2017年新能源和可再生能源发展现状及趋势研究（上）

／中电能源情报研究中心 封红丽／

2017年新能源和可再生能源发展现状及趋势研究（上）

／中电能源情报研究中心 封红丽／

2016年，全部发电能源新增装机容量快速下降，而新能源和可再生能源新增装机容量则持续快速上升。根据中电联数据，2016年全部发电能源新增发电总装机容量12061万千瓦、同比下降8.5%。其中，火电新增发电装机4836万千瓦、同比下降27.6%，而新能源和可再生能源新增发电装机7226万千瓦、同比增加11.1%。

一、总体发展概况

（1）新能源和可再生能源投资下降，尤其风电投资急剧下跌

2016年，新能源和可再生能源电源工程建设投资大幅下降，尤其是风电投资下降超300亿。根据中电联数据，2016年风电投资896亿元，同比下降25.3%；水电投资612亿元，同比下降22.4%；核电投资506亿元，同比下降10.5%。

从趋势上来看，水电投资持续四年稳定下降，由于受水资源及地理选址限制，今后的水电投资空间将持续压缩。风电投资出现急剧下降，受弃风现象不断加剧以及风电价格急剧下跌影响，投资逐渐回归理性。2016年，弃核现象也逐渐显露，核电发电小时数下滑严重，核电投资在重启核电后的第二年亦呈小幅回落。

（2）新能源和可再生能源发电装机容量持续快速增长

2016年，火电总装机容量增速放缓，新能源和可再生能源发电累计装机容量增速是火电的近3倍。根据中电联数据，2016年全国全口径发电累计装机容量164575万千瓦，同比增长8.2%，火电累计装机容量为105388万千瓦，同比增长5.3%；新能源和可再生能源发电累计装机容量59181万千瓦，同比增长14%，占总发电装机容量的36%，较上年发电装机占比提高2个百分点。其中，水电累计装机容量33211万千瓦，同比增长3.9%；并网风电累计装机容量14864万千瓦，同比增长13.2%；并网太阳能发电累计装机容量7742万千瓦，增长81.6%；核电累计装机容量3364万千瓦，同比增长23.8%。

图1 2010～2016年新能源和可再生能源投资趋势（单位：亿元）

2016年，全部发电能源新增装机容量快速下降，而新能源和可再生能源新增装机容量则持续快速上升。根据中电联数据，2016年全部发电能源新增发电总装机容量12061万千瓦、同比下降8.5%。其中，火电新增发电装机4836万千瓦、同比下降27.6%，而新能源和可再生能源新增发电装机7226万千瓦、同比增加11.1%。

2016年，水电新增装机1174万千瓦，主要集中在四川、云南、浙江和江西等省份（项目合计装机在120万千瓦以上）；太阳能新增装机3459万千瓦，主要集中在新疆、山东、河南、安徽、河北、山西、陕西和宁夏等省份（项目合计装机在200万千瓦以上）；风电新增装机1873万千瓦，主要集中在河北、新疆、山西和山东等省份（项目合计装机在100万千瓦以上）；核电新增装机720万千瓦，主要分布省份为福建、广西、辽宁、和广东。

（3）电力供应结构优化，新能源和可再生能源发电占比28%

2016年，新能源和可再生能源发电量增速是火电发电增速的5倍多。根据中电联数据，2016年全部能源发电量为59897亿千瓦时，同比增长5.2%，其中火电发电量为42886亿千瓦时，同比增长2.4%，新能源和可再生能源全年发电量17011亿千瓦时，同比增长13%。

2016年，太阳能、风能和核能发电量均以20%以上的增速高速增长，水电保持平稳增长。根据中电联数据，2016年太阳能发电662亿千瓦时，同比增长72%，比上年加快4个百分点；风能发电量2410亿千瓦时，同比增长30.1%，比上年加快14个百分点；核能发电量2132亿千瓦时，同比增长24.4%，比上年回落4个百分点；水力发电量11807亿千瓦时，同比增长6.2%，比上年加快1个百分点。

图2 2010～2016年新能源和可再生能源发电累计装机容量（单位：万千瓦）

图3 2010～2016年新能源和可再生能源发电量（单位：万千瓦）

2016年，我国能源发电结构进一步优化。根据中电联的数据计算，2016年我国能源发电结构为火电71.6%、水电19.7%、风电4.0%、核电3.6%、太阳能发电1.1%。2016年新能源和可再生能源发电占全部发电量的28%，较2015年提高2个百分点，较2011年提高10个百分点。这主要是由于风电、核电、太阳能发电比重进一步提高，较上年分别高出0.7、0.6和0.4个百分点；水力发电占19.7%，比上年提高0.2个百分点，水电、风电、太阳能发电装机容量世界第一；火力发电占71.6%，比上年下降1.9个百分点。

