能源弃时代继续：上半年弃风235亿千瓦时，弃光37亿千瓦时，全年弃水、弃核将分别达到624亿、393亿千瓦时！

电力18讯：

 近年来，弃风、弃光现象愈演愈烈，甚至是被认为是未来能源的核电也加入了弃电的行列，水电则更不必说。统计数据显示，截止2016年底，中国弃水、弃风、弃光总电量达到了1100亿千瓦时之巨，超过了三峡水电站年发电量；2017年上半年，全国弃电现象好转，但效果并不明显。上半年弃风电量达235亿千瓦时，弃光电量37亿千瓦时，全年弃水、弃核将分别达到624亿、393亿千瓦时。

截至今年6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，同比增长6.9%。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。1-6月份，全国规模以上电厂发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高5.3个百分点。

此前，国家能源局希望通过能源系统整体优化等办法来解决弃电问题。那么广受关注的“弃电”问题是否得到解决了呢?今天国际能源网小编就用数据告诉大家真相！

国家能源局如何解决“弃”问题？

 

 

在介绍2017年上半年弃电现状之前，我们先来看国家能源局在解决“弃”问题方面都做了哪些努力。下面是国家能源局可再生能源司司长朱明的讲话原文。

一是优化新能源开发建设布局。严格控制弃风弃光严重地区的风电和光伏发电新增建设规模，尤其是在新疆、甘肃等三北地区。避免加重存量项目运行困难，适当把发展的重心转移到不弃风和不弃光的中东部和南方地区。

二是采取针对性措施解决西南地区弃水问题。利用贵州送广东减送临时腾出的空间以及通过水火置换、市场化交易等方式，组织云南增送广东电量;加快四川电力外送通道建设，上半年川电外送500千伏第三通道已经投运，第四通道也在进一步推进中。今年上半年，西南地区弃水情况有所好转。

三是优化可再生能源系统调度运行。国家电网公司加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，深度挖掘系统调峰能力。南方电网公司充分利用大数据、云计算等技术，及时开展流域梯级、跨流域协调调度，起到了很好的作用。内蒙古电力公司也积极研究风电和光伏发电的技术特性，强化实时调度。

四是落实可再生能源电力消纳监测评价制度。印发了《可再生能源开发利用目标引导制度》，明确了各地区用电量中非水电可再生能源比重指标，另外出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，各地没有达到保障收购小时数要求的，在规模上要加以控制。

五是建立可再生能源发电就近消纳机制。指导内蒙古等地区扩大本地就近消纳，提高可再生能源保障性收购电量并扩大直接交易。结合北方地区清洁取暖工作，扩大风电清洁取暖规模，目前在做北方地区清洁供暖的指导意见。另外，在河北、吉林等地区开展风电制氢示范工程。

“下一步，我们将结合电力体制改革进展，通过市场化和政府调控相结合的方式，加大解决弃水弃风弃光问题的力度，促进可再生能源产业持续健康发展。”

弃火——产能过剩16.7%

 

 

2016年，全国电力总装机达到16.5亿千瓦时，其中火电达到11亿千瓦时，设备平均利用小时数为4165，如果按照正常运转下的5000小时计算，过剩装机约1.76亿千瓦，过剩程度超过16.7%。

因此，2016年年初，国家发改委、能源局紧急下发文件，叫停燃煤火电建设，装机总量超183GW；2016年10月，国家能源局发文要求“冻结”1.1亿千瓦在建煤电项目；2016年11月，国家能源局“电力发展十三五规划”提出了“煤电装机规模力争控制在11 亿千瓦以内，并取消或推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上”；不久后，能源局明确推迟至“十四五”期间建设的煤电项目清单，涉及项目规模约1.2亿千瓦；2017年3月，李克强总理在政府工作报告里明确提出了煤电去产能任务，要达到火电去产能5000万千瓦目标；2017年8月，16部委发布文件，“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。

截至2017年1月，我国煤电合规在建项目1.68亿千瓦，未批先建项目约4263万千瓦，获批待建项目约2567万千瓦。若上述项目“十三五”期间全部建成投产，则2020年煤电总装机将超过11.7亿千瓦，超出规划0.7亿千瓦。

9月初，2017年第一批煤电机组关停名单出炉，共计472.1万千瓦100台机组。其中，近八成属于五大发电集团。五大发电集团关停机组容量358.9万千瓦占整个关停数量的76%，其中华能122.1万千瓦、华电142万千瓦、大唐50万千瓦、国电13.8万千瓦、国电投31万千瓦。

弃水——将达624亿千瓦时

 

 

2016年，全国弃水主要发生在四川、云南两省，两省弃水电量达到了574亿千瓦时。从2013年到2016年，四川省的弃水电量为26亿千瓦时、97亿千瓦时、102亿千瓦时、260亿千瓦时；云南省的弃水电量为50亿千瓦时、168亿千瓦时、152.6亿千瓦时、314亿千瓦时。据预计，2017年在云南电网统调火电按最小方式运行、仅安排160亿千瓦时发电量的情况下，水电富余电量仍可能近550亿千瓦时。其中，四川省260亿千瓦时的“弃水”电量，相当于水电发电企业一年白白流失了约80亿元。

2017年上半年，水电利用率下滑显著。1-6月份，全国水电设备平均利用小时为1514小时，比上年同期降低144小时，弃水率增加了8.69%，若以此增长率计算，2017年川滇两省弃水电量将达到624亿千瓦时，经济损失将达到192亿元。

