中国电力现状和发展趋势资料-共43页-solarbe文库

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电力现状和发展趋势引言人类可持续发展战略主要涉及人口、资源、环境、经济发展和社会发展五个领域。其中，资源是可持续发展的起点和条件，人口是总体可持续发展的关键，环境是可持续发展的终点和目标，经济发展和社会发展是可持续发展的途径和调节器。这五个方面在可持续发展中的基本关系，可如下图 1所示图 1 人口、资源、环境、经济、社会发展在可持续发展中的位置和关系然而近一个世纪以来，因为因为经济的增长，人口的急速增加，人类的活动也越来越频繁，人类的可持续发展越来越面临着各种各样的挑战。下图 2为我国人口增长预测图。图 2 2019-2050 年中国人口则增长预测从图 2可知，未来 10-20 年中国的人口还会有一定幅度的增长，人口与资源矛盾越来越突出，解决人口与资源之间的矛盾愈加紧迫。随着中国经济的快速发展，中国能源生产已经无法满足日益增加的能源消费需求。 2019 年中国对煤炭、石油和天然气的消费量均居世界前列，对煤炭的消费量更是达到了世界煤炭消费总量的近一半水平，而同期中国能源生产总量却远低于能源消费总量，中国石油和天然气对外依存度分别达 60和 30以上。另外，根据当今中国一次性能源开采力度分析，煤炭可开采年数不足 50年，石油、天然气可开采年数不到 100年。可见，按目前的能源消费速度，三大化石能源开采的压力将越来越大。因此，开发新能源和提高能源利用率是解决问题最主要的途径之一。人类频繁的活动以及对资源的过度开采也带来了一系列环境问题。全球气候变暖是当前人类社会所面临的最大挑战之一。从 1880年到 2019年的 100多年时间里，全球地表平均温度始终处于增长趋势，到了上个世纪 80年代，增温幅度更为显著。 1983年到 2019年是过去 1400 年来最热的 30年。根据联合国全球气候变化科学评估报告，气候变化所导致的总代价将引起全球 GDP损失约 5[1] ；而世界银行前首席经济学家斯特恩在著名的斯特恩报告中更指出，在考虑更广泛的风险和影响的情况下，估计损失将上升到 GDP的 20或者更多 [2] 。在引起全球气候变暖的诸多因素中，人类活动所排放的温室气体不断增加是最主要原因。在温室气体引致的全球气候变暖效应中， CO2的作用高达 77，因此，减少 CO2的排放，是一个亟待解决的问题，对于控制温室效应、减缓全球变暖至关重要。联合国与世界各国政府相继行动起来，通过立法或政府规划的方式各自制定了相应的 CO2减排目标，通过调整经济结构，提高能源效率等途径提高经济发展的可持续能力，并大力探索新途径，为 CO2减排做好技术储备。表 1 2019 年世界主要国家 CO2排放总量从表 1可以看出，我国是全球 CO2 排放量最大的国家。要实现我国提出 2020年单位国内生产总值的 CO2排放比 2019年下降 40-45的目标，实施低碳经济战略，是我国发展经济的必由之路。从我国 CO2 的排放结构上看，由于我国的能源结构以煤为主，当前 CO2的排放主要来自于能源部门，尤其电力行业占总排放量的主体。因此，面对低碳经济的发展模式，电力行业势必将成为 CO2 减排的主力军 [3] 。当前中国的大气污染形势已十分严峻，在传统的煤烟型污染尚未得到解决的情况下，以 PM2.5、臭氧层空洞和酸雨为特征的区域性复合型大气污染日趋严峻，突出表现在全国特别是火电行业 SO2和烟尘排放量下降，但 NOx排放未得到有效控制；酸雨也未能得到控制，由硫酸型酸雨逐渐向硫氮混合型酸雨转变；高浓度细颗粒物污染日益严重，在中东部区域屡屡发生持续多日的区域性重污染灰霾天气 [4] 。综上所述，在未来很长一段时间内，我国将面临着人口不断增长、一次性化石能源日益减少、传统能源不仅很大程度上依赖于进口而且对环境造成很大影响的问题。鉴于我国每年消耗的能源将近一半用于发电，对于电力行业，未来大的发展方向是对三大传统化石能源的发电产业进行节能和减排，以及大力开发水电、核电、风电等清洁能源以缓解能源消费压力和环境污染问题。 1 电力产业的现状改革开放之来，电力工业体制不断改革，在实行多家办电、积极合理利用外资和多渠道资金，运用多种电价和鼓励竞争等有效政策的激励下，电力工业发展迅速，在发展规模、建设速度和技术水平上不断刷新纪录、跨上新的台阶。