内生动力保持增长趋势——《2020 年一季度全国电力供需形势分析预测报告》分析

突如其来的新冠肺炎疫情，加大了国内经济下行压力，也对电力行业造成冲击。据中电联发布“2020年1～3 月份电力工业运行简况”统计（简称“简况”），一季度，全国全社会用电量约1.57 万亿千瓦时，比上年同期下降6.5%。初步测算，新冠肺炎疫情影响一季度全社会用电量1700 亿千瓦时左右。随着国内疫情逐步得到控制，各行业企业加快推进复工复产，疫情对电力消费的影响明显减弱，3 月份全社会用电量同比下降4.2%，比2 月份降幅收窄5.9 个百分点。电力供应继续呈现绿色低碳发展趋势，非化石能源发电装机保持较快增长；水电和火电发电量下降较多，风电和太阳能发电量保持快速增长；太阳能发电设备利用小时数略有提高，其他类型发电设备利用小时数均同比降低。

用电量下滑电力消费增速逐步回升

国网能源研究院经济与能源供需研究所副所长谭显东认为疫情对全社会用电量影响较大。据统计，我国全社会用电量增速曾在2008 年、2015 年出现过类似下滑情况。与之前相比，谭显东认为本次用电量下降的幅度更大，下降的行业更多，充分体现了新冠肺炎疫情所带来的前所未有的冲击。2003 年非典时期，全社会用电量仍保持了快速增长，上半年增速达到15.4%。2008～2009 年，受国际金融危机影响，用电量在2008 年下半年出现下滑，2009 年上半年同比下降了2.2%。今年一季度，全社会用电量同比下降了6.5%,降幅明显超过了之前。同时，第二产业、第三产业用电也在下降，体现出了本次疫情影响的范围更大。

谭显东表示，一季度，第一产业用电量同比增长4.0%，基本保持常年平均水平，反映农业生产基本平稳，受疫情的影响很小。受疫情影响，居民外出活动受到较大抑制，网络购物、居家办公、在线教育等蓬勃发展，促进了居民生活用电的增加，同时受暖冬因素的制约，采暖负荷未充分释放，所以居民生活用电量增速仍然未达到正常水平，一季度的增速为3.5%，后期还会进一步回升。

第一季度各区域全社会用电量也呈现不同特征。东部地区山东、江苏、广东等省份下跌幅度较大，但是西部地区，如新疆、云南依然保持增长态势。对于这种现象，谭显东认为，一季度，上海、江苏、浙江等东部地区全社会用电量明显下降，降幅分别为11.7%、13.2%、15.8%，主要是上述省份离湖北省相对较近、人口流动量大、经济发达，疫情影响较为严重（截至3 月31 日上述省份新冠肺炎确诊人数均超过500 人），其中第二产业和第三产业用电量降幅均为两位数。与之对应，云南、新疆、内蒙古等省份全社会用电量增速位居全国前列，分别为5.8%、5.1%、4.0%。究其原因，一是上述省份离湖北较远、人口流动量较小，受新冠肺炎疫情影响相对较弱；二是上述省份承接东部地区高耗能等产业转移，经济内生增长动力较强，部分抵消掉了疫情带来的负向影响。

3 月份，我国全社会用电量已经出现反弹，随着迎峰度夏的临近，我国全社会用电量也将迎来快速增长。对于今年迎峰度夏用电及上半年全社会用电量发展走势，谭显东表示，随着国内疫情防控向好态势进一步巩固，在常态化防控中经济社会运行趋于正常、生产生活秩序加快恢复。但国际疫情持续蔓延，全球经济下行风险加剧，我国经济发展面临前所未有的挑战。我国将以更大宏观政策的力度对冲疫情影响，扩大内需战略坚定实施，消费潜力不断释放，有效投资持续扩大，预计后期电力需求将继续回升。根据国家气候中心预计，今年夏季除华南西部气温较常年同期偏低外，全国大部地区气温接近常年同期到偏高。考虑去年夏季气候和降温用电实况，今年夏季空调降温用电保持较快增长，电网最大负荷有望再创新高，湖南、江西等部分省份在用电高峰时段仍会出现电力供需紧张情况。

