行业形势

上半年，全国电力生产运行平稳，电力供需总体平衡。全社会用电量平稳增长，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长、贡献突出；受电价进一步降低、燃料成本持续高位、可再生能源补贴严重滞后等因素影响，电力企业经营总体仍比较困难。预计下半年，电力消费将延续上半年的平稳增长态势，全年全社会用电量同比增长5.5%左右；年底全国发电装机容量20亿千瓦左右；全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间部分地区电力供需偏紧、高峰时段存在电力缺口。

　　一、2019年上半年全国电力供需情况

　　（一）全社会用电量平稳增长，第三产业和城乡居民生活用电量较快增长

　　上半年，全国全社会用电量3.40万亿千瓦时、同比增长5.0%，一、二季度分别增长5.5%、4.5%。电力消费主要特点有:

　　一、第一产业用电量中速增长。上半年，第一产业用电量345亿千瓦时、同比增长5.0%，增速比上年同期降低5.3个百分点；占全社会用电量比重为1.0%、与上年同期持平。

　　二、第二产业及其制造业用电量稳定增长。上半年，第二产业用电量2.31万亿千瓦时、同比增长3.1%，增速比上年同期降低4.5个百分点，一、二季度分别增长3.0%、3.1%。第二产业用电量增长对全社会用电量增长的贡献率为42.6%，比上年同期降低13.9个百分点；占全社会用电量的比重为68.0%，比上年同期降低1.3个百分点。制造业用电量1.72万亿千瓦时、同比增长3.4%，一、二季度同比增长均为3.4%。从制造业几大类行业来看，高技术及装备制造业[1]用电量同比增长3.5%；消费品制造业[2]用电量增长2.1%；四大高载能行业[3]用电量同比增长3.4%，其中，建材行业用电量增长6.1%，黑色行业用电量增长5.9%，化工行业用电量增长1.3%，有色行业用电量增长1.2%。

　　三、第三产业用电量继续保持较快增长。上半年，第三产业用电量5552亿千瓦时、同比增长9.4%，一、二季度分别增长10.1%、8.6%；对全社会用电量增长的贡献率为29.5%，比上年同期提高6.1个百分点；占全社会用电量比重为16.3%、比上年同期提高0.7个百分点。其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电继续保持快速增长势头，同比增长13.6%；租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量同比分别增长12.9%、11.9%、10.7%；交通运输/仓储和邮政业用电量同比增长8.6%。电能替代持续推广催生第三产业用电增长新亮点，充换电服务业用电量增长129.0%，港口岸电用电量增长316.9%，城市公共交通运输业用电量增长18.6%。

　　四、城乡居民生活用电量继续保持较快增长。上半年，城乡居民生活用电量4993亿千瓦时、同比增长9.6%，一、二季度分别增长11.0%、7.7%；对全社会用电量增长的贡献率为27.0%，比上年同期提高7.9个百分点；占全社会用电量比重为14.7%、比上年同期提高0.6个百分点。

　　五、绝大部分省份用电量均为正增长。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.3%、6.4%、7.3%和3.5%，中部和西部地区增速领先于东部和东北地区；各地区用电量占全国用电量的比重分别为47.0%、19.1%、27.9%和6.0%，用电量增长对全社会用电量增长的贡献率分别为31.7%、24.0%、40.1%和4.2%。青海、甘肃、上海3个省(市)用电量同比下降，降幅分别为2.8%、0.7%、0.1%；28个省份用电量正增长，14个用电量增速超过全国平均增长水平的省份中，除海南、河北外，其余均属于中、西部省份。 

六、电力燃料供应总体平衡，电煤价格高位波动。上半年，全国规模以上煤矿原煤产量增长3.7%，全国煤炭进口量增长5.7%，全国电厂发电及供热消耗煤炭增长3.4%，全国电厂存煤总体处于高位，电煤供应总体平衡。

二、全国电力供需形势预测

　　（一）下半年用电量延续平稳增长态势，全年增长5.5%左右

　　综合考虑国内外宏观经济形势、电能替代、上年基数、环保安全检查等因素，下半年电力消费仍将延续上半年的平稳增长态势，预计2019年全国全社会用电量同比增长5.5%左右。若夏季全国大部地区气温低于2018年同期，全年用电量实际增速可能会偏低于预测值。