装机先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，从 2019年底开始排世界第 2位， 2019年超过美国后稳居世界第一。截至 2019年底，全国发电装机容量达到 15.3 亿千瓦，其中火电、水电、核电、风电、光伏的占有率分别为 65.9、 20.9 ％、 1.7 ％；风力、太阳能等新能源占比分别为 8.5、 2.7。全年用电量达到 5.69 万亿千瓦时，发电装机容量和发电量均居世界第一位。但由于“十二五”我国经济增长的放缓和工业的转型升级逐步淘汰落后产能，发电量年增长率已经滑落到 5以内，电力的发展重心已经放到调整电源结构和技术升级上。 1.1 电力建设快速发展火电方面，关停了一大批耗能高、污染严重的小机组，火电高参数、大容量机组比重大幅增加，燃气蒸汽联合循环发电技术引进取得成果， 9F 级重型燃气蒸汽联合循环机组投入运行，到 2019 年燃气轮机总装机量达 6637 万千瓦。截止 2019 年年底，火电总装机量达到 9.9 亿千瓦，稳居世界第一。电源结构不断调整和技术升级受到重视。水电开发力度加大，以三峡电站为代表的水电稳步发展，总装机容量从 1980 年代的约 1000 万千瓦，跃增至 2019 年的 3.19 亿千瓦，稳居世界第一。核电建设取得进展，经过 20 多年的努力，建成以秦山、大亚湾 / 岭澳、田湾为代表的三个核电基地，截止 2019 年末，投入商业运行的核电机组共 30 台，总装机容量达到 2608 万千瓦。风电光伏等可再生能源发展迅猛，我国早在 2019 年底，风电累计装机便达到 4182.7 万千瓦，首次超过美国跃居世界第一。 2019 年，全国风电产业继续保持强劲增长势头，全年风电新增装机容量 3297 万千瓦，新增装机容量再创历史新高，累计并网装机容量达到 1.29 亿千瓦，这一数值也占到全球风电装机容量的四分之一。截止 2019 年底，我国光伏发电累计装机容量达 4318 万千瓦，超越德国，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。生物质发电最近十年才开始发展，截至 2019 年底，我国生物质发电并网装机总容量为 1423 万千瓦，位居世界第二位，仅次于美国。“十二五”期间，我国水电、风电、太阳能发电装机规模分别增长 1.4 倍、 4 倍和 168 倍，直接带动非化石能源消费比重提高了 2.6 个百分点。电网建设不断加强。随着电源容量的日益增长，我国电网规模不断扩大，电网建设得到了不断加强，特别是近十五年来，电网建设得到了迅速发展，输变电容量逐年增加。截止 2019 年底，中国 220kV 及以上输电线路长度达到 57.2 万 km相比美国 2019 年约有 200kV 以上线路 30 万 km，中国接近美国 2 倍，变电容量达到 30.27 亿 kVA，中国电网规模已稳居世界第一位。 2019 年以来实施的城乡电网建设与改造，特别是农村电网“两改一同价”成效显著，不仅改善了 8 亿农民的用电状况，解决了近 3000 多万无电农村人口的用电问题，而且加强了网架结构，缓解了城市配网高低电压之间联系薄弱的问题，促进了城乡经济发展和生活水平的提高。西电东送和全国联网发展迅速。我国能源资源和电力负荷分布的不均衡性，西部煤炭、水电、风电资源丰富，决定了“西电东送”是我国的必然选择。如今基本实现了全国联网，初步实现了跨区域资源的优化配置，区域电网间的电力电量交换更加频繁，交易类型出现了中长期、短期、超短期、可中断交易等多种模式，呈现多样化的良好局面，由于跨区跨省电力交易比较活跃，部分联网输电通道长期保持大功率送电。西电东送、全国联网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧张和促进资源优化配置起到重要作用。 1.2 电力环保取得显著成绩 6 w M \/ 0 o5 N 污染物排放得到控制。火电行业末端治理设施基本普及，目前 99以上的火电机组建设了高效除尘器控制烟尘排放，安装脱硫设施的煤电机组由 5.8 亿千瓦增加到 8.9 亿千瓦，安装率由 83增加到 99以上；安装脱硝设施的煤电机组由 0.8 亿千瓦增加到 8.3 亿千瓦，安装率由 12增加到 92[5] 。洁净煤燃烧技术的研究、开发和技术引进取得不错进展，已经掌握了低氮燃烧技术。