新冠肺炎疫情、全社会复产复工、迎峰度夏，电力企业进入多重因素叠加期，风险因素也在增大。面对复杂的环境，谭显东建议：

一是统筹推进疫情防控与企业生产经营。当前，国内疫情防控向好态势进一步巩固，但国际疫情持续蔓延、境外输入风险犹在，电力企业需坚持不懈常态化开展疫情防控。在此基础上，电力企业要更大力度发挥国民经济基础支撑作用，落实国家各项支持企业复工复产政策，有力保障电力供应安全、有力支撑经济社会发展。

二是确保电力系统安全可靠运行。要加强重点设备运维，提高电力系统运行安全管理与风险管控；加强对高危及重要客户安全隐患排查治理，完善应急预案；加强值班值守和风险预警，备足备优应急抢险物资，提高故障抢修速度、提升供电服务质量，确保城乡居民、重要用户尤其是疫情防控医疗设施用电。

三是提前应对“迎峰度夏”期间电力供需形势。提升跨区跨省输电能力，统筹优化送电安排；考虑电力供需平衡情况及输电通道动态能力空间，优化调整交易安排，及时开展月内增补交易；积极配合政府部门制定实施有序用电方案，确保覆盖最大电力缺口；大力推广电力需求响应，扩大空调负荷参与规模。

多因素共振火电企业盈利或将改善

今年一季度，全国规模以上电厂发电量为1.58 万亿千瓦时，同比下降6.8%，其中，火电发电量同比下降8.2 个百分点。火电设备平均利用小时数大幅缩减，给火电企业带来经营压力。但令火电企业感到欣慰的是，随着动力煤价格持续下跌，以及复产复工带来用电量增长，预计部分火电企业经营状况有望得到改善。

春节假期为耗电量占比最大的第二产业生产淡季，同时叠加疫情影响下的延期复工，整体电力需求有所减弱。其中，处于此次疫情中心的湖北省，用电需求受到极大影响，特别是在整个2 月份，全网最大用电负荷一度同比下降33%。

新冠肺炎疫情导致电力市场需求趋弱，进而导致发电机组平均负荷下降，发电量减少。在此形势下，火电作为我国电力生产的绝对主力，由于其可调节性强，发电优先级低等特点，发电量受疫情影响相对更大。据“简况”显示，一季度全国规模以上电厂火电发电量11746 亿千瓦时，同比下降8.2%，增速比上年同期回落10.2 个百分点。

从火电利用小时数上看，一季度全国火电设备平均利用小时数为946 小时，比上年同期降低137 小时。分省份看，全国共有17 个省份火电设备利用小时数超过全国平均水平，其中甘肃和新疆超过300小时左右，而湖北、浙江、江苏、安徽和贵州同比降低超过200 小时。

由于疫情与冬季供暖期有重叠，今年一季度，供热机组的负荷状况要明显好于其他机组。某发电企业负责人表示，“靠近城市中心的、带供热面积多的电厂，负荷状况相对还好一些，因为调度上会有所倾斜。以前总说居民供热不挣钱，但今年承担供热任务的机组至少在发电量上有保障。”

随着全国正在有序复产复工，疫情逐步在4 月初趋于平稳，从用电量数据长期来看，第二产业用电量可能在今年下半年有所改观。工业和信息化部新闻发言人、运行监测协调局局长黄利斌说，4 月上中旬，发用电量增幅已由负转正，工业经济运行朝着积极方面发展。中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆也指出，疫情对电力消费的影响在3 月份已明显回落，3 月末的日用电量规模估计已恢复到上年同期水平。预计二季度全社会用电量实现中低速增长，增速比一季度回升9 个百分点左右。

