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2017年

时间:2019-03-03 21:33:42 来源:荣一娱乐注册 作者:匿名



长期以来,火力仍将是主要的动力源,火力发电的成本仍然具有优势。大型火电机组燃煤效率高,具有成本低,效率高,稳定性强等优点。

保持经济发电

经济增长,能源替代和新能源汽车的普及已经稳步增加了三轮驱动的功耗。

经济增长是电力消费增长的第一推动因素:与1991年至2016年的历史数据线性拟合表明,每增加1亿元的固定价格GDP,驱动发电量将增加约0.08亿千瓦时。电能的替代加速,新能源汽车的普及改变了交通能源的消耗,并导致电力消耗的边际增长。

结合过去三年的库存周期,房地产周期和信贷周期,它将处于下行周期,直到2018年。

基于整体宏观经济趋势和后续GDP增长预测,我们预测传统发电将保持较高的增长率:其中,“十三五”期间预计将维持在6%左右,而“十四五”期间将维持在5.5%左右。

与此同时,电能的更新稳步推进,有助于电力需求的增加。国家发展和改革委员会计划到2020年终端能源消耗的能源消费比例将达到27%左右。“十三五”规划将进一步明确到2020年新能源消费将被取代大约4,500千瓦时。 2017年上半年,替代电力为717亿千瓦时,预计年替代能力为1500亿千瓦时。根据2017年的能源替代率,预计2017 - 2020年的年度电力替代将增加约1000亿千瓦时,复合年增长率将达到44%。由于“十三五”期间电能替代率较高,“十四五”增加空间量减少。

新能源汽车市场于2015年正式启动,未来十年将有广阔的发展空间。

基于新车增长和年用电量的假设,预计新能源汽车将在2017年至2020年间每年增加100亿千瓦时的电力消耗,2020年的年用电量将达到400亿千瓦时。据估计,“十四五”期间新能源汽车用电量年均增长率将达到36%。到2025年,每年的电力消耗将超过1300亿千瓦时,随后新能源汽车的能源需求将继续释放。

从2017年到2020年,电能替代将稳步推进,新能源汽车将加速发展。两者将共同推动国家发电量逐年增长。 2017年,全国发电量增长率预计为6.2%,2020年达到7.1%。预计“十四五”期间发电量增速将逐步下降,但仍处于下降趋势。高于5%。水火基本动力状态稳定

“十二五”期间,大型水电投入运行,装机容量实现跨越式增长。但由于水电开发和环境保护资源有限,“十三五”水电增幅明显下降。据估计,2017 - 2020年常规水电的年装机容量分别为1000,570,454和1435万千瓦。

结合常规水电和抽水蓄能的预测,我们认为到2020年,中国常规水电装机容量将达到3.4亿千瓦,抽水蓄能将达到4000万千瓦。装机容量将稳步增长,增速将下降。

“十四五”期间仍有增长空间。考虑到可用开发盆地的减少,我们维持对新水电装机容量的中性估算。

截至2016年底,中国共运营35座核电机组,总装机容量为3363万千瓦。

在“十三五”期间,该国的核电产量约为3亿千瓦。到2020年,中国的核电(601985,库存)装机容量为5800万千瓦。根据在建核电机组的现状和拟议项目的速度,预计到2020年核电装机容量将达到4.08亿千瓦,低于规划要求。在电力发展“十三五”期间,核电将启动超过3亿千瓦。根据目前的项目审批和建设进度,保守估计“十四五”期间不到2000万千瓦的核电机组可投入运行。

2014年及之前,中国的核电利用小时数一直保持在7,700小时以上,2015 - 2016年电力需求增长放缓,以及由于装机容量过剩导致核电利用率下降。 2017年1月至9月,核电利用小时数为5,379小时,比去年同期增加144小时。由于中国电力需求的复苏,装机容量的放缓以及核电在市场化电力交易中的积极参与,预计未来几年的利用小时数将继续增加。

“十二五”期间,风电增长迅速,总装机容量从2010年的30GW增加到2015年底的128GW。“十三五”电力发展规划:2020年,民风电力装机容量将达到210GW以上;截至2017年9月,风电装机容量已达157GW。预计2020年风电装机容量将达到230GW,超过规划标准。2015年,粉碎设备造成严重的风电停电,市场担心风电补贴。 2016年和2017年,风电装机容量较小。预计2018年风电装机容量将恢复。净价实现后,预计装机容量将加速。目前的预测是谨慎的。

“十二五”期间,风电增加9800万千瓦,新增装机容量集中在“三北”地区。当地消费能力低,外部输电通道不足,导致放弃率高。 2016年,西北五省(不含西藏)此外,废弃风总量达到33.34%。在“十三五”期间,公司决定提高废弃率。国家电网公司计划在2020年内将废弃风速控制在5%以内。