水电、核电和电网的环境保护得到高度重视。资源节约和综合利用水平不断提高。截至 2019 年底，全国 30 万千瓦及以上火电机组比例达到 77.7， 60 万千瓦及以上占比达到 41.5，单机容量 100 万千瓦的超超临界火电机组 69 台，居世界首位。 2019～ 2019 年，全国关停小机组容量约 1 亿千瓦。供电标准煤耗从 1978 年的 471 克 / 度下降到 2019 年的 315 克 / 度。 1.3 电力科学技术水平有较大提高 9 ]- W h2019 年国务院再发关于进一步深化电力体制改革的若干意见，促进电力市场化改革，进一步推动发电售电市场化。下图为中国电力市场产业链示意图。图 6 电力产业链示意图电力涉及到我国的国计民生，所以电力产业基本由国企把控。我国电力上游发电相关企业主要有两大电力建设企业中国电建和中国能建；上游五大发电集团中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司；发电四小豪门华润电力、国华电力、国投电力、中广核。上游电力设备制造企业主要有特变电工、国电南瑞、思源科技、许继集团、上海电气、哈尔滨电气、东方电气等企业。中游执行输电、配电、售电企业主要是国家电网和南方电网。下游用电按行业分为六种，分别是工业用电、商业用电、住宅（居民）用电、排灌用电、非工业用电和农业生产用电，不同的用电类别执行不同的电价。 2.2 火电的发展趋缓，重点是节能减排截至 2019 年底，全国全口径火电装机累计达到 9.9 亿千瓦其中煤电 8.8 亿千瓦、占火电比重为 89.3 ，同比增长 7.8，装机增速远大于电力需求增速。 2019 年，火电发电设备利用小时创 1969 年以来的年度最低值 4329 小时，同比大幅降低 410 小时。火电设备利用小时大幅下降，主要受第二产业电力消费持续疲软、火电机组装机过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等因素影响，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电发电设备的利用小时数 , 下图为我国近年来火电发展情况。（ a） 2019-2019 年火电装机情况（ b） 2019-2019 年火电发电量增速 c2019-2019 年火电平均利用小时数 d2019-2019 年火电营收增速图 7 我国火电运营情况从上图可知，目前火电存在的问题由于国内经济增长乏力，火电消费减速换挡，营收增长缓慢；非化石能源发电快速发展，电力供应过剩明显，火电需求增长空间有限。 2019 年，根据煤电价格联动机制的有关规定，国家发改委分别于 4 月和 12 月两次下发相关文件，下调燃煤发电上网电价，两次分别下调 2 分和 3 分钱，同时下调工商业用电价格。虽然目前煤炭价格处于低位，但我们预计受全球经济低迷导致的大宗商品价格疲软影响，电煤价格仍有一定程度的下降空间，相应未来燃煤上网电价也有进一步下调的可能，这将对火电企业的营业收入和业绩带来一定的负面影响，在一定程度上降低火电企业投资的积极性。另外，根据大气污染防治行动计划要求，京津冀、长三角、珠三角等重点地区除热电联产外不得审批新建燃煤发电项目。 “ 9 号文”配套文件 -关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见，将占我国煤电装机容量 8的自备电厂纳入监管范围，并要求京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂；装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新扩建自备电厂项目。在 2019 年 4 月，国家发改委和国家能源局联合下发了关于促进我国煤电有序发展的通知，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。对存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模。即便是确有电力缺口的省份，也要优先发展非化石能源发电项目，并充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用，减少对新增煤电规划建设规模的需求。