供職于國網能源研究院

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2015年電源發展年度分析及啟示

?1.裝機容量增速加快，發電量增速大幅放緩，清潔能源發電量比重進一步提高，發電設備利用小時數創新低。

發電裝機方面，2015年全國發電裝機容量達到15.1億千瓦，同比增長10.4%，增速比去年快1.9個百分點，是2008年以來增速最高的一年。清潔能源發電裝機容量4.94億千瓦，占總裝機容量比重為32.8%。發電量方面，2015年發電量5.6萬億千瓦時，同比增長0.6%，增速比上年回落3個百分點；清潔能源發電量1.5萬億千瓦時，同比增長9.5%，占比達到26.7%；利用水平方面，6000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時數首次跌破4000，降至3969小時。

2.火電裝機增速加快，但發電量連續第二年下降，設備利用率不足問題突出。

2015年，全國火電新增發電能力7400萬千瓦，占新增電源比重的51%，同比增長7.8%，是2008年以來增長最快的一年；但火電發電量僅為4.1萬億千瓦時，連續第二年負增長，同比降低2.3%；火電平均利用小時4329小時，同比降低410小時，是1978年以來最低水平，利用小時數在3500小時以下的省份有6個；除江西外其他省份火電利用小時均有不同程度下降，其中最嚴重的省份如云南和重慶相比去年下降超過1000小時。

3.風電、太陽能發電設備利用小時數同比降低，局部地區“三棄”問題嚴重。

風電方面，2015年我國風電利用小時數為1728小時，同比下降約170小時，棄風電量達到339億千瓦時，平均棄風率15%，同比提高7個百分點，是近年來最高水平。其中，東中部地區風電消納情況較好，棄風率保持在5%以下；東北和西北地區棄風現象嚴重，新疆、吉林、甘肅、內蒙古四省棄風電量占到了全國棄風電量的80%，棄風率分別為39%、32%、31%和18%。

太陽能發電方面，2015年我國太陽能發電平均利用小時數約900小時，同比降低50小時，棄光電量約50億千瓦時，集中在甘肅和新疆，兩省棄光電量占到全國棄光電量的83%，分別達到26.5億千瓦時和15.1億千瓦時，棄光率分別為31%和32%。

水電方面，2015年全年棄水電量約200億千瓦時，主要集中在四川和云南兩省，四川在各大外送通道滿送的情況下，2015年豐水期統調水電仍棄水114.2億千瓦時，同比增加17.3億千瓦時，增幅17.7%。

4.與世界主要國家相比，目前我國存在較為明顯的電源結構性過剩問題。

我國煤電發電量占比世界第一，但利用小時數僅為4400小時，低于美國和歐盟的4900小時，比同樣以煤電為主的印度低1500小時。我國煤電利用率不斷下降的同時，風電、太陽能等清潔能源利用水平并未相應提升，雖然裝機容量位居世界第一，但源網建設不配套等問題突出，利用小時數在不斷下降，目前遠低于美國、歐盟等新能源發展較快地區，僅與印度相當；

此外，雖然我國風電、太陽能裝機比例合計達到了11.3%，發電量卻僅占4%，而在美國、歐盟、印度等國家和地區，新能源發電量占比均遠高于裝機占比；具體到我國新能源富集地區來看，這一趨勢更加明顯，甘肅、新疆等地風電裝機（29%、26%）占比與丹麥（31%）相當，但丹麥風電發電量占比達到33%，而甘肅和新疆這一比例僅為10%和8%，電源利用水平仍有較大提升空間。

