韩国提高电力和天然气价格 电力行业未来发展浅析

韩国提高电力和天然气价格

消息称，韩国提高电力和天然气价格，从5月16日起，韩国将电价上调8韩元/千瓦时，将天然气价格上调1.04韩元/兆焦耳。

韩国电力公司第一季度营业亏损6.17万亿韩元

韩国电力公司(KEPCO)周五公布第一季度业绩，净亏损4.91万亿韩元(约合37亿美元)，营业亏损达6.17万亿韩元，较上年同期7.78万亿韩元的营业亏损略有收窄。

该公司表示，第一季度营收增长31.2%，至21.59万亿韩元。这是该公司在未来5年内节省25万亿韩元(约187.7亿美元)以上自救措施的一部分。由于全球能源价格高企，加上高通胀和经济负担加重，韩国电力公司的亏损不断扩大。该公司去年营业亏损达32.63万亿韩元(约250.2亿美元)，是有史以来最大年度亏损。

电力行业未来发展浅析

《“十四五”可再生能源发展规划》提出，在2030年非化石能源消费占比达到25%左右，2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，现阶段风光装机总量大约7.23亿千瓦，发展空间广阔。

近年来，我国整体上电力供应能力不断加强。2012-2020年，我国全国全口径发电量不断增加。数据显示，2020年全国全口径发电量为7.62万亿千瓦时，比2019年增长4.0%。

虽然近年来我国将重点发展核电、新能源发电，但目前火力发电规模依然占比非常大。2020年我国发电结构中，有69%的发电量来自于火电，但是2014-2020年的发电量结构变化能够看出我国火电发电占比是处于逐渐下降的，风电、光伏、核能等其他能源发电占比逐渐升高。

数据显示，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。省内交易电量(仅中长期)合计为30760.3亿千瓦时，其中电力直接交易28514.5亿千瓦时、绿色电力交易6.3亿千瓦时、发电权交易2038.8亿千瓦时、抽水蓄能交易117.6亿千瓦时、其他交易83亿千瓦时。省间交易电量(中长期和现货)合计为7027.1亿千瓦时，其中省间电力直接交易1890.1亿千瓦时、省间外送交易5037.5亿千瓦时、发电权交易99.5亿千瓦时。

随着新能源加速发展和用电特性的变化，系统对调峰容量的需求将不断提高。我国具有调节能力的水电站少，气电占比低，煤电是当前最经济可靠的调峰电源，煤电市场定位将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性的调节型电源，煤电利用小时数将持续降低，预2030年将降至4000小时以下。

长期来看，消纳问题会成为制约新能源发展的关键。当下，国内弃电率总体不高，弃风率维持在4%以内，弃光率维持在2%左右，整体新能源消纳问题目前来看不算严重。但长期来看，我国新能源发展目标宏大，在“十四五”新能源发展目标的指引下，预计我国到2025年风光发电总装机容量达到12亿千瓦以上，新能源装机比例的快速提升将会对电网的消纳能力构成挑战。

一般而言，电力企业收入的核心影响因素在于政策。在电力企业的收入测算模型中，电力企业的收入主要受装机规模、利用小时数、电价三方面的因素影响。从国内行业实际情况来看，装机规模、利用小时数、电价三因素均会受政策影响。因而，在传统电力企业收入驱动因素中，核心因素在于政策的影响。

到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

预计到2030年，我国风电、太阳能发电等新能源发电装机规模将超过煤电成为第一大电源，2060年前新能源发电量占比有望超过50%。

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