2020年我国电力供求预测

　　未来中国电力供求增速将进一步放缓，煤电占据主导地位但比重下跌的长期趋势不会逆转，买方市场的格局特征将更为显著。
　　随着经济发展和技术进步，我国电力行业在改革开放30多年中实现了持续较快发展。但随着经济发展进入新常态，电力进入买方市场，需求决定供给。影响未来电力供求的因素包括：经济放缓和产业结构升级，能源利用效率提升，资源环境约束强化，财税金融政策影响，以及各类电源经济效益差异等。综合判断，我国未来电力供求增速将进一步放缓，电源结构面临调整，预计2020年全社会用电量在6.7-7万亿千瓦时，电力装机18亿千瓦左右，其中煤电装机占比下降10个百分点至53%左右;发电量略高于全社会用电量，其中煤电占比降至62%左右。
　　经济新常态使电力供求出现新趋势
　　改革开放30多年，我国电力行业加快发展，电力供求总量与经济社会发展基本适应，结构稳中有变。与发达国家相比，我国用电量呈现增速较快，且工业用电偏高、居民生活用电偏低的特征。
　　过去30多年，我国电力行业总体上呈现卖方市场格局。一些年份甚至电力需求无法得到完全满足，2002年6月起，我国陆续有一些地区出现电荒、拉闸限电、甚至企业轮流开工等现象。
　　2012年后，我国经济进入增速下滑、方式转变、结构调整、动力升级的新常态，电力供求格局因此出现新的变化。
　　电力供求增速总体下滑。2012年以来，我国GDP季度增速总体呈下滑趋势，从2012第一季度的7.9%逐步降至2014第三季度的7.3%。受电力供求增速总体下滑及产业结构加快调整的影响，我国发电量和用电量增速双双放缓，2012年后电力消费增速逐年快速下滑，2014年仅增长3.8%。
　　电力结构调整明显加快。2012年后火电新增装机容量延续下滑态势，从5065千瓦降到2014年的4729千瓦，占比从63.2%降到42.8%。水电、风电和光伏等清洁能源装机容量增长迅速，占比从36.9%上升到57.2%。
　　火电利用小时下降。我国水电、核电、风电、光伏等清洁能源实行优先调度，因此在电力供给宽松的情况下，火电容易受到清洁能源的挤压。受宏观经济疲弱、持续高温天数减少和来水偏多等因素影响，2014年火电利用小时数为4706小时，同比减少300多个小时。
　　发电基地和输电通道建设提速。按照国家有关规划，将重点建设锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北等9个千万千瓦级大型煤电基地，预计“十二五”和“十三五”期间开工的煤电基地装机占比将分别达到66%和62.7%。同时，积极推进金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等流域大型水电基地建设。特高压建设也将加快，2015年华北、华东、华中特高压电网将形成“三纵三横”主网架，2020年以“五纵五横”为主网架的坚强智能电网将形成。
　　电力供求呈现新趋势的主要原因
　　经济新常态使电力进入买方市场时期。随着经济增速下滑，前期大量投资建成的部分电力装机出现产能过剩倾向，整个电力行业进入买方市场。买方市场的最大的特点是需求决定供给，而经济增速放缓、产业结构调整、节能技术进步等因素使我国电力消费弹性系数下降。这就决定我国电力供求总量增速将放缓。
　　资源环境约束强化要求电力结构加快调整。面对我国严峻治霾形势和实现2020年碳排放强度相比2005年下降40%-45%的节能减排目标，能源结构、电源结构和煤电布局进行调整势在必行。火电装机需要在一定程度上被水电、核电、风电及光伏等清洁能源替代。
　　电价和财税金融等政策促进新能源大发展。新能源享受优惠上网电价并优先调度的政策，并具有较高毛利率。综合发电成本和上网电价，2013年各电源平均毛利率分别为煤电19.7%、水电44.3%、核电39.9%、风电42.0%、光伏发电33.6%、生物质发电23.4%。同时，国家出台了一系列金融和税收优惠政策以支持新能源发展。
　　电力体制改革将促进电厂效益分化。总体来说，火电企业盈利受发电利用小时数和交易电价影响，因此业绩周期性波动也将加大。电力供求偏宽松环境下，电价有望进一步下调。水电具有成本优势且优先调度，电改背景下，竞争力强化且有一定程度提价预期，行业盈利能力有望进一步提高。电改对新能源影响较小，将来随着可再生能源配额制的推出，对风电、光伏和生物质发电将形成利好。