今年2 月份，国家能源局下发了疫情防控期间保障煤炭供应的通知，促进电煤稳定供应，保障全国电煤库存处于合理水平。受此影响，叠加下游电厂日耗偏低，电煤库存维持较高水平。以秦皇岛港为例，截至4月17 日秦皇岛港煤炭库存688.5 万吨，环比上月同期增加88.5 万吨，涨幅达14.75%。

4 月以来，随着居民用电量逐渐进入淡季，工业用电量回升空间有限，下游电厂日耗偏低，电煤库存可用天数持续覆盖30 天左右。在此背景下，下游电厂积极去库存，消极采购，动力煤供需矛盾难以改善，煤价一度跌至三年来最低水平。截至4 月3 日，汾渭能源公布的最后一期CCI5500 大卡动力煤价格指数报收于520元/吨，周环比下降21 元/吨。

近期，神华公布了4 月份长协价格，所有外购品种降幅均在25 元/吨以上，首次创下外购煤价全面低于自产的纪录，且量大采取价格优惠政策。陕煤、中煤等大型煤企纷纷跟进，港口报价连续出现单日较大幅度调降，部分港口实际成交价格已经跌至470 元/吨。受此影响，今年一季度全国煤炭开采和洗选业实现利润421.1 亿元，同比下降29.9%。

从历史经验看，二季度为传统动力煤消费淡季，下游电厂日耗普遍处于低位平稳运行态势，动力煤价格难以提振。此外，受国际原油价格持续下跌的影响，动力煤国际市场需求低迷，内外价差偏大，综合分析，预计后期动力煤价格将维持低位运行态势。

受益于动力煤价格持续走低，火电企业业绩有所好转。近期，五大发电央企主要上市公司均完成2019年度业绩报告披露工作，部分企业公布2020 年一季度报。综合年报和一季度报看，在营收平稳增长的同时，煤炭价格下降明显提振了以煤电资产为主的各上市公司盈利水平，利润水平也得到修复。

总体来看，结合影响火电的煤炭价格、利用小时数和上网电价来看。由于今年上半年疫情期间的阶段性降低电价政策中，行政性降电价政策以电网侧为主，市场对于发电企业上网电价的悲观预期有望修复。此外，煤炭价格下行将有效对冲电量回落对盈利的影响。预计煤价近期快速下行的红利有望集中在二季度释放，火电企业盈利能力修复有望延续。

风电稳字当头走向平价

据“简况”显示，今年一季度，全国风电发电新增装机236 万千瓦，同比减少242 万千瓦；全国并网风电设备平均利用小时数为548 小时，比上年同期降低8 小时。

面对突如其来的新冠肺炎疫情，风电行业产业链上下难免受到冲击。随着电价补贴、2020 年建设要求等相关政策文件的发布，行业应对疫情、稳定发展的思路方向逐步明晰，投资信心再度提振。数据显示，一季度全国主要发电企业电源工程完成投资596 亿元，同比增长30.9%。其中，风电逆势大涨，投资规模达281亿元，同比增长185.9%。

平价压力叠加疫情影响，一季度的风电行业在政策保驾护航下稳中有进、共克时艰。

2019 年，风电行业发展交出了一份高分答卷。风电装机规模突破2 亿千瓦，达到2.1 亿千瓦，同比增长14.0%；风电发电量4057 亿千瓦时，首次突破4000 亿千瓦时，同比增长10.9%；弃风电量169 亿千瓦时，同比减少108 亿千瓦时，全国平均弃风率4%，同比下降3 个百分点，继续实现弃风电量和弃风率的“双降”。

消纳情况持续好转，为度过2020 年风电平价最后倒计时打下了良好基础，向平价上网平稳过渡成为开年一系列政策的核心诉求。

新增补贴规模落地。1 月22 日，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确自2020 年起，所有新增可再生能源发电项目均采取“以收定支”的方式确定。根据基金征收情况和用电量增长等因素，预计2020 年，新增风电将与光伏发电、生物质发电项目共享50 亿元补贴资金额度。

