我国电力行业供给态势图文分析报告.docx

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我国电力行业供给态势图文分析报告

2017年我国电力行业供给态势

图文分析报告

（2018.09.17）

一、水电

1、十二五装机集中投产十三五增速明显回落

十二五期间大型水电集中投产，装机实现跨越式增长：

2013-2014年雅砻江和金沙江部分大型电站集中投产，水电装机增加8900万kW；截至2016年底常规水电装机3.05亿kW，抽水蓄能装机0.27亿kW。

受水电开发资源有限、生态环保等原因限制，十三五水电增量显著回落，水电十三五规划：

到2020年我国常规水电装机达3.4亿kW，抽水蓄能装机0.4亿kW；其中大型水电新增投产3849万kW，较十二五建设规模明显下降。

水电十三五规划基本情况

2、十三五期间水电装机投产进度预测

梳理国内主要水电公司在建、拟建项目情况，并据此对2017-2020年水电装机增量进行预测。

具体包括长江电力、桂冠电力、川投能源、黔源电力、国投电力、国电电力、华能水电等，纳入统计的项目装机合计2682万kW。

将上述梳理出来的项目投产进度按披露值预测，与规划目标相差的818万kW平滑的分摊的预测期内，由此我们预计2017-2020年每年新增常规水电装机分别为1000、570、454和1435万kW。

十三五期间常规水电新投产预测情况（单位：

亿kW）

国内主要水电公司2020年前投产的在建及拟建水电站

3、装机总体稳步增加

结合对常规水电和抽水蓄能装机的预测，我们认为截至2020年我国常规水电装机达3.4亿kW，抽水蓄能装机0.4亿kW，装机总体稳步增加，增速回落。

2020-2022迎来投产小高峰，三年合计投产3835万kW：

其中乌东德（1020万kW）计划2020投产以及白鹤滩（1600万kW）将在2021~2022年集中投产，水电十四五期间仍有增长空间，考虑可供开发流域减少，我们对新增水电装机保持中性估计。

我国水电装机预测情况（单位：

亿kW）

二、核电

1、两大运营主体各占半壁江山

截至2016年底，我国在运核电机组35台，装机总量3363万kW。

中国核电在运机组16台，装机容量1325.1万kW，占全国在运核电装机容量的39.4%；中广核管理的在运机组19台，装机容量2038万kW，占全国在运核电装机容量的60.6%；红沿河核电机组为中广核与国家电投分别持股45%。

在建山东海阳核电站，将成为第三个核电投资运营主体。

中国核电在运核电机组（截至2016年）

核电站

装机（万KW）

秦山一核机组

31

方家山核电

218

秦山二核

262

秦山三核

146

田湾核电

212

福清核电工程一期

327

昌江核电

130

合计

1325

2、十三五建设进度或低于规划

在建机组进度偏慢，十三五核电装机增量或不及规划，电力十三五规划：

十三五期间全国核电投产约0.3亿kW，到2020年我国核电装机达0.58亿kW。

根据在建核电机组目前情况及拟建项目的推进速度，我们预计2020年核电装机将达0.48亿kW，低于规划要求的0.58亿kW。

重启内陆核电不确定性高，谨慎预测十四五装机增量，电力发展十三五规划提出十三五期间核电新开工0.3亿kW以上，根据目前项目核准和开工进度，我们保守估计不到0.2亿kW核电机组可在十四五期间投产。

我国核电装机预测情况（单位：

亿kW）

2020年预计投产项目统计

3、多因素推动利用小时数稳步回升

近两年来核电利用小时数显著下降：

我国核电利用小时数在2014年及以前均维持在7700小时以上，2015-2016年电力需求增长放缓以及发电装机过剩导核电利用小时下降。

2017年1-9月核电利用小时数为5379小时，同比提升144小时；多重因素助力核电发电效率回升：

我国用电需求回暖、装机增速放缓以及核电积极；参与市场化电量交易，我们预计未来几年利用小时数有望实现持续回升。

我国核电利用小时数情况（单位：

小时）

三、风电

1、多因素压制风电装机明年装机增速有望恢复

十二五期间风电高增长，装机总量从2010年的30GW增加至2015年底的128GW，预计2020年末风电装机达230GW，超过十三五规划要求。

电力发展十三五规划：

2020年全国风电装机将达210GW以上；截至2017年9月风电装机已达157GW，我们预计2020年风电并网装机将达230GW，超过规划标准；2015年抢装造成弃风限电严重，加之市场对于风电补贴下发存在担忧情绪，2016、2017年风电装机投产较少，预计2018年起风电装机增速恢复；平价上网实现后装机增长有望提速，目前预测偏谨慎。

