2017年新能源和可再生能源發展現狀及趨勢研究

／ 中電能源情報研究中心 封紅麗／

2017年，新能源和可再生能源投資繼續大幅下滑，特別是風電投資繼續保持投資驟降模式；

新能源和可再生能源累計裝機占比不斷提高；光伏新增裝機規模創歷年新高，火電、核電和風電新增裝機均下降。2017年，新能源和可再生能源發電量19461億千瓦時，約占全部發電量的30%；可再生能源利用水平不斷提高。

一、總體發展概況

（一）新能源和可再生能源投資放緩

2017年，新能源和可再生能源投資繼續大幅下滑，特別是風電投資繼續保持投資驟降模式。中電聯數據顯示，2017年，風電投資643億元，同比下降30.6%；水電投資618億元，與上年基本持平；核電投資395億元，同比下降21.6%。

從趨勢上看，水電投資在經歷四連降后，2017年趨于平穩，且受水資源及地理選址限制，今后的水電投資空間將繼續壓縮。風電投資規模繼續保持大幅縮減態勢，主要受2020年5%棄風率目標的約束以及風電價格大幅下降的影響。核電投資也保持持續下跌態勢，主要是由于2016年和2017年核電沒有新核準項目。太陽能投資連續四年持續增加，受光伏新政約束，預計2018年太陽能投資有可能下滑。

（二）新能源和可再生能源累計裝機大幅增加

新能源和可再生能源累計裝機占比不斷提高。中電聯數據顯示，2017年，新能源和可再生能源累計裝機占比達38%，同比增加2個百分點。其中，水電累計裝機34119萬千瓦（其中抽水蓄能發電2869萬千瓦、增長7.5%），同比增長2.7%；并網風電累計裝機16367萬千瓦，同比增長10.5%；并網太陽能發電累計裝機13025萬千瓦（其中分布式光伏發電2966萬千瓦），同比增長68.7%；核電累計裝機3582萬千瓦，同比增長6.5%。

從電源裝機結構上看，新能源和可再生能源裝機占比增量幾乎全部來自太陽能占比增量。2017年，火電裝機占比62%，水電、風電、太陽能發電、核電裝機分別占19.2%、9.21%、7.33%和2.02%。其中，2017年新能源和可再生能源占比同比增加2個百分點，主要是由于太陽能發電裝機同比增加了2個百分點。

（三）新能源和可再生能源新增裝機呈現“兩增三降”局面

光伏新增裝機規模創歷年新高，火電、核電和風電新增裝機均下降。2017年是光伏新增裝機規模最大的一年，并首次超過火電新增規模，主要是光伏扶貧、光伏領跑者、光伏發電上網電價調整等政策促進太陽能發電裝機容量新增5338萬千瓦，同比增加2167萬千瓦。其次，新增水電1287萬千瓦，同比增加了108萬千瓦。火電和核電新增規模均大幅減少，風電新增規模較上年也有所縮減。其中，新增火電4578萬千瓦（其中新增煤電3504萬千瓦），同比減少470萬千瓦，國家化解煤電產能過剩措施初見成效，火電及煤電新增規模連續三年縮小。新增并網風電1952萬千瓦，同比減少72萬千瓦。新增核電218萬千瓦，同比減少502萬千瓦，是5年來核電新增規模最小的一年。

圖1 2009～2017年新能源和可再生能源投資情況

圖2 2009～2017年新能源和可再生能源累計裝機

圖3 2017年全國電源裝機結構

新增裝機的結構和地區布局進一步優化。東、中部地區新增新能源發電裝機容量占全國新增新能源發電裝機的76.0%，比上年提高18.1個百分點，新能源發電布局繼續向東中部轉移。

（四）新能源和可再生能源發電量占比30%

2017年，新能源和可再生能源發電量19461億千瓦時，約占全部發電量的30%。其中，水電發電量11945億千瓦時，占全部發電量的18.6%，同比增長1.7%；風電發電量3057億千瓦時，占全部發電量的4.7%，同比增長26.3%；核電發電量2483億千瓦時，占全部發電量的3.9%，同比增長16.5%；太陽能發電量1182億千瓦時，占全部發電量的1.8%，同比增長78.6%。