根据火电“十三五”规划，力争淘汰火电落后产能 2019 万千瓦以上。上述规划进一步压缩了火电的增长空间。环保方面， “十二五”以来，国家将火电脱硫脱硝作为应对大气污染防治的重大举措，出台了一系列政策推动燃煤机组加装脱硫脱硝装置，经过五年的努力，全国火电行业脱硫脱硝工作进展良好。根据中国电力企业联合会的数据， 2019 年，全国新投运脱硫机组 0.53 亿千瓦，累计投运 8.2 亿千瓦，占现役火电机组容量的 82.8; 新投运脱硝机组 1.6 亿千瓦，累计投运脱硝机组 8.5 亿千瓦，占现役火电机组容量 85.9。从目前进展看，全国火电脱硫脱硝工作已接近尾声。但与此同时，国家已将火电行业环保政策重心开始移向燃煤电厂超低排放。随着能源发展战略行动计划 2019 ～ 2020 年、国家应对气候变化规划 2019 ～ 2020 年、煤电节能减排升级与改造行动计划 2019 ～ 2020 年，以及根据 2019 年 12 月的全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案，到 2020 年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平，我国 “十三五” 电力行业节能减排发展目标已确定。综上所述， “十三五”期间，国家在火电行业环保关注点将从脱硫脱硝转向超低排放。发电设备方面，随着机组向大型化、清洁化发展， 60 万千瓦、 100 万千瓦超（超）临界机组成为我国主力火电机组，我国火电机组的参数、性能和产量已全方位地占据世界首位。锅炉、汽轮机和发电机这火电‘三大主机’已完全能够自主设计制造，虽然四大管道、高端阀门、炉水循环泵等这些被喻为火电技术国产化 ‘最后一公里” 的辅机设备也有一些技术突破，但市场基本被国外产商垄断，而且大多数关键核心部件和材料仍需要进口。预计到 2020 年， 40的核心基础零部件、关键基础材料实现自主保障，受制于人的局面逐步缓解，发电与输变电设备等产业急需的核心基础零部件（元器件）和关键基础材料的先进制造工艺得到推广应用。到 2025 年， 70的核心基础零部件、关键基础材料实现自主保障。燃气发电设备也取得进展，目前我国 F 级燃气轮机已经取得重大技术突破，拥有完全自主知识产权。综合看来，未来一段时间，随着技术的进步，发电设备国产化占有率将不断提高。随着国内经济发展速度持续放缓，我国电力生产消费呈现出新的特征，电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松，火电行业产能过剩的态势将进一步加剧。预计 “十三五” 前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，火电行业发展将面临严峻挑战。从下图 8 可知，我国的电源和火电的投资都在减少。图 8 近些年我国电源和火电投资情况在电力供给呈明显过剩态势的情况下，我们认为对该行业投资应持高度谨慎的态度，结合近半年全国各省区火电项目在建拟建情况，我们有以下建议第一，严格控制电力供应过剩严重地区的投资规模。 “十三五”期间，我国电力消费增速将继续向下换挡，全国电力供需形势将进一步宽松，在这种情况下，总体上我们建议严格控制电力供应过剩严重地区的火电投资规模。 2019 年，吉林、上海、浙江、福建、湖北、河南、湖南、广东、广西、重庆、四川、云南等省区火电设备平均利用小时低于 4000 小时，建议严控以上各省项目投资规模。第二，择优投资火电利用程度较高省市的热电联产项目。 2019 年，河北、内蒙古、江苏、江西、山东、海南、青海、宁夏、新疆火电设备平均利用小时超过 4800 小时，设备利用程度较高，可在这些地区根据并网条件、电煤供应条件、当地消纳能力等因素，择优选择热电联产项目进行投资。第三，在部分新能源装机大省择优投资燃气调峰机组。 “十二五”以来，我国风电、太阳能发电等新能源发电装机增长迅猛，截至 2019 年末，我国风电和太阳能发电装机容量均位居世界第一。但与此同时，受电网建设滞后、调峰能力不足等因素制约，部分新能源装机大省弃风和弃光形势严峻。目前，内蒙古、甘肃、青海、新疆、吉林等弃风弃光形势严重的省份存在较大的调峰机组需求空间，建议在以上省份择优投资建设燃气调峰机组。第四，在火电投资项目的技术选择上，建议选择高参数、环保型机组。