同时，补贴制度进一步完善。3 月23 日，财政部办公厅印发《关于开展可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，标志着可再生能源补贴清单制正式启动。国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。该通知指出，进入1～7批补贴目录的可再生能源项目，由电网企业审核后直接纳入补贴清单。七批目录之外的项目，将分批纳入补贴清单。

3 月5 日，国家能源局发布《关于2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了2020 年推动风电产业高质量发展的总体思路。积极推进平价上网项目、有序推进需国家财政补贴项目、全面落实电力送出消纳条件、严格项目开发建设信息监测，一系列举措保障了政策的延续性。值得注意的是，通知中多次强调落实电力送出消纳条件，首次要求国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力公司会同新能源消纳监测预警中心及时测算论证经营范围内各省级区域2020 年风电新增消纳能力，报国家能源局复核后及时对社会发布，促进风电合理布局，防范投资风险。

尽管国内疫情防控已取得阶段性成果，但风电产业所受影响远未消除。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩此前撰文指出，受疫情影响，国内部件和整机企业产能大幅下滑，全年风电机组出货量将减少30%左右，设备供货会延迟6 个月以上。受上游设备供应不足、运输受阻、电网送出工程建设耽搁等影响，风电场施工进度大大落后于预期。陆上风电项目建设工期至少延误6 个月以上，海上风电项目工期至少延后8 到12 个月。

为减轻疫情影响，《关于2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》已将征求意见稿中关于平价项目的申报截止时间延长一个半月到4 月底，并将协调有关部门研究、完善相关政策，可以说让产业链上下游企业吃下一颗“定心丸”。

疫情阴霾只是风电行业发展壮大中的一次暂时性冲击，行业的持续健康发展，仍需进一步提质增效、优化结构。

数据显示，我国风电开发布局正不断优化。2019年，全国风电新增并网装机2574 万千瓦，其中陆上风电新增装机2376 万千瓦、海上风电新增装机198 万千瓦。从地区分布看，中东部和南方地区占比约45%，“三北”地区占比降至55%。中东部资源潜力得到进一步挖掘的同时，生态环保问题也需重视。

3 月底，国家能源局发布《2020 年度风电投资监测预警结果》，全国各地市区红色预警全面解除。面对新一轮发展机遇，分散式风电和海上风电前景广阔。《关于2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》明确提出继续积极支持分散式风电建设、稳妥推进海上风电建设。鼓励各省（区、市）创新发展方式，积极推动分散式风电通过市场化交易试点方式进行项目建设。同时强调，要落实核准承诺制，构建“一站式”服务体系，完善标准规范，积极支持分散式风电发展。

“十四五”即将到来，陆上风电全面实现无补贴平价上网进入关键期。国家能源局明确可再生能源发展“十四五”规划编制重点，市场化、低成本是基本方向。无论是梳理风电开发布局与国土空间规划的关系，还是统筹本地消纳与跨省区输送、加快技术装备和产业体系建设，风电行业发展依旧任重道远。

核电发电增速回落重点工程进展迅速

根据统计，截至今年一季度我国核电装机容量4877 万千瓦。1～3 月份，全国核电发电量780 亿千瓦时，同比增长1.2%，增速比上年同期回落24.9 个百分点。

受新冠肺炎疫情影响，虽然核电发电量增速有所回落，但是工程建设与科技研发没有停滞，今年一季度华龙一号全球首堆——中核集团福清核电5 号机组于一季度完成热态性能试验；示范快堆工程1 号机组进入安装阶段；高温气冷堆示范工程完成2020 年度首个节点目标。

国内两家最大核电运营商发布公报显示，2020 年第一季度，新冠肺炎在中国的疫情对整体经济运行和电力需求造成一定影响，导致中广核核电机组在春节后出现一定程度的减载或停机备用。如不计入2019 年7 月及9 月新投产的阳江6 号机组和台山2 号机组的影响，中广核运营管理的其他22 台核电机组于2020年第一季度的总上网电量为368.83 亿千瓦时，较2019年同期下降4.71%。