（4）水电风电设备利用小时回升，核电太阳能发电持续下降

2016年，水电和风电设备平均利用小时数明显回升，核电和太阳能发电则持续下降。根据中电联数据，全国6000千瓦及以上电厂水电设备平均利用3621小时，同比增加31小时；全国6000千瓦及以上电厂并网风电设备平均利用小时为1742小时，同比增加18小时；全国6000千瓦及以上电厂核电设备平均利用7042小时，同比降低361小时；全国6000千瓦及以上电厂并网太阳能设备平均利用小时为1125小时，同比减少99小时。

就区域分布而言，与2015年相比，18个省份水电设备平均利用小时同比上升，其中，福建、海南增幅超过1000小时，北京、河北、辽宁、吉林、江苏、安徽、江西、山东和广东增幅超过500小时，而内蒙古、广西、贵州、陕西和青海下降超500小时。

在风电装机容量超过300万千瓦的13个省份中，云南、河北、江苏、山西、辽宁、山东、内蒙古和贵州风电设备平均利用小时超过全国平均水平，而甘肃、新疆和吉林风电平均利用小时低于1500小时，分别仅有1088、1290和1333小时。

图4 2015年和2016年我国能源发电结构对比

核电设备利用小时数超7000的省份为浙江、江苏、广东和广西，分别为7661、7562、7515和7184小时。与2015年相比，核电利用小时数降幅最大的是海南，下降1819小时，利用小时数为5775。辽宁、江苏和广东均为负增长。

（5）西北地区弃风、弃光现象严重

2016年，西北五省（区）新增风电并网容量681.3万千瓦，截至2016年年底，累计并网容量4329万千瓦，占全网总装机的19.6%。2016年，风电发电量524.64亿千瓦时，占全网总发电量的8.4%；利用小时数1424小时，弃风电量262.25亿千瓦时，弃风率33.34%。西北五省（区）中，甘肃、新疆、宁夏风电运行形势最为严峻，弃风率依次为43.11%、38.37%和13.05%。此外，陕西弃风率为6.61%，青海未发生弃风限电现象。

2016年，西北五省（区）新增光伏发电并网容量1011万千瓦，截至2016年年底，累计并网容量3037万千瓦，占全网总装机的13.8%。2016年，光伏发电量287.17亿千瓦时，占全网总发电量的4.57%；利用小时数1151小时，弃光电量70.42亿千瓦时，弃光率19.81%。西北五省（区）中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率为32.23%和30.45%。此外，宁夏弃光率7.15%，青海弃光率8.33%，陕西首次发生弃光限电情况，弃光率为6.89%。

从市场供需角度来看，西北区域新能源装机增长过快，社会用电需求增长放缓，2016年宁夏自治区全社会用电最大负荷为1152万千瓦，新能源装机1337.5万千瓦；甘肃省全社会用电最大负荷为1339.1万千瓦，新能源装机1957.4万千瓦；新疆自治区全社会用电最大负荷为2603万千瓦，新能源装机2477.4万千瓦，其中新疆自治区新能源全部接入国网新疆公司所属电网，但其用电负荷在全自治区所占比例不到50%。

从并网运行角度来看，新能源发电受限原因主要包括：新能源分布较为集中，电网调峰能力不足；外送通道建设与电源建设不匹配，电网送出能力有限；电网存在薄弱环节，部分区域受网架约束影响消纳等三个方面。

二、水电

（1）水电投资连续四年下降，利用小时保持较高水平

2016年，水电投资同比下降22.4%，已连续四年下降；水电累计装机量持续稳定增加，新增装机量则连续四年下降。2016年，全国全口径水电累计装机3.3亿千瓦、同比增长3.9%，其中抽水蓄能累计装机2669万千瓦，同比增长15.9%。全国全口径水电发电量11807亿千瓦时，同比增长6.2%，较上年同期增