在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南同比增加288小时外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中贵州和广西降幅超过600小时，同比分别降低718和632小时，湖南和湖北同比分别降低389和127小时。

 

弃风——上半年弃电235亿千瓦时

 

2016年全年“弃风”电量497亿千瓦时，超过三峡全年发电量的一半，全国平均“弃风”率达到17%，弃风现象发生在新疆、甘肃、内蒙古等11个地区，陕西首次出现弃风现象。其中，2016年弃风大幅增加的地区为甘肃、新疆和内蒙古，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率高达43%、38%和30%；2017年一季度，全国“弃风”电量135亿千瓦时，全国平均“弃风”率16%。

2017年上半年，全国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%；平均利用小时数984小时，同比增加67小时；风电平均利用小时数较高的地区是云南、四川、福建和天津，分别是1592小时、1498小时、1225小时和1208小时。上半年，风电弃风电量235亿千瓦时，弃风率为15.77%。大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，其中新疆、甘肃、辽宁、吉林、宁夏弃风率下降超过10个百分点，黑龙江、内蒙古弃风率下降超过5个百分点。

新疆仍是弃风量最高的省份，72.5亿千瓦时；内蒙古紧随其后，弃风量50.3亿千瓦时;甘肃省是弃风率最高的省份，高达36%。根据绿色和平的估算，这三个省区上半年的弃风电量共计172.3亿千瓦时，造成的环境和人体健康损失估计高达29亿元人民币，约占全部省区弃风造成环境健康损失的四分之三；二氧化碳排放约1439万吨；企业经济损失约为82亿元人民币。

上半年弃风造成造成经济损失达266亿元。

但，吉林的弃风率从去年同期的53%下降到当前的44%，仍为全国最高;黑龙江的弃风率没有变化，依旧是36%，与甘肃并列全国第二位。”这两省二季度弃风率与去年同期相比均有较大回落。一、二季度数据对比显示，吉林、黑龙江和辽宁三地的弃风限电情况在供热期之后明显好转，弃风率分别由一季度的44%、36%和15%下降到9%、1%和3%。

绿色和平气候与能源资深项目主任孟琦认为：总体而言，2017年第一季度弃风程度相比去年同期有所减缓，但还称不上“明显好转”。在为电网出台多项措施解决弃风问题点赞的同时，我们也想追问以下几个问题：

针对弃风依然严重的区域是否应该采取更为积极的措施保障并网?

针对弃风量和弃风率双降的区域如何确保下降趋势能够持续?

目前改善并网的措施是否触及了弃风问题的核心?

哪些措施是暂时的应对?哪些措施又可以落实为长期机制？

弃光——全国弃光37亿千瓦时

2016年，弃光主要发生在西北地区，弃光电量由2015年的49亿千瓦时增加到2016年的70亿千瓦时，弃光率提高了6个百分点，达到20%，其中，新疆、甘肃“弃光”率高达32%、30%。2017年一季度“弃光”电量27亿千瓦时，全国平均“弃光”率达到13%。

2017年上半年，全国光伏发电量518亿千瓦时，同比增长75%。全国弃光电量37亿千瓦时，弃光率同比下降4.5个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中：新疆弃光电量17亿千瓦时，弃光率26%，同比下降6个百分点;甘肃弃光电量9.7亿千瓦时，弃光率22%，同比下降近10个百分点。

需要注意的是，2016年数据显示，西北地区为全国弃光量最高地区，其弃光量约占全国弃光量的60%。

2017年上半年，西北五省(区)新增光伏发电并网容量422.49万千瓦，截至2017年上半年，累计并网容量3458.9万千瓦，占全网总装机的13.88%。2017年上半年，光伏发电量186.34亿千瓦时，占全网总发电量的5.61%;利用小时数620小时，弃光电量34.29亿千瓦时，弃光率15.5%。西北及五省(区)弃光率依次为：陕西9.7%、甘肃24.1%、青海5.3%、宁夏5.6%、新疆26.5%。

弃核——弃电量将达393亿千瓦时

 

 

2016年底，中国有35台在运核电机组，共计3360万千瓦，核电在发电总量中仅占3%左右，远低于全球11%的平均水平。2016年，全国核电设备利用小时7042小时、同比下降361小时，已连续3年下降。

2016年，全国核电机组按发电能力可生产2428亿度电，但由于各种因素限制，实际完成的计划电量1829亿度，参与市场交易消纳137亿度，总计损失电量462亿度，弃核率达19%，相当于近7台核电机组全年停运。按照全国按核电标杆电价 0.43 元/度来计，损失的这462亿度电。相当于核电企业收入减少了近200亿元!

2017上半年，我国投入商业运行的核电机组共36台，运行装机容量达到34718.16 MWe，同比增长17.62%。上半年，商运核电机组累计发电量为1155.33亿千瓦时，比2016年同期上升了21.14%，约占全国累计发电量的3.90%，累计上网电量为1080.28亿千瓦时，比2016年同期上升了21.42%。

上半年核电设备平均利用小时数和设备平均利用率分别为3370小时和77.6%，而2016年同期在运30台机组的设备平均利用小时数和设备平均利用率分别为3335.35小时和76.36%。

以此计算，装机量增加与发电量两相抵消，相当于在2016年3360万千瓦装机情况下多发了3.52%的电，也即发电量为2035亿千瓦时，2017年弃电量将达393亿千瓦时，弃核率达16.19%，核电消纳难题改善不明显。

（来源：国际能源网  作者：姜戎）