2020 年第一季度，中广核按计划开展了岭东1 号机组、阳江3 号机组及防城港1 号机组的换料大修。截至2020 年3 月31 日，除防城港1 号机组的换料大修仍在进行外，其余两台机组换料大修均已顺利完成，为核电机组下一个燃料循环周期内保持良好的运行状态奠定了基础。

中核集团下属上市公司中国核电发布公告显示。今年一季度累计商运发电量315.42 亿千瓦时，同比增长1.07%；上网电量291.86 亿千瓦时，同比增长0.46%。

公告显示，受新冠肺炎疫情影响，中国核电的核电机组参与电网调停或降负荷时间多于去年。一季度核电发电量为310.34 千瓦时，比去年同期微降约0.31%；上网电量286.95 亿千瓦时，同比下降约0.97%。

据统计，今年一季度全国核电设备平均利用小时数为1599 小时，比上年同期降低56 小时。

此外，今年一季度我国首次核电站增容业务获批。3 月24 日，国家能源局浙江监管办公室正式向秦山核电有限公司核发新的电力业务许可证（发电类），批准同意秦山核电30 万千瓦级核电机组电力业务许可容量由31 万千瓦变更为33 万千瓦。这是我国首次进行核电站增容。此次更新后，秦山核电9 台机组《电力业务许可证》载明的额定容量分别为：秦一厂33 万千瓦；秦二厂1、2 号机组65 万千瓦；秦二厂3、4 号机组66万千瓦；秦三厂1、2 号机组72.8 万千瓦；方家山1、2号机组108.9 万千瓦。

同时，国家能源核能供热商用示范工程——海阳核能供热项目也于一季度完成首年度供热任务，即持续为70 万平方米居民用户供热129 天。据测算，核能供热项目首个供暖季累计对外供热28.3 万吉焦。海阳核能供热项目目前仍在加快推进中，预计下一阶段可实现3000 万平方米的供热面积。

据“简况”显示，1～3 月份，全国主要核电企业电源工程完成投资65 亿元。一季度我国核电重点工程进展迅速。

今年年初，面对突如其来的疫情，中核集团华龙一号示范工程党建工作联合委员会坚决贯彻“坚定信心、同舟共济、科学防治、精准施策”精神，积极动员现场各参建单位迅速投入到战“疫”当中。在严格落实疫情防控要求的基础上，核安全监管部门的官员全过程进行核安全监督，春节至今始终坚守现场一线，评审专家通过视频网络连线等方式进行审查，调试团队攻坚克难冲锋在前，推进各项调试工作安全高质量进行。目前，华龙一号示范工程建设有序推进，现场各单位保持“零感染”记录。3 月2 日9 时12 分，完成华龙一号全球首堆——中核集团福清核电5 号机组热态性能试验，为后续机组装料、并网发电等工作奠定了坚实基础。

也在3 月，中核集团全球在建第5 台华龙一号核电机组——中国核电漳州核电1 号机组首个钢衬里模块于吊装成功。不久之后，在遥远的巴基斯坦，华龙一号海外第二台机组堆内构件全部安装完成。

当然华龙一号的好消息绝不仅此，英国当地时间2 月13 日上午，中广核及其当地合作伙伴法国电力集团（EDF）发布声明称，英国核能监管办公室（ONR）和英国环境署（EA）当天发布联合声明，宣告我国三代核电技术“华龙一号”在英国的通用设计审查（GDA）第三阶段工作完成，正式进入第四阶段，即最终批准阶段，标志着“华龙一号”落地英国又向前迈出了极为关键的一步。

在华龙一号捷报频传的同时，我国在建其他机型也频频发力。1 月18 日，示范快堆工程1 号机组第一跨钢拱顶徐徐离开地面，较计划提前13 天完成节点目标，标志着1 号机组从土建阶段进入安装阶段。并网后，中国将成为世界上第8 个拥有快堆技术的国家。作为第四代先进核能技术，快堆可将天然铀资源利用率从目前的约1%提高至60%以上，并实现放射性废物最小化，能一举解决铀矿资源枯竭、核材料利用率低和核废料难以处理等问题。