　　（二）全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间部分地区偏紧

预计下半年全国电力供需总体平衡，部分地区电力供需偏紧，迎峰度夏高峰时段存在电力缺口。分区域看，华北、华中区域高峰时段电力供需紧张，部分省份在高峰时段需要采取错避峰措施；华东、南方区域电力供需总体平衡；东北、西北区域电力供应富余。预计全年火电设备利用小时略低于2018年的4378小时。

煤电主导

在全球加速向清洁能源过渡的背景下，咨询公司伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）却公布了一个令人沮丧的预测：尽管太阳能和风能等可再生能源发电占比会逐年扩大，未来几十年世界仍将“严重”依赖化石燃料。伍德麦肯兹指出，到2040年，全球85%能源需求仍将通过燃烧化石燃料满足，而当前这一比例为90%。截至目前，1太瓦的太阳能和风电装机仅占全球总发电量的8%，到2040年这一比例将增加两倍至约24%，但同时发展中国家经济增长和人口膨胀情况，将与绿色电力增幅相抵消。事实上，国际能源署（IEA）也做出过类似预测。该机构在一份报告中指出，考虑到去年发电量中石油与天然气占比达67%，太阳能与风电占比不到10%，即使在乐观情况下，可再生能源电力增速仍来不及在2050年前取代化石燃料。虽然水电与核能这两个不会产生二氧化碳的发电方式，能够提供全球25%的电力，但在快速提高发电量方面，潜力有限。

当前我国能源发展处于快速转型期，尤其是党的十八大以来，清洁能源消费比重从2013年的15.5%大幅攀升至2018年的22.1%，是新中国成立以来可再生能源增长速度最快、能源结构调整力度最大的时期。近年来，青海省凭借独特的太阳能、风能、水能资源优势，一跃成为我国清洁能源领域的佼佼者。但在清洁能源爆发式增长的过程中，如何解决好中短期内不可或缺的煤电等传统电源的生存、发展问题，目前已成为青海省的一大紧要课题。青海省经济体量小、电力市场规模有限，太阳能发电、风电的大发展在迅速“绿化”当地电源结构的同时，也让煤电的发展、生存问题日益凸显。事实上，在需求增长并不充分的情况下，由于电源间的替代性竞争关系，青海省清洁能源电力市场份额的增加，意味着煤电生存空间的萎缩，进而直接导致煤电企业的经营业绩大幅下滑。青海只是问题的一角，一斑窥全豹。事实上，水电大省四川、云南也都存在类似问题。例如，在降水较多的夏季，当地煤电大面积停运、为清洁能源“让路”已成为常态。近年来持续攀高的煤价，更是让煤电亏损问题愈演愈烈。     

但必须理性地看到，虽然电力清洁化、低碳化是大势所趋，但在当前及今后相当长一段时期内，电力系统仍然离不开煤电。事实上，青海“绿电15日”期间，为确保电力系统的安全、稳定运行，青海北部电网依旧有煤电机组作为重要支撑电源在运行。换言之，即使是在清洁能源电力装机占比已超过87%的青海，清洁能源仍不具备长时间独立满足省内电力供应的能力；煤电仍是电网运行不可或缺的核心力量，尤其是在水电发电量较少的冬季用电高峰期，煤电更是电力保供的绝对主力。煤电作为整个电力系统的重要支撑，关键时刻能顶上去，这是其他类型电源很难做到的，也是煤电之于电力系统无法替代的、巨大的存在意义，但煤电却难以实现盈利，甚至出现大面积、连年亏损，这本身就有违常理。一言以蔽之，煤电“离不开、活不了”的现状，本质上是一种“病态”，是电价形成机制未理顺、煤炭电力顶牛矛盾难消等体制机制问题的集中体现。

中电联行业发展与环境资源部副主任薛静表示，近中期煤电仍是保障我国能源电力安全稳定供应的主体电源，具有较大优化空间。煤电仍是当前最经济可靠的调峰电源，为支撑新能源消纳，仍然需要一定的煤电机组提供调峰、调频、电压调节、黑启动等服务。煤电发电量占全国发电量的65%，长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用，在未来二三十年内，煤电在清洁发展的基础上，仍将发挥基础性和灵活性电源作用，仍是为电力系统提供电力、电量的主体能源形式。煤电长期经营困难甚至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大削弱了煤电清洁发展的能力，煤电清洁发展的任务更加艰巨。

