2016年中国新能源电力行业市场现状分析

导读： 2016年中国新能源电力行业市场现状分析。2015 年全国大多数地区光伏发电运行情况良好，年均利用小时数约 1,133 小时。相比之下，西北限电地区平均利用小时数不达全国平均水平，甘肃和新疆自治区全年平均利用小时数仅为 1,061 小时和 1,042 小时，弃光率高达 31%和 26%。

相关行业报告《2017-2022年中国潮汐发电市场竞争态势及十三五投资决策分析报告》 

　　1、 2016年为限电谷底，政策催化下限电有望反转 

　　我国现有的新能源电力装机在地域分布上一直处于东西部严重不平衡状态，以风光为主的大型新能源地面电站主要集中在西北地区（主要包括甘肃、宁夏、新疆和蒙西）。但由于当地消纳能力有限，且无足够多的电力外送通道，因此在过去几年装机量快速增长的同时，弃光限电情况逐年恶化。2015 年全国大多数地区光伏发电运行情况良好，年均利用小时数约 1,133 小时。相比之下，西北限电地区平均利用小时数不达全国平均水平，甘肃和新疆自治区全年平均利用小时数仅为 1,061 小时和 1,042 小时，弃光率高达 31%和 26%。2016 年一季度弃光程度进一步加剧，全国一季度弃光 19 亿 kwh 中，宁夏、新疆和甘肃三省弃光达 18 亿 kwh，占弃光总量近 95%。其中新疆和甘肃弃光量分别占全国的 40%和 44%，弃光率高达 52%和 39%。 

　　究其原因，认为主要来自两方面：近年来新能源累计装机的快速提升以及局部地区电力外送条件遇到瓶颈。 

　　一方面，在我国火电为主的能源结构中，过去火电存量很大，新能源在电源结构中占比较小。随着国家大力发展新能源，光伏和风电装机量在过去几年呈井喷式高速增长。增量新能源装机过去主要集中分布在西北等风光资源丰富地区，但部分地区新能源装机快速增长的同时留下了大面积限电的隐患。西北地区的年累计装机量不断增加，从 2014年到 2016 年一季度由 1,224 万千瓦增加至 2,156 万千瓦，增幅达到 76%。由于弃光量近两年来始终居高不下，大部分限电省市今年开始有序限制新增增量新能源装机（也包括区域内其他种类电力装机）。2016 年一季度，主要限电地区新增装机量占全国装机量的比例由 2015 年的 36%下降至 17%。 

　　另一方面，更重要的原因是西北等地电力外送条件有限，导致限电区域光伏电站实际利用小时数偏低。2016 年之前西北地区仅有一条哈密-郑州的交流特高压，输电能力为 800 万千瓦。普通高压电网在长距离输电能力方面远没有特高压输电线强，输送过程中的损耗比较高，传送距离较短。鉴于限电严重的地区人口密集度较低、本地缺乏大型用电单位等原因，本地消纳的能力有限，现有的特高压的数量和普通的高压输配电网络远不能满足当前西电东输的需求。

　　国家近两年已经开始高度关注新能源上网困难的问题，去年以来，已密集出台了一系列政策和配套文件以加强火电机组监管，同时确保新能源优先上网，统计了部分重要的文件如下：

　　目前，政策已经初见成效，火电增速减缓，占比明显下降，从源头减少了新能源电力外送的主要竞争。截止 2015年底，火电发电量为 42,307 亿千瓦时，同比下降 1.7%，占总发电量的比重下降到 73.7%；火电装量为 100,554 万千瓦，同比增长仅为 7.9%，低于全国装机量的增长速度 10.6%，占总装机量的比重下降到 65.9%。新能源（包括水电、风电、太阳能发电和核电）总发电量为 15,092 亿千瓦时，同比增长高达 109.6%，占总发电量比重提高至 26.3%；新能源的累计装机量为 51,964 万千瓦，同比增长 16.4%，占总装机量的比重提高 34.1%。 

　　除了火电厂的规模和发电量增速减慢，火电厂的结构改革也在稳步进行，为新能源发展提供更多的空间。2015 年火电机组退役和关停容量为 1,091 万千瓦，同比增长 20.04%。在不考虑自然退役机组的情况下，2005 年至今，累计关停小火电达 1.1 亿千瓦，与意大利、巴西、西班牙等国家的发电装机相当。具有更高燃煤效率和更高规范性的大火电厂逐渐替代小火电厂。截止 2015 年底，30 万千瓦及以上的火电机组比例已由 1995 年 27.8%提高至 2015 年 78.6%。 

　　我国在 2015-2016 年密集出台的电源政策已经有效抑制火电装机，支持新能源发电优先上网，且目前已经取得一定的成绩。但针对当前国情，认为从根本上可以解决西北地区高限电率的方法仍然是加快建设特高压的建设，提高西电东送的输电能力。 

