中国新能源电力行业的发展现状及前景分析

1、 2016年为限电谷底，政策催化下限电有望反转

我国现有的新能源电力装机在地域分布上一直处于东西部严重不平衡状态，以风光为主的大型新能源地面电站主要集中在西北地区（主要包括甘肃、宁夏、新疆和蒙西）。但由于当地消纳能力有限，且无足够多的电力外送通道，因此在过去几年装机量快速增长的同时，弃光限电情况逐年恶化。2015 年全国大多数地区光伏发电运行情况良好，年均利用小时数约 1,133 小时。相比之下，西北限电地区平均利用小时数不达全国平均水平，甘肃和新疆自治区全年平均利用小时数仅为 1,061 小时和 1,042 小时，弃光率高达 31%和 26%。2016 年一季度弃光程度进一步加剧，全国一季度弃光 19 亿 kwh 中，宁夏、新疆和甘肃三省弃光达 18 亿 kwh，占弃光总量近 95%。其中新疆和甘肃弃光量分别占全国的 40%和 44%，弃光率高达 52%和 39%。

究其原因，认为主要来自两方面：近年来新能源累计装机的快速提升以及局部地区电力外送条件遇到瓶颈。

一方面，在我国火电为主的能源结构中，过去火电存量很大，新能源在电源结构中占比较小。随着国家大力发展新能源，光伏和风电装机量在过去几年呈井喷式高速增长。增量新能源装机过去主要集中分布在西北等风光资源丰富地区，但部分地区新能源装机快速增长的同时留下了大面积限电的隐患。西北地区的年累计装机量不断增加，从 2014年到 2016 年一季度由 1,224 万千瓦增加至 2,156 万千瓦，增幅达到 76%。由于弃光量近两年来始终居高不下，大部分限电省市今年开始有序限制新增增量新能源装机（也包括区域内其他种类电力装机）。2016 年一季度，主要限电地区新增装机量占全国装机量的比例由 2015 年的 36%下降至 17%。

另一方面，更重要的原因是西北等地电力外送条件有限，导致限电区域光伏电站实际利用小时数偏低。2016 年之前西北地区仅有一条哈密-郑州的交流特高压，输电能力为 800 万千瓦。普通高压电网在长距离输电能力方面远没有特高压输电线强，输送过程中的损耗比较高，传送距离较短。鉴于限电严重的地区人口密集度较低、本地缺乏大型用电单位等原因，本地消纳的能力有限，现有的特高压的数量和普通的高压输配电网络远不能满足当前西电东输的需求。

国家近两年已经开始高度关注新能源上网困难的问题，去年以来，已密集出台了一系列政策和配套文件以加强火电机组监管，同时确保新能源优先上网，统计了部分重要的文件如下：

目前，政策已经初见成效，火电增速减缓，占比明显下降，从源头减少了新能源电力外送的主要竞争。截止 2015年底，火电发电量为 42,307 亿千瓦时，同比下降 1.7%，占总发电量的比重下降到 73.7%；火电装量为 100,554 万千瓦，同比增长仅为 7.9%，低于全国装机量的增长速度 10.6%，占总装机量的比重下降到 65.9%。新能源（包括水电、风电、太阳能发电和核电）总发电量为 15,092 亿千瓦时，同比增长高达 109.6%，占总发电量比重提高至 26.3%；新能源的累计装机量为 51,964 万千瓦，同比增长 16.4%，占总装机量的比重提高 34.1%。

除了火电厂的规模和发电量增速减慢，火电厂的结构改革也在稳步进行，为新能源发展提供更多的空间。2015 年火电机组退役和关停容量为 1,091 万千瓦，同比增长 20.04%。在不考虑自然退役机组的情况下，2005 年至今，累计关停小火电达 1.1 亿千瓦，与意大利、巴西、西班牙等国家的发电装机相当。具有更高燃煤效率和更高规范性的大火电厂逐渐替代小火电厂。截止 2015 年底，30 万千瓦及以上的火电机组比例已由 1995 年 27.8%提高至 2015 年 78.6%。

我国在 2015-2016 年密集出台的电源政策已经有效抑制火电装机，支持新能源发电优先上网，且目前已经取得一定的成绩。但针对当前国情，认为从根本上可以解决西北地区高限电率的方法仍然是加快建设特高压的建设，提高西电东送的输电能力。

责任编辑：Keyi