煤电一体化

2016年，国家发改委下发《关于发展煤电联营的指导意见》，要求理顺煤电关系，自主开展煤电联营工作，结合煤炭、电力行业发展布局，重点推广煤电一体化。意见下发至今，煤电企业兼并重组时有发生。

事实上煤电矛盾由来已久，随着煤炭价格上涨与下跌，煤企与电企的盈利如同跷跷板，而其根源在于“市场煤”与“计划电”的矛盾难以有效疏解。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学的监审标准，电网和社会企业投资配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。

由于多年来形成的“市场煤，计划电”深层次矛盾，“煤电顶牛”现象不时发生。随着煤炭供给侧改革的推进，自2016年下半年以来，煤炭价格出现大幅上涨，直到2017年下半年煤价才回归合理区间，但仍在高位震荡，2018年度中国沿海电煤采购价格指数显示，5500大卡电煤成交价均值为652元/吨，较政府部门规定的价格绿色区间上限值高出82元/吨。2018年全国火电企业亏损面接近50%。有着丰富煤炭资源的山西也不例外，中改院调研数据显示，山西省2018年上半年火电企业亏损面达83%。

在火电行业大面积亏损的形势下，煤电联营、煤电一体化再度加速进程。2019年初，漳泽电力顺利完成了高层调整，随着刘文彦、赵新炎、渠贵君等新一届董事会人选尘埃落定，公司在煤电一体化深度融合战略上发力的目的浮出水面。公开资料显示，漳泽电力董事、高管等新一届领导班子人员均在煤电行业深耕多年，尤其是在坑口电厂、煤电一体化方面，有着很深的造诣。以漳泽电力新任董事长刘文彦为例，其主持建设的同煤集团塔山2*60万千瓦坑口电厂开创了全国、全省煤炭企业办大电厂的先河，成为当时国内单机容量最大的坑口电厂，创出了同类机组煤耗全省最低、盈利水平全省最高、机组负荷率全省最高、机组连续运行周期最长的“四个全省之最”。

2019年初同煤集团提出了“煤电一体化”提质增效的要求和“国内电力行业排名前十”的目标，漳泽电力作为山西电力的旗舰和同煤集团电力产业的上市公司平台积极响应集团公司号召，围绕这一要求和目标也制定了相关的发展计划，即加快转变发展方式，通过并购重组、优化资源配置、推动煤电融合，进而实现结构优化、效益提升、做强做优做大。从漳泽电力拥有的煤电机组来看，兼具煤电一体化的区位优势和资源优势。

争当能源革命排头兵

不当煤老大，争当能源革命排头兵，是山西的战略抉择。

作为我国重要的能源和工业基地，新中国成立70年来，山西功劳卓著，累计开采煤炭190亿吨，外调130亿吨，点亮中国一半的灯，支撑中国经济持续稳定高速发展。今天，三晋大地吹响了进军能源革命的嘹亮“号角”，山西以低碳理念引领转型发展，深化能源供给、消费、技术、体制“四个革命”，推动国际合作，全面构建现代能源新体系。经过煤炭业整合和发展，山西成为国家煤炭工业可持续发展政策试点、电力体制改革综合试点省份，目前已形成4个亿吨级、3个五千万吨级以上的煤炭企业。2017年，电力装机容量达到8072万千瓦，煤层气抽采量120亿立方米，占到全国半数以上。集群发展为山西的能源转型奠定了良好产业基础。

近年来，同煤集团积极转型发展，拓宽产业链，着力打造绿色能源基地，成功实现了从“煤老大”到煤电一体化综合能源大集团的跨越。近年来，坚持走煤电一体化战略，转变发展方式、延伸产业链条已成为同煤集团转型发展的主旋律。目前，同煤集团实现了从煤炭生产企业到煤电一体化能源大集团的跨越，成为山西省第一大电力企业。

漳泽电力为担当能源革命重任、探索能源产业转型升级路径、构建现代产业体系的排头兵，通过实施积极优化升级电力结构，探索煤电机组灵活性改造，坚持以高参数、大容量、低能耗、低排放，打造煤电一体化升级版，将企业打造成具有重要影响力的转型发展“尖兵”。煤电一体化发展、产业深度融合的优势将进一步显现。