深度：电力结构调整 光伏风电价值几成？

图10：德国用电结构变化

图11：英国用电结构变化

图12：日本用电结构变化

图13：韩国用电结构变化

图14：中国用电结构变化

“去库存”与“去产能”

2015年，电力企业遭遇到甜蜜的烦恼，一方面是煤价下跌，电力企业赚得盆钵满满，另一方面是发电利用小时数持续下滑，火电全年跌破4500h，弃风弃光弃水的限电现象成为常态，而且是愈演愈烈，整个行业正在经历着前所未有的改革与发展阵痛。火电4500h的年等效利用小时数通常被看作电力是否过剩的标准，低于4500h的话，被认为是电力生产严重过剩。生产过剩就面临着两大问题：一是去库存；二是去产能。

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。