總體來看，2015年，我國電源裝機增速加快，清潔能源裝機增長7000萬千瓦，占新增裝機的50%，清潔能源發(fā)電量比重提高到27%，但火電利用水平下降和“三棄”問題加劇比較明顯;與國際主要國家相比，我國電源呈現(xiàn)結構性過?，F(xiàn)象。
預計2016年火電發(fā)電利用小時數(shù)降至3800～4000小時，應嚴控火電新增規(guī)模，切實落實火電發(fā)展規(guī)劃;全國棄水、棄風、棄光電量超過800億千瓦時，應重點從技術和市場兩方面解決清潔能源消納瓶頸問題。
2015年電源發(fā)展年度分析及啟示
1.裝機容量增速加快，發(fā)電量增速大幅放緩，清潔能源發(fā)電量比重進一步提高，發(fā)電設備利用小時數(shù)創(chuàng)新低。
發(fā)電裝機方面，2015年全國發(fā)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(fā)電裝機容量4.94億千瓦，占總裝機容量比重為32.8%。發(fā)電量方面，2015年發(fā)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(fā)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(fā)電設備平均利用小時數(shù)首次跌破 4000，降至3969小時。
2.火電裝機增速加快，但發(fā)電量連續(xù)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(fā)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(fā)電量僅為4.1萬億千瓦時，連續(xù)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(shù)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(fā)電設備利用小時數(shù)同比降低，局部地區(qū)“三棄”問題嚴重。
風電方面，2015年我國風電利用小時數(shù)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(qū)風電消納情況較好，棄風率保持在5%以下;東北和西北地區(qū)棄風現(xiàn)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(fā)電方面，2015年我國太陽能發(fā)電平均利用小時數(shù)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(tǒng)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(fā)電量占比世界第一，但利用小時數(shù)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(shù)在不斷下降，目前遠低于美國、歐盟等新能源發(fā)展較快地區(qū)，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(fā)電量卻僅占4%，而在美國、歐盟、印度等國家和地區(qū)，新能源發(fā)電量占比均遠高于裝機占比;具體到我國新能源富集地區(qū)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(fā)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。
2016年電源發(fā)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(guī)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(shù)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(xiàn)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(shù)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(guī)模，對東北等電力冗余嚴重的地區(qū)根據(jù)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(fā)電企業(yè)等利益相關方應切實落實火電發(fā)展規(guī)劃，避免“違規(guī)建設、先建后批”等現(xiàn)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(jù)調研，四川水電2016年的豐水期水電裝機規(guī)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(guī)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(jù)本地消納能力、調峰電源和外送通道建設等情況合理規(guī)劃清潔能源發(fā)展規(guī)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(guī)劃的建設規(guī)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(fā)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(guī)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(tǒng)調峰能力，核查重點省份和地區(qū)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(jiān)督管理，在目前階段最大程度發(fā)揮系統(tǒng)調節(jié)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(shù)的發(fā)電量，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)直接參與電力直接交易，通過向火電企業(yè)、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(yōu)化配置電力資源。
【相關建議】
一是切實落實清潔能源優(yōu)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?shù)鼗痣娖髽I(yè)合理收益的同時，確定火電利用小時數(shù)配額。同時，在清潔能源外送通道的建設和運行中，統(tǒng)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(tǒng)調峰能力，在現(xiàn)有條件下最大程度緩解“三棄”問題。
核查重點省份和地區(qū)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(qū)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(guī)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(qū)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(jù)不同區(qū)域電網特點，完善直購電、水火替代、火電調峰補償?shù)冉灰缀褪袌鰴C制，建立更加靈活的跨省跨區(qū)交易模式，實現(xiàn)清潔能源在更大范圍內的優(yōu)化配置。
