2017年中国发电行业发电及用电结构变化及产能分析

　　电力是国民经济发展的最重要基础产业之一。燃煤发电作为建国以来最重要的电源种类，发挥了不可替代的作用，同时由于我国能源结构等情况，也将在电力系统中长期存在。2006 年以前，我国电源结构一直以煤电、水电为主，其他类型电源作为有效补充。改革开放后，我国电力工业快速发展，电源装机增长迅速。经济的高速增长，导致电力需求的不断增长，与装机保持较好的增速比，设备平均发电小时数除 1998 年前后出现下降，均维持较高水平。自 2006 年后，随着技术水平的提升和节能环保意识和要求的增强，新能源、清洁能源，特别是非水可再生能源出现指数增长态势，我国的电源结构逐渐发生了很大的变化。2006 年至 2016 年，我国煤电（含燃煤热电）装机比例占比下降了约 15%。

　　随着电源装机比例与能源需求变化，电力行业正在悄然从原有稳态步入另一个新的阶段。过去十余年（2006-2016）可以看作电力系统特别是发电行业发展的暂态过程，随着这一过程逐步推进，各类电源发挥的新作用在逐步变化中。

　　受到经济增长与电源结构的调整双重作用，煤电机组发电小时数自 2010年后一直处于下降通道。

全网火电设备利用小时数

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　　1、煤电规划建设预警机制

　　2016 年 4 月 15 日，国家能源局发布《 关于促进我国煤电有序发展的通知》发改能源[2016]565 号，提出“建立煤电规划建设风险预警机制”，并行发布未来 3 年 33 个省级电网区域(含蒙东、蒙西和冀北、冀南)的煤电建设风险的预警信号。

　　煤电规划建设风险预警机制指标体系由三部分构成：煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标和资源约束指标。 最终的风险预警评级结果由三个指标中的最高评级确定，预警程度由高到低分别为红色、橙色和绿色。预警结果仅江西、安徽、海南为绿色，湖北为橙色，其余所有省份均为红色预警。

煤电建设风险预警

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　　按照电力发展“十三五”规划，至 2020 年，煤电装机达到 11 亿千瓦，占比将进一步下降 3-4 个百分点。根据预测结果，按照全社会用电量 7.2、7.0、6.8 万亿千瓦时高、中、低 3 个方案考虑，2017~2020 年高方案煤电机组平均利用小时数为 4079 小时，中方案煤电机组平均利用小时数约为 3897小时，低方案煤电机组平均利用小时为 3715 小时。“十三五”期间，煤电机组装机稳步增长，同时发电小时将可能小于 4100 小时，形成煤电机组运行的“新常态”。

2017~2020发电量及发电小时预测

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　　当前，我国电力供求关系失衡的根本原因在于没有发挥竞争政策和价格机制的基础性作用。特别是在当前发电设备相对过剩的情况下，哪些电厂可以生产，哪些电厂需要减少出力，或者作为备用容量，甚至应该退出市场等问题，应该由市场需求和企业自身的成本状况决定，使得最有效率的电厂得到有效调度，以满足经济社会发展的用电需求。进而，价格机制还会引导电力投资与建设回归理性，企业在投资建设电厂时必然会充分考虑市场消纳能力和企业自身的竞争力。

　　据统计，30 万千瓦以下级火电机组占比超过全国平均水平 21.43%的地区有 14 个，多集中在华北、东北和西北区域以及个别水电大省，这些地区供给侧改革的空间较大。

我国分地区单机6000千瓦及以上火力发电机组分类占比

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　　供给侧结构性改革最终目的是提高供给体系的质量和效益，这要求优化资源配置。而不管是经济学基本理论还是世界各国经济发展实践的一般经验都显示，优化资源配置的基本前提是要发挥好价格机制的作用，这也是为什么党的十八届三中全会提出“要使市场在资源配置中起决定性作用”的原因所在。