2、弃风率改善利用小时数稳步提升

十二五期间风电新增9800万kW，新增装机集中在“三北地区”，当地消纳能力低叠加外送电通道配套不足导致弃风率高企，2016年西北五省（除西藏外）合计弃风率达到33.34%。

十三五期间多举措改善弃风率，国家电网公司规划2020年将弃风率控制在5%以内；红色预警区域不再核准新装机，中东部、南方地区及海上风电成为重要增量市场；外送电通道陆续投产：

十三五末国家电网“西电东送”电力规模达到3.1亿kW，“三北”地区通过特高压电网向东中部地区输送新能源约1.48亿kW；十三五期间热电联产机组和常规煤电灵活性调峰改造规模达到1.33亿kW和8600万kW；受益弃风限电持续改善，预计风电利用小时数在2021年之前将小幅抬升。

我国风电利用小时数预测（单位：

小时）

四、光伏

1、集中式稳步推进分布式2017年为爆发元年

光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站两种：

集中式光伏电站包括普通，光伏电站和扶贫光伏电站中的光伏农业大棚扶贫以及地面光伏电站扶贫。

集中式光伏长期为国内光伏装机主力，分布式光伏装机2017开始爆发：

截至2016年底国内集中式光伏电站装机达6710万kW，分布式光伏装机为1032万kW，集中式光伏电站为国内光伏装机主力；分布式光伏成本持续下降，用户侧经济性凸显：

当前II、III类资源区，度电成本分别为0.67元/kWh、0.79元/kWh，考虑到各地大工业电价为0.6-0.9元/kWh，工商业电价大于1元/kWh，用户侧已经部分实现平价上网；2017年前三季度，新增分布式装机15GW，同比增长了300%以上，17年为爆发元年，后续持续放量值得期待。

2、分布式装机维持高位2020平价后进一步放量

2017-2020年：

集中式电站装机保持稳定，分布式开启成长。

2021-2025年：

由于区位限制集中式新增受限；分布式在2020年实现全面平价后装机有望进一步放量。

中国2017-2020年光伏新增装机量估算（单位：

GW）

五、火电

1、供给侧改革推动煤电装机减速降档

2016年火电利用小时创新低，煤电装机过剩亟待缓解；16部委联合发文，十三五期间停建和缓建煤电1.5亿kW，淘汰落后产能0.2亿kW以上；电力十三五规划指出，到2020年力争煤电装机控制在11亿kW之内，占比降至55%。

2017-2020年：

考虑煤电供给侧改革进展，我们预计2017~2020年煤电装机增速显著回落，每年新增容量约为0.25~0.3亿kW，截至2020年煤电装机总量控制在10.56亿kW，实现规划目标。

2021-2025：

考虑部分十三五期间停建、缓建项目被推迟到十四五投产，我们判断2021、2022年投产迎来小高峰，之后几年新增容量将稳定在0.3亿kW。

十三五规划2020年燃气发电装机达到1.1亿kW，我们预测气电装机年均增速为10%~11%。

2025年气电装机达到1.77亿kW。

历年火电设备平均利用小时数（单位：

小时）

我国火电装机容量预测（单位：

亿kW）

2、用电回暖+装机增长放缓利用小时稳步回升

火电主力电源地位不变，受益用电需求回暖发电量稳步增长，十三五期间火电发电量年均增速约6%，2020年火电发电量预计达到55000亿kWh十四五期间火电发电量年均增速约5.2%，2025年火电发电量将超过70000亿kWh。

发电量增长装机增速放缓，火电利用小时逐年抬升，我们预计2018~2020年每年火电利用小时数年均增加超过100小时；十四五利用小时数增速放缓，但仍保持上升势头，2025年火电利用小时数重回4800小时以上。

我国分类电源发电量预测（单位：

亿kWh）

我国火电利用小时数预测（单位：

小时）