發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)繼續(xù)優(yōu)化，棄風棄光問題明顯緩解

發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)繼續(xù)優(yōu)化，棄風棄光問題明顯緩解

一是發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)清潔化趨勢明顯。截至2017年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量17.8億千瓦、同比增長7.6%;其中，非化石能源發(fā)電裝機容量6.9億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的比重為38.7%，同比提高2.1個百分點。全國新增發(fā)電裝機容量13372萬千瓦，其中，新增非化石能源發(fā)電裝機8988萬千瓦，均創(chuàng)歷年新高。全年新增水電裝機1287萬千瓦，其中，抽水蓄能200萬千瓦;新增并網(wǎng)風電裝機1952萬千瓦，其中，東、中部地區(qū)占58.9%，同比提高8.8個百分點;新增并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機5338萬千瓦，同比增加2167萬千瓦，82.4%的新增裝機集中在東、中部地區(qū)，同比提高19.6個百分點。新增煤電裝機3855萬千瓦、同比減少142萬千瓦。

二是非化石能源發(fā)電量快速增長，煤電發(fā)電量比重降低。全國全口徑發(fā)電量6.42萬億千瓦時、同比增長6.5%;其中，非化石能源發(fā)電量同比增長10.0%，占總發(fā)電量比重為30.4%，同比提高1.0個百分點。全口徑并網(wǎng)太陽能發(fā)電、并網(wǎng)風電、核電發(fā)電量分別增長75.4%、26.3%和16.5%;全口徑水電發(fā)電量增長1.7%，增速同比回落3.9個百分點。全口徑火電發(fā)電量同比增長5.2%，增速同比提高2.9個百分點;其中，煤電發(fā)電量同比增長4.8%，增速同比提高3.6個百分點，煤電發(fā)電量占總發(fā)電量比重為64.5%，同比降低1.0個百分點。

三是水電設備利用小時同比降低，棄風棄光問題明顯改善。全國發(fā)電設備利用小時3786小時，與上年大體持平。其中，受上年高基數(shù)等因素影響，水電設備利用小時3579小時、同比降低40小時。受電力消費較快增長、水電發(fā)電量低速增長等多因素綜合影響，全國火電設備利用小時4209小時、同比提高23小時，其中煤電設備利用小時4278小時，同比略有提高。核電設備利用小時7108小時、同比提高48小時。在政府和電力企業(yè)等多方共同努力下，棄風棄光問題明顯改善，全國并網(wǎng)風電、太陽能發(fā)電設備利用小時分別為1948、1204小時，同比分別提高203、74小時，其中，西北區(qū)域風電、太陽能發(fā)電設備利用小時分別提高380小時和146小時。

四是電煤供需形勢偏緊，冬季發(fā)電用天然氣供應緊張。2017年，煤炭消耗需求增長超預期，煤炭行業(yè)去產(chǎn)能超進度，疊加安全、環(huán)保等多方面因素影響，煤炭產(chǎn)量增加不足，煤炭市場供應量小于消費量，導致電煤供應持續(xù)偏緊。相關(guān)部門多措并舉增加電煤供給，供需形勢有所緩和，但迎峰度冬期間電煤消費需求較快增長，貴州、安徽、湖南、甘肅等地電煤供需形勢較為緊張。受“煤改氣”新增需求集中釋放等因素影響，天然氣消費需求超預期增長，供暖期發(fā)電用天然氣供應緊張，部分地區(qū)燃機發(fā)電受到供氣限制。

五是電力行業(yè)效益下滑，煤電企業(yè)經(jīng)營形勢持續(xù)嚴峻。電煤價格持續(xù)高位，全年絕大多數(shù)時間處于“紅色區(qū)間”運行，導致煤電企業(yè)發(fā)電成本大幅增加，出現(xiàn)大面積虧損局面。初步測算，2017年全國煤電企業(yè)因電煤價格上漲導致電煤采購成本比2016年提高2000億元左右。市場化交易電量規(guī)模進一步擴大，交易電量累計1.63萬億千瓦時，同比增長45%，有效降低社會生產(chǎn)成本。此外，可再生能源補貼支付明顯滯后，以及煤電企業(yè)環(huán)保投入不斷增加、環(huán)保補貼難以彌補環(huán)保投入，都加劇電力企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營困境。受煤電企業(yè)持續(xù)虧損以及煤電新開工項目減少等影響，發(fā)電設計、建設施工等企業(yè)經(jīng)營形勢也較為嚴峻。