本轮电改持续推进与市场化程度逐步提升,国家电网赚取购销差价的传统模式将无以为继,盈利能力难以保证,迫使国家电网面向未来转变业务模式,发掘新的竞优势,探索新的利润增长来源。

    近年来,我国整体上电力供应能力不断加强。2012-2019年,我国全国全口径发电量不断增加。根据调查数据显示,2019年全国全口径发电量为7.33万亿千瓦时,比2018年增长4.7%。

2012-2020年全国全口径发电量及增速趋势

数据来源:公开资料整理

    2019年全国规模以上电厂发电量71422.1亿千瓦时,同比增长3.5%。其中,水电11534.4亿千瓦时,同比增长4.8%;火电51654.3亿千瓦时,同比增长1.9%;风电3577.4亿千瓦时,同比增长7.0%;核电3483.5亿千瓦时,同比增长18.3%;太阳能发电1172.2亿千瓦时,同比增长13.3%。

2019年全国发电量构成占比

数据来源:公开资料整理

    2019年,我国发电量排在前十的省份分别为山东、内蒙古、江苏、广东、四川、新疆、浙江、云南、山西和河北。发电量分别为5586亿千瓦时、5327亿千瓦时、5015亿千瓦时、4726亿千瓦时、3671亿千瓦时、3564亿千瓦时、3351亿千瓦时、3252亿千瓦时、3238亿千瓦时和3118亿千瓦时。

2019年全国发电量前十省份

数据来源:公开资料整理

    从发电量增速来看,除了江苏、浙江、河北、天津、北京、山东、上海和河南,全国其他省份发电量均实现增长,其中发电量增速超全国平均水平的省份有19个,依次为:西藏、陕西、广西、新疆、内蒙古、吉林、贵州、云南、青海、宁夏、湖南、海南、四川、安徽、湖北、黑龙江、江西、山西和广东。

    在水电发电方面,2019年全国发电量排在前十的省份分别是四川(3076亿千瓦时)、云南(2666亿千瓦时)、湖北(1330亿千瓦时)、贵州(675亿千瓦时)、广西(541亿千瓦时)、湖南(528亿千瓦时)、青海(520亿千瓦时)、甘肃(377亿千瓦时)、福建(297亿千万时)和新疆(250亿千瓦时)。

2019年全国水电发电量前十省份

数据来源:公开资料整理

    从水电发电量增速来看,除了海南、河北、吉林、安徽、江苏、湖北、重庆、黑龙江和广西,全国其他省份发电量均实现增长,其中发电量增速超全国平均水平的省份有15个,依次为:内蒙古、浙江、广东、福建、江西、山东、宁夏、甘肃、青海和云南。

    在火电发电方面,2019年全国发电量排在前十的省份分别是山东(5169亿千瓦时),内蒙古(4556亿千瓦时),江苏(4439亿千瓦时)、广东(3346亿千瓦时)、山西(2931亿千瓦时),新疆(2822亿千瓦时)、河北(2755亿千瓦时),安徽(2637亿千瓦时)、河南(2532亿千瓦时)、浙江(2494亿千瓦时)。

2019年全国火电发电量前十省份

数据来源:公开资料整理

    从火电发电量增速来看,天津、海南、北京、湖南、甘肃、河北、广东、江苏、浙江、上海、青海、河南和山东发电量增长率为负,其他省份发电量均实现增长,其中发电量增速超全国平均水平的省份有15个,依次为:西藏、广西、湖北、山西、吉林、贵州、四川、新疆、内蒙古、云南、宁夏、安徽、黑龙江、山西和江西。

    在风电发电方面,2019年全国发电量排在前十的省份分别是内蒙古(612.8亿千瓦时)、新疆(391.4亿千瓦时)、河北(277.3亿千瓦时)、云南(245.3亿千瓦时)、甘肃(226.9亿千瓦时)、山西(188.1亿千瓦时)、宁夏(173亿千瓦时)、山东(162.4亿千瓦时)、江苏(158.6亿千瓦时),辽宁(153.1亿千瓦时)。

