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2017-2025电力行业发展结构展望：火电成本仍具优势

2018-01-11 09:44:24 申万宏源　点击量：评论 (0)

火电长期仍将作为主力电源，火电成本仍具优势。大火电机组燃煤效率高，具备成本低、效率高、稳定性强等多重优势。用电保持景气经济增长、电

火电长期仍将作为主力电源，火电成本仍具优势。大火电机组燃煤效率高，具备成本低、效率高、稳定性强等多重优势。

用电保持景气

经济增长、电能替代、新能源车普及，这三驾马车驱动用电量稳步提升。

经济增长是用电量增长第一驱动力：对1991-2016年历史数据进行线性拟合显示，不变价GDP每增加1亿元，驱动发电量增加约0.08亿kWh。而电能替代加速，新能源车普及改变交通能源消费，贡献电力消费边际增量。

结合近三年库存周期、房地产周期和信用周期来看，当前至2018年将处于下行周期。

基于对宏观经济整体走势及对后续GDP增速的预测，我们预测传统发电量保持较高增速：其中，“十三五”期间预计将保持在6%左右，“十四五”期间保持在5.5%左右。

与此同时，电能替代稳步推进，贡献用电需求增量。发改委规划到2020年实现电能占终端能源消费比重达到约27%电力“十三五”规划进一步明确，到2020年电能替代新增用电量约4500 kWh。2017上半年已完成替代电量717亿kWh，全年实现替代电量1500亿kWh可期。以2017年电能替代完成率为基准，预计2017-2020年替代电量每年新增约1000亿kWh，CAGR达44%;由于“十三五”期间电能替代普及度较高，“十四五”增量空间减少。

新能源汽车市场2015年正式启动，未来十年发展空间广阔。

基于对新能车增长及年用电量的假设，预计2017-2020年新能源汽车每年新增用电量约100亿kWh，2020年年用电量达400亿kWh。预计“十四五”新能源汽车用电量年均增速将达到36%，到2025年年用电量超过1300亿kWh，新能车后续电能需求持续释放。

2017-2020年，电能替代稳步推进，新能源汽车加速推广，二者共同驱动全国发电量增速逐年增加。2017年，全国发电量增速预计为6.2%，2020年达到7.1%。预计“十四五”期间发电量增速将逐渐下滑，但仍高于5%。

水火基础电源地位稳固

“十二五”期间大型水电集中投产，装机实现跨越式增长。不过，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。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。

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，中国常规水电装机达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。

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。

截至2016年年底，中国在运核电机组35台，装机总量3363万kW。

“十三五”期间全国核电投产约0.3亿kW，到2020年中国核电装机达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，预计2020年核电装机将达0.48亿kW，低于规划要求。电力发展“十三五”规划提出期间核电新开工0.3亿kW以上，根据目前项目核准和开工进度，保守估计不到0.2亿kW核电机组可在“十四五”期间投产。

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

“十二五”期间风电高增长，装机总量从2010年的30GW增加至2015年年底的128GW。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，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。

“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。

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。

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。集中式光伏长期为国内光伏装机主力，分布式光伏装机2017年开始爆发。截至2016年年底，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。

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%。

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

再考虑部分“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年、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，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。

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。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。

火电成本仍具优势