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2016年電源發展形勢展望及對策

觀點1：火電電量消納空間有限，在建項目規模大，機組利用率將進一步降低，預計2016年全國火電平均利用小時數將下降至3800～4000小時。

從需求側看，隨著去產能、去庫存的推進，2016年全國用電量增速仍將處于低位，全年增速預計在-1%～2%。從供給側看，火電核準權下放后，地方政府在投資保增長的驅動下，電源無序建設問題突出，已呈現嚴重過剩局面。目前，全國核準在建煤電2億千瓦，其中東中部十二省市6400萬千瓦。按照在建機組3年的建設工期考慮，預計2016年全國新投產煤電約5000萬千瓦，其中東中部十二省市約2000萬千瓦，占比達到40%。全國火電裝機將超過10.5億千瓦，火電平均利用小時數會下降至3800～4000小時。

主要對策：針對火電過剩問題，應按照推進能源供給側結構性改革的總體思路，嚴控煤電新開工規模，對東北等電力冗余嚴重的地區根據實際情況取消不具備核準條件的項目，暫緩煤電項目核準。同時，各地方政府、發電企業等利益相關方應切實落實火電發展規劃，避免“違規建設、先建后批”等現象。

觀點2：清潔能源消納形勢嚴峻，主要能源基地“三棄”問題加劇，預計全國棄水、棄風、棄光電量分別達300億千瓦時、400億千瓦時和100億千瓦時。

據調研，四川水電2016年的豐水期水電裝機規模將比2015年增加680萬千瓦，增幅達到20%，而電量預計增幅僅為1.3%，供需矛盾進一步加劇，預計2016年棄水電量達到200億千瓦時。西北2016年新能源裝機規模將增長1500萬千瓦，總裝機達到6800萬千瓦，同比增長28%。預計全年棄風、棄光電量分別達到310億千瓦時、90億千瓦時，同比增加89%和92%。

主要對策：面臨清潔能源消納瓶頸，應重點從技術和市場兩個方面解決。

從技術角度，一是根據本地消納能力、調峰電源和外送通道建設等情況合理規劃清潔能源發展規模，避免清潔能源裝機無序、過快增長。各利益相關方要切實落實規劃的建設規模和時序，尤其是建設周期短、投資相對較少的風電、太陽能發電裝機。

二是加快主送新能源的輸電通道建設，重點突破關鍵技術，如在盡可能加大新能源輸送規模的前提下，確定風、光、火等各類電源的合理配比；選擇合適的輸電通道運行方式，使之與新能源出力特性匹配等。

三是深挖系統調峰能力，核查重點省份和地區存量機組的調峰能力和參與調峰情況，特別加強自備電廠監督管理，在目前階段最大程度發揮系統調節能力，促進清潔能源消納。

從市場角度，進一步完善市場機制，對超出可再生能源保障性利用小時數的發電量，鼓勵可再生能源發電企業直接參與電力直接交易，通過向火電企業、抽水蓄能電站、電力用戶等購買輔助服務的方式促進可再生能源的全額消納，優化配置電力資源。

【 相關建議 】

一是切實落實清潔能源優先消納的原則，火電機組逐步由電量主體向容量主體轉變。

一方面，建議國家能源主管部門和各地政府切實將清潔能源消納水平作為考核指標，在保障當地火電企業合理收益的同時，確定火電利用小時數配額。同時，在清潔能源外送通道的建設和運行中，統一各相關方的認識，明確火電配套機組定位是輔助清潔能源送出。

二是深挖系統調峰能力，在現有條件下最大程度緩解“三棄”問題。

核查重點省份和地區存量機組的最大調峰能力和參與調峰情況，加強整改、督促和跟蹤，進一步挖掘調峰能力。尤其是“三北”地區大量的供熱機組，應積極開展供熱期的最小運行方式和調峰能力核查和認定工作，規范供熱機組運行管理，明確供熱機組的調峰責任等。

三是加強跨省跨區電力交易，深化調峰等輔助服務市場建設，以市場手段緩解窩電和新能源消納問題。

根據不同區域電網特點，完善直購電、水火替代、火電調峰補償等交易和市場機制，建立更加靈活的跨省跨區交易模式，實現清潔能源在更大范圍內的優化配置。

2016年4月29日轉載于中國能源報