在我国环境承载能力已近上限、而燃煤发电作为电力供应主体地位短期内又难以改变的背景之下，洁净煤技术大范围普及应用将是火电行业健康发展的关键，未来具有广阔发展空间。我们预计未来主要的技术如循环流化床发电技术、超临界 / 超超临界发电技术、整体煤气化联合循环 IGCC 发电技术等，将是未来行业发展的主流技术方向，建议新建火电机组选择采用这些技术的高参数、环保型机组。第五，建议加大对已投产机组的环保改造投资力度。火电行业的发展通常会产生较多的污染物排放，虽然近几年我国已经出台了一系列强有力的节能减排措施，但目前硫氧化物、氮氧化物的排放量仍然居于世界首位，故自 2019 年 7 月开始，存量火电机组开始实行更为严格的 2019 版大气污染物排放标准。在环保压力加大的背景下，必须加大对已投产机组的环保改造投资力度，为火电机组安装烟气脱硫、脱销、除尘设备，提高机组的环境友好性。 2.4 统筹开发水电，强化抽水蓄能和外送经过多年发展，我国水电装机容量和年发电量已突破 3 亿千瓦和 1 万亿千瓦时，分别占全国的 21.1和 17.6，水电工程技术居世界先进水平，形成了规划、设计、施工、装备制造、运行维护等全产业链整合能力。我国水能资源总量、投产装机容量和年发电量均居世界首位，与 80 多个国家建立了水电规划、建设和投资的长期合作关系，是推动世界水电发展的主要力量。水电为中国最早发展，亦是最成熟的可再生能源，对国家要完成 2020 年非化石能源消费比重达到 15的国际减排目标，有着举足轻重的作用。而现在受着水电开发成本增加、弃水严重等问题，投资速度放缓，整体发展进入稳定发展期或成熟期。根据下图，水电装机量和投资总额基本呈下降趋势。图 9 2019-2019 年水电装机增速图 10 “十二五”我国水电投资情况生态环保压力不断加大。随着经济社会的发展和人们环保意识的提高，特别是生态文明建设，对水电开发提出了更高要求；随着水电开发的不断推进和开发规模的扩大，剩余水电开发条件相对较差，敏感因素相对较多，面临的生态环境保护压力加大。水电开发经济性逐渐下降。我国待开发水电主要集中在西南地区大江大河上游，经济社会发展相对滞后，移民安置难度加大。同时，有关方面希望水电开发能够扶贫帮困，促进地方经济发展，由此将脱贫致富的期望越来越多地寄托在水电开发上，进一步加大了移民安置的难度。此外，大江大河上游河段水电工程地处偏远地区，制约因素多，交通条件差，输电距离远，工程建设和输电成本高，水电开发的经济性变差，市场竞争力显著下降。国家对水电综合利用的要求越来越高，而投资补助和分摊机制尚未建立，加重了水电建设的经济负担和建设成本。随着电网安全稳定经济运行要求不断提高和新能源在电力市场的份额快速上升，抽水蓄能电站开发建设的必要性和重要性日益凸显。 “十三五”将加快抽水蓄能电站建设，以适应新能源大规模开发需要，保障电力系统安全运行。根据电力“十三五”规划的要求，显示各主要指标均被下调，如全国常规水电新增投产约 4000 万千瓦，新开工 6000 万千瓦以上，其中小水电规模 500 万千瓦左右。 2020 年水电总装机容量达到 3.8 亿千瓦，其中常规水电 3.4 亿千瓦，抽水蓄能 4000 万千瓦，年发电量 1.25 万亿千瓦时。预计 2025 年全国水电装机容量达到 4.7 亿千瓦，其中常规水电 3.8 亿千瓦，抽水蓄能约 9000 万千瓦；年发电量 1.4 万亿千瓦时。综合显示中国水电的高速成长气已过，预期水电装机容量的发展将续年减慢，抽水蓄能电站是重点之一，未来几年水电增长率在 5以内。图 11 “十二五”与“十三五” 水电发展规划比较 2.5 核电发展迎来良机全国大约有 70的煤炭资源集中分布在山西、陕西、内蒙古等中西部地区， 80以上的水利资源分布在我国西南地区，而经济发达，人口稠密的沿海地区却缺乏能源，所以核电主要在沿海地区发展起来。截至 2019 年底，中国大陆运行的核电机组 30 台，总装机容量 2831 万千瓦，在建的核电机组 24 台，总装机容量 2672 万千瓦。其中，在建核电机组数位居世界第一，在建、在运机组总数位居世界第三。 2019 年，核电发电量约占全国发电量的 3.1。根据国务院办公厅下发的能源发展战略行动计划 2019-2020 年，到 2020 年我国核电在运机组要达到 5800 万千瓦，在建 3000 万千瓦。