2019年全国风电发电量前十省份

数据来源:公开资料整理

    从风电发电量增速来看,宁夏、江苏、山东、山西、安徽、海南、上海、北京和西藏发电量增长率为负,其他省份发电量均实现增长,其中发电量增速超全国平均水平的省份有16个,依次为:青海、广西、天津、四川、湖南、新疆、福建、广东、贵州、重庆、江西、云南、吉林、陕西、湖北和黑龙江。

    智研咨询发布的《2020-2026年中国火力发电量行业市场需求预测及投资策略研究报告》数据显示:2019年我国发电量将突破70000亿千瓦时,达到71,151亿千瓦时。未来五年(2019-2023)年均复合增长率约为6.13%,并预测在2023年我国发电量将达到90254亿千瓦时。

2019-2023年全国发电量及预测

数据来源:公开资料整理

    二、中国电力行业发展趋势

    1、电力体制改革持续深化

    深化电力体制改革、推进价格机制改革是国家作出的重大决策部署。电网企业的成本价格监管制度框架的建立标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实的一步,有利于加快电力体制改革总体进程。

    放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成,是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路,是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。

    防范化解煤电产能过剩风险,不仅加快煤电企业重组整合步伐,更是推进供给侧结构性改革的必然要求,彰显了党中央、国务院对能源行业科学发展的深谋远虑。

    全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分,是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。

    最后,电力需求侧管理是供给侧结构性改革的重要内容,是推进“放管服”改革的有效抓手,也是促进可再生能源消纳的关键手段。

    2、开拓海外市场

    近些年来,中国电力工业高速发展,技术和管理有了长足的进步,比如特高压技术和超临界已经达到世界先进行列,从规划还是到建设以及运营维护管理水平,都有较大提升。但是由于近些年经济常态化,电力发电装机容量逐年下降,加之火电的政策、弃风、弃光的状况加剧,我国电力企业逐步开拓海外市场。

    据统计,近几年来我国对外投资主要在九个国家,一共有40个项目。对于东南亚主要投资领域是在煤电和水电,南亚国家主要是风电和煤电。对于工程承包来说,近4年来共投资有295个项目,分布于40余个国家,涵盖了“一带一路”大部分国家,在东南亚地区还是以传统煤电水电为主。

    截至2017年底,我国主要电力企业境外累计实际投资总额达746亿美元。2017年,国内主要电力企业实际完成对外投资193亿美元,同比2016年增长1.48倍,投资涉及水电、火电、新能源输配电等不同领域。

    3、新能源占比不断提升

    随着经济社会的发展,可再生能源又被赋予了节能减排、温室气体排放控制和大气污染防治等新使命。特别是2017年的《政府工作报告》把“蓝天保卫作战”写入其中,更加说明在“十三五”时期及以后,可再生能源发展将会被提到更高的高度,在我国能源系统中的占比进一步提升。

    根据调查数据统计,2017年我国新增新能源发电装机占比53.7%,首次超过50%,电源结构持续优化。全国非化石能源发电装机容量占全国总装机容量的38.8%,比上年提高2.2个百分点。东、中部地区新增新能源发电装机容量占全国新增新能源发电装机的76.0%,比上年提高18.1个百分点,新能源发电布局继续向东中部转移。

    2017年,全国共投产5条直流、2条交流特高压项目,新增跨区输电能力4,350万千瓦,全国跨区输电能力达到1.3亿千瓦,极大提高了电网跨大区能源资源优化配置能力和清洁能源消纳能力。2017年,全国弃风电量419亿千瓦时、同比减少78亿千瓦时,弃风率12%、同比下降5.2个百分点,是三年来首次弃风电量和弃风率“双降”。

    4、降低一般工商业电价

    2018年3月28日,国家发展改革委发布了《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》。为贯彻落实中央经济工作会议关于降低企业用能成本和《政府工作报告》关于降低一般工商业电价的要求,决定分两批实施降价措施,落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求, 进一步优化营商环境。通知要求:全面落实已出台的电网清费政策;推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革;进一步规范和降低电网环节收费;临时性降低输配电价。将省级电网企业已核定的规划新增输配电投资额转为用于计提折旧的比例由平均75%降至70%,减少本监管周期定价成本,并相应降低输配电价。

    现阶段降电价的主要目的是减轻实业负担,改善工业部门的盈利能力,从而拉动制造业与基建投资,在外部贸易环境面临挑战的情况下保证经济稳增长。

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