（五）棄風棄光情況有所改善

可再生能源利用水平不斷提高。國家能源局數據顯示，2017年，全國水能利用率達到96%左右；棄風電量419億千瓦時，同比減少78億千瓦時，棄風率12%、同比下降5.2個百分點，是三年來首次棄風電量和棄風率“雙降”；棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點。大部分棄風限電嚴重地區的形勢有所好轉，其中甘肅棄風率下降超過10個百分點，吉林、新疆、寧夏、內蒙古、遼寧棄風率下降超過5個百分點，黑龍江棄風率下降接近5個百分點。

二、水電

（一）水電發展持續放緩

水電累計裝機規模持續增加，但增速持續放緩。2017年，水電累計裝機34119萬千瓦，同比增長僅2.7%，這是自2013年以來連續四年增速下滑；水電新增裝機1287萬千瓦，較上年同期略有增加，也是自2013年連續三年下降后的首次上升。新增裝機較多的省份是四川（458萬千瓦）、江蘇（150萬千瓦）和云南（98萬千瓦），占全部新增裝機的78.5%。2017年，全國新開工建設白鶴灘、巴塘等2座重點水電站，總裝機約1675萬千瓦。

2017年，全國新增抽水蓄能發電裝機容量200萬千瓦，江蘇溧陽、廣東深圳、海南瓊中3座抽水蓄能電站投運。北方地區累計完成10個電廠、共計725萬千瓦火電機組靈活性改造項目，對電網調節能力和新能源消納能力提升起到了積極作用。

圖4 2017年各類電源新增裝機情況

圖5 2017年能源發電結構

圖6 2008～2017年水電裝機容量增長情況

（二）水電發電量基本保持平穩

2017年，全國水電發電量11945億千瓦時，同比增長僅1.7%，較上年同期下降近4個百分點。這與水電利用小時數下降有關。

（三）水電利用小時數相對比較平穩

2017年，6000千瓦及以上水電利用小時數為3579小時，同比降低40小時。近三年水電利用小時數相對比較平穩，基本維持在3600小時左右。

（四）西南地區調峰棄水現象有所緩解

2017年，調峰棄水主要發生在四川、云南、廣西三省區，地域范圍較2016年增加了廣西，調峰棄水總電量較2016年略有減少。四川調峰棄水電量約140億千瓦時，與2016年相比基本持平，主要得益于川渝電網第三通道投產，增加了外送能力。云南2017年棄水電量約80～100億千瓦時，在沒有新增外送通道的情況下，調峰棄水電量較2016年下降約40%，一方面是2017年投產的水電較少，更重要的是提高了現有外送通道的利用率。廣西2017年棄水電量約45億千瓦時，汛期與2016年汛期相比，增加1臺核電機組，水電來水情況較好，是產生較多棄水電量的主要原因。

表1 2017年全國新投運及核準重點抽水蓄能電站

圖7 2008～2017年水電發電量

圖8 2008～2017年6000千瓦及以上水電電廠利用小時數

三、風電

（一）風電增速持續放緩，新增裝機亦穩步持續減緩

2017年，全國風電累計裝機16367萬千瓦，同比增長10.5%，較上年同期下降1.8個百分點。其中，中東部和南方地區占25.6%，“三北”地區占74.4%；全國風電新增裝機1550萬千瓦，自2015年后連續兩年放緩。這是繼水電之后又一持續放緩的新能源。新增規模重心向中東部和南方地區傾斜，中東部和南方地區占比50%，風電開發布局進一步優化，山東、河南、陜西、山西新增裝機均超過100萬千瓦。

海上風電發展起步。2017年中國海上風電新增裝機容量為116.4萬千瓦，累計裝機容量達到278.8萬千瓦，排名全球第三，僅次于英國和德國。2017年中國新增容量分布在18個海上風電場。其中，江蘇新增海上風電場9個，總計裝機容量96.8萬千瓦，是中國海上風電的重點開發省份；福建省以6.5萬千瓦新增容量位居第二，其余項目分布于廣東、浙江和河北省。

