供职于国网能源研究院
?◆??◆??◆
2015年电源发展年度分析及启示
?1.装机容量增速加快，发电量增速大幅放缓，清洁能源发电量比重进一步提高，发电设备利用小时数创新低。
发电装机方面，2015年全国发电装机容量达到15.1亿千瓦，同比增长10.4%，增速比去年快1.9个百分点，是2008年以来增速最高的一年。清洁能源发电装机容量4.94亿千瓦，占总装机容量比重为32.8%。发电量方面，2015年发电量5.6万亿千瓦时，同比增长0.6%，增速比上年回落3个百分点；清洁能源发电量1.5万亿千瓦时，同比增长9.5%，占比达到26.7%；利用水平方面，6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数首次跌破4000，降至3969小时。
2.火电装机增速加快，但发电量连续第二年下降，设备利用率不足问题突出。
2015年，全国火电新增发电能力7400万千瓦，占新增电源比重的51%，同比增长7.8%，是2008年以来增长最快的一年；但火电发电量仅为4.1万亿千瓦时，连续第二年负增长，同比降低2.3%；火电平均利用小时4329小时，同比降低410小时，是1978年以来最低水平，利用小时数在3500小时以下的省份有6个；除江西外其他省份火电利用小时均有不同程度下降，其中最严重的省份如云南和重庆相比去年下降超过1000小时。
3.风电、太阳能发电设备利用小时数同比降低，局部地区“三弃”问题严重。
风电方面，2015年我国风电利用小时数为1728小时，同比下降约170小时，弃风电量达到339亿千瓦时，平均弃风率15%，同比提高7个百分点，是近年来最高水平。其中，东中部地区风电消纳情况较好，弃风率保持在5%以下；东北和西北地区弃风现象严重，新疆、吉林、甘肃、内蒙古四省弃风电量占到了全国弃风电量的80%，弃风率分别为39%、32%、31%和18%。
太阳能发电方面，2015年我国太阳能发电平均利用小时数约900小时，同比降低50小时，弃光电量约50亿千瓦时，集中在甘肃和新疆，两省弃光电量占到全国弃光电量的83%，分别达到26.5亿千瓦时和15.1亿千瓦时，弃光率分别为31%和32%。
水电方面，2015年全年弃水电量约200亿千瓦时，主要集中在四川和云南两省，四川在各大外送通道满送的情况下，2015年丰水期统调水电仍弃水114.2亿千瓦时，同比增加17.3亿千瓦时，增幅17.7%。
4.与世界主要国家相比，目前我国存在较为明显的电源结构性过剩问题。
我国煤电发电量占比世界第一，但利用小时数仅为4400小时，低于美国和欧盟的4900小时，比同样以煤电为主的印度低1500小时。我国煤电利用率不断下降的同时，风电、太阳能等清洁能源利用水平并未相应提升，虽然装机容量位居世界第一，但源网建设不配套等问题突出，利用小时数在不断下降，目前远低于美国、欧盟等新能源发展较快地区，仅与印度相当；
此外，虽然我国风电、太阳能装机比例合计达到了11.3%，发电量却仅占4%，而在美国、欧盟、印度等国家和地区，新能源发电量占比均远高于装机占比；具体到我国新能源富集地区来看，这一趋势更加明显，甘肃、新疆等地风电装机（29%、26%）占比与丹麦（31%）相当，但丹麦风电发电量占比达到33%，而甘肃和新疆这一比例仅为10%和8%，电源利用水平仍有较大提升空间。
?◆??◆??◆
2016年电源发展形势展望及对策
观点1：火电电量消纳空间有限，在建项目规模大，机组利用率将进一步降低，预计2016年全国火电平均利用小时数将下降至3800～4000小时。
从需求侧看，随着去产能、去库存的推进，2016年全国用电量增速仍将处于低位，全年增速预计在-1%～2%。从供给侧看，火电核准权下放后，地方政府在投资保增长的驱动下，电源无序建设问题突出，已呈现严重过剩局面。目前，全国核准在建煤电2亿千瓦，其中东中部十二省市6400万千瓦。按照在建机组3年的建设工期考虑，预计2016年全国新投产煤电约5000万千瓦，其中东中部十二省市约2000万千瓦，占比达到40%。全国火电装机将超过10.5亿千瓦，火电平均利用小时数会下降至3800～4000小时。
主要对策：针对火电过剩问题，应按照推进能源供给侧结构性改革的总体思路，严控煤电新开工规模，对东北等电力冗余严重的地区根据实际情况取消不具备核准条件的项目，暂缓煤电项目核准。同时，各地方政府、发电企业等利益相关方应切实落实火电发展规划，避免“违规建设、先建后批”等现象。
观点2：清洁能源消纳形势严峻，主要能源基地“三弃”问题加剧，预计全国弃水、弃风、弃光电量分别达300亿千瓦时、400亿千瓦时和100亿千瓦时。
据调研，四川水电2016年的丰水期水电装机规模将比2015年增加680万千瓦，增幅达到20%，而电量预计增幅仅为1.3%，供需矛盾进一步加剧，预计2016年弃水电量达到200亿千瓦时。西北2016年新能源装机规模将增长1500万千瓦，总装机达到6800万千瓦，同比增长28%。预计全年弃风、弃光电量分别达到310亿千瓦时、90亿千瓦时，同比增加89%和92%。
主要对策：面临清洁能源消纳瓶颈，应重点从技术和市场两个方面解决。
从技术角度，一是根据本地消纳能力、调峰电源和外送通道建设等情况合理规划清洁能源发展规模，避免清洁能源装机无序、过快增长。各利益相关方要切实落实规划的建设规模和时序，尤其是建设周期短、投资相对较少的风电、太阳能发电装机。
二是加快主送新能源的输电通道建设，重点突破关键技术，如在尽可能加大新能源输送规模的前提下，确定风、光、火等各类电源的合理配比；选择合适的输电通道运行方式，使之与新能源出力特性匹配等。
三是深挖系统调峰能力，核查重点省份和地区存量机组的调峰能力和参与调峰情况，特别加强自备电厂监督管理，在目前阶段最大程度发挥系统调节能力，促进清洁能源消纳。
从市场角度，进一步完善市场机制，对超出可再生能源保障性利用小时数的发电量，鼓励可再生能源发电企业直接参与电力直接交易，通过向火电企业、抽水蓄能电站、电力用户等购买辅助服务的方式促进可再生能源的全额消纳，优化配置电力资源。
【 相关建议 】
一是切实落实清洁能源优先消纳的原则，火电机组逐步由电量主体向容量主体转变。
一方面，建议国家能源主管部门和各地政府切实将清洁能源消纳水平作为考核指标，在保障当地火电企业合理收益的同时，确定火电利用小时数配额。同时，在清洁能源外送通道的建设和运行中，统一各相关方的认识，明确火电配套机组定位是辅助清洁能源送出。
二是深挖系统调峰能力，在现有条件下最大程度缓解“三弃”问题。
核查重点省份和地区存量机组的最大调峰能力和参与调峰情况，加强整改、督促和跟踪，进一步挖掘调峰能力。尤其是“三北”地区大量的供热机组，应积极开展供热期的最小运行方式和调峰能力核查和认定工作，规范供热机组运行管理，明确供热机组的调峰责任等。
三是加强跨省跨区电力交易，深化调峰等辅助服务市场建设，以市场手段缓解窝电和新能源消纳问题。
根据不同区域电网特点，完善直购电、水火替代、火电调峰补偿等交易和市场机制，建立更加灵活的跨省跨区交易模式，实现清洁能源在更大范围内的优化配置。
2016年4月29日转载于中国能源报