受益于风电限电的持续改善,预计2021年前风电利用小时数将略有增加。

光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。集中式光伏发电长期以来一直是国内光伏发电装置的主力军,分布式光伏发电装置于2017年开始爆发。截至2016年底,国内集中式光伏电站装机容量为6710万千瓦,分布式光伏装机容量为1032万千瓦,集中式光伏电站是国内主要的光伏发电装置。分布式光伏发电的成本持续下降,用户方的经济也很突出。

2016年,火电利用小时数利用率低,煤电装机容量过剩需要缓解。 16个部委联合发布文件,“十三五”期间,燃煤电厂建设和建设暂停1.5亿千瓦,落后产能超过2亿千瓦。电力“十三五”规划表明,到2020年,燃煤电装机容量将在11亿千瓦以内,占55%。

考虑到燃煤电厂改革的进展,预计从2017年到2020年,燃煤发电的增长率将大幅下降,每年增加约125-3亿千瓦。到2020年,燃煤发电总装机容量将控制在10.56亿千瓦。规划目标。

考虑到部分“十三五”期间暂停,建设项目推迟到“十四五”规划投产。我们判断产量将在2021年和2022年达到一个小峰值,未来几年新产能将稳定在3亿千瓦。 。

“十三五”期间,2020年燃气发电装机容量将达到1.1亿千瓦,燃气装机容量年均增长率为10%-11%。到2025年,燃气电力装机容量将达到1.77亿千瓦。火电的主要动力状态不变,供暖的发电需求将稳步增加。 “十三五”期间,火力发电年增长率约为6%。到2020年,火力发电预计将达到5500亿千瓦时。 “十四五”期间,火力发电年增长率约为5.2%。到2025年,火力发电将超过700亿千瓦时。

发电量增加放缓,火电利用小时数逐年增加。据估计,从2018年到2020年,每年的火电利用小时数每年将增加100多个小时。“十四五”利用小时的增长速度将放缓,但将继续增加。到2025年,火电利用的时间将回到4,800小时以上。

火电成本仍然具有优势

2016年,煤电平均基准价格为0.3644元/千瓦时。燃煤电力的平均价格与水电基本相同,略低于核电,与天然气,风电和光伏相比具有明显的价格优势。

大型火电机组燃煤效率高,具有成本低,效率高,稳定性强等优点。

参考煤电联动公式,全国煤电价格上涨估计为0.73-2.29美分/度。

预计燃煤电力联动带来的上网电价上涨不会转移到终端销售价格,燃煤电价将由中间环节部分调整或消化。

国家发展和改革委员会发布“关于全面深化价格机制改革的意见”,提出完善煤电联动机制;目前的煤电联动机制只考虑煤电联动。有效的长效机制有利于解决电力公司长期的利润稳定问题。这可能基于一系列改革,如电力供应侧改革,燃煤电力一体化和电力市场改革。

假设燃料成本占火力发电成本的64%,则不同煤炭价格和煤炭消费情景下的燃煤发电成本估计约为0.26-0.33元/kWh。超过60万千瓦的燃煤机组,如五大发电公司,占燃煤机组的50%以上,具有成本竞争优势。

神华集团和国电集团重组为国家能源投资集团,其煤电资产占全国总产量的15%。预计煤电合资企业将稳定集团内火电资产的盈利能力。

水电,核电,高分红,维护债务特征从长远来看,水电企业在建新建项目规模有所减少,预计资本支出将减少并进入现金回流期,预计将保持较高的股利比例。

随着市场用电量的增加,水电的平均上网电价呈下降趋势;预计下半年火电上游价格将为水电价格提供有力支撑。

水电标准建议:长江电力(600900,股票),湖北能源(000883,股票),桂冠电力(600236,股份),华能水电。

中国核电运营17台飞机装配机,装机容量1434万千瓦,在建机组8台,总装机容量928.8万千瓦; “十三五”期间,资产规模增长64%,年均增长率为20%。

新能源设备和运营双增长

风力发电和光伏装置已大幅增长。 1 - 9月,新增风电并网容量970万千瓦,累计产能同比增长13%;新增光伏装机容量为3800万千瓦,比2016年末增加46%,其中分布式电厂增加400%。

2017年前三季度,放弃风光大大减轻,风电限电率同比下降6.7个百分点;拒光率同比下降3.8个百分点; 11月,国家能源局发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,以促进景观的分辨率。

从新安装布局来看,西北地区到中东部地区的光伏传输趋势更加明显。分布式光伏在当地被吸收,预计盈利能力将进一步提高。

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