（二）風電發電量保持快速增長

2017年，全國風電發電量3057億千瓦時，同比增長26.3%，較上年同期下降了約4個百分點。盡管如此，近兩年風電的發電量一直以每年新增約600億千瓦時的電量保持快速增長。2017年，風電發電量占全部發電量已近5%。

（三）風電利用小時數明顯提高

風電設備利用率提高。2017年，全國6000千瓦及以上風電設備平均利用小時數為1948小時，同比增加203小時。其中，風電平均利用小時數較高的地區中，福建2756小時、云南2484小時、四川2353小時、上海2337小時。風電利用小時數顯著提高，主要原因之一是，甘肅、新疆、內蒙古等2016年棄風限電嚴重地區，風電新增裝機容量得到有效控制。

圖9 2017年主要棄水省市棄水電量（億千瓦時）

（數據來源：中電聯）

圖1 1 2008～2017年風電發電量

2017年，風電重點地區最低保障收購年利用小時數未達標準的地區包括：新疆Ⅲ類資源區、甘肅Ⅱ類和Ⅲ類、寧夏Ⅲ類和吉林Ⅲ類。

（四）風電價格趨近平價上網水平

受技術進步和成本下降影響，近幾年風電上網電價逐年下降，并已趨近平價上網水平。2017年8月，國家能源局下發《關于公布風電平價上網示范項目的通知》，將13個風電平價上網示范項目予以公布，彰顯出國家能源局對2020年實現風電平價上網目標的決心。

（五）棄風問題明顯好轉

2017年，全國風電棄風電量降至419億千瓦時，同比減少78億千瓦時；全國棄風率下降至12%，同比下降5.2個百分點，實現棄風電量和棄風率“雙降”。

大部分棄風限電嚴重地區的形勢均有所好轉，甘肅、新疆、內蒙仍是棄風電量較多的三個地區。其中甘肅棄風率下降超過10個百分點，吉林、新疆、寧夏、內蒙古、遼寧棄風率下降超過5個百分點，黑龍江棄風率下降接近5個百分點。

2017年棄風情況有所好轉的因素主要有以下幾個方面：一是這些地區的風電發展速度得到有效控制；二是電網企業加大風電消納工作力度；三是電力輔助服務市場發揮作用，再加上開展了火電靈活性改造等技術措施，對東北三省改善棄風情況起到了較好的作用；四是新的外送通道投產對內蒙和甘肅等地區改善棄風情況起到了一定作用。

（數據來源：中電聯）

表2 2017年風電重點地區最低保障收購年利用小時數落實情況

表3 近幾年風電上網電價趨勢 （元／千瓦時）

四、光伏

（一）光伏發展呈現爆發式增長

2017我國新增光伏并網裝機容量達到5338萬千瓦，同比增長53.6%。累計光伏裝機并網量達到13025萬千瓦，同比增長68.7%。新增和累計裝機容量均為全球第一。其中，新增光伏電站3362萬千瓦，同比增加11%；分布式光伏1976萬千瓦，同比增長3.7倍，創歷史新高；光伏電站累計裝機容量10059萬千瓦，分布式累計裝機容量2966萬千瓦。

從新增裝機布局看，由西北地區向中東部地區轉移的趨勢明顯。華東地區新增裝機1467萬千瓦，同比增加1.7倍，占全國的27.7%。華中地區新增裝機為1064萬千瓦，同比增長70%，占全國的20%。西北地區新增裝機622萬千瓦，同比下降36%。分布式光伏發展繼續提速，浙江、山東、安徽三省分布式光伏新增裝機占全國的45.7%。

（二）光伏發電量持續快速增長

2017年，全國光伏發電量1182億千瓦時，同比增長75.4%，占我國全年總發電量的1.8%。

（三）光伏利用小時數有所回升

近幾年來太陽能發電利用小時數首次出現回升。2017年，全國太陽能發電設備利用小時數1204小時，比2016年提高74小時。

圖1 3 2012～2017年棄風率變化

圖1 4 棄風嚴重地區棄風率變化

圖1 5 2009～2017年太陽能發電裝機容量增長情況

2017年，光伏發電重點地區最低保障收購年利用小時數未達標的地區包括：新疆、甘肅、寧夏、陜西和遼寧。

（四）光伏電價大幅下降

隨著光伏技術的進步和成本的快速下降，光伏標桿上網電價持續下降，截至2018年6月，太陽能Ⅰ類資源區上網電價已經達0.5元／千瓦時，接近平價上網目標。與此同時，分布式光伏國家補貼也迅速下降，已下調至0.32元／千瓦時。