而按照规划，未来五年内，中国需再开工建设 40 台核电机组，至少需投入 6000 亿元。当然，核电也有缺陷，反应堆的安全问题尚需不断监控及改进，核电建设投资费用仍然比常规能源发电高，回收周期长。但自中国出现严重雾霾天气以来，各种新能源、清洁能源备受青睐，核电作为效率较高的发电形式也再次迎来发展的春天。随着我国核电建设的重启，核电建设迎来高潮。核电作为清洁能源中国一重已掌握了三代核电技术 AP1000“心脏”反应堆压力容器的核心技术，打破世界 51 项世界纪录成为世界惟一兼备三代堆核岛铸锻件和成套设备制造能力的企业、完全是我国自主完全具有知识产权的中国品牌的大型先进压水堆核电技术三代半核电。 AP1000是中国从美国西屋公司引进的百万千瓦级压水堆三代核电技术， CAP1400 则是中国在消化、吸收、全面掌握 AP1000 非能动技术基础上，再创新而来的具有自主知识产权、功率更大的三代核电技术。目前， CAP1400示范工程设备国产化率超过 80，另外， AP1000依托项目四台机组平均国产化率约为 55。作为另一分支，华龙一号是中核集团和中广核集团在中国三十余年核电科研、设计、制造、建设和运行经验的基础上，充分借鉴国际三代核电技术先进理念，汲取福岛核事故经验反馈，联合开发的具有自主知识产权、可独立出口的三代百万千瓦级压水堆核电机型。目前，华龙一号示范工程正在福建福清与广西防城港双线推进。 CAP系列脱胎于美系技术，华龙则是基于中国此前已掌握的从法国引进的 M310核电技术。可见，三代核电将接替二代加，成为“十三五”核电发展的主流路线，而中国自主设计的核电技术将在其中唱绝对主角。在被称为第四代核电技术的高温气冷堆方面，我国也取得不少进展。 2019 年 8 月，高温气冷堆核电站 “心脏装备”主氦风机工程样机完成热态工程验证。 12 月，高温气冷堆燃料元件通过国外权威检测，各项指标达到国际先进水平。图 12 在运行的核电站图 13 在建的核电站图 14 筹建中的核电站从图可知，由于我国国情的原因，目前已经和在建的核电基本放在沿海缺电地区，由于核电属于耗水工业，规划中的内陆核电也主要放在水源丰富的长江流域，但是日本福岛核电危机延缓了我国内陆核电进程。未来核电作为清洁能源发展潜力巨大，但前提是保证核电的安全运行。专家分析认为，上市是公司融资的重要方式，预计中国核电规模将有迅猛扩张。而随着核电行业的加速，与之相配套的相关产业也将迎来快速发展。 2.6 风电稳步发展，优化调整布局我国风能资源丰富，可开发利用的风能储量约 10 亿 kW，其中，陆地上风能储量约 2.53 亿 kW（陆地上离地 10m高度资料计算），海上可开发和利用的风能储量约 7.5 亿 kW，共计 10 亿 kW。从国内自身状况来看，截止 2019 年底风电总装机量达 1.29 亿 kW，全球第一。全球风电的产业格局正经历一个调整、重构、再建设的关键节点，而中国的风电产业实现了接连突破，成为世界清洁能源的奇迹。但海上风电比重过低，也成为制约我国风电产业可持续发展的障碍之一。 2019 年受“抢装潮”影响，装机规模 30GW以上创历年新高，而风电招标量增速提前显著上升。 2019 年前三季度招标量达 24.1GW，同比增长近 7 成，预计全年大概率会达到 30GW，这显示了开发商对于后续装机的预期。 2019 年底发改委发布关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知，对陆上风电前三类资源区 2019 年和 2019 年上网标杆电价做出电价分别下调 2 分钱和 3 分钱的调整，四类资源区分别降低 1 分钱、 2 分钱。中长期来看，补贴退坡将有助于提升风电行业竞争力，倒逼成本下降，平价上网的目标。根据 2019 年发布的能源发展战略行动计划 2019-2020 ，目标要求到 2020 年风电发电与煤电上网电价相当。因此，为达成 2020 年实现平价上网的政策目标，未来五年风电上网补贴将逐渐下行。图 15 我国历年累计风电装机容量及十三五规划目标目前，风电标杆电价处在下行通道， 2019 年风电电价的下调仍将刺激风电行业有一定的抢装行情，从而带动设备出货量的增加。 10 月 11 日国家发改委发布的最新电价调整的关于调整新能源标杆电价的征求意见函中也规定， 2019 年 1 月 1 日之前核准， 2019 年年底之前建成的项目执行旧电价，也会推动未来三年风电装机维持在高位。