　　2、特高压建设加速中，限电有望逐年改善 

　　十三五特高压向西北倾斜 

　　特高压输电网具有远距离、大容量和低损耗等特点，是西电东送的主要途径。从特高压的发展格局上看，我国“十二五”特高压规划为建设“三横三纵一环网”特高压骨干网架，把内蒙古、陕西、河北的风电、煤电通过三条纵向的特高压通道送往华北、华中和华东；把北部的煤电和西南的水电，通过三条横向特高压通道送往华北、华中和长三角地区，形成西电东送、北电南送的资源配臵格局。截止 2015 年，我国完成了两条示范工程特高压线路和“三交四直”的建设，西北地区包括甘肃、内蒙古和新疆等省份初显战略布局。但是输电容量远不足以完成全部西电东送的要求，十三五期间特高压建设进一步加速中。

　　十三五期间，国家将重点优化西部(西北+川渝藏)、东部(“三华”+东北三省+内蒙古)两个特高压同步电网，形成送、受端结构清晰的“五横五纵”29 条特高压线路的格局。十三五期间，国家电网跨区输电规模从目前的 1.1 亿千瓦提高到 3.7 亿千瓦，特高压规划总投资将达到 3.3 万亿元，特高压建设线路长度和变电容量分别达到 8.9 万公里和 7.8亿千瓦。 

　　“五横五纵”特高压电网的整体布局，包括了十二五期间南网投运的两条特高压示范工程和国网建设的“三交四直”7 条线路，同时还包括在建的和已规划的共 20 条特高压线。“十三五”期间首先将完成的是大气污染防治计划 12条线路中的 9 条特高压——“四交五直”。其次，国家将加快建设 2015 年核准的“四交六直”，除“四交五直”中的 8条特高压外，“四交六直”中新增了两条—甘肃酒泉-湖南湘潭、新疆淮东-安徽皖南，从中可以很看出政策向西北地区电力外送的倾斜。随后，国家将继续建设“五交八直”，除五条已经包含在“四交六直”中的特高压，新纳入 8 条特高压线路。最后，扎鲁特--青州的特高压将于 2016 年 8 月开始建设。除了目前已经明确规划或在建的 20 条特高压线路，2018 年前国家电网另有拟开工建设的“十交两直”工程，但具体线路国网尚未披露。由此，判断特高压累积输电容量将会逐年攀升。

　　特高压 2016-2017年密集投运 

　　从特高压投运的进程来看，2015 年之前特高压的建设相对缓慢,总共投运 9 条，总输电能力有限。而根据最新规划，2016 年起，特高压将加速建设并进入投运快车道。经统计，已开工并计划在 2016-2018 年投运的特高压高达 12 条。以 840 万千瓦为单条线路输电能力进行保守估算，12 条特高压的总输电能力预计超过 10,000 万千瓦。其中，2016 年已经投运四条，新增输电容量约为 3,360 万千瓦，其中三条在 2016 年后半年投运，对输电能力的提升效用主要从 2017 年开始显现。2017 年将密集投运 7 条，新增输电容量高达约 5,880 万千瓦。2017 年特高压累计投运量将为 2015末全国存量特高压的 2.58 倍。2018 年规划投运的特高压线路为一条，输电能力预计约 840 万千瓦。值得注意的是，西北较严重限电地区在 2016-2018 年将会有 8 条特高压投运，占三年总量的 2/3；而从输电能力看，2016-2018 年限电地区的增量输电能力保守预计为 6,720 万千瓦，对应 2015 年前存量的 800 万千瓦，净增长至少 740%，输电能力将大为改善。 

　　而三年中尤以 2017 年投运最为密集，由此，判断 2017 年有望成为突破西北地区电力外送瓶颈的重要拐点年。 

　　除了 12 条已经开工或已投运的特高压，按照规划，在 2017-2018 年期间仍有 8 条特高压将陆续审核和开工，保守估计新增输电能力约为 6,720 万千瓦。此外，在十三五期间国家电网还将拟开工建设“十交两直”工程。通常特高压的建设周期约为 2 年，预计大部分“十交两直”工程将在 2018-2020 年集中投运。由此判断伴随着特高压线路的增加，行业盈利能力将持续性改善，并存在超预期的可能。

　　一方面我国光伏装机量的高速增长，另一方面受制于特高压电网的瓶颈，使得这两年弃光限电愈发严重。但是随着国家十三五特高压电网加速建设，多达 12 条特高压线路将会在 2016 年下半年到 2018 年投运，并且已经规划的 8 条特高压和“十交两直”将陆续通过审核和开工。判断 2016 年低谷过后新能源电站发电量将在 2017 年迎来向上拐点，并且行情将伴随特高压陆续并网具有持续性。认为在手光伏电站规模较大且饱受限电压制的公司将会直接受益，业绩将展现超预期的弹性。 

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