（五）棄光問題明顯好轉

2017年，全國棄光電量73億千瓦時，同比增加3億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點。棄光主要集中在新疆和甘肅。其中，新疆（不含兵團）棄光電量28.2億千瓦時，棄光率22%，同比下降9.3個百分點；甘肅棄光電量18.5億千瓦時，棄光率20%，同比下降9.8個百分點。

2017年棄光量和棄光率雙降，主要有以下幾個方面的因素：一是新增光伏發電裝機規模得到有效控制，這是新疆和寧夏棄光電量下降的主要原因；二是電網企業加大光伏發電消納工作力度；三是新外送通道的投產對甘肅改善棄光情況起到一定作用。

五、核電

（一）核電新增裝機容量大幅下降

圖1 6 2010～2017太陽能發電量增長情況

圖1 7 2008～2017年6000千瓦及以上太陽能發電電廠利用小時數

表4 2017年光伏發電重點地區最低保障收購年利用小時數落實情況

2017年，全國投運核電機組共37臺，核電累計裝機3582萬千瓦，同比增長6.5%，較上年同期下降17.3個百分點；全國新增裝機僅218萬千瓦，分別為福建福清核電站4號機組和廣東陽江電站4號機組，較上年同期減少502萬千瓦。這主要是由于2016年和2017年我國核電“零核準”，導致新增裝機出現巨幅下滑。

（二）核電發電量持續穩步增長

2017年，全國核電發電量2483億千瓦時，同比增長16.5%，較上年同期下降約8個百分點。目前，我國核電在發電總量中的比重還較低，僅占3.9%，規劃2020年占比達到5%，仍遠低于全球11%的平均水平。由于2017年新投運機組較少，核電發電量增幅不太明顯。

（三）核電利用小時數扭轉連續下滑態勢

2017年，全國核電機組利用小時數平均約為7108小時，比上年提高48小時，同比提高0.7個百分點，扭轉了2013年以來利用小時數連續下滑的局面。其中，江蘇核電機組利用小時數最高，利用小時數偏低的核電機組主要分布在遼寧、廣西、海南三省區，與2016年相比，增加了廣西壯族自治區。

遼寧核電利用小時數5273小時，低于全國平均水平1835小時，同比提高291小時。遼寧近年來控制電源裝機增長速度，2016年和2017年增加的火電裝機容量只有46萬千瓦，2017年火電發電量與2016年相比基本未增長，為改善核電運行環境提供了空間。

表5 2013～2018年“全額上網”光伏標桿上網電價（單位：元/千瓦時，含稅）

圖1 8 2017年棄光情況

圖1 9 2008～2017年核電裝機容量增長情況

廣西核電利用小時5839小時，低于全國平均水平1269小時，同比減少1346小時。廣西在2016年和2017年連續投產外來水電通道與核電，電網調峰壓力大，為解決2017年電網調峰問題，水電較大規模棄水的同時，核電機組利用小時數也大幅下降。

海南核電利用小時5737，低于全國平均水平1371小時，同比減少527小時。海南省核電機組“大機小網”問題較為突出，考慮電網運行安全，核電機組未滿出力運行。

（四）核電遭遇消納難題

2017年，紅沿河核電、寧德核電、福清核電、防城港核電和昌江核電均遇到消納問題。從2017年前三季度核電運行情況看，消納難是導致核電設備利用率和經濟性下降的主因。尤其紅沿河核電，四臺機組中有三臺全年設備平均利用率低于60%。2017年6月，廣西電力交易中心在全國范圍內首次將核電納入電力直接交易。8月，廣西自治區物價局和福建省物價局調整核電上網電價，防城港核電基地上網電價微漲，福建兩個核電基地七臺機組執行三個檔位上網電價，新投產機組電價比核電標桿電價低0.058元/千瓦時。同時，核電也開始進入供暖領域。遼寧省工信委2017年11月23日通知，將組織核電參加供暖電力交易，紅沿河核電交易電量將占總交易電量的一半，上網電價執行0.18元/千瓦時。