根据规划目标，到 2020 年底风力发电开发利用目标达到 250GW，则未来五年风电装机复合增长率将达到 10-20，平均每年新增装机容量超过 20GW。根据能源发展战略行动计划 2019-2020 年，到 2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到 15。为达此目标， 2019 年 3 月 3 日国家能源局发布国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见，明确 2020 年除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的 9以上，并制定各省市能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标。据测算 2019 年我国绝大部分省市非水可再生能源发电占比仍与 2020 年目标最低要求仍有差距，尤其在中东部地区缺口尤甚。在可再生能源发电西部地区饱和、向东部和南部地区转移的情况下，风电厂开发成为重要选择。图 16 全国月度风电发电量占比图 17 我国各省份历年弃风率图 18 我国各省市弃风率及下达装机规模从上图可知，当前风电产业仍面临三大问题一是风电产业内部结构不合理，过分依赖 “三北”大基地，分散式风电和海上风电仍然弱小；二是风电发电量占全部发电量的比例仍然较低，不足 5;三是弃风状况没有得到有效遏制。弃风主要由于当地电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等自身特点导致的部分风电场风机暂停的现象。弃风最大的原因还是电网建设速度跟不上清洁能源发展的速度。 2019 年，风电弃风限电形势加剧，全年弃风电量 339 亿千瓦时，同比增加 213 亿千瓦时，平均弃风率 15，同比增加 7 个百分点。我国弃风率在 20以上的地区包括吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆，在 2019 年风电开发建设方案中均未安排新增规模，过剩风电机组将属于历史存量资产，当地弃风率将得到有效遏制。而增量装机规模则集中在河南、山东、湖南等非弃风限电地区，在非限电地区风电场投资 IRR 较高无虞。风电发展 “十三五”规划明确加快推动风电产业发展，风电从从补充能源转向替代能源。根据规划，到 2020 年底，风电累计并网装机容量将达到 2.1 亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到 500 万千瓦以上；风电年发电量将达到 4200 亿千瓦时，约占全国总发电量的 6，风电的角色已经改变。根据我国风电开发建设的资源特点和并网运行现状， “十三五”时期风电主要布局原则是弃风率超过 20的省份，暂停安排风电装机；加快开发中东部和南方地区陆上风能资源、有序推进“三北”地区风电就地消纳利用、利用跨省跨区输电通道优化资源配置、积极稳妥推进海上风电建设。面对新形势和挑战，规划明确了“十三五”时期我国风电发展的重点任务有效解决风电消纳问题。通过加强电网建设、提高调峰能力、优化调度运行等措施，充分挖掘系统消纳风电能力，促进区域内部统筹消纳以及跨省跨区消纳；提升中东部和南方地区风电开发利用水平。重视中东部和南方地区风电发展，将中东部和南方地区作为我国 “十三五” 期间风电持续规模化开发的重要增量市场；推动技术自主创新和产业体系建设，不断提高自主创新能力，加强产业服务体系建设，推动产业技术进步，提升风电发展质量，全面建成具有世界先进水平的风电技术研发和设备制造体系。 2.7 太阳能发展迅速，分布式光伏是重点我国光伏经过前些年的低潮，随着“十二五”时期，国务院发布了关于促进光伏产业健康发展的若干意见，光伏产业政策体系逐步完善，光伏技术取得显著进步，市场规模快速扩大。太阳能热发电技术和装备实现突破，首座商业化运营的电站投入运行，产业链初步建立。光伏发电规模快速扩大，市场应用逐步多元化。全国光伏发电累计装机从 2019 年的 86 万千瓦增长到 2019 年的 4318 万千瓦， 2019 年新增装机 1513 万千瓦，累计装机和年度新增装机均居全球首位。光伏发电应用逐渐形成东中西部共同发展、集中式和分布式并举格局。