加1.3个百分点，受来水形势变化等因素影响，全年水电生产呈现前高后低的特征。水电设备利用小时3621小时，比上年提高31小时，为近20年来的年度第三高水平。

表1 2016年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时（单位：小时）

表2 2016年西北区域新能源并网运行情况

（2）水电装机增速趋缓，抽水蓄能装机跃升

水电发展逐渐趋缓。2016年，全国水电累计装机容量为33211万千瓦，同比增长仅为3.9%，较上年同期下降9个百分点。2016年，全国新增水电装机连续四年下降，为1174万千瓦，同比下降14.6%。水电新增装机主要集中在四川、云南、浙江和江西等省份（项目合计装机在120万千瓦以上）。

与之相反，抽水蓄能新增装机容量呈3倍速度猛增。“十二五”期间，中国抽水蓄能整体发展相对缓慢。2011～2014年处于缓慢增长期，装机每年保持约5%的增速。2014年11月17日发布的《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》明确指出要适度加快抽水蓄能电站建设步伐，提出到2025年全国抽水蓄能总装机约1亿千瓦的目标。在该政策刺激下，抽水蓄能建设开始提速。

根据中电联数据，2016年，全国抽水蓄能累计装机量2669万千瓦，同比增长15.9%，较上年同期增加11个百分点；新增装机量为374万千瓦，同比增长3.06倍，是上年同期增速的6倍多；发电量为306亿千瓦时，同比增长94%，较上年同期增加74个百分点。

（3）水电发电量保持平稳增长，集中在西南地区

2016年，水电发电量11807亿千瓦时，同比增长6.2%，较上年同期增加1.3个百分点。水电发电量超500亿千瓦时的省份有6个，分别为四川2722亿千瓦时、云南2062亿千瓦时、湖北1379亿千瓦时、贵州678亿千瓦时、广西594亿千瓦时、湖南530亿千瓦时。

图5 2010～2016年水电装机情况

表3 2010～2016年水电发展情况

表4 2016年抽水蓄能累计装机及发电情况

（4）西北、西南利用小时普降，总体较2015年好转

2016年，水电设备平均利用小时3621小时，比上年提高31小时。与上年相比，水电设备平均利用小时同比下降的省份明显减少，由2015年的一半减少至11个。其中，青海、内蒙、陕西、广西下降明显，均超500小时，但明显好于上年（根据统计，2015年下降超500小时的省份有13个，下降超1000小时的有3个）。

西北五省区水电设备平均利用小时普降。其中，青海下降685小时、陕西下降626小时、宁夏下降337小时、甘肃下降320小时、新疆下降165小时。西南地区降幅稍小，贵州降幅为525小时，云南和西川分别下降97小时和42小时。

（5）西南地区弃水现象加剧

我国水电资源主要分布在四川、云南为代表的西南地区。但近年来，在水电装机迅速增长和用电增速持续低迷的双重压力下，四川、云南等水电大省连续多年弃水。电力供给的阶段性过剩，直接导致了西南水电弃水逐渐扩大、愈演愈烈。根据数据统计，2013年，四川、云南分别弃水26亿、50亿千瓦时；2016年，两省弃水已分别达到142亿、314亿千瓦时，而300亿千瓦时相当于河北省一个月的全社会用电量。

2016年，四川全年由于新增水电装机容量超过系统增加的消纳能力，且没有新增外送能力，弃水电量进一步增加，约为142亿千瓦时，同比增长约39%，创近5年新高。

2016年，云南水电装机已达6096万千瓦，水电和其他可再生能源占全省总装机容量的比重达83.4%。与电源装机快速增长相反的是，受宏观经济形势影响，“十二五”后期云南电力需求增速放缓，电源开发建设与电力市场培育脱节情况较为明显。云南全年新增水电装机容量与新增外送能力基本匹配，但由于云南用电量负增长，新能源装机及发电量增长较快，挤占水电发电空间。

值得关注的是，2016年四川没有弃风电量，云南弃风电量仅6亿千瓦时，弃风率约4%，两省水电与风电需协调发展。

弃水由阶段性电力供需失衡直接引发，但其背后却是清洁能源跨区配置的能力与机制存在的诸多矛盾。首先是发电装机增长较快，省内用电和外送负荷小于装机规模，电力电量供大于求矛盾突出。其次，水电外送面临“价格陷阱”，水电企业电价普遍低于原上网电价，不能充分体现水电等清洁能源价值。第三，西南水电外送通道严重不足且推进缓慢。第四，在供需失衡与外送受阻的情况下，电力本地消纳也存在困难。第五，中东部地区接纳西南水电意愿有所减弱。

