电力的“去库存”
由于电力仍不具备长时间储存的生产特性，去库存当前主要体现在弃风弃光弃水的限电现象，同样，火电机组的年可利用小时数下降，也是限电的一种表现。据国家发改委能源所统计，2015年1~9月全国累计光伏弃光率为10%；其中，甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时，弃光率高达28%，新疆弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率达20%。弃风现象更是常态，据统计2015年上半年弃风如图15所示：
图15：2015年上半年各省弃风情况
这样不可避免的造成了投资的浪费。在当前经济增速放缓的前提下，减少或停止新增项目审批只能慢慢消化库存。实现有效的快速去库存方法有两个，一是开流，即增大需求，将过剩电力送到国外，方式就是依托国网公司的全球能源互联网，但是考虑到国家主权对电力供应的特殊性要求，外送只能起到全球平衡的作用，不会形成像国内“西电东送”一样的大好格局。二是节源，即限电，也是被我们现阶段广泛采用的方式。
电力的“去产能”
简单说就是关停机组。按照“十三五”发展规划，经济年均增速的底线在6.5%以上。考虑增长动力转换、结构调整等多种因素，我们依据国际经济复苏和我国经济发展方式转变的快慢，将经济增速假设高中低三种情况。即GDP平均年增长5.8%，6.3%，6.8%。按照相关系数计算，对应电力需求平均年增长分别为3.8%，4.1%，4.3%，
由此得到2020年发电量约为66500~68450亿千瓦时，对应2015年现有运行机组的总装机容量（不考虑在建机组容量），平均年等效可利用小时约为4544，对应火电、气电和核电三种主要能源，平均年等效可利用小时数约为5680，已基本满足2020年的全社会用电需求。
综上所述，基于对电力行业的理解，我们认为，电力的“去库存”与“去产能”可以归结为一个问题，就是电力结构调整，表现在对新增容量的选择性发展和现有存量的结构优化。选择性发展和结构优化就要考虑经济性，技术性和政策性等多方面的因素。下面一章我们将重点分析。
以气代煤是趋势度电成本对比
调整发电结构，首先要看不同电源的发电成本，从电源各项目造价和度电成本上看，百万机组的火电仍然具备盈利优势，百万超超临界火电机组项目的平均造价在3900~4300元/千瓦，供电煤耗280克/度，按照标煤380元/吨的价格计算，平均度电成本约为0.25元/度。
气电分为两种，一种是大型燃机项目，F级及以上机组（E级由于补贴取消，发电效率相较F级低，目前处于半停滞状态），直接并入电网，项目平均造价3000~3500元/千瓦，发电效率平均1方气发5度电，按照下调前3.2元/方的价格计算（天然气价格自去年11月下调后，各地调整幅度不一，为统一标准，暂时按西二线到广东价格为基准），平均度电成本约为0.6元；一种是小型分布式燃机，单机容量小于50MW，能源实现T级利用，热电比不低于75%，发电直接接入10kV配网，项目平均造价6000~9000元/kW，发电效率平均1方气发3~4度电，平均度电成本约为0.8元。
其他发电由于不受燃料影响，其前期工程造价和运营年等效可利用小时对项目成本影响较大。风电分为陆上和海上风电，陆上风电建设平均造价为7500~8500元/千瓦，海上风电造价尚不确定，预计造价接近陆上风电的2倍；光伏建设平均造价在8000~9000元/千瓦之间；水电平均建设造价在8000~9000元/kW；二代核电平均建设造价在1.2万元/千瓦，三代核电造价在1.3万元/千瓦左右。
各国电力结构发展
在这里我们仍然以美国、德国、英国、日本、韩国为例。
图16：美国电力装机结构变化
图17：美国历年新增电力装机容量
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