光伏发电与农业、养殖业、生态治理等各种产业融合发展模式不断创新，已进入多元化、规模化发展的新阶段。光伏制造产业化水平不断提高，国际竞争力继续巩固和增强。 “十二五”时期，我国光伏制造规模复合增长率超过 33，年产值达到 3000 亿元，创造就业岗位近 170 万个，光伏产业表现出强大的发展新动能。 2019 年多晶硅产量 16.5 万吨，占全球市场份额的 48;光伏组件产量 4600 万千瓦，占全球市场份额的 70。我国光伏产品的国际市场不断拓展，在传统欧美市场与新兴市场均占主导地位。我国光伏制造的大部分关键设备已实现本土化并逐步推行智能制造，在世界上处于领先水平。光伏发电技术进步迅速，成本和价格不断下降。我国企业已掌握万吨级改良西门子法多晶硅生产工艺，流化床法多晶硅开始产业化生产。先进企业多晶硅生产平均综合电耗已降至 80kWh/kg，生产成本降至 10 美元 /kg 以下，全面实现四氯化硅闭环工艺和无污染排放。单晶硅和多晶硅电池转换效率平均分别达到 19.5和 18.3，均处于全球领先水平，并以年均 0.4 个百分点的速度持续提高，多晶硅材料、光伏电池及组件成本均有显著下降，光伏电站系统成本降至 7 元 / 瓦左右，光伏发电成本“十二五”期间总体降幅超过 60。光伏产业政策体系基本建立，发展环境逐步优化。在可再生能源法基础上，国务院于 2019 年发布关于促进光伏产业健康发展的若干意见，进一步从价格、补贴、税收、并网等多个层面明确了光伏发电的政策框架，地方政府相继制定了支持光伏发电应用的政策措施。光伏产业领域中相关材料、光伏电池组件、光伏发电系统等标准不断完善，产业检测认证体系逐步建立，具备全产业链检测能力。我国已初步形成光伏产业人才培养体系，光伏领域的技术和经营管理能力显著提高。太阳能热发电实现较大突破，初步具备产业化发展基础。 “十二五”时期，我国太阳能热发电技术和装备实现较大突破。我国在太阳能热发电的理论研究、技术开发、设备研制和工程建设运行方面积累了一定的经验，产业链初步形成，具备一定的产业化能力。当前存在的问题 1）高成本仍是光伏发电发展的主要障碍。虽然我国光伏产业能够全面国产化，光伏发电价格已大幅下降，但与燃煤发电价格相比仍然偏高，在 “十三五” 时期对国家补贴依赖程度依然较高，光伏发电的非技术成本有增加趋势，地面光伏电站的土地租金、税费等成本不断上升，屋顶分布式光伏的场地租金也有上涨压力，融资成本降幅有限甚至民营企业融资成本不降反升问题突出。光伏发电技术进步、降低成本和非技术成本降低必须同时发力，才能加速光伏发电成本和电价降低。 2）并网运行和消纳仍存较多制约。电力系统及电力市场机制不适应光伏发电发展，传统能源发电与光伏发电在争夺电力市场方面矛盾突出。太阳能资源和土地资源均具备优势的西部地区弃光限电严重，就地消纳和外送存在市场机制和电网运行管理方面的制约。中东部地区分布式光伏发电尚不能充分利用，现行市场机制下无法体现分布式发电就近利用的经济价值，限制了分布式光伏在城市中低压配电网大规模发展。 3）光伏产业面临国际贸易保护压力。随着全球光伏发电市场规模的迅速扩大，很多国家都将光伏产业作为新的经济增长点。一方面各国在上游原材料生产、装备制造、新型电池研发等方面加大技术研发力度，产业国际竞争更加激烈 ; 另一方面，很多国家和地区在市场竞争不利的情况下采取贸易保护措施，对我国具有竞争优势的光伏发电产品在全球范围应用构成阻碍，也使全球合作减缓气候变化的努力弱化。 4）太阳能热发电产业化能力较弱。我国太阳能热发电尚未大规模应用，在设计、施工、运维等环节缺乏经验，在核心部件和装置方面自主技术能力不强，产业链有待进一步完善。同时，太阳能热发电成本相比其他可再生能源偏高，面临加快提升技术水平和降低成本的较大压力。太阳能热利用产业升级缓慢。在“十二五”后期，太阳能热利用市场增长放缓，传统的太阳能热水应用发展进入瓶颈期，缺乏新的潜力大的市场领域。太阳能热利用产业在太阳能供暖、工业供热等多元化应用总量较小，相应产品研发、系统设计和集成方面的技术能力较弱，而且在新应用领域的相关标准、检测、认证等产业服务体系尚需完善。根据太阳能发展“十三五”规划，到 2020 年底，太阳能发电装机达到 1.1 亿千瓦以上，其中，光伏发电装机达到 1.05 亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模 ; 太阳能热