六、生物質發電

圖2 0 2008～2017年核電發電量

圖2 1 2008～2017年6000千瓦及以上核電電廠利用小時數

2017年，生物質發電新增裝機274萬千瓦，累計裝機達到1488萬千瓦，同比增長22.6%；全年生物質發電量794億千瓦時，同比增長22.7%，繼續保持穩步增長勢頭。累計裝機排名前四位的省份是山東、浙江、江蘇和安徽，分別達到216萬千瓦、158萬千瓦、145萬千瓦和119萬千瓦；新增裝機較多的省份是山東、浙江、廣東和安徽，分別為37萬千瓦、36萬千瓦、33萬千瓦和24萬千瓦；年發電量排名前四位的省份是山東、江蘇、浙江和安徽，分別為107億千瓦時、91億千瓦時、83億千瓦時和70億千瓦時。

七、地熱

2017年7月住建部發布數據顯示，截至2016年底，淺層地熱能應用建筑面積達到4.78億平方米，比2015年增長0.86億平方米。目前，在全國范圍內，除港澳臺地區外，31個省市、自治區均有開發淺層地熱能的地源熱泵系統工程。總體上來看，淺層地熱能利用主要集中在華北和東北南部地區，包括北京、天津、河北、遼寧、河南、山東等省市，約占全國的80%。近年來，長江及珠江流域附近城市地源熱泵，特別是江水源熱泵發展迅速。截至2017年底，我國地熱發電裝機總量4.78萬千瓦，2017年新增裝機容量1.9萬千瓦。要完成“十三五”規劃地熱供暖（制冷）面積7億平方米和地熱發電裝機容量達53萬千瓦規劃目標，任務艱巨。

八、發展趨勢

（一）水電開發整體進入成熟期

近幾年受開發成本增加、棄水嚴重等影響，水電投資速度放緩，2017年水電新增裝機較前幾年投產規模持續縮小，不到2013年投產規模的一半，整體發展進入穩定發展期或成熟期。此外，小水電開發因嚴重破壞生態環境，今后發展將嚴格受限。隨著可開發水電資源逐漸減少，“十三五”期間裝機年均增速下降到3%，“十三五”期間計劃新增投產水電6000萬千瓦，至2020年水電裝機整體達到3.8億千瓦。

（二）海上風電發展將進入新的增長期

為改善棄風限電的嚴峻形勢，國家出臺相關政策開始限制風電發展規模，并下調風電價格導致風電發展逐漸趨緩。同時，根據《風電發展“十二五”規劃》，到2015年海上風電裝機容量達到5吉瓦，然而最終實際完成率僅為20%，而2016年11月公布《風電發展“十三五”規劃》仍然維持5吉瓦規劃目標不變，意味著“十三五”期間擁有將近40%的增長空間，從而極大促進了海上風電的發展，為風電增長開辟了新的市場空間。

（三）光伏產業將進入深度調整期

2017年光伏出現爆發式增長，裝機規模遠超“十三五”規劃目標。為促進光伏行業有序健康發展，國家出臺開始系列政策限制補貼光伏電站的規模。這將引發行業新一輪整合調整，給行業帶來擠出效應，一些沒有競爭力的企業將被淘汰，行業進入深度調整期。

（四）核電發展進入戰略機遇期

根據國家能源局《2018年能源工作指導意見》，年內計劃建成三門1號、海陽1號、臺山1號、田灣3號和陽江5號機組，合計新增核電裝機約600萬千瓦。根據《能源發展“十三五”規劃》，“十三五”后三年，將新建包括“華龍一號”、CAP1000、快堆、高溫氣冷堆、小堆等多個項目。此外，堆型整合步伐將加快，堆型多、堆型雜的問題或得到解決，自主三代堆型將成主力。中國核電具備技術先進、產業鏈完整、資金充沛等綜合優勢，但也會面臨一系列的新形勢、新情況和新問題。今后一段時期將是我國核電發展的戰略機遇期。