图6 2016年各省水电发电量（单位：亿千瓦时）

图7 2016年6000千瓦及以上电厂水电设备平均利用小时

图8 2016年调峰弃水电量

三、核电

（1）核电装机及发电量快速增长，利用小时持续下降

2016年，核电投资同比下降10.5%；年底全国核电累计装机3364万千瓦、同比增长23.8%，核电新增装机720万千瓦、同比增长17.7%；核能发电量2132亿千瓦时，同比增长24.4%，占全国发电量的3.6%；核电设备利用小时7042小时、同比下降361小时，已连续3年下降，其中，辽宁核电设备利用小时为4982小时，主要是因东北地区电力过剩、加之近两年多台核电机组陆续投产，导致部分核电机组降负荷运行甚至停机备用。

（2）核电投运机组达35台，2016年核电“零”核准

截至2016年底，我国已投入商业运行的核电机组达到35台（不包括台湾地区，下同），运行装机容量为33632.16兆瓦，占全国电厂装机总量的2.04%，首次突破2%大关。2016年，我国共投运7台核电机组，依次是广东阳江核电厂3号机组、广西防城港核电厂1号机组、福建宁德核电厂4号机组、海南昌江核电厂2号机组、辽宁红沿河核电厂4号机组、广西防城港核电厂2号机组、福建福清核电厂3号机组。在建的21台核电机组中，二代核电机组总计10台，装机容量为11吉瓦；三代及以上核电机组总计11台，装机容量为13.32吉瓦。目前国内建设二代核电的技术已相当成熟，电站建设周期基本在5年左右；在建的三代核电项目中，三门、海阳、台山三地的机组均已进入热试阶段，热试完成后便可以装料。

2016年，我国核电“零”核准，年内唯一开工的防城港核电4号机组，于2015年12月16日的国务院常务会议获准。这主要是由于电力消费整体疲软、核电消纳问题愈演愈烈、引进及自主三代技术的尴尬处境综合因素所致。

（3）核电装机布局扩至七省，四大集团分羹

目前，中国大陆核电主要分布在浙江、江苏、广东、广西、福建、海南、辽宁和山东，主要由中广核集团和中核集团管理运营，中国华能集团和国家电投集团也逐渐开始参与。根据国家能源局数据，2016年全国核电机组平均利用小时数约7042小时。其中，辽宁、海南、福建低于全国平均水平。

（4）核电机组平均利用率跌破80%，出现弃核问题

由于经济增长放缓等因素，我国部分省份的电力需求有所下降。从2015年上半年开始，有一些以往满负荷运行的核电机组渐渐出现电力过剩的情况——时常“窝电”，因而被电网要求降功率运行甚至停堆备用，以配合电网调峰。

根据中国核能行业协会历年的统计，我国核电设备平均利用率已经连续3年下降。2014年，我国的22台核电机组平均利用率为86.32%；2015年，核电机组增至28台，平均利用率降至83.3%；2016年机组数量达到了35台，但核电平均利用率却进一步降至79.55%，这是该协会发布核电运行报告以来，平均利用率首次跌破80%。

表5 2010～2016年核电发展情况

表6 2016年35台商运核电机组电力生产情况

辽宁、海南地区核电利用小时数偏低。其中，辽宁全年核电利用小时数4982小时，同比下降833小时，核电消纳问题突出。近年多台核电机组陆续投产，电网调峰困难导致核电难以消纳。辽宁红沿河核电厂“窝电”现象最为突出，4台机组的发电小时数均不到6000小时（2016年为闰年，一共有8784个小时），最低的是9月新投运的4号机组，平均利用率只有43.65%，而最高的1号机组也才66.34%。目前，辽宁红沿河核电站二期两台机组正在建设中，倘若核电消纳问题不解决，新机组投产，弃核现象将更加严峻。海南全年核电利用小时数5775小时，同比下降1819小时。值得关注的是，2016年辽宁风电弃风率虽为13%，但风电利用小时数达1929小时，保持在较高水平，核电与风电需要协调发展。

图9 2016年部分地区核电利用小时数

地处辽宁的红沿河核电厂频频赋闲，主要是受东北地区由来已久的供电过剩影响。这一现象也在逐渐向福建、广西和海南等地蔓延。福建的宁德核电厂2号机组、3号机组以及福清核电厂2号机组，也纷纷经历了换料大修和较长时间的降功率运行，平均利用率同样偏低。2016年福建来水特丰，水电充裕，因此核电机组投入商运时，遭遇发电空间有限的问题。

表7 中国大陆核电站区域分布及在运在建情况

（未完待续）